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/5714| Title: | Електропостачання підприємства з виготовлення гумовотехнічних виробів та автомобільних шин |
| Authors: | Ключка, Костянтин Миколайович Чубатюк, Ярослав Євгенійович |
| Keywords: | електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика |
| Issue Date: | Jun-2025 |
| Abstract: | У випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання підприємства з виготовлення гумовотехнічних виробів та автомобільних шин. Було проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. .В індивідуальному завданні розглянуті питання впровадження систем стабілізації та регулювання частоти обертів електродвигунів насосів. В економічному розділі пояснювальної записки розглянуто питання розрахунок вартості встановлення та підключення ввідної підстанції. В розділі з охорони праці проведено розробку системи кондиціонування повітря лабораторії. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5714 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Чубатюк.pdf Restricted Access | 2.68 MB | Adobe PDF | View/Open Request a copy |
Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.
Extracted text
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНОЛОІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(назва факультету)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва кафедри)
«До захисту допущено»
Завідувач кафедри ЕТС
Олександр СИТНИК
______________________
“_____” __________2025 р.
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА
до кваліфікаційної роботи
б а к а л а в р
(освітньо-кваліфікаційний рівень)
ЧДТУ А1 21020 63/03-03
на тему:
«Електропостачання підприємства з виготовлення
гумовотехнічних виробів та автомобільних шин»
(назва теми згідно з наказом)
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу,
групи ЕСЕ – 12
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва спеціальності)
Чубатюк Ярослав Євгенійович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ Костянтин КЛЮЧКА
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Рецензент ____________ ___________________
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів
без відповідних посилань
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)
Черкаси 2025 року
Черкаський державний технологічний університет
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(повна назва)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва)
Спеціальність: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»
ЗАТВЕРДЖУЮ
Завідувач кафедри ЕТС
Олександр СИТНИК
______________________
“_____” __________2025 р.
З А В Д А Н Н Я
НА КВАЛІФІКАЦІЙНУ РОБОТУ
Чубатюку Ярославу Євгенійовичу
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
1. Тема кваліфікаційної роботи
«Електропостачання підприємства з виготовлення гумовотехнічних
виробів та автомобільних шин»
Керівник кваліфікаційної роботи Ключка Костянтин Миколайович, 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 –
6721 кВт; 4. Потужність КЗ на шинах енергосистеми – 2900 МВА; 5. Розмір цеху – 68х62х6
м; 6. Кількість електроприймачів цеху – 56 шт; 7. Встановлена потужність силових
електроприймачів цеху – 1115 кВт; 8. Індивідуальне завдання – впровадження систем
стабілізації та регулювання частоти обертів електродвигунів насосів; 9. Техніко-економічні
розрахунки – розрахунок вартості встановлення та підключення ввідної підстанції;
10. Охорона праці – розробка системи кондиціонування повітря лабораторії.
4. Зміст розрахунково-пояснювальної записки (перелік питань, що їх належить
розробити)
1 Умови проектування
2 Розрахунок електричних навантажень
3 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства. Розрахунок живлячої мережі
4 Вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності
5 Вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання напругою 10 кВ
6 Розрахунок струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В
7 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП. Вибір високовольтної апаратури.
Перевірка кабельних ліній
8 Розрахунок системи електропостачання цеху
9 Індивідуальне завдання – впровадження систем стабілізації та регулювання частоти
обертів електродвигунів насосів
10 Техніко-економічні розрахунки – розрахунок вартості встановлення та підключення
ввідної підстанції
11 Охорона праці.
5. Перелік графічного матеріалу (з точним зазначенням обов’язкових креслень,
плакатів)
1 Генеральний план підприємства
2 Однолінійна схема ГПП 110/10 кВ
3 План ГПП 110/10 кВ
4 Однолінійна схема електропостачання цеху
5 План живлячих та розподільчих мереж цеху
6 Однолінійна схема КТП
7 Вид та план КТП 10/0,4 кВ
6. Консультанти розділів кваліфікаційної роботи
Прізвище, ініціали та посада Підпис, дата
Розділ
консультанта завдання видав завдання прийняв
Охорона праці ст. викл. Олексій КОЖЕМ´ЯКІН
7. Дата видачі завдання до кваліфікаційної роботи 06 березня 2025 року
КАЛЕНДАРНИЙ ПЛАН
Строк виконання
№ Назва етапів виконання кваліфікаційної роботи
етапів кваліфікаційної Примітка
з/п
роботи
1 Умови проектування 06.03.25 – 08.03.25
2 Розрахунок електричних навантажень 09.03.25 – 17.03.25
Вибір і обґрунтування схеми живлення
3 18.03.25 – 31.03.25
підприємства. Розрахунок живлячої мережі
Вибір трансформаторів і засобів компенсації
4 01.04.25 – 08.04.25
реактивної потужності
Вибір схеми внутрішньозаводського
5 09.04.25 – 17.04.25
електропостачання напругою 10 (6) кВ
Розрахунок струмів короткого замикання в
6 18.04.25 – 30.04.25
мережах вище 1000 В
Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП.
7 Вибір високовольтної апаратури. Перевірка 01.05.25 – 08.05.25
кабельних ліній.
8 Розрахунок системи електропостачання цеху 09.05.25 – 13.05.25
9 Індивідуальне завдання 14.05.25 – 15.05.25
Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП
10 16.05.25 – 18.05.25
промислового підприємства
11 Охорона праці 19.05.25 – 20.05.25
12 Виконання креслень графічної частини роботи 21.05.25 – 31.05.25
Підготовка доповіді та супровідних документів, 01.06.25 – 06.06.25
13
збір необхідних підписів
Здобувач вищої освіти-дипломник ________________ Ярослав ЧУБАТЮК
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Керівник кваліфікаційної роботи ________________ Костянтин КЛЮЧКА .
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
ЗМІСТ
стор.
ВСТУП……………………………………………………………... 6
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ……………………………………… 7
1.1 Характеристика об’єкта проєктування……………………. 9
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху
автомобільних шин………………………………….……… 10
1.3 Характеристика цехів об’єкту, особливості їх
електропостачання……………………………………..…... 13
1.4 Характеристика джерела живлення……………………….. 14
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ…………… 16
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових
електроприймачів………….……………………………….. 17
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів ………… 19
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем…………………………………….. 25
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ
цехової підстанції……………………………….................. 28
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях
системи електропостачання……………………………….. 29
2.6 Картограма та положення центру електричних
навантажень цеху та підприємства. Вибір місця
розташування трансформаторних підстанцій……………. 31
Центр електричних навантажень підприємства і
2.6.1
цеху…………………………………………………... 31
Картограма електричних навантажень
2.6.2
підприємства…………………………………..…….. 31
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)……….. 38
ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ
3
ПІДПРИЄМСТВА. РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ……. 39
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення
підприємства……………………………………….............. 39
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі……………………. 43
3.3. Визначення втрат напруги від системи до ГПП ………… 46
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Чубатюк Я.Є. Електропостачання Літ. Арк. Аркушів
Перевір. Ключка К.М. підприємства з виготовлення 3 161
Реценз. гумовотехнічних виробів та
Н. Контр. Ключка К.М. автомобільних шин ФЕТАМ, гр. ЕСЕ – 12
Затверд. Ситник О.О.
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ…………………………………... 52
4.1 Вибір трансформаторів ГПП …………………………… 52
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності…….. 56
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві…. 59
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ……………...…. 64
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції
внутрішньозаводської мережі………………………...…. 64
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж……………… 67
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В……………………………………... 71
6.1 Вихідні дані для розрахунків…………………………… 71
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання
в характерних точках…………………………………….. 74
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання
в мережі 110 кВ………………………………………….. 79
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ
ГПП. ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ ПЕРЕВІРКА
КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ…………………………………………..….. 83
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП……. 83
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН……………..….. 85
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН………… 88
7.4 Вибір трансформаторів струму………………………… 89
7.5 Вибір трансформаторів напруги……………………….. 91
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість……………….. 93
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
ЦЕХУ……………………………………………………………… 94
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання
цеху………………………………………………………. 94
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних
систем…………………………………………………….. 97
8.2.1 Загальні відомості………………………………... 97
8.2.2 Розрахунок освітленості…………………………. 99
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок... 104
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
4
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата Вступ……………………………………………………………………… 3
1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам
нагріву…………………………………………………… 114
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних
мереж……………………………………………… 115
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до
1 кВ за умовами нагріву та захисту…………. 115
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами
напруги …………………………………………… 122
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок
НКУ……………………………………………….. 125
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до
1000 В……………………………………………………... 125
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної
складової струму трифазного КЗ………………... 131
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ……….……. 132
8.4.3 Розрахунок ударного струму КЗ………………... 133
8.5 Захист цехових електричних мереж……………………. 135
8.5.1 Вибір апаратів захисту…………………………… 135
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність 137
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової
трансформаторної підстанції…………………………… 139
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки
трансформаторної підстанції…………………………… 141
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – впровадження систем
стабілізації та регулювання частоти обертів електродвигунів
насосів ……………………………………………….……………. 146
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – розрахунок вартості
встановлення та підключення ввідної підстанції………………. 150
11 ОХОРОНА ПРАЦІ…………………...……………………………….. 153
11.1. Аналіз небезпек та шкідливостей, що виникають в
приміщенні технічної лабораторії….……………………... 153
11.2. Розробка системи кондиціонування повітря лабораторії.. 155
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ…………….………………….. 161
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
5
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата Вступ……………………………………………………………………… 3
1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
ВСТУП
З огляду на активний розвиток науково-технічного прогресу,
електротехніка як наука стрімко розвивається і надає можливість вирішувати
складні завдання з перетворення природної первинної енергії у вторинну
електричну форму. Це дозволяє широко використовувати електричні та
магнітні явища для організації безперервних, інтенсивних та автоматизованих
виробничих процесів.
Сучасна система електропостачання (СЕП) ґрунтується на якісному
проєктуванні, точному розрахунку електричних навантажень, виваженому
виборі апаратури, схем та компонування підстанцій, а також на застосуванні
повного комплексу технічних і технологічних засобів, що перебувають у
розпорядженні інженера-електрика. Усі ці аспекти є вкрай актуальними для
машинобудівних підприємств як цивільного, так і оборонного призначення.
Процес проєктування СЕП передбачає створення комплексу документів,
що включають техніко-економічні обґрунтування, розрахунки, креслення,
схеми та пояснювальну записку. На початковому етапі аналізуються
потужності споживачів, їх розподіл за категоріями та рівнями напруги, а
також їх просторове розміщення. Результатом цього аналізу є формування
груп споживачів і попередньої структурної схеми електропостачання.
Далі визначається оптимальний варіант побудови електричної мережі з
урахуванням її техніко-економічних показників. Наступним кроком є вибір
конкретного електрообладнання з урахуванням технічних параметрів. На
цьому етапі також розробляється конструктивна частина, кабельні траси,
технологія монтажу, система керування тощо. Зібрані дані використовуються
для розрахунку параметрів системи електропостачання та підбору засобів
релейного захисту і автоматики.
Фінальним етапом проєктування є вибір обладнання і здійснення
техніко-економічних розрахунків, що підтверджують обґрунтованість
прийнятих рішень.
Навчальне проєктування включає пояснювальну записку та графічну
частину. До пояснювальної записки входять обґрунтування прийнятих рішень,
розрахунки, схема СЕП, графіки навантажень, схеми захисту, підключення до
підстанції, а також спеціальний, економічний та охоронний розділи.
Ця кваліфікаційна робота бакалавра містить розрахунково-
пояснювальну записку та графічну частину. Основна її мета — провести
розрахунок і вибір сучасних елементів системи електропостачання
підприємства відповідно до вимог ЄСКД та чинних стандартів.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 6
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ
Системою електропостачання називають комплекс пристроїв для
виробництва, передачі і розподілу електричної енергії.
Система електропостачання промислових підприємств забезпечує
електричною енергією промислові споживачі. Основними споживачами є
електроприводи різних машин і механізми, електричне освітлення, електричні
нагрівальні пристрої, в тому числі електричні печі.
Робота промислових електроприводів та інших споживачів як при
проєктуванні, так і під час експлуатації повинна знаходитись в строгій
відповідності як з окремими споживачами, так і з комплексом
електроприводів, що забезпечують роботу складних механізмів.
Раціонально виконана сучасна система електропостачання промислового
підприємства повинна задовольняти ряд вимог: бути економною і надійною,
безпечною і зручною в експлуатації, забезпечити належну якість
електроенергії, рівні напруги, стабільність частоти та ін. Повинні
передбачатися стислі терміни виконання будівельно-монтажних робіт і
необхідна гнучкість системи, що забезпечує можливість розширення при
розвитку підприємства без істотних ускладнень і подорожання первинних
варіантів. При цьому повинні по можливості прийматися рішення, що
вимагають мінімальних витрат кольорових металів і електроенергії.
Ці вимоги повинні забезпечуватися при проєктуванні і експлуатації
системи електропостачання промислового підприємства (СЕП ПП).
СЕП ПП – частина енергосистеми і в енергетичному плані більш проста
(більш низькі напруги, менша потужність і протяжність ліній, відсутність
замкнутих контурів тощо) і більш складна в плані використання та
перетворення електроенергії в технологічних цілях промислового
виробництва. Електроприймачі, як електрична частина технологічних
агрегатів, входять невід’ємними елементами в СЕП ПП і багато в чому
визначають роботу цієї системи і її параметри.
При розробці системи електропостачання підприємства на період
будівництва передбачається максимальне її використання для постійної
експлуатації електрогосподарства підприємства.
Проєктування системи електропостачання промислових підприємств слід
проводити згідно [1, 2] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проєктуванні мають бути характеристики
джерел живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування у технологічної частині проєкту, вимоги електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств мають бути
розробляться з урахуванням наступних основних принципів [3]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 7
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.
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.
Поняття «категорія електроприймача по надійності електропостачання»
не слід відносити 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, II та III.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання
повинні відповідати ПУЕ. При цьому не слід допускати необгрунтованого
віднесення ЕП до більш високої категорії, а саме: ЕП, які працюють на склади,
проміжні нагромаджувачі, що виконують допоміжні технологічні операції,
частину обладнання інженерного забезпечення будівлі, слід відносити до III
категорії. Віднесення вказаних електроприймачів до II категорії приводе до
необгрунтованого 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 роботи основного
виробництва на час після аварійного режиму. ЕП, відключення яких
призводить до масового недовідпуску продукції, нерідко відносять не до II
категорії, а до І категорій, що мотивується тім, що наносяться "значні збитки
народному господарству".
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 8
Слід зазначити, що поняття «значні збитки народному господарству»
слід відносити до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного
підприємства
Із всього сказаного видно, що сучасне виробництво пред’являє високі
вимоги до підготовки інженерів-фахівців в області промислового
електропостачання; одночасно потрібна значна кількість інженерів, що
володіють знаннями в області автоматики, обчислювальної техніки та
енергозберігаючих технологій.
Перехід на автоматизовані системи управління може бути успішним
тільки при наявності засобів автоматики та кваліфікованих інженерів в області
автоматизованого електропостачання.
1.1 Характеристика об’єкта проєктування
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції (ГПП),
розподільчих установок (РУ), трансформаторних підстанцій (ТП) та силових
пунктів (СП) у цехах нашого підприємства.
Основна функція системи електропостачання полягає у забезпеченні
вимог виробництва щодо передачі електроенергії від джерела живлення до
місця споживання її у відповідній кількості та якості відповідно до вимог
діючих стандартів.
Відповідно до технічного завдання до нашої роботи, ми будемо
проєктувати електропостачання підприємства з виготовлення гумовотехнічних
виробів та автомобільних шин.
При випускові вказаної продукції технологічний процес складається з
таких основних етапів:
Підготовка відповідних гумових сумішей. Склад кожної гумової суміші
визначатиме кінцеві вироби необхідними якостями.
Виробництво компонентів виробів з гуми. Наприклад, при виробництві
шин на цьому кроці технологічного процесу з отриманої гуми формується
протекторна стрічка, а також створюється «скелет» шини − каркас і брекер.
Такий каркас виготовляється з шарів покритих гумою текстильних ниток, а
брекер створюється з покритого гумою високоміцного металокорду. Крім того
паралельно готується борт шини, яким шина кріпиться до ободу диска. В
своєму складі борт містить бортове кільце, виготовлене зі значної кількості
витків дроту. Наступним кроком є збірка. При цьому на особливий
складальний барабан послідовно накладаються шари каркаса і брекера,
бортові кільця, протектор з боковинами тощо. Далі усі ці деталі шини
з'єднуються в єдину «конструкцію» під назвою «заготовка шини». Наступним
етапом виробництва є вулканізація. Під час цього, підготовлена заготовка
поміщається в прес-форму вулканізатора. Всередину шини під високим
тиском подається пар, нагрівається зовнішня поверхня прес-форми. Під
тиском з боковин і протектору промальовується рельєфний малюнок. Далі
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 9
відбувається хімічна реакція вулканізації, яка надає гумі еластичність і
міцність.
Особливо важливим елементом виробництва подібних виробів є
контроль якості на усіх етапах процесу. Він починається з перевірки якості
кожного елемента шини ще на етапі закупівлі, присутній на кожному етапі
виробництва і завершується багаторівневим аудитом готової продукції.
1.2 Характеристика електроприймачів електричної енергії цеху
автомобільних шин
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1 кВ
(найбільш поширеною є напруга 0,4 кВ). На вибір схеми, конструктивне
виконання цехових мереж впливають такі чинники, як ступінь надійності
приймачів електроенергії, режими їх роботи і розміщенні по території цеху,
номінальні струми і напруги.
Даний цех є складовою частиною гумовотехнічного виробництва.
Цех передбачає виробничі, допоміжні, та побутові приміщення. Він
отримує електропостачання від власної КТП. Електроприймачі живляться від
трьохфазної мережі зміного струму напругою 0,4 кВ, та частотою 50 Гц.
Також серед електроприймачів присутня незначна кількість (три одиниці −
екструдер, а також три одиниці – нагрівальна камера) однофазних споживачів.
Вищих гармоніки при функціонуванні обладнання не виникає. Крім того в
цеху є освітлювальна мережа, яка споживає відносно невелику кількість
електроенергії. На території цеху потенційно може бути присутнім помірно-
агресивне середовище, а саме можливі частки сажі в повітрі. Однак
встановлення сажових фільтрів та дотримання відповдних вимог, практично
усуває необхідність використання спеціального електрообладнання в цеху.
Споживачі цеху відносяться до 2 і 3 категорії надійності
електропостачання. Приймачі 2 категорії − перерва електропостачання, яких
призводить до масового не допуску продукції, масового простою робочих,
механізмів. Приймачі другої категорії рекомендується забезпечувати
електропостачанням від двох незалежних джерел живлення. Приймачі ж 3
категорії – усі інші приймачі, які непідходять під визначення 1 і 2 категорії.
Перерва електропостачання цих приймачів не призводить до суттєвих
наслідків, простоїв і інших несприятливих наслідків. Для таких
електроприймачів перерва електропостачання, необхідна для заміни
пошкодженого елемента, не перевищує 1 доби. Кількість робочих змін − 2.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 10
Каркас цеху споруджено з блоків-секцій довжини 3 і 6 і 1 м кожен.
Розміри ділянки зайнятої будівлею цеху: А х В = 68м х 62м. Всі приміщення,
одноповерхові висотою 6 м.
Електропостачання дільниці нашого цеху за ступенем вибухо-і
пожежної безпеки можна віднести до безпечного, так як він не має приміщень,
де б містилися небезпечні речовини.
За електробезпекою очевидно, що цех належить до класу підвищеної
небезпеки, оскільки в цеху велика кількість струмоведучих частин, часток
(пилу, струму, сажі і т.д.) металу, які можуть осідати на електричне
обладнання. Також можливе дотикання обслуговуючого персоналу одночасно
до корпусів електричного обладнання і струмоведучих конструкцій,
пов'язаними із ними.
При проєктуванні системи електропостачання (СЕП) підприємства в
повної мірі було враховано основні вимоги «Норм технологічного
проєктування СЕП промислових підприємств», і відповідних розділів «ПУЕ –
2016» [1].
Перекриття цеху складається з металевих арочних ригелів (поперечні
балки), на які укладені коробчасті плити перекриття. Стіни цеху
поштукатурені і пофарбовані сірою фарбою. Приміщення цеху закрите,
опалюване.
Проєктом передбачено централізоване енергозабезпечення. Живлення
електроенергією споживачів цеху виконується від комплектної
трансформаторної підстанції (КТП) − 10/0,4 кВ внутрішньоцехового
розміщення. Ця підстанція розміщена в окремому блоці силових приміщень.
В цеху передбачено централізоване теплопостачання і опалення
приміщень, а також подачу технічної води.
Як вже було вказано, даний цех містить споживачі другої категорії і
тому припинення електропостачання може привести до масового недовипуску
продукції, простою електрообладнання, псування незакінчених виробів, що
приводить до масового браку.
Згідно гл. 1.2 ПУЕ цех має електроприймачі, що відносяться до
споживачів 2-ї категорії, перерва в роботі не призводить до зупинки
технологічного процесу, псування обладнання, погіршення екологічного
стану чи виникнення загрози для людського життя. Електроприймачі другої
категорії в нормальних режимах повинні забезпечуватися електроенергією від
2-х незалежних взаємно резервованих джерел живлення.
Для електроприймачів другої категорії, при порушенні
електропостачання від одного з джерел живлення, допустимі перерви
електропостачання на час, необхідний для включення резервного живлення
діями чергового персоналу або виїзної оперативної бригади.
У виробничому приміщенні встановлені трифазні електроприймачі
змінного струму, що працюють на промисловій частоті 50 Гц та відносяться
до класу електричних машин середньої потужності (від 10 кВт до 200 кВт).
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 11
Номінальна напруга живлення всіх електроприймачів – 0,4 кВ та частотою 50
Гц
Основним споживачем реактивної потужності індуктивного характеру
на промислових підприємствах є асинхронні двигуни (близько 35% загального
її споживання), трансформатори (близько 45%), та інші ЕП (решта %).
Повна встановлена потужність цеху становить 1115 кВт.
Перелік встановленого в цеху обладнання та його кількість і електричні
характеристики наведені у табл. 1.1.
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху автомобільних
шин
№ Потужніст
Назва споживача Кількість,
позиції ь, кв cosφ tgφ
(верстата) шт.
на плані кВт
Силові трифазні електроприймачі напругою 0,4 кВ
1 Змішувач суміші 6 5,5 0,2 0,65 1,17
Пристрій контролю
2 4 7,5 0,2 0,65 1,17
якості
Установка поздовжнього
3 5 30 0,2 0,65 1,17
розкрою
Шинозбиральний
5 6 10 0,2 0,65 1,17
автомат
6 Фарбувальний бокс 5 5,5 0,2 0,65 1,17
7 Вулканізаційна камера 6 35 0,2 0,65 1,17
8 Холодильна установка 6 45 0,2 0,65 1,17
10 Вентилятор 8 3 0,8 0,8 0,75
11 Кран-балка 2 15 0,15 0,5 1,73
Однофазні електроприймачі (на фазну 0,23 кВ чи на лінійну напругу 0,4 кВ)
4 Екструдер 3 4,2 0,15 0,5 1,73
9 Нагрівальна камера 3 89 0,8 0,8 0,75
Освітлювальні установки живлять від мережі 230 В.
КТП живиться від ГПП 10 кВ кабельними лініями.
Групи технологічних установок та іншого обладнання, представляють
собою окремі дільниці, електропостачання яких доцільно виконувати від
власних розподільчих пунктів (РП).
При проєктуванні даного цеху передбачається місце для встановлення
комплектної трансформаторної підстанції (КТП) вбудованого типу, що
розміщується максимально близько до найбільш потужних електроприймачів.
Групи технологічних установок та іншого обладнання окремі дільниці,
електропостачання яких доцільно виконувати від власних розподільчих
пунктів.
Згідно [1], а також зважаючи на [7], рівень нормованої освітленості для
системи загального освітлення складає Е=200 лк. Серед особливостей
розташування обладнання у приміщенні цеху є те, що вимагається достатньо
рівномірне освітлення приміщення.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 12
План цеху та розташування обладнання приводиться рис. 1.1.
Обладнання цеху розміщене з урахуванням технологічного процесу
виробництва автомобільних шин.
Живлення цехів заводу виконується від власної головної понижуючої
підстанції (ГПП), вона розміщена в точці центру теоретичного навантаження
підприємства. Проєктована СЕП відноситься до системи електропостачання
централізованого типу. Живлення цехових трансформаторних підстанцій
виконано за допомогою кабельних ліній, що прокладені в підземних
кабельних каналах. Основними високовольтними споживачами є 8
трансформаторних підстанцій 10/0,4 кВ.
Живлення ГПП, згідно ПУЕ глава 4.2 з [1], здійснено від двох не
залежних вводів від районних розподільчих пунктів, по повітряним лініям
(ПЛ). План цеху по виготовленню автомобільних шин наведено на 5-му
аркуші графічної частини даної роботи.
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання
На території підприємства, крім основних 9-ти виробничих цехів, також
знаходяться адміністративна будівля, котельня, ГПП, склад деталей та
запчастин, склад готової продукції, склад лакофарбових продуктів, насосна
станція, КПП, водонапірна башта.
У відповідності з практикою проєктування, будівництва та експлуатації
промислових підприємств будівлі цехів, що входять за технологічних умов в
ту чи іншу виробничу групу, розміщуємо компактно в одній зоні з мінімально
допустимими санітарними та протипожежними розривами між ними при
якнайменшій протяжності доріг та інженерних мереж. Таким чином площа
підприємства по функціональному використовуванню ділиться на
передзаводську, виробничу, підсобну, складську, територію обслуговуючих та
допоміжних виробництв.
Структура підприємства приведена на рис. 1.2 і включає цехи основного
виробництва, та допоміжні приміщення та підрозділи.
При проєктуванні системи електропостачання було враховано рельєф
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної
енергії окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на
підприємстві, характеристику оточуючого середовища.
Згідно з генеральним планом підприємства (аркуш 1 графічної частини
роботи) розташування основних та допоміжних цехів можна розбити
територію нашого підприємства на категорії щодо надійності
енергозабезпечення.
Основним фактором, що впливає на ступінь резервування, є питома вага
електроприймачів різних категорій. Якщо переважають навантаження 1-ї та 2-ї
категорій, то автоматичне резервування потрібно передбачати, починаючи з
вищих ступенів електропостачання. Якщо ж питома вага електроприймачів 1-ї
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 13
категорії невелика, то доцільні більш дешеві рішення за допомогою резервних
перемичок невеликої потужності. Іноді таке резервування доцільно
виконувати не на підстанції, щоб не ускладнювати її, а на цехових силових
пунктах, до яких приєднані електроприймачі 1-ї категорії. Живлення цих
пунктів здійснюється від різних підстанцій чи секцій підстанцій, для
перемикання застосовується найпростіша автоматика. Для зменшення витрат
на резервування розподіл електричних навантажень по категоріях виконується
по електроприймачах, а не по цехах в цілому.
Невідповідальні споживачі 3-ї категорії живляться лише від одного з
вводів ГПП, та можуть мати резервування лише завдяки резервній перемичці
на низькій стороні 0,4 кВ.
1.4 Характеристика джерела живлення
Схема постачання та розподілу електроенергії нашого підприємства
представлена наступним чином: на території підприємства розташована ГПП
яка живиться від районної підстанцій (РП). Первинна напруга (110 кВ)
підводиться по повітряній лінії (ПЛ), а вторинна (10 кВ) розподіляється по
території підприємства кабельними лініями (КЛ).
Така побудова вважається оптимальною та міцно ввійшла в повсякденну
практику. На нашому підприємстві КЛ відходять від ГПП. Лінії проходять по
території підприємства у вигляді радіальних КЛ з відгалуженнями до
найбільш великих пунктів споживання електроенергії.
Основною умовою успішного впровадження глибоких вводів є гранична
компактність підстанцій, що досягається найпростішими схемними і
конструктивними рішеннями. При системі глибоких вводів не потрібні
проміжні розподільчі пункти РП, необхідні при великій ГПП; їхні функції
тепер виконують розподільні пристрої вторинної напруги 10 кВ; таким чином,
відпадає ланка комутації й одна проміжна мережна ланка та скорочується
число ступенів трансформації. При цьому підвищується надійність
електропостачання, тому, що у випадку аварії випадає тільки одна невелика
ланка, що легше відновити, чим при потужній ГПП; зона аварії різко
скорочується; зменшуються робочі струми і струми короткого замикання на
вторинній напрузі таких невеликих підстанцій.
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є: обрана
номінальна напруга енергосистеми Uс=110 кВ; потужність КЗ на шинах районної
підстанції SКЗ=2900 МВА; довжина повітряної лінії lпл = 45 км.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 14
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на
границі балансової приналежності Qек = 190 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 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 15
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Наявність інформації про цехові електричні навантаження, є необхідною
умовою при виборі та перевірці провідників (шин, кабелів тощо) і
трансформаторів по пропускній спроможності і економічній густині струму, а
також для розрахунку втрат і відхилення напруги, вибору апаратів захисту та
засобів компенсації реактивної потужності.
Правильне визначення електричних навантажень при проєктуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху.
Поняття «розрахункове навантаження» витікає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи
мережі і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часу
І=const=Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадковий характер,
використовується співвідношення
t+Θ
1
ІΘ ( t)= I( t)×dt ,
Θ
t
де ‒ тривалість інтервалу осереднення ( t T −) , що приймаються для
графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної Θ=3×T0 ( у решті
випадків ‒ Θ<3×T0 );
Т ‒ інтервал реалізації випадкового процесу;
Т0 ‒ постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої
температури (за час, рівний 3·Т0, провідник нагрівається 95% сталого рівня).
Умовно приймаємо Т0 = 10 хв., = 30 хв. незалежно від перетину
провідника, відкіля і витікає поняття «півгодинний максимум».
З приведеного співвідношення вводять поняття «розрахунковий струм»
Іроз ‒ це такий струм, що приведе до такого ж максимального нагріву
провідника або викликає такий же тепловий знос, що і початкове змінне
навантаження I( t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Pроз = 3×U×Іроз×cosφроз .
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 16
В якості розрахункового навантаження приймають середнє
навантаження PΘ по активній потужності за час
t+Θ
1
PΘ = P( t)dt .
Θ
t
Активне розрахункове навантаження Pроз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Рmax або «максимального навантаження» Іmax = Іроз,
тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилинних інтервалах
усереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень проводимо згідно
методики [4], яка поширюється на всі галузі господарства, адаптована до
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступінь (рівень) системи електропостачання,
розрахунки на кожну з них мають свою специфіку. На підприємствах
середньої та великої потужності таких рівній нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності (Рроз, цеху) цеху. Розрахункова потужність Pроз ‒ це
така потужність, при якій термін служби елементів системи
електропостачання дорівнює розрахунковому. Величина Pроз відноситься до
сукупності вихідних даних на проєктування системи електропостачання.
