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/5717| Title: | Електропостачання заводу з виробництва стійок амортизаторів легкових автомобілів |
| Authors: | Семко, Олександр Вікторович Клещенко, Дініїл Сергійович |
| 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 заводу з виробництва стійок амортизаторів легкових автомобілів. Було проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. .В індивідуальному завданні розроблено електронний пристрій для контрою якості виготовлення масляних амортизаційних стійок. В економічному розділі пояснювальної записки зроблено розрахунок економічного ефекту від впровадження електронного пристрою для контрою якості виготовлення масляних амортизаційних стійок. У розділі «Охорона праці» зроблено аналіз небезпек та шкідливостей, що впливають на робітника техніко-енергетичного відділу, а також розробці заходів та засобів захисту працівників від негативного впливу параметрів мікроклімату. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5717 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Клещенко.pdf Restricted Access | 7.02 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 22153 63/03-03
на тему:
«Електропостачання заводу з виробництва стійок амортизаторів
легкових автомобілів»
(назва теми згідно з наказом)
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу,
групи ЕСЕ – 12ск3
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва спеціальності)
Клещенко Даніїл Сергійович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ Олександр СЕМКО
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Рецензент ____________ _____________________
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів
без відповідних посилань
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)
Черкаси 2025 року
ЗМІСТ
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ 6
ВСТУП ......................................................................................................................... 7
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ ................................................................................... 8
1.1 Характеристика об’єкта проєктування .......................................................... 10
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху виготовлення
масляних амортизаційних стійок ......................................................................... 11
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання ............ 12
1.4 Характеристика джерела живлення ............................................................... 13
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ ......................................... 14
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів ............. 15
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень від
однофазних електроприймачів ............................................................................. 23
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від освітлювальних
систем ...................................................................................................................... 27
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової підстанції
.................................................................................................................................. 28
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання ................................................................................................. 29
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розміщення трансформаторних підстанцій .......... 31
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху .......................... 31
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства ............................ 32
2.6.3 Вибір місця розміщення ГПП, ТП (КТП) ................................................ 36
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ ................................................................... 40
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ................................ 40
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ........................................................... 42
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ........................................... 44
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ
Ли Зм. № докум. Підпис Дата
Ротз робив Клещенко Д.С. Літера Лист Листів
Електропостачання заводу з
Перевірив Семко О.В. 3 145
виробництва стійок амортизаторів
Н. конт р. Ключка К.М. легкових автомобілів ФЕТАМ, ЕСЕ-12ск3
Затверд ив Ситник О.О.
Инв. № подп Подп. и дата Инв. № дубл. Взам. инв. № Подп. и дата
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ
ПОТУЖНОСТІ .......................................................................................................... 50
4.1 Вибір трансформаторів ГПП .......................................................................... 50
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності ..................................................................... 55
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві ................................. 60
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
НАПРУГОЮ 10 (6) кВ.............................................................................................. 63
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі 63
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж ..................................................... 65
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ
1000 В ......................................................................................................................... 69
6.1 Вихідні дані для розрахунків .......................................................................... 69
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках ...................................................................................................................... 71
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ .. 74
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ......... 77
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ...................................... 77
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН .......................................................... 79
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН ............................................. 80
7.4 Вибір трансформаторів струму ...................................................................... 81
7.5 Вибір трансформаторів напруги ..................................................................... 84
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість ....................................................... 85
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ ........................ 86
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху .................................... 86
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем ............................ 88
8.2.1 Загальні відомості ...................................................................................... 88
8.2.2 Розрахунок освітленості ............................................................................ 88
8.2.3. Електропостачання установок освітлення ............................................. 91
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву ..................... 100
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж ........................ 100
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами нагріву
та захисту ........................................................................................................... 101
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги ......................... 104
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 4
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ .......................... 107
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В ................. 109
8.4.1 Розрахунок опорів елементів мережі ..................................................... 111
8.4.2 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ ................................................................................................... 115
8.4.3 Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ .................................... 116
8.4.5 Розрахунок струму однофазного КЗ ...................................................... 117
8.5 Захист цехових електричних мереж ............................................................. 118
8.5.1 Вибір апаратів захисту ............................................................................ 119
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність .......................................................... 122
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання ................................... 122
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції .. 123
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції .... 124
9 IНДИВIДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ ........................................................................ 131
10 ТЕХНІКО ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА ................................................................ 135
11 ОХОРОНА ПРАЦІ ............................................................................................. 137
11.1 Аналіз небезпек і шкідливостей, що впливають на робітника техніко-
енергетичного відділу .......................................................................................... 137
11.2 Розробка заходів та засобів захисту працівників від негативного впливу
параметрів мікроклімату ..................................................................................... 140
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ............................................................... 144
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 5
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І
ТЕРМІНІВ
ВН – висока напруга
ГПП – головна понижуюча підстанція
ЕН – електричне навантаження
ЕП – електроприймачі
КЗ – коротке замикання
КРП – комплектно розподільчий пристрій
КТП – комплектна трансформаторна підстанція
ЛЕП – лінія електропередачі
НБК – низьковольтна батарея конденсаторів
НКУ – низьковольтна комплектна установка
ПЛ – повітряні лінії
ПРА – пускорегулююча апаратура
ПУЕ – правила улаштування установок
РП – розподільчий пункт
РПС – районна підстанція
СЕП ПП – система електропостачання промислового підприємства
ТЕР – техніко-економічні розрахунки
ТП – трансформаторна підстанція
ЦЕН – центр електричних навантажень
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 6
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
ВСТУП
Розвиток усіх без винятку галузей господарства в сучасних умовах в
значної мірі залежить від ефективного використання енергоресурсів.
В свою чергу ефективне використання енергоресурсів неможливе без
раціонально виконаної системи електропостачання (СЕП) підприємства, яка
повинна забезпечувати надійність, безпеку, економічність та зручність
експлуатації.
Сучасна система електропостачання базується на грамотному
проєктуванні, точних розрахунках очікуваних електричних навантажень,
аналізі тенденцій у виборі апаратів, схеми і компоновки підстанції
підприємства, тобто в використанні всього набору технологічних і технічних
засобів та способів, які має в своєму арсеналу інженер-електрик.
Дана випускна кваліфікаційна робота бакалавра присвячена саме розробці
такої системи, а саме електропостачанню заводу з виробництва стійок
амортизаторів легкових автомобілі.
У ході проєктування з врахуванням умов проєктування здійснено
електричні розрахунки по електропостачанню підприємства, в тому числі:
розраховані електричні навантаження по окремим цехам та підприємству в
цілому, зроблений розрахунок освітлення, вибір числа і потужності
трансформаторів ГПП і цехових трансформаторів, передбачена компенсація
реактивної потужності, зроблений розрахунок цеху виготовлення масляних
амортизаційних стійок з вибором мережі внутрішнього електропостачання,
вибір устаткування підстанцій.
Розділ «Індивідуальне завдання» присвячений розробці електронного
пристрою для контрою якості виготовлення масляних амортизаційних стійок.
У розділі «Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових
підприємств» зроблено розрахунок економічного ефекту від впровадження
електронного пристрою для контрою якості виготовлення масляних
амортизаційних стійок.
У розділі «Охорона праці» зроблено аналіз небезпек та шкідливостей, що
впливають на робітника техніко-енергетичного відділу, а також розробці
заходів та засобів захисту працівників від негативного впливу параметрів
мікроклімату.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 7
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції,
розподільчих пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у
цехах. Призначена система для забезпечення вимог виробництва в передачі
електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у відповідній
кількості та якості [1, 2].
Як відомо [3], системи електропостачання промислових підприємств можна
умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та комбіновані. Згідно
з завданням на дипломне проєктування система електропостачання
промислового підприємства має бути централізованою.
Основними чинниками при проєктуванні системи електроспоживання є
характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в першу чергу
безперебійність електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування, а також вимоги електробезпеки. Але незважаючи на те, що ці
особливості та характеристики є головними чинниками при проєктуванні
системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію побудови раціональної
СЕП вносять загальні вимоги до системи електропостачання, основні з яких
приведемо нижче.
Проєктування системи електропостачання промислових підприємств слід
проводити згідно з [1, 4] 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 [4]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на
кожної напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
г) Схеми електропостачання і електричних з'єднань підстанцій
мають бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і
резервування було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 8
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
та провідників.
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному
принципу з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення
електроприймачів паралельних технологічних ліній слід здійснювати від різних
секцій шин підстанцій, взаємозв'язані технологічні агрегати повинні живитися
від однієї секції шин. Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися
при будь-яких перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних
потоків.
є) При побудові схеми електропостачання підприємства,
електроприймачі якого вимагають резервування живлення, повинно
проводитися секціонування шин у всіх ланцюгах системи розподілу
електричної енергії, включаючи шини низької напруги цехових
двохтрансформаторних підстанцій.
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися
під навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має
бути обґрунтовано.
ж) Потрібно застосовувати (вживати) , як правило, роздільну роботу
ліній, трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена
паралельна робота елементів електропостачання.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови оточуючого
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проєктуванні системи електропостачання промислового підприємства
належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх близько
розташованих споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально уніфіковані.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання повинні
відповідати ПУЕ. При цьому не слід допускати необґрунтованого віднесення
ЕП до більш високої категорії, а саме:
- ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що виконують
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 9
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
допоміжні технологічні операції, частину обладнання інженерного
забезпечення будівлі, слід відносити до III категорії. Віднесення вказаних
електроприймачів до II категорії приводе до необґрунтованого завищення не
тільки потужності встановлених трансформаторів, але і вимог до резервування
живлення споживачів.
До II категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання,
без якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час після
аварійного режиму.
- електроприймачі, відключення яких приводе до масового недовідпуску
продукції , нерідко відносять не до II категорії, а до І категорій, що мотивується
тім, що наносяться "значні збитки народному господарству".
Зазначимо, що поняття "значні збитки народному господарству" слід
відносити до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного підприємства.
Поняття "категорія електроприймача по надійності електропостачання" не
слід відносити до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць, корпусів
і т. д. Це поняття правомірно тільки по відношенню до індивідуального ЕП. Для
споживача характерно лише поєднання в різних пропорціях електроприймачів
категорій І, II та III.
1.1 Характеристика об’єкта проєктування
Підприємство, електропостачання якого ми будемо проєктувати в даній
кваліфікаційній роботі, займається виготовленням амортизаційних стійок
автомобілів та їхніх складових. На території підприємства розміщені будівлі і
цехи основного та допоміжного виробництва.
При проєктуванні системи електропостачання (СЕП) підприємства ми
враховуємо основні вимоги "Норм технологічного проєктування СЕП
промислових підприємств", і відповідних розділів «Правил улаштування
електроустановок 2017» [1].
Структура підприємства приведена на генплану (лист №1) і включає як
цеха основного виробництва, так і допоміжні приміщення та підрозділи.