Розрахунок навантаження цеху від окремого електропостачання (ЕП) до
шин цехової трансформаторної підстанції виконуємо нормативною методикою
[4]. При цьому у розрахунках використовуємо наступні позначення та
співвідношення:
‒ номінальна потужність Pном ;
‒ паспортна потужність Pпасп ;
‒ установлена потужність Pу .
У розрахунках використовуємо загальноприйняті позначення: для ‒ Р,
для одного електроприймача ‒ р. При цьому для окремого електроприймача
установлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі
pу =pном =pпасп ;
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 17
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному
режимі
ру = рном = рпасп× ТВ ,
де ТВ тривалість включення в долях одиниці (задається у паспорті, як правило,
у відсотках).
Переважна частина електроприймачів працює в довготривалому режимі,
тому їх установлена потужність дорівнює паспортній
pу =pном =pпасп .
Установлену потужність зварювального інвертора та кран-балки
визначаємо за виразом
ру, ТВ = рпасп× ТВ .
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 18
Групова номінальна (установлена) активна потужність ‒ це алгебраїчна
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП
п
Р =р (2.1)
ном ном
1
де п ‒ кількість електроприймачів у групі.
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів та остаточний розрахунок
по цеху
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути
розподілені рівномірно по фазах.
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені по
фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують як трифазні
ЕП тієї ж сумарної потужності. Якщо нерівномірність перевищує 15 %,
умовна трифазна номінальна потужність приймається рівною потроєній
величині навантаження найбільш завантаженої фази.
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних
цілей точністю, умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт)
визначається наступним чином:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулами:
Рном, у = 3× Рном.max ф
або Рном, у = 3×Sпасп× ТВ ×cosjпасп , (2.2)
де Рном. max ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт;
Sпасп – паспортна потужність, кВ А ,
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці;
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна трифазна
номінальна потужність Рном у при кількості електроприймачів від одного до
трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі трифазної системи,
визначаються за формулами: при одному електроприймачеві
Рном, у = 3 × Рном. ;
при двох або трьох електроприймачах
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 19
Рном, у = 3× Рном.max ф .
При числі однофазних ЕП більше трьох і однакових значеннях Кв і
cos , включених на фазну і лінійну напругу, максимальне розрахункове
навантаження визначається за формулою
Рроз, у =3Кв Кр Рном max ф . (2.3)
Величина ne при визначенні Кр для однофазних ЕП визначається за
формулою
2 pном ф
nе = , (2.4)
3 pном max ф
де pном ф – сума номінальних потужностей однофазних ЕП даного
розрахункового вузла, кВт;
pном max ф – номінальна потужність найбільшого ЕП однофазного струму,
кВт.
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cos
більше трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони
розподіляються по фазах по можливості рівномірно, то визначаються середні
навантаження за найбільш завантажену зміну по кожній фазі.
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається складанням
середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і однофазних
навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним зведенням
останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги з використанням
таблиці 2.4 [4].
Наприклад, для фази а маємо
PS(a) = Кв× Рав× r(ав)а + Кв× Рac× r(аc)а + Кв× Рао ;
QS(a) = Кв× Рав×q(ав)а + Кв× Раc×q(аc)а + Кв×Qао ,
де Paв, Pac – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між
фазами ав і ас;
Pao, Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним та
нульовим проводами);
r(ав)а , r(ас)а , q(ав)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень, що включені на
лінійну напругу до фази а;
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 20
Кв, Кв – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму роботи.
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз в і с,
знаходиться найбільш завантажена фаза по активної потужності, наприклад
фаза с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних
електроприймачів:
РS = 3× РS(с) ,
QS = 3×QS(c) . (2.5)
В цеху, електропостачання якого ми розраховуємо, встановлено шість
однофазних ЕП і які можна розподілити на дві групи.
До них відносяться:
а) перша група − три екструдера,
б) друга група – три нагрівальні камери.
Споживачі першої групи підключені на фазну напругу мережі − 0,4 кВ
(рівномірно, кожен на іншу фазу), та мають наступні характеристики:
− cosφпасп = 0,5 ;
− паспортні потужності яких складають: Рпасп.ф = 4,2 кВт.
Споживачі другої групи підключені на лінійну напругу мережі – 0,4 кВ
(рівномірно, кожен споживач на іншу комбінацію фаз), та мають наступні
характеристики:
− cosφпасп = 0,8 ;
− паспортні потужності яких складають: Рпасп.ф = 89 кВА;
Оскільки маємо кількість однофазних ЕП до трьох включно в кожній
групі, а також враховуючи рівномірне пофазне навантаження мережі 0,4 кВ,
умовну трифазну номінальну потужність Рном у (кВт), при рівномірному
розподілі по фазах, обчислимо:
− для першої групи однофазних ЕП, що рівномірно ввімкнені на фазні
напруги
Рном, у1 = 3× Рном.max ф ,
Рном, у1 = 3× 4,2 =12,6 кВт.
− для другої групи трьох однофазних ЕП, що рівномірно ввімкнені
на лінійні напруги
Рном, у 2 = 3× Рном.max ф .
Рном, у 2 = 3×89 = 267 кВт.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 21
Для виконання остаточного розрахунку всі електроприймачі (в т.ч.
враховуючи однофазні) розділяємо на 3 групи за ознакою коефіцієнта
використання.
Для прикладу зробимо розрахунки для групи з кв = 0,8; отримаємо
Рном (к = 0,8) = 3×89 + 8×3 = 291 кВт.
в
Аналогічно отримаємо для іншої групи (кв = 0,15)
Рном = 42,6 кВт.
(кв = 0,15)
Також аналогічно отримаємо для наступної групи (кв = 0,2)
Рном (кв = 0,2) = 781,4 кВт.
Тоді групова номінальна (установлена) потужність цеху складе
Рном цеху = 291+ 42,6 + 781,4 =1115 кВт.
Результати розрахунків заносимо в таблицю 2.1 (форма Ф 636‒92).
Групова номінальна реактивна потужність ‒ це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
п п
Q =q =р tg (2.6)
ном ном ном
1 1
де tg ‒ паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної потужності.
Так, наприклад, для групи з кв = 0,2; отримаємо
Qном 1 = 780,5 1,17 = 913,2 квар.
Аналогічно отримаємо для групи (кв = 0,8)
Qном 1 = 218,3 квар.
Також аналогічно отримаємо для третьої групи з кв = 0,15; отримаємо
Qном 2 = 73,5 квар,
Тоді групова номінальна реактивна потужність цеху становитиме
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 22
Qном цеху = 913,2 + 218,3+ 73,5 =1205 квар.
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Kв Pном , що відповідає значенню K p , за
співвідношенням
Pроз =Kp Kв Pном , (2.7)
де Kp = f (Kв,ne,Ta ) ‒ коефіцієнт розрахункової потужності, який залежить
від коефіцієнту використання Kв та ефективної кількості електроприймачів пе
та сталою часу нагріву мережі, для якої розраховуємо електричні
навантаження.
Згідно [3] приймаємо наступні сталі часу нагріву:
‒ T = 10 хв. ‒ для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
a
шинопроводи, пункти, щити;
‒ T = 2,05 хв ‒ для магістральних шинопроводів і цехових
a
трансформаторів;
‒ T ≥ 30 хв. ‒ для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
a
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова
потужність для цих елементів визначається за умовою K p = 1.
Добуток Kв Pном є проміжною допоміжною розрахунковою величиною,
але не середнім значенням очікуваного навантаження, як це могло вважатися
раніше.
Величину ефективної кількості електроприймачів ne визначаємо за
співвідношенням
n
Pном
1
ne = n , (2.8)
n p2
ном
1
Величину ne можна також знайти за спрощеним співвідношенням
2 pном
n = , (2.9)
e
pном.mах
2 1115
ne = = 25,06.
89
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 23
Значення коефіцієнта використання кв по кожному окремому
електроприймачі визначаємо за довідковими даними [3].
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними кв і
знаходимо за формулою
n
кв.і pном.і
K = 1
в , (2.10)
n
pном.i
1
Оскільки, у вибраних нами групах присутні споживачі які мають
однаковий коефіцієнт використання, то Кв = кв.і .
Груповий коефіцієнт використання по цеху цілому (середньо виважений
коефіцієнт) дорівнює
n
Kв.і Pном.і
Kв.цеху = 1 , (2.11)
n
Pном.i
1
781,4 0,2 + 42,6 0,15+ 2910,8
K
в.цеху = = 0,355.
781,4 + 42,6 + 291
Відповідно до отриманих даних коефіцієнт розрахункової потужності
для цеху визначаємо за довідковими даними [3] − К р = 0,85.
З урахуванням приведених вище співвідношень, формула для
визначення розрахункової активної потужності прийме вид:
п
P , (2.12)
роз.цеху =Kp Kв.цеху Pном =Kp Кв.і Pном.і
1
Pроз.цеху = 0,85×(781,4 0,2+ 42,6 0,15+ 2910,8)= 336,1 кВт.
Реактивну потужність по цеху, на шинах ТП, розраховуємо за
співвідношенням
Qроз.цеху = Kp Kв.i Pном.i tgi , (2.13)
i
Qроз.цеху = 0,85 (781,4 0,2 1,17 + 42,6 0,15 1,73+ 2910,8 0,75) =
= 313,2 квар.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 24
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ пізніше повинне бути додане
освітлювальне навантаження Pроз.oc , Qроз.oc .
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів (без
врахування потужності освітлення) напругою до 1 кВ визначаємо за
формулою
S 2
роз. = Pроз +Q2
роз ,
Sроз. = 336,12 + 313,22 = 459,4 кВА.
Отримані результати заносимо у відповідні графи таблиці 2.1, виконаної
за формою Ф 636-92 [4].
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Для визначення ЕН освітлювальних установок використовується
метод питомої потужності.
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН освітлювальних
установок (Рп. оc. ф ) використовуються дані: тип світильника, коефіцієнт
запасу кз , освітленість Еф , значення розрахункової висоти H, площа
освітлювального приміщення S. По обраному типу світильника, площі
освітлювального приміщення та висоті підвісу світильників згідно [8]
визначаємо питому потужність загального рівномірного освітлення необхідну
для забезпечення необхідного значення норми освітленості.
Габаритні розміри нашого цеху: А=68м; В=62м; Н=6м. В цеху
використовуються світильники світлодіодного типу ККД=80%.
Максимальну активну потужість освітлювальних установок Р
mах.ос
визначмо згідно виразу
Р mах.ос =кп×Рп.ос.ф×S
Р mах.ос=12,94 4200 =12,4 кВт,
де кп =1 − кофіцієнт попиту освітлення;
S = 68×62=4216 м2 – фактична площа приміщення;
Р 2
п.ос.ф = 2,94 Вт/м − питома фактична потужність освітлювальних
установок, визначається за формулою
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 25
Еф кз.ф
Рп.оc.ф = Р × × × к (2.12)
п.оc.табл r
100 кз.табл
200 1,5
Рп.ос.ф = 4,8 0,3 = 2,94 кВт,
100 1,5
де Рп.ос.табл = 4,8 Вт/м2 – питома потужність освітлювальної установки,
визначається за [8];
кз.ф =1,5 – коефіцієнт запасу фактичний для виконуваного виду робіт [8];
кз.табл = 1,5 – коефіцієнт запасу табличний для виконуваного виду робіт
[8];
кр = 0,3 – коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення[8];
Для газорозрядних ламп максимальна реактивна потужність
Q = Р tg (2.13)
mах.ос тах.ос 0
Q =12,4 1,73= 21,4 квар,
mах.ос
де tgφ = 1,7 відповідно соsφ = 0,5 – для світлодіодних ламп характеристика
освітлення приймається згідно даних [8] .
Характеристики освітлення різних видів освітлення приймаються згідно
довідкових даних та відповідних нормативних документів.
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції
Сумарну активну та реактивну розрахункові потужності на шинах 0.4 кВ
визначаємо за виразами:
Р = Рроз.цеху+Росв, кВт ;
0,4цеху
Р = 336,1+12,4=348,5кВт ;
0,4цеху
Q = Q +Q , квар ;
0,4цеху роз.цеху осв
Q =313,2+21,4 =334,6 квар.
0,4цеху
Одночасно визначаємо розрахункове навантаження SТП на шинах
цехової ТП
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 28
2 2
SТП = (Р0,4 цеху ) + (Q0,4 цеху )
,
SТП = 348,52 + 334,62 = 482,9кВА.
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 [5].
Приблизну потужність заводу (на шинах РУНН) SНН ГПП визначаємо за
формулою
2 2
N N
SНН ГПП = Ко P
0,4 цеху + Q .
i 0,4 цехуi
i i
Дані про електричне навантаження інших цехів підприємства (заводу)
приводяться у вигляді таблиці 2.2. Значення навантажень повинні відповідати
вихідним даним, характеру і специфіці виробництва, загальної потужності
підприємства тощо.
Далі підставимо у наведений вираз відповідні значення та отримаємо
величину сумарної приблизної потужності підприємства (кВА)
S 2
НН ГПП =Sпр = 0,95 6721 + 43582 = 7609,7 кВА.
Отже ми отримали, що приблизна розрахункова потужність має
значення S пр= 7609,7 кВА.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 29
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень
цеху та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних
підстанцій
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу сукупності факторів на вибір
місця розташування підстанції, доцільно використовувати достатньо точні
методи, які дозволяють визначити координати ЦЕН (при похибці приблизно
5 −10 % ).
Використовуючи обрані методи, необхідно обчислити координати ЦЕН
ХЦЕН та УЦЕН як для активної так і реактивної потужності. При цьому у
якості навантаження Рроз (Qроз ) має використовуватися розрахункове
i і
значення потужності (активної і реактивної відповідно), що отримано у
попередніх розділах (або міститься у вихідних даних), а у випадку окремих
електроприймачів − номінальна активна і реактивна потужність окремого ЕП.
Розрахунки ЦЕН, враховуючи достатньо велику кількість
електроприймачів цеху (декілька десятків), доцільно виконувати за допомогою
відповідних прикладних комп’ютерних програмам.
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства
Головні понижувальні підстанції з метою економії електроенергії і
металу рекомендується розміщувати в центрі електричного навантаження
(ЦЕН). Для встановлення ГПП поблизу ЦЕН підприємства часто існують
обмеження, що накладаються технологічними особливостями, умовами
генплану тощо. Перше уявлення про характер розподілу навантажень по
території об’єкта отримують за допомогою картограми навантажень.
Картограмою навантажень називають план, на якому зображена картина
середньої інтенсивності розподілу навантажень приймачів електроенергії.
Картограму навантажень будують, як на плані розташування приймачів
електроенергії в цехах, так і на генеральному плані всього промислового
підприємства. Якщо картограму будують на генеральному плані промислового
підприємства, то як приймачі електроенергії розглядають самі цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень
на картограмі виконують різними способами [5, 13]. 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 кругу.
Розрахунок параметрів кругів проведемо на прикладі цеху по
виготовленню автомобільних шин.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 31
Радіус розрахункового кола r (мм) визначаємо за виразом
P
r= м , (2.14)
π×m
де Рм − максимальне електричне навантаження цеху, кВт; = 3,14 ; m −
масштаб, кВт/мм2 (приймаємо згідно потужності цеху − 0,2 кВт/мм2).
Підставивши у формулу (2.14) відповідні значення, отримаємо радіус
кола
348,5
r = = 23,7 мм.
3,14 0,2
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають
силовому та освітлювальному навантаженням. Величини відповідних кутів
αс.м. та αо.м. (градус) визначаємо за формулами:
360× Р
a = м.с. ; (2.15)
с.м.
Рм
360× Р
a = м.о. , (2.16)
о.м.
Рм
де α − величина сектору, градус.
Підставивши у формули (2.15) та (2.16) відповідні значення, отримаємо
величини відповідних кутів (градусів):
360 336,0
0
с.м. = = 347 ;
348,5
360 12,4
о.м. = =130.
348,5
Далі проводимо аналогічні розрахунки та знаходимо величини
відповідних радіусів кіл, та кутів для інших цехів і підрозділів підприємства,
отримані дані заносимо до таблиці 2.3.
Точку, що відповідає теоретичному центру електричних навантажень
підприємства з координатами Х, Y (м), знаходимо за виразами:
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 32
n
(Pм.і х і )
X = i=l ; (2.17)
n
Рм.і
і=l
n
(Pм.і yі )
Y = i=l , (2.18)
n
Рм.і
і=l
де хі , yі − координати навантаження окремих об’єктів підприємства, м;
Рм.і. − максимальне навантаження цеху, кВт.
Підставивши у формули (2.17) та (2.18) відповідні значення, отримаємо
координати центру електричних навантажень підприємства:
1545830
Х = = 230 м;
6721
1431573
Y = = 213 м,
6721
Отже точка теоретичного центур електричних навантажень має
координати (230; 213). Її значення і будемо використовувати при виборі місця
де роташовуватиметься наша ГПП.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.3.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 33
Цехові КТП також розташовують як можна ближче до центру
електричних навантажень (ЦЕН) у мертві зоні обслуговування підйомних
кранів, між колонами тощо.
КТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як правило,
прибудовані та вбудовані підстанції.
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу декількох факторів на вибір
місця розташування ТП, доцільно використовувати достатньо точний метод
(погрішність 5-10%), суть якого полягає в наступному. Координати ЦЕН
обчислюються по формулах наведених нижче.
Координати ЦЕН цеху автомобільних шин:
n
(Pроз. x )
і i
Х i=1
ЦЕН = n ;
Pроз.і
i=1
n
(Pроз. y )
i i
У i=1
ЦЕН = n ,
Pроз.i
i=1
де Рроз і, Qроз і – розрахункове навантаження окремого вузла живлення, ділянки,
а у випадку окремих електроприймачів – номінальна активна і реактивна
потужність окремого ЕП,
xі, yі – координати відповідного споживача.
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунку заносять у
таблицю 2.4.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 35
Таблиця 2.4 − Розрахунок центру електричних навантажень цеху
№ Найменування Pном. j x P
i ном. j xi y Pном. j yi X ЦЕН Y
i ЦЕН
1 Змішувач суміші 5,5 6 33 46 253
2 Змішувач суміші 5,5 9 49,5 46 253
3 Змішувач суміші 5,5 12 66 46 253
4 Змішувач суміші 5,5 6 33 43 236,5
5 Змішувач суміші 5,5 9 49,5 43 236,5
6 Змішувач суміші 5,5 12 66 43 236,5
Пристрій
7 7,5 23 172,5 46 345
контролю якості
Пристрій
8 7,5 28 210 43 322,5
контролю якості
Пристрій
9 7,5 23 172,5 46 345
контролю якості
Пристрій
10 7,5 28 210 43 322,5
контролю якості
Холодильна
11 45 41 1845 23 1035
установка
Холодильна
12 45 45 2025 23 1035
установка
Холодильна
13 45 49 2205 23 1035
установка
Холодильна
14 45 41 1845 17 765
установка
Холодильна
15 45 45 2025 17 765
установка
Холодильна
16 45 49 2205 17 765
установка
Шинозбірна
17 10 58 580 47 470
установка
Шинозбиральний
18 10 62 620 47 470
автомат
Шинозбиральний
19 10 66 660 47 470
автомат
Шинозбиральний
20 10 58 580 43 430
автомат
Шинозбиральний
21 10 62 620 43 430
автомат
Шинозбиральний
22 10 66 660 43 430
автомат
Вулканізаційна
23 35 7 245 23 805
камера
Вулканізаційна
24 35 11 385 23 805
камера
Вулканізаційна
25 35 15 525 23 805
камера
Вулканізаційна
26 35 7 245 17 595
камера
Вулканізаційна
27 35 15 525 17 595
камера
28 Екструдер 4,2 47 70,5 47 70,5
29 Екструдер 4,2 51 76,5 47 70,5
30 Екструдер 4,2 47 70,5 43 64,5
31 Екструдер 4,2 51 76,5 43 64,5
Установка
32 поздовжнього 30 39 1170 47 1410
розкрою
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 36
Продовження табл.2.4
Установка
33 поздовжнього 30 42 1260 47 1410
розкрою
Установка
34 поздовжнього 30 45 1350 47 1410
розкрою
Установка
35 поздовжнього 30 42 1260 42 1260
розкрою
Установка
36 поздовжнього 30 45 1350 42 1260
розкрою
Фарбувальний
37 5,5 7 38,5 23 126,5
бокс
Фарбувальний
38 5,5 11 60,5 23 126,5
бокс
Фарбувальний
39 5,5 15 82,5 23 126,5
бокс
Фарбувальний
40 5,5 7 38,5 18 99
бокс
Фарбувальний
41 5,5 15 82,5 18 99
бокс
Нагрівальна
42 89 63 6300 28 280
камера
Нагрівальна
43 89 67 6700 28 280
камера
Нагрівальна
44 89 63 6300 24 240
камера
45 Вентилятор 3 7 21 14 42
46 Вентилятор 3 24 72 14 42
47 Вентилятор 3 47 141 14 42
48 Вентилятор 3 62 186 14 42
49 Вентилятор 3 8 24 50 150
50 Вентилятор 3 28 84 50 150
51 Вентилятор 3 41 123 50 150
52 Вентилятор 3 59 177 50 150
53 Кран-балка 15 71 1065 20 300
54 Кран-балка 15 71 1065 49 300
1115 55712 26072 48 23
Використовуючи проміжні розраховані дані які занесені в таб. 2.4,
розраховуємо ЦЕН:
53520 25645
Х ЦЕН = = 48 ; YЦЕН = = 23 .
1115 1115
Розрахунок центру реактивного навантаження має сенс тоді, коли
компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях компенсації
споживачів реактивної енергії, або в цеху встановлено високовольтні двигуни,
які є джерелом реактивної потужності.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 37
Якщо на основі аналізу структури електроспоживання цеху прийнято
рішення про компенсацію реактивної потужності на шинах цехової ТП,
координати ЦЕН реактивного навантаження цеху не розраховують.
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкта, умови оточуючого середовища, наявність
зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно-будівельні обмеження.
При виборі місця розташування цехової трансформаторної підстанції
потрібно вказати у якій мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо зворотних
потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно розрахованого
ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі нормативи.
Слід уважно вибирати зону і місце розташування відкритих підстанцій і
трас ПЛ з урахуванням рози вітрів і їх переважного напрямку.
Згідно ПУЕ [1], підприємство відноситься до другої категорії
енергозабезпечення.
При другій категорії енергозабезпечення, використовується радіальна
схема живлення цехів та відповідних установок, від власної підстанції (ГПП)
[3, 4, 6]. Живлення виконано кабельними лініями, що прокладені під землею, в
спеціально створених кабельних каналах.
ГПП розташовується поблизу точки теоретичного центру навантаження
підприємства [13]. 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 45 км.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110 кВ± 5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню [1].
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно
договору про споживання електроенергії, який укладається з усіма
підприємствами промислового району і енергопостачальною організацією.
Сума оплати нараховується в кінці звітного періоду в кінці місяця згідно
з фактично використаною електроенергією.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 38
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
Схема електропостачання показує зв’язок між джерелом живлення та
споживачами електроенергії підприємства.
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават,
приймальними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП),
підстанції глибокого вводу (ПГВ).
Живлення ГПП, ПГВ від мереж енергосистеми повинне виконуватися не
менше ніж по двох лініях, підключеними до незалежних джерел живлення [1,
2, 3].
При виході з ладу однієї з живильних ліній, лінії, що залишилися в
роботі, повинні забезпечити все навантаження підприємства. При виході з
ладу одного незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в
роботі, повинне забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II категорії,
які необхідні для функціонування основних виробництв.
ГПП призначена для зниження напруги до величини розподільчої
мережі підприємства і розподілу її по окремим групам споживачів. ГПП
бувають двох видів: тупикові і прохідні [1, 2, 3].
Тупикові підстанції передбачають дві незалежні лінії до кожного з
трансформаторів від джерела живлення (районної підстанції).
Прохідні підстанції являють собою підключення двох трансформаторів в
розріз лінії з двостороннім живленням.
В конструктивному плані підстанцію можна розділити на дві частини:
високовольтна частина підстанції і розподільчий пункт на 10 кВ.
В більшості випадків підключення трансформаторів відбувається від
повітряної лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввід [1, 2].
В якості прикладу на рисунках 3.1 і 3.2 нижче приведені схеми РУВН
«схема 35-9А» та «схема 110-3Н».
Схеми РУ ПС при конкретному проєктуванні розробляються з
врахуванням схем розвитку енергосистеми, схем електропостачання району чи
об’єкта та інших робіт з розвитку електричних мереж [1].
До комутаційної апаратури високої напруги відносяться роз’єднувачі з
заземлюючими ножами, високовольтні вимикачі, трансформатори струму і
вимірювальні трансформатори напруги, а також розрядники [3].
Використання замість високовольтних вимикачів струмо-
відокремлювачів і короткозамикачів (система ВДКЗ) небажано в зв’язку з їх
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 39
нестійкою роботою в зимовий період.
Між двома лініями на підстанції, як правило, робиться ремонтна
перемичка з двома роз’єднувачами [3].
Рисунок 3.1 – Схема РУВН “35-9А” підстанції 35/6 кВ
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 40
Рисунок 3.2 – Схема РУВН “110-3Н” підстанції 110/10 кВ
Трансформатори підстанції бувають двообмотковими і триобмотковими
з регулюванням напруги під навантаженням. Двохобмоткові трансформатори
виконуються з розщепленою вторинною обмоткою [4].
Розподільчий пристрій 10 кВ виконується закритого типу, має в
більшості випадків одинарну секційну систему шин (при використанні
двообмоткових трансформаторів) і складається з комплектних розподільчих
пристроїв (КРП) [1, 3].
До складу КРП входять ввідні КРП, які розташовуються посередині
секції шин, трансформатора власних потреб, шиноз’єднуючого КРП, для
відгалужень до окремих споживачів (трансформаторів), вимірювальних
трансформаторів.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 41
Для прикладу на рисунку 3.3 наведена електрична схема типової
розподільчої установки у складі цехової ТП.
Рисунок 3.3 – Схема РУ НН 6 (10) кВ у складі ТП
Для зовнішнього електропостачання промислових підприємств
використовуються всі передбачені стандартом напруги: 35, 110, 220 та 330 кВ
за винятком 150 кВ, застосування якої обмежене [1]. При цьому на вартість
будівництва ліній електропередачі в умовах міської та промислової забудови
введений підвищувальний коефіцієнт 1,6 для ПЛ 35−110 кВ і 1,62 для ПЛ
220−330 кВ.
Узагальнюючи вище наведені міркування, а також загальні вимоги до
систем електропостачання, попередньо обираємо схему ГПП, наведену на
рисунку 3.4
Розподільча установка 10 кВ виконується закритого типу, має в
більшості випадків одинарну секційну систему шин (при використанні
двообмоткових трансформаторів) і складається з комплектних розподільних
установок (КРУ).
До складу КРУ входять ввідні КРУ, які розташовуються посередині
секції шин, шиноз’єднувальні КРУ, для відгалужень до окремих споживачів
(трансформаторів), трансформатори власних потреб та вимірювальні
трансформатори.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 42
Рисунок 3.4 − Електрична частина попередньо обраної ГПП 110/10 кВ
Враховуючи те, що наше підприємство є окремо розташованим об’єктом
і має споживачі першої категорії надійності електрозабезпечення, згідно ПУЕ
(розділ 4.2), ми приймаємо тупикову ГПП з напругою високої сторони 110 кВ
та напругою низької сторони 10 кВ, яка буде розташовуватися на території
підприємства [1, 2, 3].
Розглянувши усі вищевикладені умови вибору напруги живлячої мережі,
обираємо схему живлення підприємства від РПС, без проміжної
трансформації з урахуванням наявності на ГПП вільної потужності на
порівнюваних напругах. Живлення підприємства виконано силовою ПЛ 110
кВ, що прокладена на залізобетонних проміжних опорах та сталевих анкерно-
кутових опорах.
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії [1]. Кабельні лінії застосовують при
забрудненій атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними
документами [1].
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
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 43
згідно ПУЕ [1].
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірені, при
необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності [2].
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 [2].
Потужність SВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано втрати
потужності у силових трансформаторах ГПП
2 2
N N
SВН ГПП =Ко (P
0,4 цеху і + PT) + (Q
0,4 цеху і + QT) , (3.1)
i i
де PT і QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності у силових
трансформаторах ГПП.
Активну ΔРТ (кВт) і реактивну ΔQТ (квар) складову втрат в
трансформаторі визначаємо за виразами:
РТ = 0,02 Sпр;
QТ = 0,1Sпр ,
де Sпр − приблизна повна потужність об'єкта проєктування, кВА (S пр= 7609,7
кВА дані з п. 2.5 та таблиці 2.2).
Тоді отримаємо
РТ = 0,02 7609,7 =152,19 кВт;
QТ = 0,17609,7 = 760,97 квар.
Таким чином остаточно отримаємо
2 2
SВН ГПП = 0,9 (6721+152,19) + (4358+ 760,97) = 7712,9 кВА.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно
виразу
SВН ГПП
ІрозПЛ= Кзав.Л , (3.2)
2 3 Uном
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 44
де Кзав.Л – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному
режимах з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і
безперебійності електропостачання, Кзав.Л =0,95
7712,9
ІрозПЛ = 0,95 =19,23А.
2 3 110
Переріз лінії живлення F 2
ек (мм ) визначаємо за виразом
IрозПЛ
F = , (3.3)
eк
Jек
де Jек − нормоване значення економічної густини струму, А/мм2;
визначається згідно ПУЕ [1]. При використанні максимуму навантаження від
1000 до 3000 годин на рік і виконанні живлячої лінії сталеалюмінієвими
провідниками економічна густина струму складе Jек = 1,4 А/мм2.
Підставивши у формулу (3.3) відповідні значення, отримаємо значення
перерізу ПЛ
19,23
Feк = =13,73 мм2.
1,4
Вибраний розрахунково-економічний вигідний переріз проводу
округлимо до найближчого стандартного перерізу Fст. Але вибираємо
мінімальний стандартний переріз лінії Fст = 70 мм2 (за умовою корони [1]
мінімальний переріз для повітряних ліній 110 кВ – 70 мм2), марки АС−70.
Тривалий допустимий струм провідника такого перерізу визначаємо згідно
ПУЕ (таблиця 1.3.29). При прокладанні провідника ззовні приміщень тривало
допустимий струм складе Іт.д(АС70) = 260 А.