При проєктуванні системи електропостачання враховано рельєф
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної
енергії окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на
підприємстві, характеристику оточуючого середовища.
Головна понижуюча підстанція (ГПП) підприємства розташована з
врахуванням місця знаходження теоретичного центру електричного
навантаження. При цьому було враховано домінуючий напрямок вітру.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 10
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Основним високовольтним обладнанням підприємства є понижуючі
трансформатори цехових трансформаторних підстанцій [4].
При розробці системи електропостачання підприємства враховувалося, що
всі підстанції підприємства телемеханізовані та будуть працювати без
чергового персоналу.
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху
виготовлення масляних амортизаційних стійок
Силові електроприймачі цеху виготовлення масляних амортизаційних
стійок живляться трифазним змінним струмом промислової частоти 50 Гц
номінальною напругою 380 В. Однофазне обладнання складається з
малопотужних установок, що включені на фазу 220 В. Вищих гармонік при
експлуатації обладнання не виникає. Встановлена потужність та інші
характеристики приведено у таблиці 1.1.
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
№ Кількість, Встановлена
Електроприймач cos
поз. шт. потужність, кВт
1 2 3 4 5
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Формовочний прес 16 17,3 0,8
2 Конвеєр 1 24 0,82
3 Відрізний автомат 2 5,2 0,85
4 Заточний верстат 6 4,7 0,84
5 Зварювальний випрямляч 8 17,3 0,93
6 Термопласт автомат 6 68 0,95
7 Насос електроліту 2 10 0,85
8 Водяний насос 4 7,5 0,85
9 Випрямляч 2 44,8 0,9
10 Тельфер 1 8 0,78
11 Токарний верстат 8 12,3 0,84
12 Фрезерний верстат 4 11,5 0,84
13 Вентилятор витяжний 8 8,8 0,88
14 Верстат формування пружин 3 4,1 0,82
15 Піч нормалізаційна 1 137 0,96
16 Підвісний конвеєр 1 21 0,83
17 Тепловентилятор 1 54 0,9
18 Компресор 2 22 0,85
19 Ввентилятор приточний 4 18,3 0,88
20 Маслонасос 2 4,1 0,86
82
Однофазні електроприймачі
1 Вентилятор витяжний 6 5,5 0,88
6
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 11
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
В цеху на рівні технологічних зв’язків здійснюється відповідне
резервування.
Основне обладнання цеху відноситься до ІІ категорії. Як відомо [1], до ІІ
категорії слід відносити обладнання без якого не можливе продовження роботи
основного виробництва на час після аварійного режиму.
Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних особливостей
виробничих процесів.
Виробничо-сформоване електрообладнання живляться від власних
розподільних пунктів РП.
План цеху та розміщення обладнання зображено на листі 5 графічної
частини, а також на рисунку 1.1.
Особливостями розміщення обладнання у приміщенні цеху є такі, що
потребують практично рівномірну освітленість цеху.
Проєктом передбачено загальновиробниче освітлення 380/220 В, та
аварійне освітлення 220 В.
Розміри цеху, електропостачання якого ми будемо розраховувати,
складають: 48×60×6, із загальною виробничою площею S=2880 м2.
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання
Проєктування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони розміщуються.
При цьому ми повинні виконувати всі вимоги ПУЕ у цієї частини.
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми проєктуємо,
розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься кран козловий.
Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих нормальних, тобто є
сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не перевищує 60 % та відсутні
умови, наведені у п. 1.1.10 – 1.1.12 ПУЕ.
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах,
проникати всередину машин, апаратів, відноситься ремонтно-механічний цех
підприємства. Але цей цех відноситься до приміщень з не струмопровідним
пилом. Запилені приміщення, як зі струмопровідним пилом, так і приміщення з
неструмопровідним пилом, відсутні.
Також на підприємстві відсутні приміщення з хімічно активним середовищем, в
яких постійно або протягом тривалого часу містяться агресивні пари, гази,
рідини, утворюються відкладення або цвіль, що руйнують ізоляцію і струмові
частини електроустаткування.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 12
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 1.1 – План цеху та розміщення обладнання
1.4 Характеристика джерела живлення
Живлення даного підприємства здійснюється від районної підстанції
(РПС) енергосистеми 110 та 220 кВ.
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є: обрана
номінальна напруга енергосистеми Uс=110кВ:
- потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=2900 МВ • А;
- довжина повітряної лінії Lпл = 75 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на границі
балансової приналежності Qек = 503,9 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 22153 63/03-03 ПЗ 13
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Знання електричних навантажень потрібне для вибору і перевірки
провідників (шин, кабелів та ін.) та трансформаторів по пропускній
спроможності і економічній щільності 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 [5].
Поняття «розрахункове навантаження» випливає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи
мережі і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часі
І const Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадкових характер,
використовується співвідношення
t
1
I(t) I(t) dt ,
t
де – тривалість інтервалу усереднення ( t T - ), що приймається
для графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної 3 T0 (у
решті випадків – 3 T0 ); T – інтервал реалізації випадкового процесу; T0 –
постійна часу нагрівання провідника до максимальної допустимої температури
(за час, рівний 3 T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого рівня).
Умовно приймають T0 10 хв., 30 хв. незалежно від перетину
провідника, звідки і витікає поняття «півгодинний максимум».
З наведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий
струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж максимального
нагрівання провідника або викликає такий же тепловий знос, що й початкове
змінне навантаження I(t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 14
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Ppоз 3 U Ipоз cos . (2.1)
В якості розрахункового навантаження приймають середнє навантаження
P за активною потужністю впродовж часу
t
1
P P(t)dt .
t
Активне розрахункове навантаження Ppоз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Pmax або «максимального навантаження»
Imax Iроз , тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилиних
інтервалах усереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно проводити
згідно методики [5], яка поширюється на всі галузі народного господарства,
адаптована до сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів
розрахунку.