Далі вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення перевіряється на
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм
післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і
мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів і умов:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А
ІрозПЛ к Ідоп , (3.4)
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища, к=1
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 45
19,231260;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
2 ІрозПЛ к кдоп Ідоп.Т , (3.5)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25;
2 19,23 1 1,25 260,
38,46 325;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності, відповідно до місця
розташування підприємства, визначається величина стінки ожеледі, за її
товщиною визначається мінімальна площа перерізу [ 3];
– на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ у залежності
від напруги [3].
Вибраний провід повністю відповідає усім умовам та режимам роботи.
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70.
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП
В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній), по
яких передається електроенергія від системи до ГПП підприємства, втрати
напруги мають істотно різну величину.
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу
напруги.
Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х
повітряної лінії більше активного опору R: X R , причому для ЛЕП напругою
220 кВ і вище справедливе співвідношення: X R [4].
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
U / /
поперечної складової вносить уточнення в розрахунки напруги, що
істотно перевищують погрішності інформації про параметри мережі, а тому
аналіз електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної
складової падіння напруги [3].
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X R , кут невеликий (менше
2−3 ) [3].
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 46
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 [3] (див. рис. 3.5)
Рисунок 3.5 – Схема заміщення фази ділянки мережі
На рис. 3.5 S1, S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і
індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії U/
ф
U/
ф = Iа R + Iр X = I (Rcos+Xsin) . (3.6)
де R = r0l = 0,329 45 =14,8 Ом,
Х = х0l = 0,195 45 = 8,8 Ом.
(r0, x0 − активний та індуктивний опір 1 кілометру лінії, Ом; для лінії з
провідника марки АС−70 r0 = 0,329 Ом/км, х0= 0,195 Ом/км; lл − довжина лінії,
км, lл = 45 км ),
P 6721+152,19
cos = = = 0,89;
S 7712,9
Q 4358 + 760,97
sin = = = 0,66.
S 7712,9
U/
ф =19,23 (14,8 0,89 + 8,8 0,66) = 364,5В.
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння
напруги в лінії U/ /
ф
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 47
U/ /
ф = Iа X− Iр R = I (X cos−R sin) . (3.7)
U/ /
ф =19,23 (8,8 0,89−14,8 0,66) =37,2В.
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
Uф1 = Uф2 +Uф = Uф2 +Uф + jU//
ф =
(3.8)
= Uф2 + (IaR + IpX)+ j(IaX − IpR) = Uф1 e
j,
де модуль U1ф цієї напруги
Uф1 = (Uф2 + U/ )2
ф + (U/ / )2
ф , (3.9)
Uф1 = (110000 + 364,5)2 + (37,2)2 =110,4 кВ.
та його фаза
U/ /
ф
= arctg , (3.10)
Uф2 + U/
ф
10
= arctg = 0.
110000 + 364,5
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф = Uф1 − Uф2 . (3.11)
Uф = 110400 − 110000 = 400В.
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі
має вид, як представлено на рис. 3.6.
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для
будь-якої кількості ділянок лінії отримаємо
n
U/ / = 3 U/ /
ф = 3 (Ii ri cosi + Ii xi sini ) . (3.12)
i=1
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 48
Рисунок 3.6 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
/
вважати, що падіння напруги U1дорівнює його поздовжній складовій U .
Тоді втрати напруги Uприблизно визначається за формулою
/ PіR +QіX PіR +QіXU U = 3 (Ia R + Ip X) = , (3.13)
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Тоді отримаємо
U U/ = 3 (19,230,89 14,8+19,230,66 8,8) =631,22 В.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими
формулами.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при
проєктній обрахованій проєктній потужності (табл. 2.2), складає
631,22
U(%) = 100 = 0,574%.
110000
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП визначаються
за загальним виразом
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 49
П =П0 L , (3.14)
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
Dcp
X0 = 0,144 lg + 0,0157 = Х/ +Х/ / , (3.15)
0 0
rдр
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
– магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –
=1, для сталі – 1
5,04
X0 = 0,144 lg + 0,0157 1= 0,38.
0,017
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp ,
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij)
[4] і визначається з формули
D 3
cp = D12 D13 D23 , . (3.16)
D 3
cp = 8 8 8 = 8,9 м.
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
площині, жили трьохжильного кабелю – по вершинах рівностороннього
трикутника [4]. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову розмірність).
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевої частини проводу ( Fcт ) [4], збільшивши його з урахуванням
скручування на 15 – 20 %, тобто
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 50
F+ F
r cт
пр = (1,151,20) . (3.16)
70+11
rпр = (1,15) = 5,84мм.
3,14
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R0 = , (3.17)
F
2
де – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм / км ;
мм2
F – переріз фазного проводу (жили), .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
= 29,531,5 Ом мм2 / км , для міді =18,019,0 Ом мм2 / км .
В результаті аналізу втрат напруги, що отримані за співвідношеннями
(3.5) – (3.17), робимо висновок, що вибрані параметри провідника здатні
забезпечити передачу необхідної потужності до ГПП при допустимих втратах
напруги.
Таким чином, обрані технічні характеристики ПЛ можуть з
мінімальними втратами напруги передавати розрахункову потужність в
напрямі до підприємства.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 51
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів ГПП
Трансформатори ГПП повинні забезпечити надійне електропостачання в
нормальному, аварійному і післяаварійному режимі.
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразами
РТ = 0,02 Sпр; (4.1)
QТ = 0,1Sпр , (4.2)
де Sпр − приблизна повна потужність об'єкта проєктування, що визначається
на 6 ступені, кВА (S пр= 7609,7 кВА з п. 2.5).
Тоді отримаємо
РТ = 0,02 7609,7 =152,19 кВт;
QТ = 0,17609,7 = 760,97 квар.
Таким чином, потужність ГПП визначається виразом
2 2
Snp(6 ст.) SВН ГПП = 0,9 (6721+152,19) + (4358 + 760,97) = 7712,9 кВА.
Номінальна потужність SТ кожного з двох трансформаторів ГПП
попередньо оцінюється згідно виразу
Snp(6 ст.)
SТ = ,
2 0,7
7712,9
Sтр = = 5509,2 кВА.
2 0,7
По отриманому значенню потужності попередньо вибираємо номінальну
потужність трансформатора ГПП, Sном тр = 6300 кВА.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох
трансформаторів) використовується упорядкований типовий графік
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 52
навантаження, в якому максимальне навантаження буде відповідати Sпp(6 ст.)
об’єкта, згідно чого робиться масштаб по осі навантажень (рисунок 4.1).
Рисунок 4.1 – Типовий упорядкований графік навантаження для вибору
трансформаторів ГПП
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначається за
формулою
n
(S2
i ti )
1
К = i=1
1 , (4.5)
S n
ном Т ti
i=1
де Sном Т – номінальна потужність трансформатора, МВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора,
за яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора;
ti – проміжки часу, у які потужність навантаження не перевищує
потужність трансформатора, год.;
Si – потужності, що відповідають цим проміжкам часу ti , МВА.
Коефіцієнт перевантаження трансформатора K2 визначається за більшим
значенням із двох величин K /
2 та K / /
2 .
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 53
Підставивши у формулу (4.5) відповідні значення, отримаємо величину
коефіцієнту початкового завантаження трансформатора
(4,06 1)+ (3,04 1)+ (3,04 2)+ (4,06 1)+ (7,31)+
1 +7,13)+ (6,09 3)+ (6,09 3) + (5,07 1) + (4,06 1)
К1 = = 0,47.
6,3 (1+1+ 2+1+3+3+1+1)
Величина K /
2 обчислюється за формулою
m
(S2
i ti )
1
К/ = i=1
2 , (4.6)
S m
ном Т ti
i=1
де m – число ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
навантаження більше від номінальної потужності трансформатора.
Підставивши у формулу (4.6) відповідні значення, отримаємо величину
коефіцієнту перевантаження трансформатора
' 1 ((9,132)+ (8,12 2)+ (10,15 3))
К 2 = =0,3.
6,3 2+ 2+3
Величина K / /
2 визначається за виразом
0,9 S
/ / np(6 ст.)
К2 = ,
Sном т
'' 0,9 7712,9
К2 = =1,1.
6300
Приймаємо коефіцієнт перевантаження рівним К2 = К2´ = 1,1.
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1
за допомогою таблиць [7] визначаємо допустиме систематичне
перевантаження К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним
перевантаженням, коли виконується умова
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 54
Робота трансформатора в такому режимі допускається, оскільки
виконується умова
К2доп К2;
1,31,1.
На основі розрахунків остаточно приймаємо номінальну потужність
трансформатора Sн.тр=6300 кВА; марки ТМН 6300/110 з напругами
ВВ=115 кВ; НВ=10,5 кВ [4].
У післяаварійному режимі (при вимиканні одного з двох
трансформаторів) для надійного електропостачання усіх або значної частини
споживачів ПС передбачається живлення від трансформатора, який залишився
у роботі, в межах допустимого перевантаження.
Таким чином, якщо на ГПП два трансформатора, то номінальна
потужність Sном Т кожного з них має відповідати двом умовам [4].
По-перше, номінальна потужність одного з них не повинна бути менше
половини розрахункового повного навантаження Snp(6 ст.) тому що в разі
аварійного вимикання одного з трансформаторів і автоматичним вмиканням
секційного вимикача РУ НН, інший трансформатор бере на себе все
навантаження підстанції [4].
Цю умову можна записати так:
Snp(6 ст.)
SномТ . (4.7)
2
По-друге, повинна також виконуватися умова
Snp(6 ст.).а
Sном Т , (4.8)
К2.а
де Snp(6 ст.).а – розрахункове повне навантаження у після аварійному режимі
для даного конкретного підприємства з врахуванням можливого обмеження
навантаження у цьому режимі;
К2.а – коефіцієнт, який визначає величину допустимого перевантаження
залежно від тривалості перевантаження, температури повітря та величини
попереднього навантаження.
У загальному випадку використовують нормативну документацію,
експлуатаційну документацію на трансформатор [4]. Для визначення
навантажувальної здатності проводять розрахунки за допомогою відповідних
програм на ЕОМ [4]. Обидві умови виконуються з великим запасом.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 55
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
При вирішенні цього питання керуються такими положеннями [4]:
– число трансформаторів на підстанції визначається з умови надійності
живлення з урахуванням категорії споживачів електроенергії;
– намічаються можливі варіанти потужності трансформаторів з
урахуванням допустимого їх перевантаження в робочому і післяаварійному
режимах, і на підставі техніко-економічного зіставлення вибирається
прийнятний варіант з урахуванням можливого збільшення навантажень.
Існує декілька методик розрахунку числа та потужності цехових
трансформаторів з врахуванням компенсації реактивної потужності [3, 4].
Один з можливих шляхів вибору числа і економічної потужності цехових
трансформаторів одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) приведено нижче. Загальна послідовність розрахунків наступна [3].
Вибирається економічне оптимальне число цехових трансформаторів
NТ.Е. та економічне оптимальне значення потужності НБК QНК1 .
Визначається додаткова потужність НБК QНК2 з метою оптимального
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою 10 кВ.
Обираємо попередньо потужність силового трансформатора ТП, що
буде встановлена в нашому цеху
SТП 482,9
SпиблТ = = = 344,9 кВА.
2 0,7 2 0,7
За цим значенням потужності обираємо оптимальну номінальну
потужність цехового трансформатора Sном Т = 400 кВА, тип ТМЗ-400/10.
Для підвищення надійності роботи трансформаторів цехової КТП в
післяаварійному режимі (при живленні споживачів цеху від одного
трансформатора), частина невідповідальних споживачів III категорії на даний
період може відключатися від електропостачання, розвантажуючи
трансформатор який залишається в роботі [6].
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе
QHK =QHK1 +QHK2. (4.9)
сум
Мінімальне число цехових трансформаторів Nмін однакової потужності
SномТ, що призначені для живлення технологічно зв`язаних навантажень
дорівнює [3, 6]
P
N max
min = + N, (4.10)
кзаван Sном Т
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 56
де Pмах – максимальне активне навантаження даної групи трансформаторів,
кВт;
кзаван – коефіцієнт завантаження трансформатора, для
двотрансформаторних підстанцій приймається 0,7 – 0,75, для
однотрансформаторних – 0,95;
SномТ – номінальна потужність трансформатора, кВА;
∆N – дробовий доданок до найближчого цілого числа.
348,5
Nmin = + 0,837 = 2.
0,75 400
Економічна кількість трансформаторів Nе знаходиться за виразом
Nе = Nmin +m , (4.11)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [5] у
функції Nmin і N , m=0
Nе = 2.
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax T , яка
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона
за виразом
2
Qmax T = (Nе кзаван.ф S
2
ном T ) − Рmax , (4.12)
S
де кзаван.ф – фактичний коефіцієнт завантаження, к ТП
заван.ф =
Ne Sном T
348,5
kз.ф = = 0,44.
2 400
Підставивши у формулу (4.12) відповідні значення, отримаємо величину
некомпенсованої потужності
Qmax.т = (2 0,44 400)2 − 348,52 =121 квар.
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 57
QHK1 складе
QHK1 =Qmax −Qmax T , (4.13)
0,4
де Qм – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш
0,38
завантажену зміну, квар.
При QHK1 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно
QHK1 =334,6−121= 213,6 квар.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QHK2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
QHK2 =Qmax −QHK1 − Nе Sном Т (4.14)
0,4
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників K1 ,
K2 , схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі.
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько- та
високовольні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
сстеми України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі – 12, однозмінній – 24.
Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та потужність
трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з довідковими
даними.
Значення коефіцієнту К1 визначаємо згідно [3]. Для енергосистеми
центру при числі робочих змін – 1 питомий коефіцієнт втрат складе К1 = 24.
Значення коефіцієнту К2 визначаємо згідно даних з [3]. При потужності
кожного цехового трансформатора Sт = 400 кВА та довжині живлячої лінії l ≤
0,5 км коефіцієнт К2 = 3.
Відповідно значення коефіцієнту γ при К1 = 24 та К2 = 3 складе γ = 0,18.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 58
Підставивши у формулу (4.14) відповідні значення, отримаємо
додаткову потужність батарей статичних конденсаторів (квар)
QНК2 =334,6−213,6−0,18 2 400= −23.
Оскільки отримано, що QНК2 0 , тоді додатково встановлювати
конденсаторні батареї не потрібно.
Остаточно сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів
складе
QHK =QHK1 = 213,6 квар.
сум
Обираємо конденсаторну установку УКБН-0,4-200-50 У3 [3], (2 шт).
Сумарну потужність КУ обираємо з запасом, з урахуванням можливого
розширення виробництва.
У результаті розрахунків за співвідношеннями (4.9) – (4.14) вибирається
кількість і потужність трансформаторів, а також сумарна реактивна
потужність батарей статичних конденсаторів.
Результати вибору приводиться у вигляді таблиці 4.1
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві
Заходи з компенсації реактивної потужності застосовують на основі
ТЕР, виконаних комплексно на базі єдиного перспективного плану розвитку
даного району з урахуванням балансу реактивної потужності, виходячи із
допустимих меж коливань напруги та спотворення форм кривої напруги і
струму, встановлених ДСТУ EN 50160 та [1].
Вибір засобів компенсації повинен виконуватися одночасно з вибором
усіх елементів живлячої і розподільної електричної мережі для нормального і
післяаварійного режимів роботи [1, 2, 3, 4, 6].
В якості засобів компенсації реактивної потужності приймають батареї
низьковольтних і високовольтних конденсаторів напругою 0,4 кВ і 6 (10) кВ
відповідно та синхронні електродвигуни 6 (10) кВ, статичних тиристорних
компенсаторів [4].
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно враховувати [4]:
– забезпечення допустимих навантажень елементів електричної мережі і
трансформаторів;
– використання компенсуючого пристрою в якості одного із засобів
забезпечення якості електроенергії в електричній мережі;
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 59
– забезпечення балансу і обумовленого резерву реактивної потужності в
вузлах мережі за наявністю джерел реактивної потужності в допустимих
межах;
– забезпечення статичної стійкості роботи мереж і ЕП.
Вибір компенсуючих пристроїв виконують одночасно з вибором інших
основних елементів системи електропостачання підприємства з урахуванням
динаміки зростання ЕН і постійного розвитку системи. Вибір виконують на
основі наступних початкових даних:
– максимальних, мінімальних і післяаварійних режимів реактивних
потужностей, які споживають ЕП підприємства;
– технічних умов енергосистем з вказаною величиною реактивної
потужності, яка передається із мережі енергосистем в мережу підприємства в
режимі найбільших активних навантажень енергосистеми.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно [4]:
– визначати доцільну ступінь використання реактивної потужності
генераторів власних електростанцій підприємства і синхронних двигунів в
мережах на напругу до 1000 В і вище;
– враховувати реактивну потужність, що генерується силовими
трансформаторами, ПЛ, струмопроводом і КЛ напругою вище 20 кВ, а також
КЛ напругою 6 (10) кВ значної протяжності;
– розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної
потужності перетворювальних установок, спеціальних засобів компенсації.
Для підприємств з великою нерівномірністю графіків навантажень
передбачається автоматичне регулювання:
– збудження синхронних електродвигунів;
– потужності частин конденсаторних батарей в залежності від режиму
роботи системи електропостачання;
Кількості і потужності нерегульованих конденсаторних батарей
приймають за найменшим реактивним навантаженням електричної мережі
підприємства [4].
Кількість і потужність ступенів регулювання конденсаторних установок
визначають в відповідності з графіком навантажень та з урахуванням
технічних умов енергосистем [4].
Як правило, слід застосовувати дво- або триступеневе регулювання
конденсаторних батарей з розподілом їх на секції однакової потужності. У разі
невеликої різниці в навантаженнях двох денних змін слід застосовувати
двоступеневе регулювання [1, 3].
В необхідних випадках для збільшення кількості ступенів регулювання
допускають застосовувати секції компенсуючих пристроїв різної потужності.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 61
У разі наявності на підприємстві декількох конденсаторних установок
застосовується багатоступеневе регулювання сумарної реактивної потужності,
яка генерується усіма конденсаторними установками підприємства, шляхом
різночасного увімкнення окремих батарей у відповідності з графіком
навантаження [3].
Розподіл компенсуючих пристроїв на різних ступенях системи
електропостачання виконується на підставі ТЕР. Найбільший економічний
ефект забезпечується розташуванням цих засобів близько від ЕП з найбільшим
споживанням реактивної потужності [4].
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як правило, в
цеху біля розподільчих пунктів або приєднують до магістральних
шинопроводів [3].
Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В на ТП або
на головній дільниці магістрального шинопроводу допускається лише в тих
випадках, коли установка конденсаторів в цеху можлива за умовами пожежної
безпеки [6].
Установку конденсаторів напругою 6 (10) кВ передбачають [4, 6]:
– на цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 6 (10) кВ;
– на розосереджених ПГУ або ГПП, безпосередньо від яких виконується
розподіл електроенергії між цеховими підстанціями.
Індивідуальна компенсація може бути допущена як виключення у
потужних ЕП з низьким коефіцієнтом потужності та з великою кількістю
годин роботи на рік [4].
У разі ввімкнення конденсаторних батарей до мереж з джерелами вищих
гармонік потрібно перевіряти ймовірність перенавантаження конденсаторів
струмом в розрядженому або близьких до цього режимах і застосовувати
необхідні заходи з їх усунення [4].
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 [3].
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [1, 3, 4, 6].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними
даними є максимальна реактивна потужність Qтах та вхідна реактивна
потужність Qек , що погоджена з енергопостачальною організацією на межі
балансової приналежності [4].
Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 62
установки 10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована
високовольтними батареями статичних конденсаторів, визначається за
виразом
Qвк = кнс Qmax + Qт - Qек - Qнк.ф , (4.15)
де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження промислового підприємства з максимумом навантаження
енергосистеми (чисельні значення коефіцієнту кнс визначаються за
довідковими даними, кнс =0,92);
Qmax – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Qт – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторах, квар;
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в
часи її максимуму навантаження, квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних
конденсаторів, квар.
Підставивши у формулу (4.15) відповідні значення (Qeк = 190 квар –
відповідно до даних завдання до даної роботи), отримаємо максимальну
реактивну потужність на шинах розподільного пункту 10 кВ (квар)
Qк =0,92×4358+761-190-2790=1789,5 квар.
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення два комплектні
високовольтні блоки статичних конденсаторів марки УКРМ−10,5−900−У3 [3]
потужністю QБСК = 900 квар при номінальній напрузі живлення Uн = 10,5 кВ.
Сумарна ємність конденсаторної установки складає ΣQБСК = 1800 квар,
при номінальній напрузі живлення 10,5 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 63
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської
мережі
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують
магістральною, радіальною або змішаною схемами [3, 4]. Вибір схеми
визначається категорією надійності споживачів електроенергії, їх
територіальнім розміщенням, особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх
за потужністю підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП.
Радіальні схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи
електропостачання, від джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється
не менш ніж двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій
джерела живлення [1, 3, 4].
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-
630 кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без
резервування, якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам
прокладки ліній можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції
мають споживачі II категорії, їх живлення повинне здійснюватися
двокабельною лінією з роз'єднувачами на кожному кабелі [4].
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг
перед магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і
обслуговуванні, безпеку роботи [3].
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу [3,
4].
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються
при живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують споживачам
під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть поєднуватись до
РП підстанції, до силових РП, або безпосередньо до трансформаторів [3, 4].
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 64
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 [3, 4].
Розподіл електроенергії у внутрішньозаводських електричних мережах
нашого заводу, виконуємо по одноступеневій радіальній схемі розподілу
електроенергії [4].
Для визначення найбільш відповідальних електроспоживачів звертаємо
увагу на обладнання, що використовується в виробничому процесі заводу. В
нашому випадку до найбільш відповідальних споживачів відносяться
сушильні камери, цехи з виготовлення кабін, навісного обладнання з
гідроприводом, ковальський цех, компресорна станція, котельня. Саме
припинення електропостачання обладнання цих цехів приведе до масового
браку продукції, псування обладнання та загрози життю працівників заводу [3,
4].
Зважаючи на те, що всі інші цехи заводу в своєму складі не мають
відповідальних та високовольтних електроспоживачів, живлення їх виконуємо
також по радіальній схемі розподілу електроенергії, але з резервуванням на
стороні 0,4 кВ. Прокладання кабельних ліній виконано в спеціально створених
підземних кабельних каналах [1, 4].
Споживачі першої та другої категорії, згідно ПУЕ [1] (пункт 1.2.17), як
правило, живляться від двотрансформаторних підстанцій, з резервуванням на
стороні 0,4 кВ. Враховуючи це до кожної трансформаторної підстанції
підведено по дві окремі кабельні лінії, кожна з яких живить окремий цеховий
силовий трансформатор. При проєктуванні враховуємо кількість та потужність
однотрансформаторних підстанції та розподіляємо їх потенціал потужності
так, щоб навантаження на обох вводах ГПП було приблизно однаковим.
Резервування споживачів, що живляться від одно трансформаторних
підстанцій, як правило виконується від більш потужного джерела живлення
0,4 кВ [4].
На рисунку 5.1. для прикладу приведено одноступеневу радіальну схему
розподілення електроенергії на підприємстві.
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ вибираємо згідно ПУЕ (розділ
3.3.35 – 2.3.53, таблиці 1.3.19 − 1.3.21) за економічною густиною струму з
перевіркою:
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 65
− на умови нагріву довготривалим розрахунковим струмом в
нормальному та післяаварійному режимах;
− на допустиму втрату напруги і на термічну стійкість до струмів
короткого замикання.
Рисунок 5.1 – Одноступенева радіальна схема
розподілу електроенергії
Розрахунок проведемо на прикладі цеху автомобільних шин. За
розрахункову потужність кожного трансформатора приймаємо максимальне
повне навантаження, що складається з активного Рм.10 (кВт) та реактивного
Qм.10 (квар) навантаження з врахуванням втрат потужності в трансформаторі.
Дані для розрахунків беремо з таблиці 1.4. Втрати активної ∆Рт та реактивної
∆Qт потужності в трансформаторі з достатньою для практики точністю
приймаємо рівними відповідно 2% и 10% повної максимальної потужності зі
сторони низької напруги [4]:
Рмакс10 = Рроз0,4 + РТ = Рроз0,4 + 0,02 Sном.Т; (5.1)
Qмакс10 =Qроз0,4 + QТ =Qроз0,4 + 0,1Sном.Т , (5.2)
де Рроз0,4, Qроз0,4 − активні та реактивні розрахункові навантаження на стороні
0,4 кВ, кВт та квар відповідно:
Рмакс10 =348,5+0,02 2 400 =364,5 кВт;
Qмакс10 =334,6+0,12 400= 414,6 квар.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 66
Аналогічно розраховуємо максимальні активні та реактивні
навантаження для інших цехів. Результати розрахунків заносимо до таблиці
5.1.
Таблиця 5.1 − Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
Позиція, ТП Рроз0,4 кВт Qроз0,4 квар 2хSном. Т, кВА Рмакс10, кВт Qмакс10, квар
ТП–1 686,1 409,3 630 698,7 472,3
ТП–2 378,2 222,0 630 390,8 285,0
ТП–3 610,3 303,4 1000 630,3 403,4
ТП–4 348,5 334,6 400 364,6 414,6
ТП–5 627,6 371 400 635,6 411
ТП–6 520,1 334,6 400 528,1 374,6
ТП–7 938,0 549,7 630 950,6 612,7
ТП–8 825,2 572,4 630 837,8 635,4
ТП–9 616,0 414,6 1000 636,0 514,6
ТП–10 493,63 337,8 400 501,63 377,8
ТП–11 489 278,9 400 497,0 318,9
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Розрахункову потужність кожної радіальної лінії, що живить підстанцію
ТП-4 розраховуваного цеху Sл(ТП-4) (кВА) визначаємо згідно електричної схеми
живлення і розрахункових потужностей за виразом [3]
S 2 2 (5.3)
л(ТП−4) = Рмакс10 +Qмакс10 ,
де Рмакс10 і Qммакс10 − розрахункова активна і реактивна потужність лінії, що
живить підстанцію ТП-1, кВт та квар відповідно.
Підставивши у формулу (5.3) відповідні значення, отримаємо
розрахункову потужність лінії
S = 364,52 + 414,62 = 551,9 кВА. л(ТП−4)
Розрахунковий струм лінії Іл(ТП-1) в нормальному режимі визначається за
виразом [3]
S
I = л , (5.4)
л
3 Uн
де Uн − номінальна напруга лінії, кВ.
Підставивши у формулу (5.4) відповідні значення, отримаємо
розрахунковий струм лінії
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 67
551,9
I
л(ТП−1) = = 31,9А.
3 10
Для визначення перерізу живлячого кабелю визначаємо згідно ПУЕ
(таблиця 1.3.36) економічну густину струму. При використанні максимуму
навантаження від 1000 до 3000 годин на рік і виконанні живлячої лінії кабелем
з алюмінієвими жилами та паперовою ізоляцією економічна густина струму
складе – Jек = 1,6 А/мм2 [3, 4].
Визначаємо стандартний переріз кабельної лінії Fек(ТП-1), по якому
проходить струм Іл(ТП-1) за виразом
Iл(ТП−1)
Fек(ТП−1) = ;
Jек
31,9
F 2
ек(ТП−4) = =19,9 мм .
1,6
Для живлення підстанції ТП-4 приймаємо кабель марки АСБГ(3×16) з
перерізом жил 15 мм2 та тривало допустимим струмом Іт.д = 75 А.
Аналогічно вибираємо кабелі, що живлять інші ТП. Результати
розрахунків зводимо в таблицю 5.2
Таблиця 5.2 − Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Ділянка Lкл, Іл, Ідоп,
Sл ,кВА Прийнята F, мм2
кабелю м А А
ГПП–ТП1 843,4 140 46,4 90 АСБГ(3×25)
ГПП–ТП2 483,7 110 26,6 75 АСБГ(3×16)
ГПП–ТП3 748,3 100 41,2 90 АСБГ(3×25)
ГПП–ТП4 551,9 240 31,9 75 АСБГ(3×16)
ГПП–ТП5 756,9 175 41,6 90 АСБГ(3×25)
ГПП–ТП6 647,5 305 35,6 75 АСБГ(3×16)
ГПП–ТП7 1130,9 190 62,2 140 АСБГ(3×70)
ГПП–ТП8 1051,5 145 57,8 115 АСБГ(3×50)
ГПП–ТП9 818,1 110 45,0 90 АСБГ(3×25)
ГПП–ТП10 628,0 180 34,5 75 АСБГ(3×16)
ГПП–ТП11 590,6 250 32,5 75 АСБГ(3×16)
ГПП–БСК10 900 10 104 205 АСБГ(3×95)
де БСК10 – для блока статичних конденсаторів 10 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 68
Виконаємо перевірку кабелю (на прикладі кабеля, що живить підстанцію
ТП-4) на допустимий струм в нормальному режимі роботи за виразом:
Іл Іт.д К1 К2, (5.5)
де К1 − поправочний коефіцієнт, що залежить від температури землі та повітря
в середовищі яких прокладено кабель; К1 = 1,04;
К2 − поправочний коефіцієнт, що залежить від кількості кабелів,
прокладених паралельно; К2 = 0,87
Ідоп − тривалий допустимий струм на 1 кабель в нормальних умовах, А.
Підставивши у співвідношення (5.5) відповідні значення отримаємо:
31,9 75 1,04 0,87;
31,9 67,9.
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається
за виразом:
2 Iл Iт.д К1 К2 К3, (5.6)
де К3 − допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії; К3 = 1,25.
Підставивши у співвідношення (5.6) відповідні значення отримаємо:
2 31,9 75 1,04 0,87 1,25;
63,884,8.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше 5% від Uн, тобто має виконуватися умова
U 52,5. (5.7)
Величина втрати напруги в лінії ΔU (В) визначається за виразом
U = 3 І L (r cos + x sin), (5.8)
л 0 0
де r0, x0 – відповідно питомий активний та реактивний опір лінії, Ом/км; для
кабеля АСБГ(3×16) r0 = 1,84 Ом/км, x0 = 0,113 Ом/км.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 69
Значення величин cos, sin для відповідних кабельних ліній від ГПП
до цехових ТП знаходимо, наприклад для лінії ГПП-ТП4, за виразами
P 364,5
cos = = = 0,66;
S 551,9
Q 414,6
sin = = = 0,75.
S 551,9
Підставивши у формулу (5.8) відповідні значення, отримаємо величину
втрати напруги у лінії (В)
U = 3 31,9 0,24 (1,84 0,66+0,113 0,75) =17,2 В.
Втрата напруги в лінії не перевищує допустиму, оскільки виконується
умова (5.7)
17,2 52,5.
Вибраний кабель повністю відповідає усім умова і режимам роботи.
Аналогічно виконуємо перевірку інших живлячих кабельних ліній.