Визначення електричних навантажень цехів є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, оскільки
розрахунки на кожній із них мають свою специфіку. На підприємствах
середньої та великої потужності таких рівнів нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності (Ppоз, цеху ) як окремих цехів, так і підприємства (
Ppоз, підпр ) у цілому. Розрахункова потужність Ppоз – це така потужність, при
якій термін службі елементів системи електропостачання дорівнює
розрахунковому.
У розрахунках використовуються такі позначення та співвідношення:
– номінальна потужність, Рном ;
– паспортна потужність, Рпасп ;
– встановлена потужність Ру .
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 15
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
окремого електроприймача встановлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі
pу pном pпасп ;
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному режимі:
pу pном pпасп ТВ ,
де ТВ – тривалість включення в частках одиниці (задається у паспорті, як
правило, у відсотках).
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 16
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебраїчна
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП
n
Рном рном , (2.2)
1
де n – кількість електроприймачів у групі.
n
Pном,1 pном n 17,3 16 276,8 кВт.
1
Рном 0,6 276,8 166,1 кВт.
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
n n
Qном qном рном tg 276,8 0,75 124,6 квар, (2.3)
1 1
де tg – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної потужності.
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв Рном , що відповідає значенню Кр , за
співвідношенням:
Рроз Кp Кв Рном , (2.4)
де Кр f Kв , nе , Ta – коефіцієнт розрахункової потужності, який
залежить від коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості
електроприймачів nе та постійною часу нагрівання мережі, для якої
розраховують електричні навантаження.
Згідно [5] приймаються наступні постійні часу нагрівання:
– Ta 10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр для таких мереж приймають за
номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1;
– Ta 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 17
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр приймають згідно
таблиці 2.2;
– Ta 30 хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова потужність
для цих елементів визначається за умовою Кр 1.
Відмітимо, що добуток Кв Рном є проміжною допоміжною розрахунковою
величиною, але не середнім значенням очікуваного навантаження, як це
вважалося раніше.
Величину ефективної кількості електроприймачів nе визначаємо за
співвідношенням
n 2
Pном
nе
1 . (2.5)
n
n р2
ном
1
Величину nе можна також визначати за спрощеним співвідношенням
2pном 2 1597,9
nе 23,3шт.
pном max 137
Значення коефіцієнту використання кв за кожним окремим
електроприймачем визначаємо за довідковими даними.
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою
n
кв р
i номi
Кв
1 (2.6)
n
рномi
1
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 18
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе для живлячих мереж напругою до 1000 В
n Коефіцієнт використання Кв
е 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 1,0
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0
6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0
7 2,49 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,0 1,0
8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,0 1,0
9 2,27 1,71 1,43 1,16 1,09 1,07 1,01 1,0 1,0
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 19
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
11 2,11 1,61 1,35 1,1 1,06 1,04 1,0 1,0 1,0
12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,05 1,03 1,0 1,0 1,0
13 1,99 1,52 1,29 1,06 1,04 1,01 1,0 1,0 1,0
14 1,94 1,49 1,27 1,05 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0
15 1,89 1,46 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
17 1,81 1,41 1,21 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
18 1,78 1,39 1,19 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе на НН цехових трансформаторів і для
магістральних шинопроводів напругою до 1000 В
Коефіцієнт використання Кв
nе 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 і
більше
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85
Більше 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 20
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому (середньовиважений
коефіцієнт) дорівнює
n
Кв Р
i номi 1078,4
К 1
в, цеху 0,67 . (2.7)
n 1597,9
Рномi
1
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) визначаємо розрахункову
активну потужність
n
Рроз цеху Кр Кв, цеху Рном Кр Кв Рном 1,061078,41143,1 кВт. (2.8)
i i
1
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховуємо за
співвідношенням
Qроз цеху Кр Кв Рном tgі 1546,1 546,1. квар (2.9)
i i
і
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ буде додане освітлювальне навантаження
Pроз. оc , Qроз. оc .
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів напругою
до 1 кВ визначається за формулою
Sроз P2
роз Q2
роз 1143,12 546,12 1266,8 кВА. (2.10)
Результати розрахунків за формулами (2.2) – (2.10) та вихідні дані цеху
заносяться у відповідні місця таблиці 2.3, виконаної за формою Ф 636–92 [5].
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 21
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 22
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень
від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження ЕП однофазних споживачів повинні бути по
можливості 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 [6].
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних цілей
точністю, умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт) визначається
так:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулою
Рном y 3 Рном max ф або Рном у 3 Sпасп ТВ cosпасп , (2.11)
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 електроприймачі
Рном у 3 Рном. ; (2.12)
при двох або трьох електроприймачах
Рном у 3 Рном max ф . (2.13)
При числі однофазних ЕП більше трьох і однакових значеннях Кв і cos ,
включених на фазну і лінійну напругу, максимальне розрахункове
навантаження визначається за формулою
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 23
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рроз, у 3 Кв Кр Рном max ф . (2.14)
Величина ne при визначенні Кр для однофазних ЕП визначається за
формулою
2 p
n ном ф
е , (2.15)
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 додаванням
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.
P(a) Кв,i Раb,i (аb)а,i Кв,i Рac,i (аc)а,i Кв,i Рао,i
P(b) Кв,i Раb,i (аb)b,i Кв,i Рbc,i (bc)b,i Кв,i Рbо,i (2.16)
P(c) Кв,i Раc,i (аc)c,i Кв,i Рbc,i (bc)c,i Кв,i Рcо,i
Q(a) Кв,i Раb,i q(аb)а,i Кв,i Раc,i q(аc)а,i Кв,i Qао,i
Q(b) Кв,i Раb,i q(аb)b,i Кв,i Рbc,i q(bc)b,i Кв,i Qbо,i
Q(c) Кв,i Раc,i q(аc)c,i Кв,i Рbc,i q(bc)c,i Кв,i Qcо,i , (2.17)
де Кв , Кв – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму роботи;
значення інших параметрів приведено для фази а:
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 24
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
– Paв, Pac – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між
фазами аb і ас;
– Pao , Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним та
нульовим проводами);
– (ав)а , (ас)а , q(ав)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень, що включені
на лінійну напругу до фази а (визначаються за довідковими даними, наприклад
[6]).
Для кожної фази (a, b, c):
Q
tg (ф), і
і, ф .
P(ф), і
Визначається найбільш завантажена фаза (наприклад, фаза b);
нерівномірність навантаження по фазах за формулою
pном max ф p
p ном min ф .
pном min ф
Еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних
електроприймачів (у нашому прикладі фази b)
Рном у 3 P(b) ; Qном у 3 Q(b) .
Середньовиважене значення для найбільш завантаженої фази (у нашому
прикладі фази b)
Р
Кв(b)
(b) .
Р1.ab P2.ab Рbc Р
2 b,0
Ефективну кількість однофазних електроприймачів визначаємо по
співвідношенню (2.15)
2 P
ne(o)
(o) .
3 pmax(o)
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 25
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
При відомих ne(o) та Кв(b) з таблиці 2.1, яка є актуальною і для
однофазних навантажень, отримаємо значення Кр .
Умовна розрахункова активна потужність однофазних ЕП для випадку, що
розглядається, дорівнює
Рроз у К р Кв(b) Ру .
Розрахункова реактивна потужність визначається так:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе :
при nе 10 Qроз 1,1Кв Рном tg ;
(2.18)
при nе 10 Qроз Кв Рном tg . (2.19)
Для прикладу, для фази b
Qроз у 1,1Кр Кв(b) Ру tgі .
i
і
Повна умовна розрахункова потужність Sроз у силових однофазних
електроприймачів напругої до 1 кВ визначається формулою (2.10)
S 2
роз у Pроз у Q2
роз у .
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз b і с,
знаходиться найбільш завантажена фаза по активній потужності, наприклад
фаза с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних
електроприймачів.
Р 3 Р(с) і Q 3 Q(c) .
Таким чином, використовуючи співвідношення (2.11) – (2.19) визначається
еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних електроприймачів.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 26
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
pном 6 5,5 33 кВт,
2 33
ne 3 шт,
4 5,5
Рном махфаза а 5,5 (5,5 2) 16,5 кВт,
Рроз,у 6 0,4 16,5 39,6 кВт.
n
Qроз, у Кв Рном tg 0,7 33 0,88 20,3 квар .
1
Повна умовна розрахункова потужність
S 2 2 2 2
роз, у Рроз, у Qроз, у 39,6 20,3 44,5кВА
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Для визначення електричних навантажень установок освітлення
використовують метод питомої потужності.
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН установок освітлення
(��п.ос.ф.) використовуються наступні дані: тип світильника, коефіцієнт запасу ��з,
освітленість ��ф, значення розрахункової висоти ��, площа освітлювального
приміщення ��. По обраному типі світильника, площі освітлювального
приміщення та висоті підвісу світильників згідно [7] визначається питома
потужність загального рівномірного освітлення необхідна для забезпечення
необхідного значення норми освітленості.
Максимальну активну потужність освітлювальних установок �� ос.
визначимо згідно виразу:
Pmax ос. kп Pп.о.ф S , (2.20)
де ��п – коефіцієнт попиту освітлення [4, 7], kп 0,95;
S – площа приміщення, S = 2880 м2;
Pп.о.ф – питома фактична потужність установок освітлення, Вт/м2, яка
визначається за формулою:
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 27
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Eф k
P P з.ф
п.о.ф п.ос.табл kρ , (2.21)
100 kз.табл
де Pп.ос.табл – питома потужність установки освітлення, Вт/м2 [7];
Eф – фактична норма освітленості для виконуваного виду робіт [7],
Eф 200 лк;
kз.ф – фактичний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [7],
kз.ф 1,4;
kз.табл – коефіцієнт запасу табличний для виконуваного виду робіт [7],
kз.табл 1,5 ;
kρ – коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення [7], kρ 1,15.
200 1,8
р 14,6 0,3 9,78 Вт/м2
п.о.ф .
100 1,6
Рм.о. 0,95 9,7 2880 26800 Вт,
Для газорозрядних ламп максимальна реактивна потужність:
Qmax ос. Pmax ос. tg0 , (2.22)
де tg0 – відповідноcos0 для кожного типу ламп.
Qmax ос. 26,8 0,2 5,4 квар.
Проєктом передбачається: загальне робоче освітлення 380/220В; аварійне
освітлення 220В.
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:
P0,38 цеху Рроз цеху Рроз ос. цеху 1143,1 26,8 1169,9 кВт, (2.23)
Q0,38 цеху Qроз. цеху Qроз ос. цеху 546,15,4551,5 квар. (2.24)
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 28
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанції за виразом
2 2
SТП Р0,4 цеху Q0,4 цеху 1169,92 551,52 1228,7кВА. (2.25)
та заносимо у графу 10 таблиці 2.4.