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 70
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Розрахунок електромагнітних перехідних процесів у СЕП при коротких
замиканнях, як найбільш характерних збудженнях, має важливе значення для
проєктування та експлуатації [3]. Такий розрахунок передбачає знаходження
значень струму та інших параметрів режиму КЗ у точці виникнення КЗ або в
інших точках СЕП чи вітках мережі при заданих умовах. Розрахунки режиму
КЗ необхідні для вирішення таких завдань [2, 4]:
– виявлення умов роботи споживачів енергії при можливих КЗ та
допустимості того чи іншого режиму;
– вибір та перевірка електроустаткування за умов КЗ;
– зіставлення, оцінка та вибір схем електричних з’єднань СЕП;
– координація і оптимізація значень струмів та потужності КЗ;
– оцінка стійкості режиму СЕП та її вузлів навантаження;
– проєктування заземлювальних пристроїв;
– визначення впливу струмів КЗ на лінії зв’язку;
– вибір розрядників для захисту електроустановок від перенапруги;
– аналіз аварій в електроустановках;
– проведення різних випробувань у СЕП.
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого –
в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з’єднаними у такій
же послідовності.
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту.
Проводити розрахунки будемо відповідно до джерела, що представляє
собою настанову ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015 [2], який в т.ч. надає загальну
методику розрахунку струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В.
Відповідно до цього стандарту параметри елементів схем заміщення
можуть бути визначені в іменованих одиницях, або у відносних одиницях з
приведенням значень параметрів розрахункових схем до вибраних базисних
умов [2].
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі
опори схеми заміщення приводяться до базисних умов [2]. За базисні умови
приймаємо:
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 71
Рисунок 6.1 – Електрична схема та схема заміщення для розрахунку
струмів КЗ у високовольтній мережі
− базисна потужність − Sб = 100 МВА;
− базисна напруга − Uб1 = 115 кВ, Uб2 = 10,5 кВ;
− базисний струм визначаємо за формулою:
S
Iб =
б .
3 Uб
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
– номінальна напруга енергосистеми UC :
– довжина повітряної лінії lПЛ .
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 72
Відповідно отримаємо:
100
− базисний струм І ступеня: Iб1 = = 0,5 кА;
3 115
100
− базисний струм ІІ ступеня: Iб2 = = 5,5 кА.
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях.
Реактивний опір системи хс (в.о.) визначаємо за формулою
S
x = б , (6.1)
c
Sкз
де Sкз − потужність, яку видає генератор в мережу при короткому замиканні,
МВА (Sкз = 2900 МВА – з вихідних даних до роботи).
Підставивши у формулу (6.1) відповідні значення, отримаємо опір
електричної системи (в.о.)
100
хc = = 0,034.
2900
Активний Rпл (в.о.) та реактивний хпл (в.о.) опір повітряної лінії 110 кВ
визначаємо за виразами:
S
R = r l б
пл 0пл л ; (6.2)
U 2
б1
S
х б
пл = х0пл lл , (6.3)
U 2
б1
де r0пл, x0пл − активний та індуктивний опір 1 кілометру лінії, Ом; для лінії з
провідника марки АС−70 r0пл = 0,38 Ом/км, х0пл = 0,65 Ом/км; lл − довжина
лінії, км (lл = 45 км – з умови для даної роботи ).
Підставивши у формули (6.2) та (6.3) відповідні значення, отримаємо
активний та індуктивний опір повітряної лінії 110 кВ
100
Rпл = 0,38 45 = 0,129;
1152
100
хпл = 0,65 45 = 0,22.
1152
Реактивний опір трансформатора ГПП хтр визначаємо за формулою
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 73
Uк S
х = б , (6.4)
тp
100 Sн.mp
де Uк − напруга короткого замикання трансформатора, %; для трансформатора
ТМН – 2×6300/110 У1 Uк = 10,5%; Sн.тр − номінальна потужність
трансформатора – 6,3 МВА; фактичний коефіцієнт трансформації
U 115
n = ном В = =10,5 .
Uном Н 11
Підставивши у формулу (6.4) відповідні значення, отримаємо
реактивний опір трансформатора ГПП (в.о.)
10,5 100
х тp = =1,67.
100 6,3
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого –
в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з’єднаними у такій
же послідовності [5, 4].
Розрахунки проводять методом точного зведення у іменованих або
відносних одиницях [2].
Для найбільш характерних обраних точок короткого замикання Кі
розраховується початкове значення Iп 0 періодичної складової струму КЗ,
ударний струм iу .
Розраховуючи ударний струм вважають [16] (у наших розрахунках
використовуються позначення фізичних величин, прийнятих у цьому
нормативі):
1) ударний струм наступає через 0,01c після початку КЗ;
2) амплітуда періодичної складової струму КЗ в момент t = 0,01c
дорівнює амплітуді цієї складової в початковий момент КЗ.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 74
На практиці здебільшого визначають не повний струм КЗ, а тільки його
складові. Наприклад, основною розрахунковою величиною під час вибору
параметрів пристроїв релейного захисту та системної автоматики є початкове
значення періодичної складової струму КЗ. Вибираючи провідники й апарати,
необхідно знати початкове значення періодичної складової струму КЗ, ударний
струм, значення періодичної та аперіодичної складових для заданого моменту
часу тощо.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К1 ІкзК1 (кА) за
виразом
I
I = б1 , (6.5)
кзК1
ZК1
де ZК1 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К1, в.о.
Величину цього опору визначаємо за формулою
2
Z = (х + х ) + R 2
К1 c пл пл ;
2
ZК1 = (0,034 + 0,22) + 0,1292 = 0,27 Ом.
Підставивши у формулу (6.5) відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К1 (кА)
0,5
IкзК1 = =1,85 кА.
0,27
Ударний струм в точці К1 іудК1 (кА) визначаємо за виразом
іудК1 = 2 IкзК1 kудК1, (6.6)
де kудК1 − ударний коефіцієнт в точці К1; визначається за формулою
R
−3,14 пл
х +х
kудК1 =1+ е c пл ;
0,129
−3,14
k 0,034+0,22
удК1 =1+ 2,71 =1,42.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 75
Підставивши у формулу (6.6) відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К1
іудК1 = 2 1,85 1,42 = 3,71 кА.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К2 ІкзК2 (кА) за
виразом
I
I = б2 , (6.7)
кзК2
ZК2
де ZК2 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К2, в.о.
Величину цього опору визначаємо за виразом
2
ZК2 = (хс + хпл + хтр + хш ) + (Rпл +R 2
шл) ;
2
ZК2 = (0,034 + 0,22 +1,67 + 0,21) + (0,129 + 0,21)2 = 2,25 Ом.
Підставивши у формулу (6.7) відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К2
5,5
I
кзК2 = = 2,44 кА.
2,25
Ударний струм в точці К2 іудК2 визначаємо за виразом
іудК2 = 2 IкзК2 kудК2; (6.8)
де kудК2 − ударний коефіцієнт в точці К2; визначається за формулою
R +R
−3,14 пл шл
х +х
k =1+ е с пл+хтр+хш
удК2 ;
0,129+0,21
−3,14
k =1+ 2,71 0,034+0,22+1,67+0,21
удК2 =1,69.
Підставивши у формулу (6.8) відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К2
іудК2 = 2 2,44 1,69 = 5,83 кА.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К3 ІкзК3 за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 76
I
I = б2 , (6.9)
кзК3
ZК3
де ZК3 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К3, в.о.
Величину цього опору визначаємо за виразом
ZК3 = (Хс +Хпл +Хтр +Хш +Хавт +Хш +Х 2 2
авт1 +Хл1) + (Rпл +Rш +Rавт +Rш +Rавт1 +R л1) ;
ZК3 = (0,034 + 0,22 +1,67 + 0,21+ 0,13+ 0,21+ 0,17 + 0,082)2 +
+(0,129 + 0,21+ 0,41+ 0,21+1,1+ 0,061)2 = 3,42.
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К3
5,5
IкзК3 = =1,61 кА.
3,42
Ударний струм в точці К3 іудК3 визначаємо за виразом
іудК3 = 2 IкзК3 kудК3; (6.10)
де kудК3 − ударний коефіцієнт в точці К3; визначається за формулою
R +R +R
−3,14 пл ш авт+Rш+Rавт1+Rл1
Хс+Хпл+Х
k тр+Хш+Хавт+Хш+Хавт1+Хл1
удК3 =1+ е ;
0,129+0,21+0,41+0,21+1,1+0,061
−3,14
k =1+ 2,71 0,034+0,22+1,67+0,21+0,13+0,21+0,17+0,082
удК3 =1,08.
Далі підставимо у формулу відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К3
іудК3 = 2 1,611,08 = 2,46 кА.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К4 ІкзК4 за виразом
I
I = б2 , (6.11)
кзК4
ZК4
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 77
де ZК4 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К4, в.о.
Величину цього опору визначаємо за формулою
ZК4 = (Хс +Хпл +Хтр +Хш +Хавт +Хш +Хавт2 +Хл2)2 + (Rпл +Rш +Rавт +Rш +R 2
авт2 +R л2) ;
ZК4 = (0,041+ 0,102 +1,67 + 0,21+ 0,13+ 0,21+ 0,17 + 0,082)2 +
= +(0,172 + 0,21+ 0,41+ 0,21+1,1+ 0,063)2 = 3,43.
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К4
5,5
IкзК4 = =1,6 кА.
3,43
Ударний струм в точці К4 іудК4 визначаємо за виразом
іудК4 = 2 IкзК4 kудК4; (6.12)
де kудК4 − ударний коефіцієнт в точці К4; визначається за виразом
Rпл+Rш+R +R +R +R
−3,14 авт ш авт 2 л 2
Х +Х +Х +Х +Х +Х +Х +Х
k =1+ е с пл тр ш авт ш авт 2 л 2
удК4 ;
0,129+0,21+0,41+0,21+1,1+0,063
−3,14
k =1+ 2,71 0,034+0,22+1,67+0,21+0,13+0,21+0,17+0,082
удК4 =1,16.
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К4
іудК4 = 2 1,6 1,16 = 2,62 кА.
Результати представлені в табл. 6.1.
Таблиця 6.1 − Струми короткого замикання в СЕП
Точка короткого
К1 К2 K3 К4
замикання
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 78
х с
К1
х л
R л
К1
х т р
К2 Rт р
Z*к, в.о. 0,27 2,25 3,42 3,43
І х а в т
КЗ, кА 1,85 2,24 1,61 1,6
іуд, кА 3,71 5,8R3 а в т 2,46 2,62
х ш
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі
110 кВ Rш
К2
Розрахунок струму однофазного кхо ар в от 1 т к ого замхи а вк т а 2 н н я здійснюємо у
відносних одиницях. Для розрахункової сRхе м и (рисуноRк 6 .2), що містить точку
К3 К4 ав т 1 ав т 2
А однофазного короткого замикання, складаємо схему заміщення (рисунок
6.2), користуючись рекомендаціями та припухщ я 1 е н нями, вкхаз яа 2 н и ми у [1, 3, 4, 5].
Для розрахунку струму однофазногоR я з 1а м икання Rна я 2 з е млю приймаємо
електричну схему трансформатора 110/10 кВ і склада
Т П 1 Т П 2 К3 є мо схемКу4 з а міщення
(рисунок 1.4) зі струмом короткого замиканням в точці А.
Т П 1 Т П 1
S А
кз
х с х л А х т р 1 х т р 2
Рисунок 6.2 − Електрична схема і схема заміщення для розрахунку
х с 0 однхо лф 0 а А з н о гох К т р З 1 0 х т р 2 0
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях. За базисні умови
приймаємо: U к 0
− базисна потужність − Sб = 100 МВА;
− базисна напруга − Uб1 = 115 кВ;
− базисний струм визначаємо за формулою Ли с т
Из м . Л и с т № д о к у м . По д п . Д а т а
Ко п и р о в а л S Фо р м а т A4
I б
б = .
3 Uб
Відповідно:
100
− базисний струм І ступеня: Iб1 = = 0,5 кА;
3 115
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 79
Ин в . № п о д л . По д п . и д а т а Вз а м . и н в . № И н в . № д у б л . По д п . и д а т а
На базі цих схем приводимо схему для визначення опору нульової
послідовності (рисунок 6.3). Розрахунок ведемо у відносних одиницях [2].
Рисунок 6.3 − Схема заміщення для розрахунку опору нульової
послідовності
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії х0 (в.о.)
визначаємо через опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n,
величина якого залежить від конструктивного виконання лінії за формулою
х0 = n хпл; (6.13)
де n − коефіцієнт в залежності від типу монтажу лінії, для одноланцюгової
лінії зі сталевими тросами n = 3.
Підставивши у формулу (6.13) відповідні значення, отримаємо
індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії (в.о.)
х0 =30,06= 0,18.
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від
схеми з’єднання обмоток трансформатора − при схемі з’єднання зірка з
нульовим виводом − трикутник (рисунок 6.3) мають такі ж значення, як і
прямої послідовності.
Потужність однофазного короткого замикання S (1)
к (кВА) на шинах 110
кВ районної підстанції визначаємо через потужність трифазного КЗ за
формулою
S(1) = k S(3)
к к ; (6.14)
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 80
де k − коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ від шин районної
підстанції, 0 k 1,5, при КЗ у віддаленій точці (поблизу трансформатора
ГПП), приймаємо k = 1,5.
Підставивши у формулу (6.14) відповідні значення, отримаємо
потужність однофазного короткого замикання на шинах 110 кВ районної
підстанції (кВА)
S(1)
к =1,5 2900 = 4350 кВА.
Струм однофазного КЗ І (1)
к (кА) на шинах районної підстанції
визначаємо за виразом
(1)
I(1) S
= к , (6.14)
к
3 U1
де U1 − номінальна напруга на шинах заводської підстанції, кВ; U1 =110 кВ.
Підставивши у формулу (6.14) відповідні значення, отримаємо струм
однофазного короткого замикання на шинах 110 кВ заводської підстанції
I(1) 4350
к = = 22,8 кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи хco (в.о.) визначаємо з виразу
І(1)
к 3 1
= , (6.15)
Іб хс1 + хс2 + хсо
де хс1, хс2 − відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи, в.о. Ці
опори визначаються з виразу хс1 = хс2 = хс, ( хс = 0,034 – визначається раніше).
З виразу (6.15) знаходимо хсо (в.о.)
3 1 І
х б
с0 = − хс1 − хс2;
Ік
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 81
3 15,5
хс0 = − 0,034 − 0,034 = 0,65.
22,83
Згідно з рисунком 6.3 визначаємо сумарний опір схеми нульової
послідовності х0 (в.о.) для однофазного струму КЗ як паралельне з'єднання
двох віток
(хс0 + хл0)(хтр10 + хтр20)
х0 = ;
(хс0 + хл0) + (хтр10 + хтр20)
(0,65+ 0,22)(1,67 +1,67)
х0 = = 0,69.
(0,65+ 0,22) + (1,67 +1,67)
Струм однофазного КЗ І (1)
кзА (кА) у віддаленій точці А визначаємо за
виразом
І(1) 3 1 І
= б , (6.16)
кзА
хрез1 + хрез2 + х0
де хрез1 = хрез2 = хс1 + хл1 = 0,034 + 0,22 = 0,254.
Підставивши у формулу (6.16) відповідні значення, отримаємо струм
однофазного короткого замикання у точці А
І(1) 3 15,5
кзА = = 24,63 кА.
0,245 + 0,254 + 0,18
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП.
ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 82
ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
Вибір типу, потужності та інших параметрів головної понижуючої
підстанції (ГПП), а також її місцезнаходження повинні обумовлюватися
значеннями і характером навантаження та розміщенням їх на генеральному
плану підприємства. При цьому повинні ураховуватися також архітектурно-
будівельні і експлуатаційні вимоги, розміщення технологічного обладнання,
умови навколишнього середовища, вимоги вибухо-пожежної та екологічної
безпеки. Схеми електричних з'єднань підстанцій і розподільчих установок
повинні вибиратися виходячи з загальної схеми електропостачання
підприємства і задовольняти наступним вимогам [1, 2]:
– забезпечувати надійність електропостачання споживачів і
перетікання потужності по магістральним зв'язкам у нормальному і після
аварійному режимах;
– ураховувати перспективу розвитку;
– допускати можливість поетапного розширення;
– широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги
протиаварійної автоматики;
– забезпечувати можливість проведення ремонтних і
експлуатаційних робіт на окремих елементах схеми без відключення
сусідніх приєднаній.
ГПП призначена для зниження напруги до величини розподільчої
мережі підприємства та розмноження виводів для окремих груп споживачів [1,
4].
ГПП бувають двох видів: тупикові та прохідні. Тупикові підстанції
передбачають дві незалежні лінії до кожного з трансформаторів від джерела
живлення (районної підстанції). Прохідні підстанції являють собою
підключення двох трансформаторів в розріз лінії з двостороннім живленням
[4].
В конструктивному плані підстанцію можна розділити на дві частини:
високовольтна частина та розподільний пункт на 10 кВ [4].
В більшості випадків підключення трансформаторів відбувається від
повітряної лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввод [4].
До комутаційної апаратури високої напруги відносяться роз’єднувачі з
заземлюючими ножами, високовольтні вимикачі, трансформатори струму та
вимірювальні трансформатори напруги, а також розрядники. Використання
замість високовольтних вимикачів струмовідокремлювачів та
короткозамикачів небажано в зв’язку з їх нестійкою роботою в зимовий
період. Між двома лініями на підстанції, як правило, робиться ремонтна
перемичка з двома роз’єднувачами та високовольтним вимикачем [4].
Трансформатори підстанції бувають двообмотковими та
триобмотковими з регулюванням напруги під навантаженням. Двохобмоткові
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 83
трансформатори потужністю 25, 40 і 63 МВА виконуються з розщепленою
вторинною обмоткою. Для трансформатора потужністю 25 МВА виводи
вторинних обмоток в більшості випадків перемикають. Для аналогічних
перемикань в трансформаторах 40 і 63 МВА необхідне економічне
обґрунтування [4].
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв
[4].
Для підстанцій середніх та крупних підприємств основними
параметрами, що визначають конструктивне виконання елементів і побудову
високовольтної лінії напругою 35-220 кВ є: сполучення номінальних напруг,
кількості та потужності трансформаторів, схеми приєднання до мережі вищого
рівня та компенсація реактивної потужності [2].
Для обґрунтування вибору напруги зовнішньої мережі нашого
підприємства, ми скористаємося рекомендаціями, завдяки яким напруги
вибирають не на основі конкретного техніко-економічного розрахунку, а на
базі заздалегідь виконаного техніко-економічного аналізу приведених витрат
на зовнішнє електропостачання підприємств даного типу. У цьому випадку ми
не враховуємо деякі приватні чи місцеві фактори, однак виконання не
прив’язаних до конкретних умов рекомендацій забезпечує більш
перспективний розвиток електропостачання промислового району в цілому
[4].
В основу техніко-економічних розрахунків покладені дві принципові
схеми електропостачання промислового підприємства [4, 8]:
− від районної підстанції без проміжної трансформації з урахуванням
наявності на районній понижуючої підстанції (РПС) вільної потужності на
порівнюваних напругах;
− від РПС з установкою на ній трансформаторів чи
автотрансформаторів. При цьому враховуються частка витрат і вартість утрат
за коефіцієнтом, що визначається як відношення
Sр
4, (7.1)
Sп
де Sр – потужність трансформаторів на РПС, МВА; в нашому енергетичному
регіоні використовують автотрансформатори типу АТДЦТН-200000/220/110, з
потужністю первинної обмотки Sном(ВН) = 200 МВА, а вторинної обмотки
Sном(НН) = 100 МВА; Sп – потужність трансформаторів на головній
понижуючій підстанції промислового підприємства, МВА; (для даного типу
підприємств номінальна потужність трансформаторів ГПП складає приблизно
Sп = 20 МВА).
Відповідно умова (7.1) буде виконуватися
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 84
100
= 5 4.
20
Для зовнішнього електропостачання промислових підприємств
використовуються всі передбачені міждержавним стандартом (ГОСТом)
напруги: 35, 110, 220 та 330 кВ за винятком 150 кВ, застосування якої
обмежене [1, 2, 3]. При цьому на вартість будівництва ліній електропередачі в
умовах міської та промислової забудови введений підвищувальний коефіцієнт
1,6 для ПЛ 35−110 кВ і 1,62 для ПЛ 220−330 кВ [2, 4].
Розглянувши усі вищевикладені умови вибору напруги живлячої мережі
обираємо схему живлення підприємства від РПС, без проміжної
трансформації з урахуванням наявності на ГПП вільної потужності на
порівнюваних напругах. Живлення підприємства виконано силовою ПЛ 110
кВ, що прокладена на залізобетонних проміжних опорах та сталевих анкерно-
кутових опорах.
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
Апарати, які застосовують в електроустановках, повинні задовольняти
умовам довготривалої номінальної роботи, режиму перевантаження
(форсований режим) та режиму можливих коротких замикань [4].
Апарати також повинні відповідати умовам навколишнього середовища,
виду установки (відкрита чи закрита), температурі, вологості, запиленості та
іншим показникам [4].
До силової апаратури мережі живлення відносяться комутаційні апарати
РУВН (вимикачі і роз’єднувачі та ін.), які вибираються по максимальному
струму і номінальній напрузі і перевіряються на електродинамічну і термічну
стійкість до струмів КЗ. Результати вибору зводяться в таблицю 7.1, 7.2 та 7.3.
Таблиця 7.1 – Вибір високовольтного вимикача
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =110 кВ Uн = 110 кВ
Імах = 27,8 А Ін= 2000 А
іуд = 4,77 кА Iм.м.ск = 31,5 кА
Int = 3,37кА Iвідкл = 31,5 кА
Вк = І 2 2 2 2
t= tф = 3,37 3 = 34,1 Вк = Ітер tтер = 31,5 3= 2977
де Iм.м.ск – номінальний допустимий струм термічної стійкості вимикача на
проміжок часу tтер , с;
В – тепловий імпульс струму, що характеризує кількість теплоти, яка
к
виділяється в апараті під час дії струмів КЗ;
Iвідкл – струм спрацювання апаратів захисту, кА;
t – час спрацювання апарату захисту, с.
ф
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 85
Приймаємо до установки вакуумний вимикач типу ВБП–110III–
31,5/2000 УХЛ1 (рис. 7.1).
Рисунок 7.1 − Вимикач ВБП–110III–31,5/2000 УХЛ1
Таблиця 7.2 – Вибір роз'єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =110 кВ Uн = 110 кВ
Імах =27,85 А Ін= 1000 А
іуд = 4,77 кА Iм.м.ск = 80 кА
Int = 3,37 кА Iвідкл = 21,5 кА
Приймаємо до установки роз’єднувач типу РДЗ-2-110/1000 У1 (рис.
7.2).
Рисунок 7.2 – Роз’єднувач типу РДЗ-2-110/1000 У1
Таблиця 7.3 – Вибір трансформатора струму
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =110 кВ Uн = 110 кВ
Імах =27,85 А Ін = 100 А
іуд = 4,77 кА Iм.м.ск = 42 кА
Вк = І 2
t= tф = 4,772 3= 68,26 В = І 2
к тер tтер = 422 3 =10584
Трансформатори струму перевіряємо додатково по вторинному
навантаженню. До трансформаторів струму на стороні 110 кВ підключаються
тільки амперметри у всіх трьох фазах. Вторинне навантаження амперметра
типу Э-350, Sприл= 0,5 ВА.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 86
Номінальне навантаження для обраних трансформаторів струму
S r
ном =15 ВА 2ном =1,2 Ом .
Опір приладу r2прил
Sприб
r = , (7.2)
2прил
І2
ном
0,5
r2прил = = 0,02 Ом.
52
Опір з’єднувальних проводів rпров
S − I2
2Н 2Н (rприл + rк )
r = . (7.3)
пров
I2
2Н
S2Н − I2
2Н (rприл+ rк ) 15 52 (0,02 + 0,1)
rпров = = =1,8 Ом.
I2 2
2Н 5
де 0,1 – опір контактних з’єднань, Ом.
Переріз з’єднувальних проводів (алюмінієвих) при довжині 7 м і
з’єднанні вторинних обмоток трансформаторів струму в повну зірку
ρ l
F = , (7.4)
пр
rприл
0,02 7
Fпр = = 0,28 мм2
0,5
Приймаємо відповідно до вимог ПУЕ, контрольний кабель з
алюмінієвими жилами перерізом 4 мм2 , марки АКРБГ.
Приймаємо до установки трансформатор струму типу ТФЗМ-110Б-1У1
(рис. 7.3).
Рисунок 7.3 – Трансформатор струму типу ТФЗМ-110Б-1У1
Для захисту від грозових та комутаційних перенапруг приймаємо до
установки розрядник типу РВС-110 (рис. 7.4).
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 87
Рисунок 7.4 – Розрядник типу РВС-110
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення [4].
Високовольтні вимикачі на напругу 10 (6) кВ вибираються так, як і на
напругу 110 кВ; при виборі слід орієнтуватися на сучасні вимикачі. Умови
вибору вимикача навантаження напругою 10 (6) кВ ті ж самі, що і силових
вимикачів. У якості вимикачів навантаження використовуються вимикачі типу
ВН, ВНП та інші сучасні [4].
Результати вибору ввідного вимикача зводимо в таблицю 7.4, а
секційного вимикача – в таблицю 7.5.
Обираємо по каталогу високовольтної апаратури для установки на
вводах від силового трансформатора в ЗРУ-10 кВ вакумні вимикачі.
Максимальний розрахунковий струм навантаження на стороні 10 кВ силового
трансформатора ТМЗ-4000/10 становить, А.
Таблиця 7.4 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =10 кВ Uн =10 кВ
Імах =399,4А Ін = 630 А
іуд = 3,7 кА Iм.м.ск = 52 кА
Int= 1,91 кА Iвідкл = 20 кА
В = І 2 t 2 2 2
к t= ф = 3,7 0,15= 2,05 Вк = Ітер tтер = 52 0,15= 405,6
Sроз
Ір10 = , (7.5)
3 × Uн
7609,19
Ір10 = = 399,4 A.
3 ×11
Приймаємо вакуумний вимикач типу ВВЭ-10-20/630 (рис. 7.5).
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 88
Таблиця 7.5 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =10 кВ Uн =10 кВ
Імах =199,7 А Ін= 630 А
іуд = 3,7 кА Iм.м.ск = 52 кА
Int= 1,91кА Iвідкл = 20 кА
В 2 2 2 2
к = Іt= tф = 3,7 3= 41,07 Вк = Ітер tтер = 52 3= 8112
Sроз / 2
Ір10 = , (7.6)
3 × Uн
7609,7 / 2
Ір10 = =199,7 A.
3 ×11
Приймаємо до установки вакуумний вимикач навантаження ВВЭ-10-
20/630У3 (рис. 7.5).
Рисунок 7.5 – Вакуумний вимикач ВВЭ-10-20/630
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, згідно ПУЕ (пункти 1.6.6 – 1.6.8), вибирають
за номінальною напругою, первинному та вторинному струмам, за родом
встановлення, конструкції, класу точності та перевіряють на термічну
стійкість при короткому замиканні. Попередньо обираємо трансформатор
струму напругою 10 кВ типу ТОЛ-10 (800/5).
Результати вибору трансформатора струму, що розташований у
ввідному колі приведено в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 − Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 89
Uн =10 кВ Uн =10 кВ
Імах =399,4 А Ін =400 А
іуд = 3,7 кА Iм.м.ск = 70 кА
Вк = І 2 2 2 2
t= tф = 3,7 2 = 27,38 Bк=І t= tт.с = 70 1= 4900
Трансформатори струму перевіряємо по вторинному навантаженню.
Для обраних трансформаторів струму номінальне навантаження вторинної
обмотки при cos = 0,8 і класу точності 0,5 складає S ,
ном = 20 ВА r2ном = 0,8
Ом Номінальний струм вторинної обмотки I А. До трансформаторів
2H = 5
струму встановлених на вводах 10 кВ від силових трансформаторів,
підключаються амперметр, ватметр, варметр, лічильники активної і реактивної
енергії. Відповідні дані наводяться у таблиці 7.7.
Таблиця 7.7 – Розрахунок вторинного навантаження трансформаторів
струму
Навантаження фази, ВА
Прилад тип
А С
Амперметр Э-365 0,5 -
Ватметр Д-335 0,5 0,5
Варметр Д-335 0,5 0,5
Лічильник активної енергії СА3-И680 2,5 2,5
Лічильник реактивної енергії СР4-И689 2,5 2,5
Всього: 6,5 6,0
Найбільш завантажений трансформатор фази А Sприл = 6,5 ВА .
Загальний опір струмових котушок приладів
Sприл 6,5
rприл = = = 0,26 Ом,
І 2 52
2
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильник активної та
реактивної енергії та ні.), Sприл = 6,5 ВА ,
Опір контактів rк = 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів
S 2
2 Н − I2 Н ( rприл + rк )
rпров = . (7.7)
I 2
2 Н
6,5 52 (0,26 + 0,1)
rпров = = 0,06 Ом.
52
Переріз з’єднувальних провідників при з’єднанні вторинних обмоток
трансформаторів струму в неповну зірку і довжині провідників l=7м
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 90
ρ l
Fпр = , (7.8)
rприл
0,02 7
F = = 2,33 мм2
пр
0,06
Приймаємо згідно ПУЄ, контрольний кабель з алюмінієвими жилами
перерізом 2,5 мм2
rпров.ф + rприл rн = 0,6;
0,06+0,26˂0,6.
Приймаємо до встановлення шинні трансформатори струму типу ТПЛ-
10, 300/5.
Оскільки умова виконується, то обраний трансформатор струму
забезпечить допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
Вибір трансформаторів напруги в мережі 10 кВ виконуємо згідно ПУЕ
(пункт 1.6.9). Для цього виконуємо розрахунок навантаження основної
обмотки трансформатора. Розрахунок виконаємо в таблиці 7.8.
Згідно з розрахунковим навантаженням трансформатора, що дорівнює
Sф = 472 ВА, вибираємо трансформатор напруги типу НТМИ-10-66 УЗ
потужністю Sн = 500 ВА. Оскільки номінальна потужність трансформатора
більша розрахункової потужності навантаження, то трансформатор буде
працювати в класі точності 0,5 з допустимою похибкою.
Таблиця 7.8 − Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
споживається
Прилад Тип
Р,
Q, вар S, ВА
Вт
Вольтметр Э-335 2,0 1 1 0 1 2,0 − 2,0
Лічильник
активної СА-И670М 2,5 3 0,38 0,925 1 7,5 18,2 19,7
енергії (ввід)
Продовження таблиці 7.8.