Аналогічно для кожного і-го цеху розраховуємо за співвідношеннями
(2.23) – (2.25) Р0,4 цеху , Q0,4, цеху SТП та отримані значення заносимо у
і
таблицю 2.4.
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання
На вищих рівнях системи електропостачання підприємства розрахункове
(максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання розрахункових
навантажень окремих груп електроприймачів (цехів, підрозділів) з урахуванням
коефіцієнта одночасності збігання максимумів навантаження K o .
Коефіцієнта одночасності K o залежить від кількості приєднань на шинах
РУНН ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається за даними [5]. У нашому випадку він дорівнює Ко 0,9 .
Приблизну потужність заводу (на шинах РУНН) SНН ГПП визначаємо за
формулою
N 2
N 2
SНН ГПП Ко P0,4 цеху Q0,4 цеху , (2.26)
i i
i i
SНН ГПП 0,9 10055,72 5992,82 11706 кВА.
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по заводу, а приблизна розрахункова
потужність має значення Sпр= 11706 кВА.
Дані про електричне навантаження інших цехів заводу приводимо у
вигляді таблиці 2.4. Значення навантажень відповідають вихідним даним,
характеру і специфіці виробництва, загальної потужності підприємства.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 29
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 30
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розміщення 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 розміщення підстанції, доцільно використовувати достатньо точні методи
та способи, які дозволяють визначити координати ЦЕН (при похибці приблизно
510 % ).
Використовуючи обрані методи, необхідно обчислити координати ЦЕН
Х ЦЕН та У ЦЕН як для активної так і реактивної потужності. При цьому в якості
навантаження Рроз (Qроз ) повинно використовуватися розрахункове
i і
значення потужності (активної і реактивної відповідно), яке отримано у
попередніх розділах (або міститься у вихідних даних), а у випадку окремих
електроприймачів − номінальна активна і реактивна потужність окремого ЕП.
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунку представляють
у вигляді відповідної таблиці.
Розрахунки ЦЕН, враховуючи достатньо велику кількість
електроприймачів цеху (декілька десятків), доцільно виконувати за допомогою
відповідних прикладних комп’ютерних програмам.
Необхідність (або відсутність) розрахунку координат ЦЕН реактивного
навантаження має бути обґрунтовано.
Якщо добові графіки навантажень істотно змінюються в часі, знайдені
координати ЦЕН не дозволяють остаточно вирішити задачу вибору місця
розміщення ГПП. В цьому випадку координати змінюються в часі в межах
зони, обмеженої еліпсом. Параметри еліпсу розраховуються за відомими
методиками.
При вказаних розрахунках враховують наявність у цеху високовольтних
двигунів, які є джерелами реактивної потужності, а також попередньо обраний
спосіб компенсації реактивної потужності.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 31
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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. Картограму навантажень будують як на
плані розміщення приймачів електроенергії в цехах, так і на генеральному
плані всього промислового підприємства. В останньому випадку в якості
приймачів електроенергії розглядаються самі цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень
на картограмі виконують різними способами. Найбільш простий з них полягає в
зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень приймачів за
допомогою кіл. Він полягає в наступному. В якості центру кола вибирають
центр електричного навантаження приймача електроенергії, а радіус кола
пов’язують з розрахунковою потужністю приймача; значення його знаходять з
умови рівності розрахункової потужності в деякому масштабі площі кола
Pроз r2 m ,
i
де Pроз – максимальне електричне навантаження i-го підрозділу; r – радіус
i
кола; m – масштаб.
Кожне коло може бути розділено на сектори, площі яких дорівнюють
відповідно силовому та освітлювальному навантаженні. В цьому випадку
картограма дає уявлення не тільки про значеннях навантажень, але і про їх
структуру.
Оскільки при проєктуванні систем промислового електропостачання
вирішують і завдання визначення розміщення джерел живлення для реактивних
навантажень, рекомендується мати дві картограми: одну для активних, іншу
для реактивних навантажень.
Побудова картограм реактивних навантажень проводиться аналогічним
способом. Реактивні навантаження можуть живитися від конденсаторних
установок, які розміщуються в місцях споживання реактивної потужності, а
також від синхронних компенсаторів і синхронних електродвигунів. У зв’язку з
цим, в загальному випадку, для відшукання оптимальних умов і місць
установки джерел реактивної потужності потрібно знаходити окремо центри
споживання реактивної потужності підприємства.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 32
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, які відповідають силовому,
а також навантаженню освітлювальня
360 P
роз цеху
с.н ; (2.27)
Р0,4 цеху
360 P
роз ос. цеху
оc.н , (2.28)
Р0,4 цеху
де i – величина сектору у градусах.
Розраховуємо на прикладі вибраного цеху виготовлення масляних
амортизаційних стійок вказані параметри картограми електричних навантажень
3600 1143,1
αс.н 352.
1169,9
3600 26,8
αо.н 8.
1169,9
Рр0,38 1455,3 1000
ri 57,5 мм.
3,14 m 3,14 140
Розрахункові значення заносимо у графу 8 таблиці 2.5
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як точку з
координатами:
n
(Pp.i xi )
Х i1 ; (2.29)
n
Pp.i
i1
n
(Pp y )
i i
Y i1 , (2.30)
n
Pp
i
i 1
де Х, Y – координати центру електричних навантажень на генплані, см;
xi , yi – координати i-ого навантаження на генплані, см;
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 33
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Pp i – максимальне навантаження i-ого цеху, кВт.
Таблиця 2.5 – Дані для побудови картограми ЕН
Розрахункові навантаження
, ,
Найменування об’єкта P , P , P , с.н осв.
роз.цеху роз.ос 0,4цеху ri, мм
град град
кВт кВт кВт
Цех пневматичних
амортизаторів. Склад 1023,6 58,5 1082,1 341 19 49,6
оливи та фарби
Цех газових
амортизаційних 1124,8 28,1 1152,9 351 9 51,2
стойок
Цех газомасляних
амортизаційних 1345,2 48,4 1393,6 347 13 56,3
стійок. Котельня
Цех пружин 734,5 21,6 756,1 350 10 41,5
Цех ресор 1389,9 65,4 1455,3 344 16 57,5
Цех масляних
амортизаційних 1143,1 26,8 1169,9 352 8 51,6
стійок
Цех масляних
домкратів та
1221,5 76,2 1297,7 339 21 54,3
гідроштоків. Цех
упаковки і тари
Цех масло насосів.
895,1 121,3 1016,4 317 43 48,1
Будівля управління
Станція приготування
та регенерації
електролітів. Насосна. 633,2 98,5 731,7 312 48 40,8
Склади. Цех
підготовки металу
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразів (2.26),
(2.27) заносимо у відповідні графи таблиці 2.6.
Таблиця 2.6 – Дані для визначення ЦЕН заводу
Найменування Pроз.цеху Pроз.ос P0,4цеху Х, Y, P -4 -4
р.0,38X10 , Pр0,38Y10 ,
об’єкта кВт кВт кВт м м кВтм кВтм
1 2 3 4 5 6 7 8
Цех пневматичних
амортизаторів.
1023,6 58,5 1082,1 130 300 140673 324630
Склад оливи та
фарби
Цех газових
амортизаційних 1124,8 28,1 1152,9 260 300 299754 345870
стойок
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 34
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Продовження табл. 2.6
1 2 3 4 5 6 7 8
Цех газомасляних
амортизаційних 1345,2 48,4 1393,6 360 300 501696 418080
стійок. Котельня
Цех пружин 734,5 21,6 756,1 420 210 317562 158781
Цех ресор 1389,9 65,4 1455,3 320 200 465696 291060
Цех масляних
амортизаційних 1143,1 26,8 1169,9 150 210 175485 245679
стійок
Цех масляних
домкратів та
1221,5 76,2 1297,7 80 200 103816 259540
гідроштоків. Цех
упаковки і тари
Цех масло насосів.
895,1 121,3 1016,4 90 60 91476 60984
Будівля управління
Станція
приготування та
регенерації
електролітів. 633,2 98,5 731,7 430 70 314631 51219
Насосна. Склади.
Цех підготовки
металу
2410789 2155843
Визначаємо координати ЦЕН
n
(Pp.i xi)
i1 2410789
Х =239,7
n м,
P 10055,7
p.i
i1
n
(Pp yi)
i i
1 2155843
Y =214,4
n м.
P 10055,7
p
i
i 1
Таким чином, нами розраховані дані для побудови картограми
навантаження (таблиця 2.5) та координати ЦЕН (таблиця 2.6) які ми будемо
використовувати при виборі місця розміщення ГПП.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 35
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2.6.3 Вибір місця розміщення 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 [2].
Правильне розміщення трансформаторних підстанцій – одне з важливих
питань при побудові раціональної системи електропостачання.
При розташуванні ГПП (цехової ТП) враховують зокрема, наступні
вимоги:
а) максимальне приближення до центру електричних навантажень;
б) зведення до мінімуму зворотних потоків енергії до джерела живлення;
в) бажано щоб трансформатори розташовувались на відкритому повітрі;
г) цехові підстанції повинні займати як можна меншу корисну площу цеху;
д) ГПП (ТП) не повинні створювати перешкод виробничому процесу;
е) виконання вимог електричної та пожежної безпеки.
ГПП (ТП) з метою економії металу і електроенергії рекомендується
встановлювати в центрі електричних навантажень (ЦЕН).
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах дозволяє:
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної енергії;
б) зменшити витрати провідникового матеріалу;
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених річних
витрат.
ГПП (ТП) розташовують як можна ближче до центру електричних
навантажень (ЦЕН) у мертвій зоні обслуговування підйомних кранів, між
колонами тощо.
ТП 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 для вибору
місця розташування ТП, доцільно використовувати формули (2.26), (2.27).
Щоб визначити координати кожного електроприймача використовуємо
рисунок 1.1.
Використовуючи проміжні розраховані дані заносимо в таблицю 2.7,
розраховуємо ЦЕН.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 36
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
49056,6
Х ЦЕН 30,7 м.
1597,9
47877,8
YЦЕН 29,9 м.
1597,9
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунків вносимо в
таблицю 2.7.