Лічильник СР-И676 2,5 3 0,38 0,925 1 7,5 18,2 19,7
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 91
Споживана
потужність однієї
котушки, Вт
Кількість
котушок, шт
cosφ
sinφ
Число
приладів, шт
реактивної
енергії (ввід)
Лічильник
Активної
СА-И670М 2,5 3 0,38 0,925 11 82,5 200,2 216,7
енергії
(лінії 10 кВ)
Лічильник
реактивної
СР-И676 2,5 3 0,38 0,925 11 82,5 200,2 216,7
енергії
(лінії 10 кВ)
Всього 180 436,8 472,8
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ 1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМИ–10 (рис. 1.13).
Рисунок 7.6 – Трансформатор напруги НТМИ–10
Розрахунок навантаження основної обмотки трансформатора
виконаємо в таблиці 7.9.
Таблиця 7.9 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
cosφ споживається
Прилад Тип Кількість
tgφ P, Q, S,
Вт вар ВА
Вольт метр Е-377 1 0,36 0,016 0,024 0,028
Лічил ьник СО-І466 2 0,55 0,032 0,037 0,048
Всьо го: - - - 0,048 0,061 0,077
Оскільки, номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в
класі точності 0,5 S2H =120 ВА більше S = 0,077 ВА, то він буде працювати
ф
з допустимою похибкою.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 92
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Кабелі і шини вибирають за номінальними параметрами (струмом і
напругою) і перевіряють на термічну і динамічну стійкість при КЗ.
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання визначаємо за формулою
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання, згідно ПУЕ (розділ 1.4.16 – 1.4.18), визначаємо
за виразом
Іt= tф
Fmin = , (7.9)
С
де tф – фіктивний термін дії струмів к.з., А;
Іt= – ударний струм КЗ, що діє на вибраний нами відрізок лінії, кА;
С – коефіцієнт, що визначається обмеженням допустимої температури
нагрівання кабелю в залежності від його матеріалу, А c2 /мм2 [12]. Для
алюмінієвого кабелю 10 кВ С=83.
4320 0,2
Fmin = = 23,3мм2,
83
Фіктивний термін дії КЗ можна визначити по виразу
tф = tзах + tвідкл, (7.10)
де tзах – тривалість дії захисту, с;
t – тривалість дії вимикача апаратури, с.
відкл
tф = 0,08 + 0,12.
Аналогічно виконуємо перевірку інших відрізків високовольтних
кабельних ліній, що застосовуються в нашому проєкті.
Лінія ГПП – ТП4 виконана кабелем перерізом F = 16 мм2. Цей переріз
більший за допустимий, тому він повністю задовольняє умовам термічної
стійкості під час дії ударних струмів КЗ.
Аналогічно виконуємо перевірку інших високовольтних кабелів, що
використовується для розподілу електричної енергії по території заводу.
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1кВ,
з якої найбільш поширена − напруга 0,4 кВ [3, 6].
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 93
Вибір схеми і конструктивне виконання цехової мережі залежить від
таких факторів, як вимоги до надійності електропостачання і резервування,
режими роботи електроприймачів, розміщення їх по території цеху,
номінальний струм та напруги. Суттєве значення має мікроклімат виробничих
приміщень. Класифікація приміщень приведена в гл. 1.1 ПУЕ [1].
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняють за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
По способам ізоляції мережі діляться на дві групи: виконані оголеними
проводами і шинами ( повітряні лінії і струмопроводи) і виконані кабелями і
ізольованими проводами (електропроводки) [3, 6].
Повітряні лінії напругою до 1000 В застосовують для розподілу
електроенергії по економічним міркуванням, зручності експлуатації тощо. На
промислових підприємствах повітряні лінії знаходять обмежене застосування;
для живлення окремих споживачів невеликої потужності і в якості мереж
зовнішнього освітлення [6].
Кабельні лінії – найбільш поширені елементи цехової електричної
мережі.
У цеховій мережі використовуються шино проводи різного призначення
та конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
Цехові мережі виконують за радіальною, магістральною або змішаною
схемами [6].
Радіальна схема конструктивно виконується по чотирьохступінчатому
принципу (рис. 8.1), а саме: енергія від розподільчого пристрою 0,4 кВ через
живлячі кабелі типу АВВГ і ААШв передається до розподільчих щитів типу
ПР11. Мережа від розподільчих щитів виконується проводом АПВ, який
прокладено в трубах, чи кабелем АВВГ, який прокладено на кабельних
конструкціях. В якості захисних апаратів застосовуються автоматичні
вимикачі з комбінованим розчіплювачем: тепловий розчіплював виконує
захист мережі від перевантажень електромагнітний – від струмів К.З. Умови
прокладання живлячих провідників регламентуються ПУЕ [1].
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька переваг
перед магістральною: високу і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
безпеки і надійність роботи. При коротких замиканнях припиняють роботу
один або декілька електроприймачів, підключених до ушкодженої лінії, решта
продовжують роботу [3].
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 94
Усі споживачі можуть лишитися живлення тільки при ушкодження на
шинах ТП, що мало ймовірно внаслідок достатньої надійності конструкції
шаф комплектної трансформаторної підстанції [6].
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька переваг
перед магістральною: високу і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
безпеки і надійність роботи. При коротких замиканнях припиняють роботу
один або декілька електроприймачів, підключених до ушкодженої лінії, решта
продовжують роботу [6].
Усі споживачі можуть лишитися живлення тільки при ушкодження на
шинах ТП, що мало ймовірно внаслідок достатньої надійності конструкції
шаф комплектної трансформаторної підстанції [6].
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 [3,
6].
Магістральні схеми розподілу електричної енергії (рис. 8.2)
забезпечують споживачам під’єднання до любої точки магістралі. Магістралі
можуть поєднуватись до РЩ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів [6].
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 95
Рисунок 8.2 – Магістральна схема цехової електричної мережі
1 – магістральний шинопровід, 2 – розподільчий шинопровід,
3 − електроприймачі
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються
при живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовується шинопроводи, кабелі і проводи [3, 6].
Як правило, у чистому вигляді радіальні або магістральні схеми
застосовуються рідко, зазвичай, на практиці більше розповсюджені змішані
схеми [3].
До переваги магістральних схем слід віднести спрощення щитів
підстанцій; висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати
технологічне устаткування без переобладнання мережі; використання
уніфікованих елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними
способами [6].
Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна , так як при зникненні
напруги на магістралі всі під’єднані до неї споживачів втрачають живлення.
Застосування шинопроводів призводе до збільшення витрат провідникового
матеріалу. В залежності від характеру підприємства, розміщення
електроспоживачів і умов навколишнього середовища силові мережі можуть
виконуватися по змішаній схемі розподілу енергії [6].
У цехах з декількома ТП для підвищення надійності електропостачання
магістральні мережі живляться від декількох підстанцій та секціонуються
нормально відключеними автоматичними вимикачами, що показано на
рисунку 8.3.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 96
Рисунок 8.3 – Магістральна схема цехової електричної мережі з
резервуванням магістралей
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способу її виконання
здійснюється при проєктуванні на основі вивчення технології виробництва,
умов оточуючого середовища, вимог електробезпеки та пожежної безпеки
згідно ПУЕ [1].
Розміщення технологічного обладнання на плані цеху, надійність
електропостачання електроприймачів, номінальні напруги, потужності
електроприймачів, відстань від центру живлення, характер навантаження, та
його розподіл по площі цеху є визначальними факторами при виборі схеми та
конструкції цехової електромережі [6].
Враховуючи ступінь надійності електрозабезпечення відповідальних
споживачів а також характер роботи встановленого допоміжного обладнання
та конструктивні особливості приміщення, приймаємо радіальну схему
живлення споживачів цеху.
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
Проєктування освітлювальних установок складається з світлотехнічної
та електричної частин [7].
В світлотехнічної частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічають найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні
характеристики освітлювальних установок [7].
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі [7].
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.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 97
На промислових підприємствах близько 10% енергії, що споживається,
витрачається на електричне освітлення.
Правильне виконання освітлювальних установок сприяє
раціональному використанню електроенергії, поліпшенню якості продукції,
знижує стомлення робітників, зменшує кількість аварій та випадків
травматизму.
Проєктування освітлювальних установок складається з світлотехнічної
та електричної частини [3, 7].
В світлотехнічній частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічаються найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні
характеристики освітлювальних установок.
Електрична частина включає в собі визначення розрахункового
навантаження освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки,
вибір раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Першим етапом проєктування системи освітлення є його аналіз,
необхідний для повного уявлення про об’єкт освітлення. На другому етапі
обирається вид і система освітлення [7].
Норми освітлення побудовані на основі класифікації робіт, основною
ознакою яких є найменший розмір об’єктів, що розрізняються в залежності від
розряду робіт, що виконуються, коректуються рівні освітленості, якісні
показники освітлювальних установок, до яких відноситься показник
засліпленості, пульсації освітлюваності, кольоропередача, нерівномірність
розподілу освітленості [7].
Світлотехнічна частина проєкту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників [3, 7].
При проєктуванні освітлювальної частини необхідно також врахувати
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 правильного вибору
системи освітлення [7].
Систему загального освітлення застосовують для освітлення всього
приміщення в тому числі і робочих поверхонь. Загальне освітлення може
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним розміщенням
світильників під стелею освітлювального приміщення. Освітлення з
рівномірним розміщенням світильників застосовують, якщо у виробничих
приміщеннях виробниче устаткування розміщене рівномірно по всій площі з
однаковими умовами зорової роботи і необхідно забезпечити рівномірне
освітлення. Якщо у приміщенні є робочі поверхні, що вимагають різних умов
освітлення, то для створення на них необхідної освітленості необхідно
світильники розміщувати локалізовано в залежності від розміщення робочих
поверхонь або виробничого устаткування.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 98
Локалізоване освітлення необхідно передбачити в приміщеннях із
стаціонарним крупним устаткуванням, у приміщеннях, де робочі місця
розміщені групами, зосереджені на окремих дільницях, а також у
приміщеннях, на різних дільницях яких виконуються роботи різної точності,
що вимагають не однакових рівнів освітленості [7].
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого)
застосовують у приміщеннях з точними зоровими роботами, які вимагають
високого рівня освітленості. Освітленість робочих місць, що створюють
світильники загального освітлення при комбінованій системі, має становити
10 % від нормативної для комбінованого освітлення. Використання в
приміщенні тільки місцевого освітлення нормами заборонено.
За функціональним призначенням електричне освітлення поділяють на
робоче, аварійне, спеціальне (чергове), охоронне, вказівне [3, 7].
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 виробничого процесу, а також порушення роботи відповідних
об’єктів (водопостачання, вузли зв’язку, пожежні пости). Це освітлення
називають аварійним освітленням для продовження роботи, воно має
створювати на робочих місцях не менше 5 % нормованого робочого
освітлення при системі загального освітлення, але не менше як 2 лк [7].
8.2.2 Розрахунок освітленості
Спеціальних вимог до якості освітлення не ставиться. Розряд і під
розряд зорової роботи ІІв+1, показник засліпленості Р=20, коефіцієнт
пульсації – Кп=20% [1, 7].
Приміщення закрите опалюване умови нормальні, відносна вологість
не вище 60%. Стіни пофарбовані світлою водно-дисперсною фарбою,
поштукатурені, перекриття білою фарбою. Виходячи з особливостей
будівельних конструкцій і умов середовища, визначаємо коефіцієнти відбиття
світла [8].
При розрахункові приймаємо наступні габаритні розміри цеху:
− висота H = 6 м;
− довжина А = 68 м;
− ширина В = 62 м.
Для даного приміщення приймаємо згідно [7]:
− коефіцієнт відбиття від стелі п = 50%;
− коефіцієнт відбиття від стін с =10%;
− коефіцієнт відбиття від робочої поверхні р.п =10%;
− розряд зорової роботи — вищої точності.
Для роботи даного цеху з технологічними установками та верстатами
визначаємо мінімальну освітленість загального освітленя Ен = 200 лк [7].
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 99
Враховуючи висоту приміщення Н = 6 м обираємо для освітлення
світильники з лампами типу ДРИ.
Для освітлення приміщення можливо використання світильників з
кривими сили світла різних типів. Для даного приміщення обираємо
світильники з типовою кривою сили світла типу Д.
Визначаємо висоту підвісу світильника над робочою поверхнею по
виразу
Hp = H − hp − hc = 6 −1− 0,5 = 4,5 м,
де Н − висота приміщення, Н = 6 м;
hр − висота розташування робочої поверхні від рівня підлоги, приймаємо
hp = 1 м (рекомендовано hp = 0,8÷1,2 м [8]);
hc − відстань від стелі до світильника, приймаємо hp = 0,5 м (рекомендовано
для світильників з лампами типу ДРИ — hс = 0,5);
Розраховуємо індекс приміщення за виразом
A B 68 62
i = = 7,21.
Hp (A + B) 4,5 (68+ 62)
Розраховуємо світильник з КСС типу Д (косинусна), для якого
L
приймаємо значення відносної відстані = =1,5 .
Нр
Знаючи висоту підвісу світильника над робочою поверхнею Нр = 4,5 м і
L
величину відносної відстані = =1,5 , розраховуємо відстань між
Нр
світильниками L
L = Hp =1,5 4,5 = 6,75 м.
Визначимо кількість рядів світильників при відстані між рядами LB = L
= 6,3 м і ширині приміщення В = 62 м
В 62
пр = = = 9 .
LB 6,3
Визначимо кількість світильників у ряді при відстані між світильниками
LА = L = 6,3 м і довжині приміщення А = 70 м
A 68
пс.р. = = = 10 ,
LB 6,75
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 100
приймаємо найближче більше ціле значення пс.р = 10.
Загальна кількість світильників
псв = пр пс.р. = 9 10 = 90 .
Для світильника з КСС типу Д, приміщення з індексом і = 7,18 та
коефіцієнтами відбиття ρп = 50%, ρс = 30%, ρр = 10% визначаємо коефіцієнт
використання світлового потоку ηв =86% [8].
Визначаємо потрібний світловий потік лампи по виразу
100 Ен А В z k 100 200 68 62 1,11,3
ФП =
з = =10578,5 лм,
n в 90 86
де Ен — значення освітленості, що рекомендується, Ен = 200 лк;
z — коефіцієнт нерівномірності освітлення z = 1,1 [7];
kз — коефіцієнт запасу лампи, що враховує забруднення і старіння лампи в
процесі експлуатації kз = 1,3 — для ламп ДРЛ [7];
ηв — коефіцієнт використання світлового потоку лампи, що враховує тип
світильника, коефіцієнти відбиття стелі ρп, стін ρс, робочої поверхні ρр
й індекс i приміщення , ηв = 86%;
п — кількість світильників, п = 84.
Виходячи з умови 0,9 ФП Фсв 1,2 ФП , обираємо лампи
світлодіодного типу зі світловим потоком Фл = 12500 лм і потужністю Рл =
140 Вт, та світильник з КСС типу Д та ККД
св = 0,8
0,9 ФП Фл св 1,2 ФП ;
0,9 10578,512500 0,81,2 10578,5 ;
9520,7 10000 12694,2 .
Визначаємо сумарну потрібну потужність освітлювальної установки по
виразу
Рå = Рл n =14090 =12,6 кВт.
Розташовуємо світильники у приміщенні.
Розрахуємо відстань між рядами LB, виходячи з виразів для розрахунку
відстані від крайнього ряду до стіни lB:
B−LB (np −1)
lB = 0,3 LB = ;
2
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 101
2 0,3 LB = B − LB (np −1);
B = 0,6 LB + LB (np −1) = LB (0,6 + np −1) = LB (np − 0,4);
B 62
LB = = = 8,8 м.
np − 0,4 7 − 0,4
Тоді відстань від крайнього ряду до стіни lB
lB = 0,3L = 0,38,8= 2,64 м. B
Розрахуємо відстань між світильниками у ряді LА, виходячи з виразів для
розрахунку відстані від крайнього світильника у ряді до стіни lА:
А −LА (nсв.p −1)
lА = 0,3 LА = ;
2
2 0,3 LА = А − LА (nсв.p −1);
А = 0,6 LА + LА (nсв.p −1) = LА (0,6 + nсв.p −1) = LА (nсв.p − 0,4);
А 68
L = = = 6,2 м. А
nсв.p − 0,4 12 − 0,4
Тоді відстань від крайнього світильника у ряді до стіни lА
lА = 0,3LА = 0,36,2 =1,86 м.
Перевірочний розрахунок.
Перевірочний розрахунок проводимо точковим методом [7].
Визначаємо відстані d1, d2 від точки А, яка знаходиться на робочій
поверхні до проекцій світильників на робочу поверхню
2 2 2 2
LA L 6,2 8,8
d1 = + B
= + = 4,51 м;
2 2 2 2
2 2 2 2
3 LA LB 3 6,2 8,8
d2 = + = + =10,23 м;
2 2 2 2
Визначаємо (рисунок 8.1) освітленості е1 i е2 які створюють наші
світильники з Фл = 12500 лм, КСС типу Д на відстанях d1 = 4,51 м i d2 = 10,23 м
при висоті підвісу світильників над робочою поверхнею Нр = 4,5 м.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 102
α
R
Hр
I
α
Iα
А d
Рисунок 8.1 – Визначення освітленостей е1 i е2
Визначаємо кути та
1 під якими сила світла відстанях d = 4,6 м
2 1 i d2
= 10 м падає на точку А:
d 4,51
1 = arctg 1
= arctg
= 45;
Hр 4,5
d 10,23
2 = arctg 2
= arctg
= 67.
Hр 4,5
Визначаємо значення сили світла світильника з КСС типу Д та умовною
лампою зі світловим потоком Фл = 1000 лм під кутами 1 = 45 та 2 = 66 :
I = I0 cos(n0 1) =330 cos(145) = 233,1 кд;
1
I = I0 cos(n0 2 ) =330 cos(167) =128,9 кд.
2
Визначаємо освітленість в точці А, створювану одним світильником з
умовною лампою зі світловим потоком Фл = 1000 лм під кутами = 45 та
1
2 = 66 :
I cos31 483 cos3 45
e 1
1 = = = 4,11 лк;
H2 2
p 4,5
I cos3 3
2 2 128,9 cos 67
e2 = = = 2,07 лк.
H2 2
p 4,5
Так, як освітленість е1 буде створюватися чотирма світильниками, і
освітленість е2 — чотирма, то сумарна освітленість яка створюється
світильниками з умовними лампами зі світловим потоком 1000 лм на відстанях
d1 i d2 буде дорівнювати
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 103
2
Е =еп = 4 е1 + 4 е2 = 4 4,11+ 4 2,07 = 24,7 лк.
п=1
6.13.5. Розраховуємо освітленість, яка буде створена в точці А
світильниками зі світлодіодними лампами зі світловим потоком Фл = 12500 лм,
враховуючи ККД = 0,8, коефіцієнт запасу [7] kз = 1,3 та неврахованої
св
освітленості μ = 1,0
Фсв Е 12500 0,8 1,0 24,7
E = = =190,2 лк,
kз 1000 1,3 1000
де ЕΣ — розрахункова сумарна освітленність, Е = 24,7 лк;
Фсв – світловий потік прийнятого світильника, Фсв =Фл св.
Отримане освітлення не повинно відрізнятися від мінімального більш
ніж на − 20 +20 %
0,9 Етіп Е 1,1Е ;
тіп
0,9 200 190,151,1200 ;
180 190,15 220 .
Для освітлювальних установок подібного типу приймаємо − соsφ =0,5
[7], тоді tgφ=1,7.
Сумарна реактивна потужність освітлювальних установок буде
дорівнювати
Qос =12,6 1,7 = 21,42 квар.
Отримані результати добре узгоджуються з раніше отриманими
результатами попередніх розрахунків, що проводилися у п. 2.3.
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Відповідно до «Правил будови електроустановок», а також [7] для
живлення світильників загального освітлення повинна застосовуватись
напруга не вище 0,4/0,23 кВ змінного струму при заземленій нейтралі і не
вище 0,23 кВ змінного струму при ізольованій нейтралі й у мережах
постійного струму [7].
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище 0,23
кВ, що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від висоти
їхньої установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У приміщеннях з
підвищеною небезпекою і особливо небезпечних при установці світильників
загального освітлення з лампами розжарювання на висоті не менш 2,5 м при
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 104
відсутності спеціальної конструкції світильника, що виключає доступ до ламп
без застосування інструмента, використовується напруга не вище 42 В [7].
Світильники з люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В
допускається встановлювати на висоті менше 2,5 м від підлоги за умови
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин [7].
Для живлення ксенонових, дугових, металогалогенних і натрієвих ламп,
розрахованих на напругу 0,4 кВ, і пускорегулюючих апаратів для
газорозрядних ламп, що мають спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з
послідовним з’єднанням ламп), застосовується напруга не вище 400 В, у тому
числі фазна напруга системи 660/400 В з заземленою нейтраллю при
дотриманні наступних умов [3, 7]:
− введення у світильник чи ПРА має виконуватись проводом або
кабелем з мідними жилами і з ізоляцією, розрахованою на напругу не менше
ніж 660В;
− заборона введення у світильник двох чи трьох проводів різних
проводів різних фаз системи 660/400 В;
− нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою застосовуваної
напруги «0,4 кВ» при установці світильника в приміщеннях з підвищеною
небезпекою й особливо небезпечних;
− забезпечення одночасного відключення усіх фазних проводів, що
вводяться у світильник, це стосується і багатолампових світильників системи
400/230 В, за винятком світильників, які встановлюються у приміщеннях без
підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 230 В у приміщеннях без
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною
небезпекою й особливо небезпечних. Допускається застосування напруги до
230 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) [7].
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в
приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечний має
застосовуватись напруга не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах –
не вище 12 В [7].
Схеми живлення освітлювальних установок [7].
Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати [7]:
− необхідний рівень надійності живлення;
− регламентовані рівнів напруги і постійність напруги джерела
живлення;
− простоту і зручність експлуатації;
− економічність установки.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 105
У більшості випадків освітлювальні навантаження живляться від
силових цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ із заземленою
нейтраллю вторинної обмотки [7].
Використання самостійних освітлювальних трансформаторів
обмежується випадками, коли характер силового навантаження не дає
можливість забезпечити необхідну якість напруги, коли використовується для
силових навантажень напруга вище 400 В та коли система напруг 400/230 В
або 230/133 В неприпустима для освітлювальної установки за умовами
безпеки [7].
В освітлювальних мережах розрізняють живлячі і групові лінії. Живляча
лінія з’єднує джерело живлення з груповими щитками освітлення. Групові
лінії служать для приєднання світильників до групових щитків.
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати захисту
на кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ [1] струм захисних
апаратів на групових лініях не повинен перевищувати 25 А за винятком ліній,
що живлять лампи розжарювання одиничною потужністю 500 Вт і більше і
газорозрядні лампи потужністю 125 Вт і більше, у цьому випадку струм
захисного апарата не повинен перевищувати 63 А.
Кількість світильників, що підключається на одну фазу групової мережі
не повинна перевищувати [7]:
− для ламп розжарювання, ДРЛ, ДРИ і натрієвих – до 20;
− для люмінесцентних ламп – до 50;
− для ксенонових ламп потужністю 10 кВт і вище – не більше однієї.
У конструктивному виконанні живлячі лінії виконуються
чотирипровідними при мережі з заземленою нейтраллю і трифазними в
мережах з ізольованою нейтраллю. Групові лінії можуть бути однофазними
(1ф + N), двофазними (2ф), двофазними з нульовим проводом (2ф + N),
трифазними (3ф) і трифазними чотирипровідними (3ф + N). Останній вид лінії
використовується найбільш часто, тому що дозволяє зменшити переріз
провідникового матеріалу, забезпечити рівномірне навантаження фаз, знизити
коефіцієнт пульсації при живленні світильників від різних фаз.
Середня довжина трифазних чотирипровідних групових ліній для
системи напругою 400/230 В складає 80 м, для системи напруг 220/127 В – 60
м, довжина двопровідних групових ліній – відповідно 35 і 25 м [7].
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рисунок 8.2). Радіальні схеми використовуються
при високих навантаженнях групових щитків (порядку 100-200 А) і
забезпечують більш високу надійність живлення. Магістральні схеми
дозволяють заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на
розподільчих пунктах, однак мають меншу надійність живлення. Змішані
схеми одержали найбільше поширення через їхню гнучкість [3].
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 106
Рисунок 8.2 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок:
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Для споживачів третьої категорії по надійності живлення, а в деяких
випадках і для другої категорії при використанні однотрансформаторних
підстанцій для живлення силових споживачів, освітлювальні мережі як
робочого, так і аварійного освітлення живляться від цього трансформатора
(рисунок 8.3) [6]. Для підвищення надійності живлення аварійного освітлення
варто передбачити можливість його підключення до найбільш близько
розташованого іншого трансформатора за допомогою кабельної перемички
.
Рисунок 8.3 – Схема живлення освітлювальної установки від
однотрансформаторної підстанції:
1 – групові щитки робочого освітлення; 2 – щиток аварійного освітлення
При двотрансформаторних підстанціях забезпечується більш висока
надійність освітлення, коли частина освітлювальних установок живиться від
одного трансформатора, а друга – від іншого. При аварійному відключенні
одного з трансформаторів автоматичне включення резерву (АВР) по низькій
стороні забезпечить живлення освітлювальних установок від іншого
трансформатора. Система аварійного освітлення живиться перехресним
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 107
способом, тобто від іншого трансформатора по відношенню до
трансформатора робочого освітлення (рисунок 8.4) [6].
Рисунок 8.4 – Схема живлення освітлювальної установки від
двотрансформаторної підстанції
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення.
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на підставі
світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості світильників,
тобто відповідно до встановленої потужності світильників [7].
Для освітлювальних установок з лампами розжарювання розрахункова
потужність ( Рроз , кВт) визначається виразом
n
Рроз = кп Рном ,
і
i=1
де к – коефіцієнт попиту;
п
n
Р – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт;
номі
i=1
n – кількість груп світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА
n
Рроз = кп кдод Рном ,
і
i=1
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, що складає для люмінесцентних ламп зі
стартерною схемою запалювання 1,25; при безстартерних схемах запалювання
1,3; для ламп ДРЛ – 1,12; ДРИ, ДНаТ – 1,15, ДКсТ – 1,1.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 108
Коефіцієнти попиту для розрахунку навантажень робочого освітлення в
живильній мережі приведені в таблиці 8.1.
Таблиця 8.1 – Значення коефіцієнтів попиту для різних споживачів
Характеристика споживачів к
п
Дрібні будівлі виробничого характеру 1,0
Виробничі будівлі, що складаються з окремих великих прольотів 0,95
Виробничі будівлі, що складаються з декількох окремих приміщень 0,85
Проєктні і конструкторські організації 0,85
Школи, ПТУ 0,8
Підприємства суспільного харчування 0,8
Підприємства побутового обслуговування 0,8
Готелі і заклади керування 0,7
Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок мережі
аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за припустимим
струмом навантаження. Провідники освітлювальної мережі повинні
задовольняти вимоги у відношенні гранично допустимого нагрівання при
нормальних режимах роботи. Нагрівання провідників викликається
проходженням по них електричного струму. Межі нагрівання суворо
нормується ПУЕ [1], при цьому кожному перерізу проводу або кабелю в
залежності від його конструкції і роду прокладання відповідає допустимий
нормований струм (Ідоп, А). У такий спосіб у практичних розрахунках
користуються готовими таблицями довгостроково допустимих навантажень,
регламентованих ПУЕ і нормативами .
Зазначені таблиці складені для визначених температурних режимів
повітря і землі, що складають відповідно +250С та +150С, при відмінності
фактичних температур від зазначених використовується таблиця коефіцієнтів
перерахування, що приведена в ПУЕ [1].
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є
Ідоп Іроз , (8.1)
де Іроз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі [1].
Розрахунковий струм в залежності від системи виконання мережі визначається
виразами:
− для однофазних двопровідних мереж (1ф + N)
Р 103
роз
Іроз = ;
Uф cos
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 109
− для двофазних трипровідних мереж (2ф + N):
Рроз 103
Іроз = ;
2 Uф cos
− для трифазних чотирипровідних мереж (3ф + N):
P 3 3
роз 10 Pроз 10
Ipоз = = ,
3 U cos 3 Uф cos
л
де Рроз – розрахункова потужність, кВт;
Uф , Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cos – коефіцієнт потужності, cos = 0,8 .
Враховуючи, що кількість світильників, що підключаються на одну фазу
групової мережі не повинна перевищувати для ламп ДРЛ 20 штук, приймаємо
симетричне розподілення ламп.
Групові лінії освітлювальної мережі цеху виконуємо у вигляді
трифазних чотири провідних мереж (3ф+N).
Розрахунковий струм провідника від шин 0,4 кВ до магістральних
щитків робочого освітлення при обраній схемі визначається за
співвідношенням
Р 3 3
роз 10 12,6 10
Іроз = = = 23,8 А.
3 Uф cos 3 230 0,8
По отриманим даним вибираємо алюмінієвий чотирьохжильний кабель
типу АВВГ (4×25) з допустимим струмом на повітрі − 100 А [1].
Потужність аварійного освітлення згідно ПУЕ становить 10% від
загального, розрахунковий струм дорівнює Іроз. = 3 А, обираємо алюмінієвий
чотирижильний кабель типу АВВГ (4×2,5) з допустимим струмом 19 А [1].
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги. Даний
метод розрахунку передбачає забезпечення припустимих рівнів напруг на
джерелах світла.
Зниження напруги щодо номінальної пов'язано зі зменшенням світлового
потоку світильників і, у кінцевому рахунку, рівнів освітленості на робочих
місцях.
Збільшення напруги щодо номінальної зв'язано з додатковою витратою
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо
важливо для ламп розжарювання.
Відповідно до [1, 7] напруга в найбільш віддалених лампах внутрішнього
освітлення промислових підприємств і суспільних будинків, а також
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 110
прожекторних установок зовнішнього освітлення повинна бути не нижча
97,5 % U , а в найбільш віддалених лампах освітлення житлових будинків,
ном
аварійного і зовнішнього освітлення, виконаного світильниками, – не нижча
95 % U . У мережах 12–42 В допускаються втрати напруги до ,
ном 10 % Uном
якщо рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша напруга в ламп не
повинна перевищувати 105 % U .
ном
У післяаварійних режимах на затисках газорозрядних ламп напруга не
повинна бути нижчою 90 % U , при інших лампах – не нижчою
ном 88 % U .
ном
Величина припустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від
джерела живлення (трансформатора) до найбільш віддаленої лампи складає
Uм = Uхх − Uтр − Umin ,
де U – припустима втрата напруги в мережі;
м
U – напруга холостого ходу трансформатора (на 5 % вища за
хх
номінальну);
Uтр – втрата напруги в трансформаторі;
U – мінімально допустима напруга на затисках лампи.
min
Розрахунок припустимої величини втрати напруги в освітлювальній
мережі в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися й
в іменованих величинах (вольтах) [7].
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається виразом
Uтр = (Ua cos+ Up sin) ,
де Ua , Up – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого
замикання трансформатора (Uкз ) , % ;
cos – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
– коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення розрахункового
навантаження трансформатора до його номінальної потужності).
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (%) визначаються виразами
100 P
U = кз
a ;
Sном.тр
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 111
Up = U 2
кз −U 2 ,
a
де Р – втрати потужності короткого замикання трансформатора, кВт;
кз
Sном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Для трансформаторів, що випускаються серійно, значення Sном.тр , Р ,
кз U
кз
вказуються в каталогах на трансформатори.
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без урахування
індуктивного опору провідників [7].
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається виразом [7]
M
U = ,
C F
де М – момент освітлювального навантаження, кВтм;
С – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника (дивись таблицю 1.4), С = 46;
F – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Таблиця 8.2 – Значення коефіцієнта С [7]
Напруга Коефіцієнт С для
мережі, Система мережі і роду струму провідників
В мідних алюмінієвих
380/220 Трифазна з нульовим проводом 77 46
380/220 Двофазна з нульовим проводом 34 20
Однофазна двопровідна змінного або постійного
220 12,8 7,7
струму
220/127 Трифазна з нульовим проводом 25,6 15,5
220 Трифазна трипровідна 25,6 15,5
220/127 Двофазна з нульовим проводом 11,4 6,9
127 Однофазна двопровідна змінного струму 4,3 2,6
110 Двопровідна змінного або постійного струму 3,2 1,9
36 Трифазна 0,68 0,42
36 Двопровідна змінного або постійного струму 0,34 0,21
24 Те ж 0,153 0,092
12 Те ж 0,038 0,023
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими
співвідношеннями (за аналогією з механікою). Наприклад, для схем 1 і 2
(рисунок 8.5) моменти відповідно складають:
M1 = L P ,
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 112
M 2 = P1 L1 + P2 (L1 + L2 ) + P3 (L1 + L2 + L3 )
Рисунок 8.5 – Схеми підключення світильників
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки [7].
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки.
Для ділянки 1 (рисунок 8.5) – від шин РПНН підстанції до групового
щитка робочого освітлення в кінці цеху
М1 = Р1 L1,
1
Р = P
де 1 роз.ос
4 потужність групового щитка робочого освітлення,
L1 = 18 м – відстань від ТП до групового щитка робочого освітлення
1
М1 = 12,6 18 = 56,7 кВт× м.
4
Для ділянки 2 рисунок (8.5) – від шин РПНН підстанції до найбільш
віддалених світильників
М2 = Р1 L1 +Р2 (L1 +L2) ,
1 12,6
де Р1 = Pроз.ос Р1 = = 3,15кВт, L1+L2 = 46 м – відстань від ТП до
4 , 4
останньої освітлювальної магістралі, L= 25 м – довжина магістралі
Рроз.ос 12,6
Р2 = = = 0,315 кВт.
40 40
Отже отримаємо
М2 =3,15 46+0,315 (46+12,5) =163,3 кВт·м.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 113
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної ділянки окремо.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається за виразом
M
U = .
C F
Для першої ділянки
56,7
U1 = = 0,05 %
46 25
Для другої ділянки
163,3
U2 = = 0,142 %
46 25
Результати показують, що вимоги, до відхилень напруги в найбільш
віддалених світильниках внутрішнього освітлення цеху промислового
підприємства – має бути не нижче 97,5 % Uном , таким чином умови
виконуються з достатнім запасом.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шинопроводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цеху
електричної мережі, номінальна напруга мережі, результати розрахунку
навантажень.
Для мереж наругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів короткого
замикання.
Перевірці на економічну густину струму згідно п. 1.3.28 ПУЕ [1] не
підлягають:
− мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ за числа
годин використання максимуму навантаження підприємств до 4000-5000 год;
− відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1кВ, також
освітлювальні мережі промислових підприємств;
− збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих і
закритих розподільчих установок всіх напруг;
− мережі тимчасових споруд а також пристрої з терміном служби 3-5
років.
Вибір перерізу провідників по технічним умовам включає:
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 114
− вибір по умовам теплового нагріву;
− по їх пропускній спроможності і умовам захисту;
− термічну стійкість до струмів короткого замикання;
− втрати напруги;
− механічна міцність.
На механічну міцність перевіряються голі проводи і приймаються
перерізи з умов механічної міцності для алюмінієвих S>35 мм2 і стальних
S>25 мм2.
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів кабелів,
проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні
забезпечувати допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що
нормуються стандартом по якості електроенергії. Для кожної ділянки цехової
мережі за розрахованим півгодинним максимумом навантаження і значенням
максимального пускового або пікового струму вибирається переріз
провідника, а також тип і значення уставок апаратів захисту від ненормальних
режимів в мережі: тривалих, не передбачених перевантажень мережі і
коротких замикань [4].
Вихідними даними для проведення розрахунків є:
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів захисту;
– Uном мережі;
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки
мережі Рmax ;
– пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми;
– номінальні потужності ЕП.
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам
щодо гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а й
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При
перевірці на нагрів приймається півгодинний максимум струму, найбільший з
середніх півгодинних струмів даного елемента мережі.
Вибір перерізу провідника пов’язаний з вибором апаратів захисту, тому
вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів виконується
спільно.
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму, від того, чи потрібно захищати мережу від перевантаження, від
температури умов оточуючого середовища, характеру приміщення і типу
ізоляції провідника. Попередньо необхідно обрати марку провідника,
визначитися з умовами його прокладання, а потім виконати розрахунок.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 115
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) [1,
2, 3, 6].
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 [6].
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 [6].
Мінімально допустимий переріз провідника – такий переріз, при якому
провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює максимальній тривало
допустимій Qтр. доп , нагрівається струмом КЗ до гранично допустимої
температури за умовами термічної стійкості [6].
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 [6].
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 [3, 6].
Якщо не потрібно вводити поправочні коефіцієнти для струму в
нейтральному провіднику в залежності від характеру навантаження фазних
провідників, нейтральний провідник вибирається відповідно до параметрів
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 116
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 [6].
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 IEC 60364-5-52:2009 «Електроустановки низьковольтні. Частина 5-
52. Вибір і монтаж електроустаткування. електропроводки», надані для
збалансованої трифазної системи; слід вказати, що ситуація погіршується,
якщо в трифазній системі навантажені тільки дві фази. У цьому випадку струм
вищих гармонік в нейтральному провіднику буде визначатися струмом
дисбалансу. Така ситуація призведе до перевантаження нейтрального
провідника.
Поправочні коефіцієнти застосовуються для випадку, коли нейтральний
провідник є жилою чотирьох- або п’ятижильного кабелю, виконаний з того ж
матеріалу і має той же переріз, що і фазні провідники [6].
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 [6].
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 [6].
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 [6].
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 117
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 [3]:
– в однофазних двопровідникових колах, незалежно від площі
поперечного перерізу провідника;
– в багатофазних колах, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників - менше або дорівнює 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію;
– в трифазних схемах, де частка струмів третьої гармоніки і гармонік,
кратним трьом, лежить в межах від 15 % до 33 %.
Для багатофазних кіл, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників більше, ніж 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію, площа
поперечного перерізу нейтрального провідника може бути нижче площі
поперечного перерізу лінійних провідників (звичайно не нижче 50 %), якщо
виконуються одночасно такі умови [3, 6]:
– навантаження кола в нормальному режимі розподілено рівномірно між
фазами, третя гармоніка не перевищує 15% струму лінійного провідника;
– нейтральний провідник захищається від надструмів;
– площа поперечного перерізу нейтрального провідника – не менш
16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію.
Відносно нульових робочих провідників в чотирипровідній системі
трифазного струму ПУЕ [1] 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.
Спочатку проведемо розрахунок та вибір елементів схеми на стороні
10 кВ цехової мережі
Sн.т.р 400
Ip = = =23,1А,
3 U 1,73 10
н
де Uн = 10 кВ; Sн.т.р – номінальна потужність силового трансформатора.
Вибираємо високовольтний запобіжник з умови U≥Uр
Iп.в. ≥2÷3 Iр
Iп.в. ≥2∙23,1=46,2 А
Iп.в. ≥3 Iр
Iп.в.=3∙23,1=69,3 А
Вибираємо ПКТ 103-10-80-20У3, для якого:
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 118
Uн=10 кВ; Uм=12 кВ; Iн=80 А;
Iн відкл=20; m=9,2 кг.
Вибираємо вимикач навантаження з умов:
Iн.в. ≥ Iр,
Uн.в. . ≥ Uр.в.
Вибираємо камеру збірну односторонню КСО 306-04063 (Uн=10кВ,
Ін=630А), в яку вбудовано вимикач ВНПР 10/630-20Зп (Вимикач
навантаження автогазовий Iн.в.=630А, Uн.в.=10кВ) і запобіжник ПКТ 103-10-80-
20У3
Вибір перерізу живлячого провідника виконується з умови
Fмін= Iр/jе ,
де jе= 1,4 А/мм2.
Переріз кабелю приймається найближчий до стандартного, в залежності
від способу прокладання [1, 12] з умов:
Iт.д. ≥Iз × Кз; Iз= Iп.в;
Кз=1,2 для 10 кВ;
Fмін=23,1/1,4=16,5 мм2;
Iт.д. ≥80∙1,2;
Iт.д. ≥96 А.
Вибираємо кабель з алюмінієвими жилами, прокладений в повітрі
ААШВ 3×35, для якого − Iт.д=105 А.
За розрахунковий струм споживачів 0,4 кВ приймається максимальне
струмове навантаження за півгодинний інтервал часу Imax = Ipоз , обчислене
за формулою
P
I = ном
pоз , (8.2)
3 Uном cosφ
де Рном − номінальна потужність споживача, згідно з завданням, кВт;
Uн = 0,38 кВ – номінальна напруга споживача (напруга цехової мережі).
Умовами вибору ліній живлення [1] э виконання у мови
Іроз. КУ.П ІН.ДОП.Л ,
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 119
де ІН.ДОП.Л − допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
КУ.П – коефіцієнт, що враховує умови прокладання кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ.
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (табл. 1.3.3 ПУЕ),
співвідношення прийме вид
ІН.ДОП.Л Ітах =1,25 Ір .
Переріз провідників живлення однофазних споживачів обираємо
відповідно розрахунковому струму за виразом
P
I ном
pоз(однофаз) = ,
Uном cosφ
де Рном − номінальна потужність споживача, згідно з завданням, кВт;
Uн = 0,4 кВ або 0,23 кВ – номінальна напруга споживача, лінійна чи фазна
відповідно.
Керуючись вказаними вимогами проводимо розрахунок мережі живлення
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.3.
Таблиця 8.3 – Вибір перерізу живлячого кабелю
Рном, І , І , I ,
Споживач cosφ р max Н . ДОП .Л Марка
кВт А А А
Змішувач суміші 5,5 0,65 12,9 16,1 19 АВВГ(4×2,5)
Пристрій контролю
7,5 0,65 17,6 22 27 АВВГ(4×4)
якості
Холодильна установка 45 0,65 105,3 131,6 140 АВВГ(4×70)
Шинозбиральний автомат 10 0,65 23,4 29,3 32 АВВГ(4×6)
Вулканізаційна камера 35 0,65 81,9 102,4 110 АВВГ(4×50)
Фарбувальний бокс 5,5 0,65 12,9 16,1 19 АВВГ(4×2,5)
Екструдер 4,2* 0,5 5,26 5,8 21 ВВГ-П(3×1,5)
Установка поздовжнього
30 0,65 70,2 87,8 90 АВВГ(4×35)
розкрою
Нагрівальна камера 89* 0,8 190,1 237,6 270 АВВГ(4×185)
Вентилятор 3 0,8 5,7 7,1 19 АВВГ(4×2,5)
Кран-балка 15 0,5 45,6 57 60 АВВГ(4×16)
Примітка: * − однофазні споживачі.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); сумарного струму Іроз.РП
споживачів, що приєднані до РП, який визначається за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 120
Іроз.РП =ІН КП ,
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку приймаємо КП =0,3.
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
умовами
Іроз.РП ІН.ДОП ,
Результати розрахунків заносимо в таблицю 8.4.
Таблиця 8.4 – Вибір перерізу ввідних кабелів
Найменування РП І р.РП , А IН . ДОП , А Марка
1 2 3 4
РП1 568,2 650 2хВВГ(4х150)
РП2 446,3 520 2хВВГ(4х120)
РП3 233,3 325 ВВГ(4х120)
РП4 49,2 65 ВВГ(4х10)
РП5 58,2 85 ВВГ(4х16)
РП6 53,3 65 ВВГ(4х10)
РП7 262,6 325 ВВГ(4х150)
РП8 134,2 155 ВВГ(4×50)
ККУ 285 325 ВВГ(4х150)
Далі розрахуємо струм, який буде проходити через секційний
автоматичний вимикач, визначаємо із умови
0,5Sм(ІІ) 0,5459,4
Iр.с.в= = =331,5А.
3 Uн 3 0,4
Приймаємо автоматичний вимикач ВА88-40 800/630, для якого Uн=0,4
кВ, Ін=630А.
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.312 – 1.2.15 і 1.3.22 ПУЕ, застосовуємо
коефіцієнти, наведені в табл. 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху враховуємо за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3 ПУЕ.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 121
В умовах після аварійного режиму перевірку ввідних кабелів до
розподільчих пунктів РП не здійснюємо, так як при включенні АВР на шинах
0,38 кВ, релейний захист автоматично відключає таку кількість споживачів,
що підключені до секцій шин РУНН, що після аварійний струм не
перевищує Іроз.РП.
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної має
становити не більше 5 % Uном . Для освітлювальних мереж промислових
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від +5
до −2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення
5 % Uном . Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту
асинхронних електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його
зменшення може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення
зниження напруги призводить до різкого зменшення світлового потоку.
Оскільки серед електроприймачів заводу відсутні електроприймачі, що
значно впливають на якість електроенергії, то перевіримо обрану цехову
мережу на допустимі відхилення напруги у споживачів (рис. 8.7).
Рисунок 8.7 – Розрахункова схема
Розрахунки по відхиленні напруги виконуються для режимів
максимального і мінімального навантаження. В режимі максимальних
навантажень напруга на зажимах найбільш віддалених електроспоживачів не
повинна бути нижче 0,95Uн. В режимі максимальних навантажень обмеження
йде зі сторони верхньої допустимої границі напруги. При цьому напруга на
шинах 0,4 кВ ТП не повинна перевищувати 5 % номінальної напруги.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
δ×U =
1 δ×U = Eм -(ΔUтр +Uм +ΔUсп )−5 ,
1
де Ем – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %
∆Uтр – втрата напруги в трансфоматорі, %
∑Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача,%
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 122
∆Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %
δU =Uцж (%)+Uт(%)-ΔU(%) ,
де ∆Uцж (%) – відхилення в центрі живлення;
∆Uт (%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором;
∑∆U (%) – сума втрат напруги від джерела живлення до розрахункової
точки мережі
Uн-ΔUт-ΔUл295%,
де ∆Uт, ∆Uл2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми.
Втрату напруги на ділянці Л2 від шин цехової підстанції до віддаленого
споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить споживача
від РП, так як його переріз менший, ніж переріз кабелю від шин ТП до РП.
Отримані таким чином відхилення напруги будуть більше реальних, але якщо
вони не перевищуватимуть норму, то реальні відхилення тим більш
задовольнятимуть норму.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються за формулою
ΔU = 3×Ірл×Lкл×(r ×cosφ + x ×sinφ) . 0 0
Для прикладу визначимо втрати напруги одного з електроприймачів
цеху гідравлічних насосів та електромоторів – шинозбірної установки для якої
Ір=23,4А, переріз живлячої лінії Л2 дорівнює 6 мм2, питомий активний та
індуктивний опір: r0=0,58 Ом/км, х0=0,6 Ом/км, Lкл2=40м
ΔU (В) = 3×23,4×0,04×(0,58×0,65+0,6×1,17)=1,75В ;
л2
1,75
ΔU (%) = 100%=0,46%..
л2 380
Знайдемо втрати напруги на цеховому трансформаторі
S
ΔU м
т = ×(Uа ×cosφ + Uр ×sinφ) ,
Sнт
де Sм – максимальне навантаження одного трансформатора;
Sнт – номінальна потужність трансформатора;
ΔР
U кз
а = ×100% − активна складова напруги КЗ;
Sнт
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 123
Uр = u2
кз -U2
а − реактивна складова напруги КЗ.
Для трансформатора мережі, яка розраховується ∆Ркз= 5500 Вт;
Uк.з.=4,5%; Sтр=400кВА; сosφ=0,9; sinφ=0,433
1 482,9
Sм = Sтп = = 241,5 кВА,
2 2
Розраховуємо активні і реактивні складові КЗ
5500
Uа = ×100% =1,38% ;
400000
U = 4,52 -1,382 = 4,3% .
р
Втрати напруги ΔUT на цеховому трансформаторі складуть
241,5
ΔUТ = ×(1,38×0,74 + 4,3×0,67) = 2,6% .
400
В результаті розрахованих даних отримаємо нерівність
100% + 5% − 2,62% − 0,46% = 101,92% >95%.
Таким чином відхилення напруги уздовж ланцюга «РУ НН КТП –
віддалений потужний споживач» не виходить за допустимі значення.
При необхідності, може бути задіяна «добавка» δUТ, яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» δUТ регулюється зміною
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта
трансформації, за співвідношенням
W
U2 = U 2
1
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі.
Значення δUТ, залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.2.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 124
Таблиця 8.5 – Значення δUТ, залежно від відгалуження
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
0 5,0 5,25
-2,5 7,5
-5 10 10,8
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф та інш.).
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма
внутрішніми електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на
єдиній конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних
приєднань тощо.
РП встановлюється так, щоб ширина проходів обслуговування була не
менше 0,8м. Відстань від розподільчих щитів до електроустаткування повинні
бути не менше 1м.
Щит робочого освітлення встановлюємо ближче до дверей, всі інші
щити встановлюються в максимально можливій близькості до
електроспоживачів, з урахуванням центру навантажень.
Виходячи з результатів проведених раніше розрахунків (див. таблицю
8.4) обираємо тип низьковольтних комплектних установок НКУ. В нашому
випадку таким НКУ буде РП, його тип − ПР11-3053-54У3.1.
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
методикою наведеною в [2]. Стандартом встановлено методику розрахунків
максимальних і мінімальних значень струму при симетричних і не
симетричних КЗ, види яких визначені відповідно [2, 5]. Методика призначена
для розрахунку струмів КЗ, для вибору комутаційних апаратів, установок
релейного захисту і заземлювальних пристроїв згідно ПУЕ [1]. Величини, що
підлягають визначенню і допустимі погрішності їх розрахунку залежать від
вказаних вище цілей.
Розрахунку для вибору і перевірки електрообладнання по умовам КЗ
підлягають [2, 6]:
1) початкове значення періодичності складової струму КЗ;
2) аперіодична складова струму КЗ;
3) ударний струм КЗ;
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 125
4) дійсне значення періодичної складової струму в довільний момент
часу, аж до розрахункового часу розмикання ушкодженого ланцюгу.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановкою напругою до 1 кВ
слід враховувати [6]:
1) індуктивні опори всіх елементів короткозамкненого ланцюга,
включаючи силові трансформатори, провідники, трансформатори струму,
реактори, струмові котушки автоматичних вимикачів;
2) активні опори елементів короткого замкненого ланцюга;
3) активні опори різних контактів і контактних з᾿єднань;
4) значення параметрів синхронних і асинхронних двигунів.
При розрахунках струмів КЗ допускається [6]:
1) максимально спрощувати і еквівалентувати всю зовнішню мережу по
відношенню до місця КЗ і індивідуально враховувати тільки автономні
джерела електроенергії і електродвигунів, що безпосередньо примикають до
місця;
2) не враховувати струм намагнічування трансформаторів;
3) не враховувати насищення магнітних систем електричних машин;
4)не враховувати вплив асинхронних електродвигунів, якщо їх сумарний
номінальний струм не перевищує 10% начального значення періодичної
складової струму в місці КЗ, розрахованого без врахування електродвигунів.
Струм КЗ електроустановках напругою до 1 кВ рекомендується
розраховувати в іменованих одиницях. У схемі заміщення параметри
елементів розрахункової схеми належить привести до ступеня напруги мережі,
на якій знаходиться точка КЗ.
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання наступна [6]:
1) відповідно до принципової схеми обираємо умови розрахунку;
2) складаємо розрахункову та схему заміщення; обчислюємо параметри
її елементів;
3) вибираємо метод розрахунку струмів КЗ;
4) здійснюємо розрахунок;
5)оцінюємо одержані результати.
Відповідного до цільового призначення розрахунку встановлюємо
розрахункові умови короткого замикання для аналізованого елемента СЕП [6].
Розрахункові умови КЗ – найбільш складні, але достатньо важливі, в
яких може опинитися елемент електроустановки через різні види коротких
замикань. До сукупності первинних характеристик розрахункових умов
входять: схема, вид струму Кз, а також точка (місце), вид і тривалість КЗ [6].
Розрахункова схема електроустановки – це схема зєднань елементів
СЕП, де існують розрахункові умови КЗ для елемента, що розглядається, бо
іншого завдання. При виборі розрахункової схеми слід враховувати
передбачені для даної електроустановки умови її усталеної роботи і не
зважати на короткочасні зміни схеми, не передбачені для сталої експлуатації (
наприклад, під час перемикань).
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 126
Розрахункова схема містить реальні елементи ( на різних ступенях
напруги) з електромагнітними зв’язками, опорами втрат і розсіювання.
З можливістю застосування методів теорії електричних кіл у розрахунках
струмів КЗ схему СЕП слід подавати у вигляді електричного контуру. При
цьому вважають, що КЗ – симетричне і перехідний процес аналізується в
одній фазі [3, 6].
Для того, щоб була можливість застосування методів теорії електричних
кіл у розрахунках струмів КЗ, схему СЕП слід подавати у вигляді
електричного контуру. Для цього здійснюється перехід від розрахункової
схеми до схеми заміщення, суть якої – в заміні окремих елементів
електричними еквівалентами, з’єднаними у такій же послідовності [6].
Особливістю розрахунків струмів КЗ визначають на основі принципової
схеми. Такими місцями мають бути точки КЗ, що знаходяться поблизу
споживачів, обладнання та елементів мережі ( шини РУ, РП тощо), в яких
встановлюють апаратуру, яку слід перевіряти на дію струмів КЗ [3, 6].
Методика розрахунку начального діючого значення періодичної
складової струму короткого замикання залежить від способу
електропостачання – від енергосистеми або від автономного джерела.
Місце КЗ в електроустановках напругою до 1кВ в більшості систем
електропостачання промислових підприємств характеризується як значно
електрично віддалене від джерел електроенергетичної системи. Установлена
потужність цих електроустановок звичайно помітно перевищує споживану. В
цьому випадку на стороні низької напруги знижувальних трансформаторів
амплітуду періодичної складової струму КЗ від енергосистеми можна вважати
незмінною [6]. Ці ознаки обґрунтовують припущення, що електроустановки
напругою до 1кВ промислових підприємств увімкнені до джерела
необмеженої потужності через еквівалентний індуктивний опір ХС.
В електроустановках можуть виникати різноманітні види коротких
замикань, які зумовлені різними причинами [6].
На основі схеми електричної принципової складаємо розрахункову та
схему заміщення, в якій кожний елемент замінюється на відповідний опір. На
схемі заміщення позначаються точки, в яких ймовірне виникнення короткого
замикання: К1, К2, К3 (рис. 8.9, рис. 8.10).
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 127
Рисунок 8.9 − Розрахункова схема
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 128
Рисунок 8.10 − Схема заміщення
Розрахунок опорів елементів мережі. На стороні 10 кВ розрахунок
струмів короткого замикання ведеться методом відносних одиниць [2]: за
базисну напругу приймається U = U U = 10,5кВ
б н , де н ; за базисну
потужність приймається Sб = 100мВА , чи кратну 100, Sk = 32мВА , L = 3,8км .
Активний та індуктивний опір силових трансформаторів у міліомах,
приведений до ступеня низької напруги мережі розраховують за формулами:
Р 2
r = кUНН
т 106 ;
S2
нт
2 2
x = U2 100P
- к UНН
т к 104
;
Sнт Sнт
де Sнт – номінальна потужність трансформатора, кВА;
Рк – втрати КЗ в трансформаторі, кВт;
U
НН – номінальна напруга обмотки нижчої напруги трансформатора, кВ;
uк – напруга КЗ трансформатора, %
5,50,42
r 6
т = 10 =5,5 мОм ;
4002
2
100 5,5 0,42
xт = 4,52 - 4
10 =17,1 мОм .
400 400
Активний та індуктивний опір нульової послідовності знижувального
трансформатора, обмотки якого з’єднані по схемі Δ/Y0, при розрахунках КЗ в
мережі низької напруги необхідно приймати рівними відповідним активним та
індуктивним опорам прямої послідовності.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 129
Активний опір контактних з’єднань. Згідно [6] приймаємо наступні
значення активних опорів контактних з’єднань комутаційних апаратів і
кабелів:
rK = rKQ =1,0 мОм;
rKL1 = rKL2 = 0,1 мОм.
Активні та індуктивні опори котушок автоматичних вимикачів.
Розрахунок струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ слід вести з
урахуванням індуктивних і активних опорів котушок розчіплювачів
максимального струму автоматичних вимикачів, при цьому приймати
значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності рівними
відповідним опорам прямої послідовності. Значення опору котушок
розчіплювачів автоматичних вимикачів обираємо в залежності від
номінального струму вимикача згідно таблиці 21 в [6]:
rQF1 = 0,25 мОм; rQF 2 = 0,65 мОм.
rQF 3 = 2,15 мОм; Х
QF1 = 0,1 мОм;
ХQF 2 = 0,17 мОм; ХQF 3 =1,2 мОм.
Активний та індуктивний опір трансформаторів струму. При
розрахунках струму КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ слід
враховувати активний та індуктивний опір первинних обмоток всіх
багатовиткових вимірювальних трансформаторів струму, які існують в
ланцюгу КЗ. Значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності
приймають рівними значенням опорів прямої послідовності. Активним та
індуктивним опором одновиткових трансформаторів (на струми більш ніж 500
А) можна зневажати.
Параметри деяких багатовиткових трансформаторів струму обираємо
згідно таблиці 20, що приведена в додатку 5 [6]
rTA =1,7 мОм;
ХTA = 2,7 мОм.
Активний та індуктивний опір кабелю. Значення параметрів прямої
(зворотної) і нульової послідовностей кабелю, які використовуються в
електроустановках до 1 кВ, приймають, як вказано виробником, або в додатку
2 [3]:
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 130
rL1 = r0 L1;
X L1 = x0 L1;
rL2 = r0 L2;
X L2 = x0 L2.
З урахуванням питомих значень, параметри кабелів дорівнюють:
rL1 = 0,32 16 = 5,12 мОм;
X L1 = 0,057 16 = 0,912 мОм;
rL2 =1,54 3 = 4,62 мОм;
X L2 = 0,062 3 = 0,186 мОм.
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної складової струму
трифазного КЗ
Користуючись розрахунковою схемою (рис. 8.9), а також схемю
заміщення (рис. 8.10) проведемо вказаний розрахунок.
Розраховуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової ТП – точка КЗ»
r = rT + rK + rQF1 + rK + rTA + rK + rQF 2 + rKQ + rKL1 + rL1 + rQF 3 + r
(КЗ ) KL2 + rL2.
r = 5,5+1,0 + 0,25+1,0 +1,7 +1,0 + 0,65+1,0 + 0,1+ 5,12 +
(КЗ )
+ 0,1+ 2,15 + 0,1+ 4,62 = 24,3 мОм.
Х = ХС + ХT + ХQF1 + ХTA + ХQF 2 + Х + Х
(КЗ ) L1 QF 3 + Х L2.
Х = 0,5+17,1+ 0,1+ 2,7 + 0,17 + 0,912 +1,2 + 0,186 = 22,9 мОм.
(КЗ )
Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «трансформатор
цехової КТП – точка КЗ»
2 2
Z = (24,3) + (22,9) =33,4 мОм.
(КЗ)
Струм короткого замикання (початкове дійсне значення періодичної
складової трифазного струму КЗ Іп0=ІКЗ(КЗ)) у точці КЗ
1,05 380
ІКЗ(КЗ) = = 6905А.
3 33,4 10−3
Розраховуємо сумарний активний та реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К2»
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 131
r = r + r + r + r + r + r + r
(К 2) T K QF1 K TA K QF 2 + rKQ + rKL1 + rL1 + rKL2.
r = 5,5+1,0 + 0,25+1,0 +1,7 + 0,65+1,0 + 0,1+ 5,12 + 0,1=17,4 мОм.
(К 2)
Х = Х + Х + Х + Х + Х
(К 2) С T QF1 TA QF 2 + Х L1.
Х = 0,5+17,1+ 0,1+ 2,7 + 0,17 + 0,912 = 21,5 мОм.
(К 2)
Повний опір буде рівний:
2 2
Z = (17,4) + (21,5) =27,7 мОм.
(К 2)
Струм короткого замикання в точці К2
1,05 380
ІКЗ(К 2) = = 8326А.
3 27,7 10−3
Розраховуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К1(шини 0,4 кВ КТП)»
r = rT + rK + rQF1 + rK + rTA. r = 5,5+1,0 + 0,25 +1,0 +1,7 = 9,5 мОм.
(К1) (К1)
Х = Х + Х + Х + Х . Х = 0,5+17,1+ 0,1+ 2,7 = 20,4 мОм .
(К1) С T QF1 TA (К1)
Повний опір буде рівний
2 2
Z = (9,5) + (20,4) =22,5 мОм.
(К1)
Струм короткого замикання в точці К2
1,05 380
І = =10250А. КЗ(К1)
3 22,5 10−3
Отримані значення струму короткого замикання заносимо до таблиці 8.6.
8.4.2 Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ
Найбільше початкове значення аперіодичної складової струму КЗ іа0 в
загальному випадку вважають рівним амплітуді періодичної складової струму
в початковий момент КЗ.
На основі прийнятого припущення отримаємо:
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 132
іа0 = 2 ІКЗ ,
(8.1)
іа0(К1) = 2 10250 =14453 А;
іа0(К 2) = 2 8326 =11740 А;
іа0(К 3) = 2 6905 = 9736 А.
В радіальних мережах аперіодичну складову струму КЗ в довільний
момент часу іаt розраховують за формулою
t
−
T
іat = ia0 e
a , (8.2)
де t – час, с;
T – стала часу затухання аперіодичної складової струму КЗ, с, яка
a
дорівнює
x
T
a = ,
r (8.3)
c
де x і r – результуючі індуктивний і активний опір кола КЗ, Ом;
– синхронна кутова частота напруги мережі, рад/с.
c
8.4.3 Розрахунок ударного струму КЗ
Ударний струм трифазного КЗ іуд визначається за формулою
іуд = 2 Іп0 К уд , (8.4)
tуд
−
де К =
Т
1+ sin e а – ударний коефіцієнт, що може бути визначений за
уд K
кривими рисунка 1 [12], які визначають значення Куд в залежності від
x
,і
відношення ;
r
,і
к – кут зсуву фаз напруги або ЕРС джерела і періодичної складової
струму КЗ, що розраховується за співвідношенням:
x
= arctg
к ; (8.5)
r
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 133
t уд – час від початку КЗ до появи ударного струму, с, що дорівнює
/ 2 +
tуд = 0,01 K . (8.6)
Для визначення ударного коефіцієнту Куд скористаємось кривими [13].
x
,і
Попередньо розрахувавши параметр для кожної точки короткого
r
,і
замикання:
x
(К1) 20,4 x x
(К 2) 21,5 (К 3) 22,9
= = 2,2; = =1,2; = = 0,94;
r 9,5 r 17,4 r 24,3
(К1) (К 2) (К 3)
Відповідно до розрахованих параметрів ударний коефіцієнт складатиме:
К уд(К1) =1,22; К уд(К 2) =1,1; К уд(К 3) =1,05.
Ударний струм в місцях коротких замикань буде рівним:
іуд(К1) = 2 10250 1,22 =17632 А,іуд(К 2) = 2 8326 1,1=12913 А,
іуд(К 3) = 2 6905 1,05 =10222 А.
Отримані дані заносимо до таблиці 8.6.
Таблиця 8.6 – Струми короткого замикання у розрахункових точках
Точка КЗ
Параметр
К1 К2 К3
ІКЗ , А 10250 8326 6905
іуд , А 14453 11740 9736
8.4.4 Розрахунок струму однофазного КЗ
Аналіз приведених вище особливостей розрахунку струму однофазного
короткого замикання показує, що величина цього струму головним чином
залежить від опору (потужності) трансформатору. Так як нами обрано у якості
цехової ТП комплектну трансформаторну підстанцію КТП, все обладнання
якої – шафи високої і низької напруги зі встановленими у них автоматичними
вимикачами, шинами та іншими елементами – які розраховані на
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 134
довготривалий нормальний режим і відповідає вимогам стійкості до струмів
КЗ у мережі низької напруги трансформатора даної потужності. Таким чином,
такий вибір комплектного обладнання дозволяє задовольняти вимоги стійкості
до дії струмів КЗ, у тому числі однофазних. А це означає, що у даному
розрахунку однофазного КЗ для подальшої перевірки обладнання на стійкість.
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави
3.1 ПУЕ [1].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи [6]:
– збільшення струму внаслідок перевантаження;
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
– збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
Перевантаження є менш небезпечним і в ряді випадків допускається
відмовитись від застосування захисту провідників від перевантаження.
Згідно глави ПУЕ 3.1 [1] мають бути захищеними від перевантаження :
− мережі всередині приміщень, виконані відкрито прокладеними
провідниками з горючою зовнішньою оболонкою або ізоляцією;
− освітлювальні мережі в службово-побутових приміщеннях
промислових підприємств, включаючи мережі для побутових і переносних
електроприймачів, а також у пожеже-небезпечних зонах;
− силові мережі на промислових підприємствах – тільки в разі, якщо за
умовами технологічного процесу або за режимами роботи мережі може
виникати тривале перенавантаження провідників;
− мережі всіх видів у вибухонебезпечних зонах.
Оскільки, мережа всередині приміщення виконана приховано (в
кабельних лотках підлоги цеху), та беручи до уваги те, що за технологічним
процесом у мережі не може виникати тривалих перенавантажень, то від
захисту від перенавантажень мережі цеху допускається відмовитись [1, 6].
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Місця встановлення та розташування апаратів захисту регламентуються
гл. 3.1 ПУЕ [1].
Не допускається встановлювати апарати захисту в місцях приєднання до
живильної лінії таких кіл керування, сигналізації та вимірювання, вимкнення
яких може спричинити небезпечні наслідки [1, 2].
Як апарати захисту мають застосовуватись автоматичні вимикачі або
запобіжники. На сучасних підприємствах найбільш поширені досконалі
автоматичні вимикачі, які мають очевидні переваги. При виборі
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 135
автоматичного вимикача необхідно орієнтуватись на тип ВА, які відповідають
ДСТУ 30-20-95.
Вибір автоматичних вимикачів в загальному випадку проводять з
врахуванням електричних характеристик електроустановок, експлуатаційних
умов та вимог: селективності відключення, вимог до дистанційного керування,
індикації і т.д. При такому виборі необхідно користуватися технічною
документацією на конкретні апарати [6].
Вимоги до вибору автоматичних вимикачів [6]:
− номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги мережі;
− відключаючи здатність повинна бути розрахована на максимальні
струми КЗ, що протікають по елементу, який захищається;
− номінальний струм розчіплювача повинен бути не менше найбільшого
розрахункового струму навантаження, що тривало протікає по елементу, який
захищається
Іном.розч. Іроз
− автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному
режимі роботи елементу, що захищається, тому струм уставок повільного
спрацювання розчіплювачів слід обирати по умові
Іном.розч (1,1−1,3)Іроз
.
Для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим
розчіплювачем достатньо виконання попередньої умови: при допустимих
короткочасних перевантаженнях елементу, що захищається, автоматичний
вимикач не повинен спрацьовувати, це досягається вибором уставки
миттєвого спрацювання електромагнітного розчіплювача з умови
Іном.роз.е (1,25−1,35)іп ,
де іп – пікове навантаження
Вибір автоматичного вимикача здійснюється (згідно величині струму
споживання під’єднаного до нього споживача, а також типу РП і марки
встановлених в ньому автоматів) з умов приведених в розрахункових таблицях
[6].
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.7.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 136
Таблиця 8.7 – Вибір автоматичних вимикачів
1,1 І
І І
, р 1,25 I , Тип н.АВ Ін.Т .Р.
Споживач р П
,
А А апарату , ,
А А А
1 2 3 4 5
Змішувач суміші 12,9 14,2 112,9 ВА47 – 29 63 16
Пристрій контролю
17,6 19,4 154 ВА47 – 29 63 20
якості
Холодильна установка 105,3 115,8 921,2 ВА88 – 32 125 125
Шинозбіральний автомат 23,4 25,74 201,3 ВА47 – 29 63 40
Вулканізаційна камера 81,9 90,1 716,6 ВА47 – 100 100 100
Фарбувальна камера 12,9 14,2 112,9 ВА47 – 29 63 16
Екструдер 5,26 5,8 40,3 ВА47 – 29 63 16
Установка поздовжнього
70,2 77,2 614,3 ВА47 – 100 100 80
розкрою
Нагрівальна камера 190,1 209,1 1663,4 ВА88 – 35 250 250
Вентилятор 5,7 6,3 49,9 ВА47 – 29 63 16
Кран-балка 45,6 50,2 399 ВА47 – 29 63 63
Розподільчий пункт РП – 1 568,2 625 ВА88 – 40 800 630
Розподільчий пункт РП – 2 446,3 490,9 ВА88 – 40 800 500
Розподільчий пункт РП – 3 233,3 256,6 ВА88 – 37 400 315
Розподільчий пункт РП – 4 49,2 54,1 ВА47 – 29 63 63
Розподільчий пункт РП – 5 58,2 64 ВА47 – 100 80 80
Розподільчий пункт РП – 6 53,3 58,6 ВА47 – 100 80 63
Розподільчий пункт РП – 7 262,6 288,9 ВА88 – 37 400 315
Розподільчий пункт РП – 8 134,2 147,6 ВА88 – 33 160 150
ККУ 285 313 ВА88 – 37 400 315
ЩО 23,9 26,3 ВА47 – 29 63 63
ЩАО 3 3,3 ВА47 – 29 63 6
Після визначення типу і параметрів вимикачів, обрана схема головних
з’єднань комплектної трансформаторної підстанції КТП буде мати вид, що
приведений на листі графічної частини.
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Виконаємо дану перевірку згідно умови
Ксн×Ідоп Кзах×Ізах ,
де Ксн – поправочний коефіцієнт, що дорівнює одиниці для умов цеху;
Ідоп – тривалодопустимий струм провідника, А;
Кзах – коефіцієнт захисту, що дорівнює 1,0 для теплового та 0,22 для
електромагнітного розчіплювачів;
Ізах – струм спрацювання апарату захисту, А.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 137
Проводимо розрахунок для ЕП, який має струм навантаження 190,1 А
(нагрівальна камера). Виконаємо дану перевірку згідно умови
1.270 > 1 . 250 = 250 А.
Далі проводиться перевірка ліній, що живлять інші окремі споживачі.
Також перевіряється правильність захисту від струмів короткого
замикання, для чого порівнюється величина струму короткого замикання в
точці розташування автоматичного вимикача з величиною номінального
струму електромагнітного розчіплювача автоматичного вимикача, відношення
вказаних величин повинно бути не менше 1,5.
Розрахунок для інших споживачів проводиться аналогічно.
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання
Цим розрахунком проводиться перевірка обраного провідника на його
термічну стійкість до струмів КЗ.
Для цього розрахунку необхідно знати:
1) дійсний час t протікання струму КЗ, який дорівнює
t = tзах + tвим ,
де tзах – час дії захисту; tзах = 0,08 с;
tвим – час вимикання апарату; tвим = 0,12 с;
t = 0,08 + 0,12 = 0,2 с
2) усталене значення струму КЗ, І=9,74 кА (точка К3);
3) надперехідне значення струму КЗ, І/ / ;
4) приведений час tпр , протягом якого стале (значення струму КЗ І
виділяє таку ж кількістю тепла, що й змінний в часі струм КЗ за дійсний час t .
Приведений час tпр визначається складовими часу періодичної tпр(п) і
аперіодичною tпр(а) складових струму КЗ:
tпр = tпр(п) + tпр(а) .
Значення tпр(п) при дійсному часу t 5 c знаходиться по кривих
залежності t ( ) = f (/ / ) (рисунок 8.4), де / / = I/ / / I
пр п
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 138
tпр = 0,02 + 0,0001 0,02 с.
Криві приведеного часу періодичної складової струму КЗ в залежності
від для різних значений t беруть з довідкової літератури.
Приведений час аперіодичної складової струму КЗ
tпр(а) = 0,005 / / .
tпр(а) = 0,005 0,02 = 0,0001.
При дійсному часі t 1c величину tпр(а ) не враховують.
Переріз кабелю на термічну стійкість в трифазному КЗ перевіряється за
формулою
I tпр
Smin = ,
С
де C – коефіцієнт, що відповідає різниці виділеної теплоти в провіднику після
і до КЗ, С=88 (для алюмінієвих шин).
9736 0,02
S = =16,64 мм2
min .
88
Вибраний раніше переріз кабелю задовольняє умови термічної стійкості.
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції
Оскільки серед електроприймачів заводу відсутні електроприймачі, що
значно впливають на якість електроенергії, то перевіримо обрану цехову
мережу на допустимі відхилення напруги біля споживачів.
Розрахунки по відхиленні напруги виконуються для режимів
максимального і мінімального навантаження. В режимі максимальних
навантажень напруга на зажимах найбільш віддалених електроспоживачів не
повинна бути нижче 0,95Uн. В режимі максимальних навантажень обмеження
йде зі сторони верхньої допустимої границі напруги. При цьому напруга на
шинах 0,4 кВ ТП не повинна перевищувати 5 % номінальної напруги.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
δ×U =
1 δ×U = EТ -(ΔUТ +Uм +ΔU −5 ,
1 сп )
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 139
де ЕТ – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %
∆UТ – втрата напруги в трансфоматорі, %
∑Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача,%
∆Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %.
−5% – припустиме усталене відхилення напруги згідно [13].
Величина UТ (%) знаходиться по формулі
S
U max
Т = (Ua cos+ Up sin) ,
Sном Т
де Smax – максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора,
кВА;
Sном Т – номінальна потужність трансформатора, кВА;
100 P
U = КЗ
a – активна складова напруги КЗ трансформатора, %;
Sном Т
Uр = U2
КЗ − U2
a – реактивна складова напруги КЗ трансформатора, %.
551,9 5,8 5,8
UТ = 100 0,74 + 5,52 − ( 100)2 0,67 = 3,1%.
400 400 400
Тоді
U1 = Ет − (3,1+ 2,5+ 0,56) −5%,
U1 = 5%− 6,1% −5%,
U1 =1,1% −5%,
Будемо використовувати відгалуження – 5% на трансформаторі.
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги в такому
випадку отримаємо
U2 = Eт − кзаван (UТ + Uм ) − Uсп +5%,
де кзаван = 0,3 – коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень;
+5 % – припустиме усталене підвищення напруги згідно 2
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 140
U2 = Ет − 0,3(3,07 + 2,5) − 0,56 +5%,
U2 = Ет −1,11% +5%
U2 = 3,89% +5%
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування, забезпечується швидке
розширення та мобільність електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
установок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування комплектних
установок дає значне спрощення будівельні частини електроустановок, так як
не потрібні складні перегородки для камер електричних апаратів,
трансформаторів та іншого обладнання.
Приміщення створюються простими у будівельному відношенні.
Повністю закриті комплектні установки можна розташовувати безпосередньо
у виробничих приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
В даному проєкті використовується двотрансформаторна КТП
однорядного типу − 2КТПЦ-400-10/0,4-У3, вітчизняного виробника. До складу
КТП входять: пристрій вводу з боку високої напруги (УВН); силовий
трансформатор; розподільний пристрій з боку нижчої напруги (РУНН). УВН
виготовляється в виконанні ШВВ-2Р − шафа з вимикачем навантаження типу
ВНПР і запобіжниками ПКТ. По конструкції. Вимикач ВНПР має пружинно-
важільний привід, надійніше пружинного приводу ВНП.
У КТП застосовуються трифазні двохобмоточні силові
трансформатори типів ТМЗ 400−10/0,4.
Опис РУНН. РУНН складається з набору шаф: шафи введення нижчої
напруги − ШНВ; шаф фідерних ліній − ШНЛ; шафи секційної – ШНС;
зовнішньої шафи сигналізації (за замовленням) [6].
РУНН випускається транспортними блоками довжиною не більше 4 м.
Шкафи РУНН представляють собою металевий каркас, закритий з боків і
зверху металевими знімними листами. У КТП застосовуються два види
конструкції каркасів: збірна (каркас зібраний із спеціальних стійок) і зварена
(каркас зварений з металевих стійок, швелерів і куточків). Усередині каркаса
закріплені вимикачі, шини, апаратура, прилади та монтаж вторинної
комутації. Оперативне обслуговування шаф проводиться з фасаду, доступ до
ошиноки і кабельним прикріпленням здійснюється з заднього боку шафи. Для
зручності обслуговування і монтажу передбачені двері, що замикаються на
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 141
замки [6]. Конструкція шаф РУНН зі стаціонарними вимикачами забезпечує
оперування приводами вимикачів при закритих дверях і неможливість
відкривання дверей без застосування інструменту. У шафах РУНН встановлені
автоматичні вимикачі: на вводі і секціонуванні − висувного виконання; на
відхідних лініях − стаціонарного або висувного виконання. Релейний
апаратура розміщена у верхніх відсіках шаф [3].
Шафи ШНВ забезпечують можливість підключення магістральних
шинопроводів (ШМА-16) без додаткових стикувальних вузлів. Для обліку
електричної енергії в КТП встановлені лічильники активної і реактивної (за
замовленням) енергії. Лічильники розміщені в шафі обліку (розміщеному на
стінці ШНВ) [3, 6].
У двотрансформаторних КТП передбачений автоматичний ввід резерву
(АВР), забезпечує відключення вимикача вводу НН і включення секційного
вимикача при: зникнення напруги на вводі або при зникненні напруги в одній
з фаз в залежності від виконання схеми. Крім того, АВР передбачається при
відключенні вимикача одного з вводів з якої-небудь причини (відключення
вбудованими в вимикач захистами, при помилковій роботі автоматики і т.д.)
[6]. Схема виконана із захистом від перевантаження.
У КТП передбачені наступні захисту [6]:
− від багатофазних коротких замикань,
− від однофазних коротких замикань,
− від коротких замикань в колах керування і сигналізації,
− від коротких замикань в обмотках і висновках трансформаторів
потужністю до 1000 кВА включно високовольтними запобіжниками,
− відключення вступного вимикача РУНН з витримкою часу при
зникненні напруги,
− від перегріву обмоток сухих трансформаторів.
У КТП передбачена наступна сигналізація [6]:
− АВР включений,
− положення ввідних і секційного вимикачів РУНН (для відхідних
автоматів на замовлення),
− аварійне відключення вступного та секційного вимикачів РУНН (для
відхідних автоматів на замовлення),
− перегріву обмоток сухого трансформатора,
− аварійного відключення одного з вводів в результаті перевищення
допустимої температури обмоток сухого трансформатора,
− аварійне відключення в результаті однофазного замикання на землю
на шинах РУНН,
− загальний сигнал відхилення нормального режиму роботи КТП.
Ввід високої напруги розміщений в спеціальному сталевому кожусі на
баку трансформатора. Прохідні ізолятори високої напруги входять всередину
кожуха з масляного бака. Усередині кожуха можуть бути розміщені дві кінцеві
закінцівки силових кабелів. Контактний пристрій допускає підключати дві
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 142
жили кабелів до кожної фази, що дозволяє з'єднувати кілька КТП ланцюжком
або в кільце [6].
На кришці бака трансформатора встановлені розширювальний бачок з
мастило-вказівником рівня і повітре-осушувачем і газовим реле, що діє на
сигнал чи відключення. Протилежна вузька сторона масляного бака
трансформатора з'єднана кожухом з блоком розподільного пристрою низької
напруги. Усередині кожуха розташовані виводи нижчої напруги
трансформатора, які з'єднані шинами з автоматичним повітряним вимикачем
(автоматом) введення нижчої напруги [6].
Комплектна трансформаторна двотрансформаторна підстанція,
призначена для прийому, перетворення і розподілу електричної енергії
трифазного змінного струму промислової частоти 50 і 60 Гц на об'єктах
енергетики, нафтової і газової промисловості та інших об'єктах з
глухозаземленою або ізольованою нейтраллю на боці низької напруги. КТП
виготовляються відповідно до технічних вимог ГОСТ 14695-80, ГОСТ Р
51321.1-2000. Можливе розміщення КТП в блок-боксах холодного чи
утепленого (металевий зварний каркас, обшитий сендвіч-панелями) виконання
одно-і багатомодульної конструкції.
Двотрансформаторна КТП має два ввідних пристрої з боку високої
напруги, два силових трансформатори із захисними кожухами та розподільчий
пристрій з боку низької напруги. Крім того, підстанція може мати до двох
вводів від дизельної електростанції. При роботі двотрансформаторних КТП
передбачено автоматичне включення резерву і повернення в нормальний
режим роботи [6]. Якщо КТП обладнана додатковим введенням від дизельної
електростанції (ДЕС), при зникненні напруги на обох вводах включається
даний ввід. Відключення вводу від ДЕС відбувається при появі напруги на
одному з основних вводів.У КТП застосовуються трифазні двохобмотувальні
силові трансформатори ТМЗ, який зображений на рис. 6.1. Розподільний
пристрій низької напруги (РУНН) призначено для прийому і розподілу
електроенергії трифазного змінного струму частотою 50 Гц, напругою 400/230
В, в мережах з глухозаземленою нейтраллю, і так само для управління
електроустаткуванням і захисту його від коротких замикань і перевантажень
[6].
РУНН − пристрої комплектні низьковольтні для розподільних пристроїв
являють собою шафи різної комплектації і габаритів. РУНН виготовляється в
металевих корпусах із застосуванням стаціонарних або викотних
автоматичних вимикачів, стаціонарних роз'єднувачів із запобіжниками.
Можливе виготовлення РУНН з вступними і секційними вимикачами
навантаження і мікропроцесорними блоками захисту.У ввідних шафах РУНН
встановлюються вольтметр для вимірювання лінійної напруги і амперметри
для виміру струмів в кожній фазі. Також встановлюються трифазні електронні
лічильники обліку активної, реактивної енергії. У РУНН на лініях
встановлюються трансформатори струму для підключення амперметрів. На
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 143
боці низької напруги застосовується схема з однією системою збірних шин,
яка секціонована за допомогою секційного вимикача [6].
Конструкція РУНН. РУНН конструктивно складається з модульних
елементів і дозволяє монтувати шафи будь-якої конфігурації зі стаціонарними
або висувними блоками. Шафи мають одностороннє або двостороннє
обслуговування, при цьому доступ до органів оперативного управління
здійснюється з фронтальної сторони. Ошиновка введення і збірна шина РУНН
виконуються на струм, рівний номінальному струму силового трансформатора
з коефіцієнтом 1,3 згідно з [2]. Шафи РУНН різного призначення поділяються
на:
Шафа ввідна − призначений для підключення силових вводів і передачі
електроенергії на секції і відходячі лінії. Укомплектований пристроями
контролю та вимірювання. Типово РУНН комплектується аналоговими
приладами вольтметром і амперметрами, за запитом можливо комплектування
мікропроцесорним мультиметром (V, A, F, S, P, Q, cosф, гармоніки) з
можливістю передачі даних по цифровому каналу. У шафі може бути зібрана
схема АВР з самоповерненням або без самоповернення у вихідне положення
[6].
Шафа секційна − забезпечує секціонування збірних шин. У шафі може
бути зібрана схема АВР − з самоповерненням або без самоповернення у
вихідне положення.
Шафа фідерних ліній − призначена для підключення і захисту ліній, що
відходять, використовується, як правило, з кабельними шафами. Також
призначений для живлення споживачів, обладнання автоматики, введення
електроенергії від незалежних джерел, розподілу електроенергії [6].
Допоміжні (різних потреб):
Кабельний шафа - розподільний пристрій низької напруги (РУНН) являє
собою набір шаф;
ШНВ − шафа низьковольтна ввідна;
ШНЛ − шафа низьковольтна фідерних ліній;
ШНС − шафа низьковольтна секційна.
Будівельна частина підстанції складається з окремих об'ємних блоків,
виготовлених на заводі залізобетонних виробів. Всі необхідні отвори, а також
монтаж внутрішнього обладнання виконують на заводі. Для кріплення
електрообладнання в панелі закладають спеціальні металеві деталі. Окремі
елементи (панелі) з'єднуються між собою металевими зв'язками на зварюванні
або на болтах в об'ємні блоки. Заводи постачають приміщення для підстанції
цілком або складається з окремих об'ємних секцій, збираються на монтажі.
Об'ємні КТП забезпечені пристроями, що забезпечують їх вентиляцію,
опалення, освітлення і зв'язок. Крім того, в конструкції передбачені всі
приєднувальні елементи, необхідні для підведення зовнішніх комунікацій [3].
Для підстанцій, встановлюваних всередині виробничого корпусу,
виконують бетонну підготовку. Об'ємні елементи виготовляють із
залізобетону або металу. Залежно від числа і потужності трансформаторів,
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 144
кількості та типу шаф розподільних пристроїв високої та низької напруги
будівельна частина підстанцій може складатися з одного або декількох
об'ємних блоків, які є цілком закінченими елементами, що не вимагають будь-
якого доопрацювання на місці установки. Перевезення кожного блоку об'ємної
підстанції здійснюється окремо, їх габарити допускають транспортування по
залізних і автомобільних дорогах. Приймання під монтаж залізобетонних
об'ємних елементів, коли вони доставляються будівельниками для монтажу
електрообладнання безпосередньо на місце установки, полягає в перевірці
розташування закладних конструкцій, кабельного підпілля, маслозбірних ями,
якості обробки стель, стін, підлог і покрівлі. Необхідною умовою при
прийманні підстанцій, які з кількох елементів, є перевірка сопрягаемость
блоків і комплектність деталей для їх складання [3].
Крім показань приладів, про навантаження герметизованих
трансформаторів типів ТНЗ і ТМЗ судять по тиску всередині бака, яке при
нормальній навантаженні не повинно перевищувати 50 кПа за показання
мановакумметра. При тиску 60 кПа спрацьовує реле тиску, видавлюючи
скляну діафрагму, тиск при цьому знижується до нуля. Різке зниження
внутрішнього тиску відбувається і при втраті герметичності трансформатора.
Якщо тиск впав до нуля, перевіряють цілісність діафрагми. Якщо вона
розбита, трансформатор відключають, і з'ясовують причину, що призвела до
спрацьовування реле тиску, і за відсутності пошкодження (тобто реле
спрацювало від перевантаження) встановлюють нову діафрагму і включають
трансформатор під знижене навантаження. На герметизованих
трансформаторах для контролю температури у верхніх шарах масла
встановлені термометричні сигналізатори з дією на світловий або звуковий
сигнал при перегріві.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 145
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – впровадження систем
стабілізації та регулювання частоти обертів електродвигунів насосів
В різних галузях промисловості насосні установки є одним з основних
видів устаткування, надійна робота якого забезпечує безперервність
технологічного процесу. Насосне устаткування використовують для
промивання овочів та фруктів різними видами вод.
Практично все насосне устаткування ремонтують силами підприємств,
на яких до того ж виготовляють майже весь необхідний об'єм запасних частин.
Тому експлуатаційна надійність насосів в значній мірі залежить від
кваліфікації ремонтного персоналу і якості ремонтних робіт.
На підприємствах надається велика увага вдосконаленню експлуатації і
ремонту насосного устаткування. Проте практичні досягнення в цьому ще
недостатні, і за рідкісними виключеннями технічний і організаційний рівень
ремонту значно нижче за рівень виробництва відповідних машин. У багатьох
випадках низька якість ремонту пояснюється відсутністю ремонтно-
технологічної документації і недоліком запасних частин. Внаслідок цього
знижується ефективність використовування насосного устаткування через
простої, передчасного виходу з ладу і високої вартості ремонту.
Розглянемо деякі типи насосів харчової промисловості.
Дозуючі насоси. В даний час дозуючі насоси знаходять застосування в
багатьох галузях промисловості (харчової, хімічної, фармацевтичної,
теплоенергетичної тощо). Цим пояснюється велика різноманітність їх моделей
на міжнародному ринку.
В процесі експлуатації, дозуючі насоси використовуються для
вирішення цілого ряду задач, таких як:
– корекція сольового складу води, контроль і підтримка в заданому
діапазоні її фізико-хімічних параметрів (pH, окислювальний потенціал);
– дозування інгібіторів для придушення корозійної активності води;
– дозування інгібіторів для запобігання утворення відкладень на
теплопередаючих поверхнях;
– дезинфекція води.
У зв'язку з широким спектром застосування користуються попитом
дозуючі насоси різних типів і потужностей. Виходячи з особливостей
конструкції, можна виділити декілька основних типів дозуючих насосів.
В мембранних дозуючих насосах всмоктування і виштовхування
речовини з робочої місткості дозуючої головки відбувається за рахунок
вимушеного коливання мембрани, практично є однієї із стінок місткості.
Найбільш традиційні електромагнітні (соленоїдні) мембранні дозуючі насоси,
в яких коливальний рух передається на мембрану зі сполученого з нею штока,
що рухається в електромагнітному полі соленоїда.
Регулювання дозування здійснюється за допомогою зміни амплітуди і
частоти ходу штока. Особливості такої конструкції обумовлюють рівну
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 146
тривалість щодо коротких періодів всмоктування і нагнітання за час одного
робочого циклу.
Мембранні соленоїдні насоси широко представлені на ринку.
Застосовуються, як правило, при невисоких значення протитиску – там, де не
вимагається потужного натиску і глибокого регулювання дозування з високою
степеню дозволу. Можна навести як приклад електромагнітні мембранні
насоси для дозуючих систем італійської компанії Meterpump; насоси типу LMI
(HyXoOy, Фінляндія) з максимальним тиском до 20,7 бар; серію насосів Beta
(ProMinent, Німеччина) – від 2 до 10 бар; насоси электронних дозаторів Exados
і Genodos фірми Grunbeck (Німеччина) з максимальним тиском 10 бар.
Exados призначений для введення розчинів хімічних реагентів в
трубопроводи питного водопостачання з метою захисту труб і сантехнічних
арматури від утворення внутрішніх відкладень і корозії. При працездатності
100 мл/м3 діапазон витрат оброблюваної води складає від 30 до 3000 л/ч при
максимальному тиску.
Genodos використовується для введення хімічних реагентів в робоче
середовище енергетичних установок. Максимальна продуктивність 10,4 л/ч
при протитиску 2 бар або 8,8 л/ч при протитиску 6 бар.
Порівняно недавно (в 2004 році) на ринку з'явилася нова розробка
компанії Grundfos – мембранні (діафрагменні) насоси з кроковим двигуном
(серія MGE). В конструкції цього типу насосів шток, рушійний мембрану,
іншим кінцем кріпиться на ексцентриці з кулачковою передачею. Даний
кривошипно-шатунный механізм пов'язаний з електромотором ремінною
передачею.
При постійній роботі крокового двигуна з'являється можливість
збільшити тривалість циклу дозованої подачі настільки, що вона значно
перевищуватиме тривалість циклу всмоктування, рис.9.1.
Встановлене
значення Нагнітання
працездатності Тривалість
циклу
Всмоктування
Нагнітання
Тривалість
циклу
Всмоктування
Нагнітання
Тривалість
циклу
Всмоктування
Рисунок 9.1 – Графік тривалості робочих циклів насосів типу MGE
Таким чином, в насосах MGE подача речовини, що дозується, може
здійснюватися майже безперервно. При поєднанні цього механізму з
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 147
цифровим управлінням вдається добитися великої глибини регулювання і
високої точності дозування. Насоси серії MGE дозволяють забезпечити
дозування в діапазоні продуктивності від 0,002 л/ч (MGE 2-18) до 48 л/ч (MGE
48-3) при максимальному тиску 18 і 3 бар відповідно. При цьому діапазон
регулювання для всіх моделей серії – 1:1000.
За аналогічним принципом діє і насоси дозувань MEDO II/IIC (BWT,
Німеччина), призначені для дозування реагентів в харчовій промисловості і
що характеризуються максимальній працездатністю 6 л/ч при тиску 10 бар.
Мембранні насоси серії PRJ виробництва компанії Wilo (Німеччина)
оснащуються демпферною камерою, завдяки чому подача рідини, що
дозується, здійснюється практично без пульсацій.
Значно більшої продуктивності дозволяють досягти механічні
мембранні насоси дозувань, оснащені асинхронним двигуном: DMM – до 990
л/ч при тиску до 10 бар; Sigma до 1030 л/ч, 4 бари; GA, GB, GM (HyXoOy) – до
1200 л/ч, 12 бар; Makro/5 HM (ProMinent) – до 4000 л/ч, 4 бари. Високою
продуктивністю відрізняються також насоси з гідравлічним приводом
діафрагми (гідравлічні мембранні): Makro/5 HMH (ProMinent) – 6000 л/ч, 6 бар
або 1170 л/ч, 25 бар; серії MAXROY і mROY (HyXoOy) – 1100 л/ч при
максимальному тиску 123 бар.
Практично всі насоси дозувань оснащуються електронними блоками
управління. В моделях з імпульсною системою управління насос здійснює
подачу відповідно до зовнішнього імпульсного сигналу, що поступає,
наприклад, від водяного витратоміра. Насос автоматично розраховує
оптимальну для нього швидкість, що забезпечує необхідний об'єм дозування
на кожний імпульс. В імпульсному режимі здатні працювати такі насоси, як
DME, DMS-A (Grundfos) і ін.
Залежно від середовища (її агресивності, в'язкості і ін.), що дозується,
обирається матеріал головки дозування, мембрани (PP, PVC, тефлон, сталь),
зворотних клапанів всмоктування і нагнітання. Завдяки цьому можливо
дозування водних розчинів таких речовин, як кислоти (соляна до 30 %, сірчана
до 40 %), перекис водню (до 30 %), їдкий натр (до 40 %) і ін.
В системах з високим протитиском, де потрібен потужній натиск (до
200–300 бар і більш) середовища, що дозується, застосовуються поршневі і
плунжерні насоси дозувань. Такі насоси призначені для об'ємного напірного
дозування нейтральних, агресивних, токсичних і шкідливих рідин, емульсій і
суспензій з високою кінематичною в'язкістю (порядку 10–4–10–5 м2/с), з
густиною до 2000 кг/м3 і більш. Для захисту від протікання агресивних
реагентів плунжерні і поршневі насоси оснащуються сильфонами з
високолегованої сталі або мембранами, що вільно коливаються, з
фторопласту, розділяючими проточну частину насоса і приводну камеру з що
рухається в ній поршнем (плунжером). На російському ринку і цей тип
дозуючих насосів представлений достатньо широко моделями ведучих
виробників: Makro/5 HMH (ProMinent); НД, НДР, НДЕ, НДГ, НДГЗ, НДГЕ,
ПДВ, НДСР, НДСЕ (все – ЗАТ «ДНС») і ін.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 148
Двогвинтові насоси. Широко застосовуються в народному господарстві
двогвинтові насоси. Конструкція насоса з виносними підшипниками і
синхронізуючими шестернями робить цей насос універсальним, оскільки
робочі органи не доторкаються.
Параметри мультифазних насосів: тиск на вході в насос не більше 25
бар, диференціальний тиск Р=20...40 бар, діапазон подач 15...320 м3/год
Конструктивно більш прості і дешеві двогвинтові насоси. Особливою
популярністю останнім часом користується насос А1 2ВГ 63/16. Значна партія
цих насосів продана до Румунії для відкачування із залізничних цистерн
нафти, мазуту.
Трьохгвинтові насоси. Достатньо широко для цієї ж мети
застосовуються і трьохгвинтові насоси з виносними підшипниками.
Трьохгвинтові насоси конструктивно більш прості і дешевші, ніж двогвинтові.
Можливе застосування трьохгвинтових насосів при перекачуванні
очищеної води в магістралях, трубопроводах, а також в технологічних лініях
на харчових та хімічних підприємствах при тиску 63...75 бар і подачах 10...20
м3/год - це насоси А3 3В 8/63 і А1 3В 16/63. Виготовлений новий насос А3 3В
8/160 з подачею 11 м3/год і тиском 160 бар.
Насоси комплектуються електродвигунами, як в звичайному виконанні,
так і у вибухозахищеному виконанні, різної потужності з урахуванням
диференціального тиску і діапазону в'язкості перекачуваної рідини.
Кінематична в'язкість перекачуваної рідини 0,21.10-4 до 7,5.10-4 м2/с при
максимальній робочій температурі до 100 °С. Насоси на вимогу замовника
можуть поставлятися із запобіжними клапанами або без них.
Призначення електронасосного агрегату в хімічній промисловості. В
хімічній промисловості для перекачування побутових, промислових та стійних
рідин широко застосовуються доцентрові електронасосні агрегати стічних вод.
Початково, в технологічному циклі розглянутого підприємства
використовувалися електронасосні агрегати Grundfos CRN 5, які дозволяють
перекачувати рідини густиною не більше 1050 кг/м3, в‘язкістю не більше 10-6
м2/с, температурою +5 – +80 ºС, водневим показником 6-8,5 рН, з вмістом
абразивних частинок максимальною густиною 3000 кг/м3, об‘ємною
концентрацією не більше 1 %.
Даний насос та електронасосний агрегат виготовляються в
загальнопромисловому виконані та не допускають установлювання на
вибухонебезпечних та пожежонебезпечних підприємствах, приміщеннях та
установках, а також не допускають перекачування горючих та займистих
рідин.
Таким чином, представлена вище інформація, дає змогу виявити
найбільш раціональні шляхи щодо впровадження частотно-регулльованого
електроприводу у складі насосних установок.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 149
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП –
розрахунок вартості встановлення та підключення ввідної підстанції
При виборі раціональної схеми зовнішнього електропостачання
підприємства необхідно враховувати категорію споживачів електроенергії,
потужність, що споживається ними, особливості технології виробництва,
кліматичні умови, забрудненість оточуючого середовища та інші фактори [4].
Джерелом електропостачання нашого підприємства є зовнішня
енергомережа 110 кВ. Живлення від енергосистеми здійснюється по двом
лініям електропостачання з установкою на підстанції 110/10 кВ двох
трансформаторів ТМН-6300-115/11.
Укрупнені вартісні показники (УВП) електричних мереж напругою
110 кВ і вище призначені для виконання [8]:
− техніко-економічних розрахунків при зіставленні варіантних рішень
вибору схем електричних мереж («схемне проєктування»);
− розробки обгрунтувань інвестицій і бізнес-планів;
− оцінки обсягу інвестицій при плануванні нового будівництва, а в
окремих випадках і при здійсненні реконструкції електромережевих об'єктів.
В основу визначення УВП покладені [8]:
− матеріали, узагальнювальні кошторисні розрахунки до проєктів кон-
кретних об'єктів;
− вимоги до будівельної і механічної частини електромережевих
об'єктів, які визначені «Правилами побудови електроустановок» 7-го видання;
− «Загальні технічні вимоги до підстанцій 330-750 кВ нового
покоління»; «Загальні технічні вимоги до повітряних ліній електропередач
110-750 кВ нового покоління»;
− ціни, що діють на устаткування і матеріали заводів-постачальників.
Вартісні показники підстанції (ПС) ПГВ 110 кВ наведені по підстанціям
в цілому і по окремим складовим: відкриті і закриті розподільні пристрої
(ВРП, ЗРП), блоки вимикачів, трансформатори (автотрансформатори),
регулюючі пристрої (конденсаторні батареї, статичні компенсатори тиристорів
тощо), постійна частина затрат. Базові показники вартості ПС повинні
відповідати середнім умовам будівництва, враховують усі витрати
виробничого призначення. У базові показники вартості ПС включені
стаціонарні пристрої для ревізії трансформаторів (500 кВ і вище) і витрати на
зовнішні інженерні мережі (дороги, водопровід тощо) в обсягах, передбачених
нормами технологічного проєктування підстанцій.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 150
Для визначення повної вартості ПС до базових показників додається
вартість постійного відведення землі. Вартість відведення землі приймається з
урахуванням розрахункової площі земельної ділянки під ПС
Cв.з = Cн.з×S,
де Сн.з – орієнтовна вартість 1 м2 відчужених від сільськогосподарських
потреб під установку ПС земель; Сн.з = 380 грн/м2; S – площа земельної
ділянки, відведеної під ПС; S = 55×35 = 1925 м2.
Cв.з =380 1925= 731500 грн.
Показники вартості комірок ВРП, ЗРП враховують встановлене
устаткування (вимикач, роз‘єднувач, трансформатори струму і напруги,
розрядники, а також панелі управління, захисту і автоматики, встановлені в
пункті загальнопідстанції управління – ЗПУ, що відносяться до ВРП, ЗРП або
комірки, і кабельне господарство в межах комірки і до панелей в ЗПУ тощо), а
також будівельні і монтажні роботи.
Підсумовуючи окремі складові, можна визначити вартість будівництва
ГПП до якої входить вартість основних складових ПС, їх транспортування до
місця встановлення та вартість установки і підключення елементів ПС між
собою і до ПЛЕ з урахуванням формул та таблиць укрупнених показників
вартості на ПС та монтажні роботи [8].
Постійні витрати по ГПП (витрати на підготовку і впорядкування
території, облаштування доріг, трансформаторне і масляне господарство
тощо) приймаються орієнтовно [8]: Сп.в = 1700000 грн.
Після закінчення всіх монтажних робіт на огорожу наносяться
інформаційні знаки з вказівкою ширини охоронної зони; попереджувальні
плакати. Після запуску і тестування комплексу ГПП, приймальна комісія
оформлює акт передачі ГПП в експлуатацію. При цьому вартість роботи
приймальної комісії [8]: Сп.к = 35700 грн.
Дані по вартості встановлення та підключення ГПП наведені в таблицях
10.1−10.2.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 151
Таблиця 10.1 – Вартістні показники будівництва ГПП
Вартістні показники
Елемент ГПП Установки та/або
Елементу Транспортування,
підключення до ПЛЕ,
ГПП, СГППі С .
трГПП = 0,15 СГПП
С .
устГПП = 0,25 СГПП
грн. грн. люд.-днів грн.
1 2 3 4 5 6
Трансформатор
силовий ТМН-6300- 2 3720000 558 000 24 930000
115/11
Комірки КРУ-10 23 135750 20363 15 33938
Розподільчий пункт
1 637 500 95625 23 159375
КРУН 10 кВ
Роз‘єднувач 8 26250 3938 8 6563
Шафа з інвентарем 1 15700 2355 1 3925
Вимикач 3 15210 2282 3 3803
Привод вимикача 3 19125 2869 6 4781
Конденсаторна
установка УКЛ-10,5- 2 99 680 14952 10 24920
1800 У3
Трансформатор
власних потреб ТН- 2 752 600 112890 12 188150
110-1
Трансформатор струму 6 9160 1374 8 2290
Портал 6 17650 2648 9 4413
Кабельний канал 1 6750 1013 10 1688
Майданчик для
ремонту 1 950 143 5 238
трансформаторів
Баки для оливи 2 9620 1443 5 2405
Огорожа 110
1300 195 11 325
м
УСЬОГО 329 646 569 грн.
Тому загальні витрати складуть 731500+329646569= 330378069 грн.
Таким чином, розрахунки укрупнених вартісних показників мереж
зовнішнього електропостачання підприємства, в т.ч. визначення сумарних
капітальних вкладень в будівництво та монтаж ГПП дозволить встановити
питомі капітальні вкладення в схему електропостачання, грн. за кожний 1 кВт
споживаної підприємством електричної енергії.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 152
Кількість, ni, шт
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, що виникають в
приміщенні технічної лабораторії
При розробці проекту системи електропостачання підприємства
потрібно використовувати сучасну комп’ютерну техніку. Тому проаналізуємо
умови праці інженера-дослідника, який виконуватиме таку роботу в
приміщенні технічної лабораторії.
Розміри лабораторії становлять: ширина – 6 м, довжина – 8 м, висота
стелі – 3 м, площа кімнати складає 48 м2. Лабораторія розрахована на
чотирьох працюючих, звідси площа, яка припадає на одну людину, дорівнює
12 м2. Об’єм приміщення становить - 144 м3. Звідси об’єм, який складає на
одну людину, дорівнює 36 м3, що відповідає вимогам ДБН В.2.2.28-2010.
За рівнем фізичних навантажень дана робота відноситься до категорії І а
(робота з витратою до 120 ккал/год, сидячи без фізичної напруги).
Робоче місце працівника є постійним і являє собою стіл, на якому
встановлений персональний комп’ютер, принтер. Воно знаходиться в
окремому приміщенні, мебльованому робочими столами зі встановленими на
них комп’ютерами.
Важливе значення мають фактори мікроклімату в робочому приміщенні,
оскільки вони безпосередньо впливають на здоров’я та самопочуття наукового
співробітника. Згідно з ДСН 3.3.6.042-99 нормативні значення основних
факторів мікроклімату наступні:
1. Температури повітря:
- теплий період року – 23-25 °С (допустима – 20-28 °С). ;
- холодний період року – 22-24 °С (допустима – 21-25 °С).
2. Вологість повітря:
- теплий період року – 40-60 %;
- холодний період року – 40-60 %.
3. Швидкість руху повітря:
- теплий період року – 0,1 м/с (допустима – 0,1-0,2 м/с) ;
- холодний період року – 0,1 м/с (допустима – менше 0,1 м/с) .
Фактичні значення даних параметрів становлять відповідно:
1. Температури повітря:
- теплий період року – 30-32 °С ;
- холодний період року –21-23 °С .
2. Вологість повітря:
- теплий період року – 45-47 %;
- холодний період року – 48-54 %.
3. Швидкість руху повітря:
- теплий період року – 0,08-0,1 м/с;
- холодний період року – 0,07-0,12 м/с.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 153
Майже всі фактичні параметри мікроклімату відповідають нормативним
вимогам, зокрема в холодний період року, але не відповідають в теплій період
року згідно ДСН 3.3.6.042-99. Тому рекомендовано встановити систему
кондиціонування повітря для підтримання температури повітря в теплий
період року в межах норми.
Для обігріву приміщення в холодний період у аудиторії
використовується система централізованого водяного опалення, яка відповідає
ДБН В.2.5.67-2013. Система опалення складається з 5-ти секційних радіаторів
типу «Плоский».
Природне освітлення здійснюється через чотири вікна. Розміри вікон
приміщення однакові і становлять 2 х 1,4 м . Робочі столи розташовані таким
чином, що вікна знаходяться збоку від працюючого або ззаду. Вікна обладнані
сонцезахисними жалюзі.
Нормування природного освітлення приводиться за допомогою
коефіцієнта природної освітленості (КПО), вираженого в відсотках, який для
даного типу зорової праці складає 2,5 % згідно ДБН В.2.5-28-2018. Фактичне
значення КПО становить 17-25 %. Тому рівень природного освітлення
відповідає ДБН В.2.5-28-2018.
Також в приміщенні передбачене штучне освітлення. Лабораторія
обладнана вісьма світильниками типу ЛСП 02В-2х36, кожний з яких має дві
люмінесцентні лампи денного світла. Для даного типу зорової праці необхідна
величина штучного загального освітлення складає 400 лк, фактична величина
становить 450 лк, що відповідає ДБН В.2.5-28-2018.
Шум також є важливим фактором виробничого середовища. Головним
джерелом шуму є вентилятор охолодження в системному блоці комп’ютера.
Згідно з ДСН 3.3.6.037-99 «Санітарні норми допустимих рівнів шуму на
робочих місцях» нормативне значення еквівалентного рівня шуму при даному
видові діяльності та типу робочого місця складає 50 дБА. Дане робоче місце
відповідає цій вимозі, оскільки фактичний рівень шуму складає 42-43 дБА.
Тип робочого крісла обирається у відповідності ДСТУ 7951:2015 та в
залежності від тривалості роботи: при тривалій – масивне, при короткочасній
– крісло легкої конструкції, яке легко пересувати. Ширина столу 0,9 м, усі
предмети, що знаходяться на ньому розташовані на відстані не більше 75 см
від працівника, отже вони знаходяться в робочій зоні. Висота столу 70 см;
висота стільця 45 см. Робоча поза працюючого безпосередньо повязана з
тривалим очікуванням закінчення обрахунків компютером, що в свою чергу
призводить до періодичного перебування в незручній, фіксованій позі до 25%
від загальної тривалості роботи.
Однотипність даних на екрані та очікування закінчення розрахунків
може привести до додаткового виснаження ресурсів організму, швидше
стомлення, значне зниження працездатності. Ступінь складності завдання
полягає в виконанні обчислень, обробці отриманих результатів, визначаючи їх
вірність та коректність, що відповідає допустимому класу умов праці.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 154
Інструктаж з техніки електробезпеки складений на основі чинних
нормативних документів і проводиться з працівниками періодично - один раз
на півріччя, відповідно НПАОП 0.00-4.12-05.
Лабораторія відноситься до приміщень з категорією пожежобезпеки
типу В, згідно з ДСТУ Б В.1.1-38:2016. План евакуації розміщений на стіні з
вільним доступом до нього, відповідно ДБН В.1.1.7-2016. Для попередження
пожеж в лабораторії використовується електрична пожежна сигналізація
променевого типу та димові датчики типу (ДИП-212) у кількості 4 штук
відповідно ДБН В.2.5.56-2014. В даній лабораторії забезпечуються необхідні
заходи щодо протидії виникнення пожежонебезпечних ситуацій згідно з
НАПБ А.01.001-2014 «Правила пожежної безпеки в Україні». Приміщення
обладнане порошковим вогнегасником ВП-5у.
В результаті проведеного аналізу, можливо зробити висновок, що в
теплий період року температура повітря в приміщенні не відповідає
нормативним вимогам. Тому пропонується встановити в приміщенні систему
кондиціонування повітря.
11.2 Розробка системи кондиціонування повітря лабораторії
Типи кондиціонерів
До складу системи кондиціонування повітря (СКП) входять: системи
приготування, переміщення та розподілу повітря, а також технічні засоби
холодо- і теплопостачання, автоматики, дистанційного керування та
контролю. Основне устаткування СКП для підготовки і переміщення повітря,
компонується в єдиному корпусі, що названий кондиціонером. У багатьох
випадках всі технічні засоби для кондиціонування повітря скомпоновані в
одному або двох блоках, і тоді поняття СКП та кондиціонер є однозначними.
Установки для кондиціонування повітря можуть бути центральними, які
обслуговують одне велике або декілька приміщень та місцевими. В нашому
випадку буде використовуватися місцева СКП, яка призначена для
обслуговування невеликих виробничих приміщень, лабораторій, кабінетів та
встановлюється безпосередньо в приміщенні, яке вона обслуговує.
Тому саме за допомогою установки СКП, можна створити і автоматично
підтримувати у лабораторії нормовані значення температури повітря в теплий
період року. Щоб правильно підібрати кондиціонер для нашого приміщення,
необхідно ознайомитися з призначенням кожного типу кондиціонерів,
представлених на українському ринку.
Віконні кондиціонери. Це один з «найстаріших» типів кондиціонерів.
Розміщується в прорізі вікна. Недоліками даного кондиціонеру є: зменшення
площі вікна, підвищення шуму в приміщенні (за рахунок того, що компресор і
вентилятори розташовані в одному корпусі). Переваги: простота монтажу,
зручність експлуатації, відносно низька вартість.
Пересувні мобільні кондиціонери. Не вимагають монтажу та є
достатньо шумними. Можуть працювати як на обігрів, так і на охолодження.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 155
При роботі в режимі охолодження, відведення тепла здійснюється за
допомогою гнучкого шланга, який виводиться на зовні через вікно або отвір в
стіні. Основна їхня перевага полягає в тому, що при необхідності їх можна
переміщувати в потрібне місце кімнати або переносити з одного приміщення в
інше. До недоліків можна віднести: високу вартість, підвищений рівень шуму,
необхідність зливу конденсату з дренажної системи кондиціонера.
На відміну від моноблоків, спліт-системи (англ. split – роздільний)
складаються з двох блоків (внутрішній та зовнішній), мають між собою
гідравлічний та електричний зв’язок.
Рисунок 11.1 – Принципова схема кондиціонера в мінімальній конфігурації
Мобільні спліт-системи. Такі кондиціонери мають практично всі
переваги спліт-систем, при цьому не вимагають спеціального монтажу. Тому
внутрішній блок можна розмістити в будь-якому місці приміщення, а
зовнішній блок, наприклад, можна підвісити на ременях за вікном. Основними
перевагами є наявність автоматичного режиму підтримки обраної температури
та швидкості вентилятора. Система очищення повітря разом з системою
іонізації (в деяких моделях) роблять атмосферу в приміщенні чистою і
комфортною, тим самим зберігаючи здоров’я персоналу.
Настінні спліт-системи. Це найбільш популярний тип кондиціонерів
для квартир, невеликих офісів, ресторанів, кафе, барів. Вимагають грамотного
і якісного монтажу із застосуванням професійного інструменту. Складаються з
зовнішнього компресорно-конденсаторного блоку (встановлюється на: фасаді,
даху, лоджії, технічному поверсі) і внутрішнього, який встановлюється на
стіні, всередині приміщення, в зручному для користувача місці. Серед переваг
виділяють – низький рівень шуму, широкі можливості програмування різних
режимів, простота експлуатації. Низький рівень шуму обумовлений тим, що
компресор знаходиться поза приміщенням в зовнішньому блоці. Можуть
працювати на холод, на тепло, а також в режимі рециркуляційного
вентилювання або осушення повітря.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 156
Мультиспліт-системи. Відрізняються від моноспліт-систем тим, що до
одного зовнішнього блоку приєднуються декілька внутрішніх. Як правило,
вони використовуються там, де потрібно мінімум зовнішніх блоків. За ціною
вони не дешевші моноспліт-систем, але за якістю нерідко поступаються,
особливо це стосується дешевих мультиспліт-систем, де потужність
компресора менше сумарної потужності внутрішніх блоків.
Підлогово-стельові кондиціонери. За принципом дії аналогічні
настінним. Використовуються в тому випадку, коли неможливо (небажано)
встановлювати внутрішні блоки на стіні, а доцільніше розмістити біля підлоги
або на стелі. Перший варіант розміщення хороший тим, що кондиціонер не
кидається в очі і направляє потік холодного повітря вертикально вгору.
Спліт-системи колонного типу. Аналогічні настінним і підлогово-
стельовим. Мають внутрішній блок у вигляді колони (встановлюється
безпосередньо на підлозі), прекрасно вписуються в інтер’єр великих
громадських приміщень (ресторани, бари, зали, холи офісів).
Спліт-системи касетного типу. Відрізняються від настінних моделей
способом розташування і конструкцією внутрішнього блоку. Прекрасно
розміщуються всередині підвісної стелі, маючи ззовні майже плоску
повітрозабірну решітку і повітророзподільні жалюзі на чотири напрямки.
Спліт-системи канального типу. Основна відмінність канальних
кондиціонерів полягає в тому, що повітря береться через повітряні канали
(повітроводи) і вентиляційні решітки. Внутрішній блок кондиціонера
розміщується за підвісною стелею, та має потужний вентилятор, що дозволяє
подолати опір повітроводів, фільтрів та решіток. Більша частина моделей
дозволяє працювати не тільки в режимі рециркуляції, а й подавати в
приміщення через вентиляційний канал вуличне повітря, тобто поєднувати
кондиціонування і вентиляцію.
Розрахунок системи кондиціонування повітря
Технічна лабораторія розташована на 2-му поверсі в південній частині 5-
ти поверхової будівлі. Приміщення має наступні розміри: довжина – 8 м,
ширина – 6 м, висота – 3 м. Виходячи з даних параметрів, загальна площа
приміщення становить 48 м2, а об’єм – 144 м3. Лабораторія має однобічне
природне освітлення, яке забезпечується 4 вікнами. Вікна мають однакові
розміри, які становлять 1,4 × 2 м, відповідно площа одного вікна становить 2,8
м2. В роботі приймають участь 4 працівника. Категорія робіт – Ia (легка робота
в сидячому положенні).
Розрахунок СКП проводиться для теплого періоду року на охолодження,
враховуючи те, що температура повітря приміщення в теплий період року (30-
32С) не відповідає нормативним вимогам (22-28С), а максимальна
температура зовнішнього повітря становить 35С.
Розрахунок теплонадходження в приміщення
1) Теплонадходження від сонячної радіації залежать від площі та
розташування вікон:
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 157
Q1 = SВ QВ , (11.1)
Q1 = 4 2,8260= 2912 (Вт),
де SB – площа вікна, м2,
QB – теплонадходження через вікна, яке для південної орієнтації
становить 260 Вт/м2.
Враховуючи те, що на вікнах встановлені жалюзі, які забезпечують
регулювання природного освітлення в приміщенні, необхідно отриманий
результат Q1 поділити на коефіцієнт 1,4.
2912
Q1 = = 2080 (Вт).
1,4
2) Теплонадходження через зовнішню стіну:
Q = (S − S ) Q ,
2 В C (11.2)
Q2 = (38− 4 2,8)28 = 358,4(Вт).
де S – площа зовнішньої стіни, м2,
S – площа вікна, м2
B ,
QC – теплонадходження від стіни, яке для південної орієнтації
становить 28 Вт/м2.
3) Теплонадходження від штучного освітлення розраховуються з
врахуванням того, що лабораторія обладнана 8 світильниками OKN-236,
кожен з яких має 2 люмінесцентні лампи типу TLD, потужністю 36 × 2 Вт.
N (n P)
Q3 = ,
k (11.3)
8 (2 36) 576
Q3 = = = 496 (Вт).
1,16 1,16
де k – коефіцієнт для люмінесцентних ламп (k =1,16 ),
N – кількість світильників,
n – кількість ламп,
P – потужність лампи, Вт.
4) Теплоємність повітря:
Q4 = (V −VМ ) k, (11.4)
Q4 = (144− 2 4 3)6 = (144− 24)6 = 720 (Вт).
де V – об’єм приміщення, м3,
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 158
VM – об’єм, який займають меблі, м3,
k – для офісного приміщення складає 6 Вт/м3.
5) Теплонадходження від людей. Враховуючи, що працівники
займаються легкою роботою в сидячому положенні:
Q5 = 4 (130 )= 520 (Вт)
6) Теплонадходження від техніки:
Персональні комп’ютери (4 шт.) – Q6 = 4 300 =1200 (Вт).
Загальне теплонадходження:
Q = Q +Q +Q +Q +Q +Q +Q ,
заг 1 2 3 4 5 6 7 (11.5)
Qзаг = 2080 + 358.4 + 496 + 720 + 520 +1200 = 5374.4 (Вт).
Провівши розрахунок параметрів кондиціонера, виберемо з існуючих
вітчизняних та зарубіжних зразків найбільш підходящий кондиціонер.
Згідно отриманих за розрахунками даних обираємо кондиціонер LG
G24HHT (Рис.11.2) з наступними функціями та складовими.
Настінна спліт система LG G24HHT володіє великою потужністю. В її
основі - зовнішній та внутрішній блок, шириною більше метра. Бюджетний
кондиціонер з серії Good, розрахований на охолодження приміщення площею
не більше 63 кв. м. Режим охолодження діє при температурі від 21 до 48°C.
Зручний форсований режим Jet Cool може знижувати температуру в кімнаті на
5 градусів протягом кожних 5,6 хвилин. У списку інших важливих функцій:
опалення в режимі економії електроенергії, яке працює при температурі від 1
до 24 °C; вентиляція на 3-4 швидкостях без охолоджування і обігріву, а також
осушення повітря, яке діє при підвищеній вологості в приміщенні.
Дана модель кондиціонера оснащена пристроєм, що захищає вузли
приладу від стрибків напруги в діапазоні 170-290 В, який працює в рамках
нової технології Auto Voltage Protection (AVP). Безінверторна модель
оснащена безліччю додаткових режимів, що мають важливе значення для
користувачів. Це нічний режим, який помітно знижує рівень шуму до 19 дБА,
з можливістю самостійно відключатися після семи годин безперервної роботи.
Він створює комфортні умови для нічного відпочинку, забезпечуючи легке
дихання під час сну. Режим 2-Way Swing виключає протяги і застій повітря в
кутах, завдяки двосторонньої подачі повітря. Так само є можливість роботи в
автоматичному режимі, регулювання напрямку повітряного потоку і
запам'ятовуючи раніше задані налаштування. Класичний ергономічний корпус
внутрішнього блоку, шириною більше одного метра, відлитий з білого
пластику з глянцевою поверхнею.
Для очищення повітря в кондиціонер вбудована система фільтрації NEO
Plasma з антибактеріальним фільтром, що має особливе напилення, яке
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 159
зупиняє ріст бактерій і частинки до 10 нм. Управління спліт системою
здійснюється за допомогою інфрачервоного пульта з led панеллю.
Рисунок 11.2 – Зовнішній вигляд кондиціонера LG G24HHT
Технічні характеристики кондиціонера LG G24HHT :
- Площа, що обслуговується (м2): до 63
- Холодопродуктивність (кВт): 6,39
- Теплопродуктивність (кВт): 6,83
- Рівень шуму внутрішній/зовнішній (дБ): 45/55
- Циркуляція повітря (м3/год): 960
- Споживана потужність охолодження (кВт): 2,39
- Споживана потужність обігріву (кВт): 2,4
- Напруга, частота струму (В, Гц): 220, 50
- Габарити внутрішнього блоку (ДхШхВ): 1090x300x212
- Габарити зовнішнього блоку (ДхШхВ): 870x655x320
- Маса зовнішнього блоку (кг): 54
- Маса внутрішнього блоку (кг): 11,6
- Діаметр під'єднувальних труб (мідні/дренаж): 3/8" - 5/8"
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 160
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2016. – 736 с.
2. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проєктування систем
електропостачання промислових підприємств.
3. Системи електроспоживання та електропостачання промислових
підприємств. Підручник. / В.Є. Шестеренко. – Вінниця: Нова Книга, 2004. –
656 с.
4. Внутрішньзаводське електропостачання. Курсове проєктування:
Навчальний посібник. / В.Г. Рудницький. – Суми: ВТД «університетська
книга», 2006. – 153 с.
5. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для
вузів. / Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. –
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с.
6. Внутрішньоцехове електропостачання. Курсове проєктування:
Навчальний посібник. / В.Г. Рудницький. – Суми: ВТД «університетська
книга», 2007. – 280 с.
7. Посібник з дисципліни «Споживачі електричної енергії» частина 1
«Електричне освітлення». Черкаський державний технологічний університет.
– Черкаси: ЧДТУ, 2014. Соловей О.І., Ситник О.О., Самойлик О,В., Семко І.Б.,
Курбака Г.В., Борисова Н.І.
8. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств: навч.посіб./ [Соловей О.І., Ситник О.О.,
Розен В.П.та ін]; за заг.ред. О.І. Солов’я; М-во освіти і науки,молоді та спорту
України Черкаси,Черкас. держ. технол.ун-т Черкаси: ЧДТУ, 2012.− 247с.
9. Пістун І.П. Безпека життєдіяльності: Навчальний посібник.– Суми:
Видавництво «Університетська книга», 1999.– 301 с.
10. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра
для здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»усіх форм навчання
[Електронний ресурс] / [Упоряд.: Ситник О.О., Яценко І.В., Ключка К. М.,
Самойлик О.В.] ; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. –
Черкаси: ЧДТУ, 2022. – 98 с.
Арк.
ЧДТУ А1 21020 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 161