Таблиця 2.7 – Дані для визначення ЦЕН цеху
№ на Найменування ��ном. �� , �� , ��
�� ∙ �� �� ∙ �� ЦЕН ��ЦЕН
плані кВт м ном. м ном. м м
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1.1 Формовочний прес 17,3 2 34,6 42 726,6
1.2 Формовочний прес 17,3 2 34,6 38 657,4
1.3 Формовочний прес 17,3 2 34,6 32 553,6
1.4 Формовочний прес 17,3 2 34,6 28 484,4
1.5 Формовочний прес 17,3 9 155,7 42 726,6
1.6 Формовочний прес 17,3 9 155,7 38 657,4
1.7 Формовочний прес 17,3 9 155,7 32 553,6
1.8 Формовочний прес 17,3 9 155,7 28 484,4
1.9 Формовочний прес 17,3 12 207,6 42 726,6
1.10 Формовочний прес 17,3 12 207,6 38 657,4
1.11 Формовочний прес 17,3 12 207,6 32 553,6
1.12 Формовочний прес 17,3 12 207,6 28 484,4
1.13 Формовочний прес 17,3 19 328,7 42 726,6
1.14 Формовочний прес 17,3 19 328,7 38 657,4
1.15 Формовочний прес 17,3 19 328,7 32 553,6
1.16 Формовочний прес 17,3 19 328,7 28 484,4
2 Конвеєр 24 30 720 21 504
3.1 Відрізний автомат 5,2 10 52 10 52
3.2 Відрізний автомат 5,2 10 52 16 83,2
4.1 Заточний верстат 4,7 20 94 15 70,5
4.2 Заточний верстат 4,7 21 98,7 15 70,5
4.3 Заточний верстат 4,7 35 164,5 36 169,2
4.4 Заточний верстат 4,7 45 211,5 40 188
4.5 Заточний верстат 4,7 35 164,5 36 169,2
4.6 Заточний верстат 4,7 45 211,5 40 188
Зварювальний
5.1 17,3 21 363,3 12 207,6
випрямляч
5.2 Зварювальний
17,3 22 380,6 13 224,9
випрямляч
5.3 Зварювальний
17,3 28 484,4 12 207,6
випрямляч
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 37
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Продовження табл. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
5.4 Зварювальний
17,3 29 501,7 13 224,9
випрямляч
5.5 Зварювальний
17,3 21 363,3 12 207,6
випрямляч
5.6 Зварювальний
17,3 22 380,6 13 224,9
випрямляч
5.7 Зварювальний
17,3 28 484,4 12 207,6
випрямляч
5.8 Зварювальний
17,3 29 501,7 13 224,9
випрямляч
6.1 Термопласт автомат 68 24 1632 37 2516
6.2 Термопласт автомат 68 27 1836 37 2516
6.3 Термопласт автомат 68 30 2040 37 2516
6.4 Термопласт автомат 68 24 1632 42 2856
6.5 Термопласт автомат 68 27 1836 42 2856
6.6 Термопласт автомат 68 30 2040 42 2856
7.1 Насос електроліту 10 31 310 22 220
7.2 Насос електроліту 10 31 310 23 230
8.1 Водяний насос 7,5 24 180 30 225
8.2 Водяний насос 7,5 25 187,5 30 225
8.3 Водяний насос 7,5 26 195 30 225
8.4 Водяний насос 7,5 27 202,5 30 225
9.1 Випрямляч 44,8 29 1299,2 30 1344
9.2 Випрямляч 44,8 31 1388,8 30 1344
10 Тельфер 8 22 176 29 232
11.1 Токарний верстат 12,3 48 590,4 31 381,3
11.2 Токарний верстат 12,3 48 590,4 34 418,2
11.3 Токарний верстат 12,3 48 590,4 37 455,1
11.4 Токарний верстат 12,3 48 590,4 40 492
11.5 Токарний верстат 12,3 42 516,6 31 381,3
11.6 Токарний верстат 12,3 42 516,6 34 418,2
11.7 Токарний верстат 12,3 42 516,6 37 455,1
11.8 Токарний верстат 12,3 42 516,6 40 492
12.1 Фрезерний верстат 11,5 48 552 24 276
12.2 Фрезерний верстат 11,5 48 552 24 276
12.3 Фрезерний верстат 11,5 42 483 28 322
12.4 Фрезерний верстат 11,5 42 483 28 322
12.1 Вентилятор витяжний 8,8 55 484 41 360,8
12.2 Вентилятор витяжний 8,8 55 484 43 378,4
12.3 Вентилятор витяжний 8,8 55 484 45 396
12.4 Вентилятор витяжний 8,8 55 484 47 413,6
12.5 Вентилятор витяжний 8,8 58 510,4 41 360,8
12.6 Вентилятор витяжний 8,8 58 510,4 43 378,4
12.7 Вентилятор витяжний 8,8 58 510,4 45 396
12.8 Вентилятор витяжний 8,8 58 510,4 47 413,6
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 38
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Продовження табл. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Верстат формування
13.1 4,1 30 123 52 213,2
пружин
Верстат формування
13.2 4,1 33 135,3 52 213,2
пружин
Верстат формування
13.3 4,1 36 147,6 52 213,2
пружин
14 Піч нормалізаційна 137 55 7535 32 4384
15 Підвісний конвеєр 21 7 147 37 777
16 Тепловентилятор 54 33 1782 7 378
17.1 Компресор 22 38 836 1 22
17.2 Компресор 22 38 836 1 22
18.1 Вентилятор приточний 18,3 41 750,3 7 128,1
18.2 Вентилятор приточний 18,3 43 786,9 7 128,1
18.3 Вентилятор приточний 18,3 45 823,5 7 128,1
18.4 Вентилятор приточний 18,3 47 860,1 7 128,1
19.1 Маслонасос 4,1 51 209,1 7 28,7
19.2 Маслонасос 4,1 51 209,1 7 28,7
Разом 1597,9 - 49056,6 47877,8 30,7 29,9
На основі аналізу структури електроспоживання цеху приймаємо рішення
про компенсацію реактивної потужності на шинах цехової ТП, координати
ЦЕН реактивного навантаження цеху не розраховуємо. Враховуючи всі вище
вказані фактори які впливають на місце розташування КТП, враховуючи також
розрахований ЦЕН розташовуємо КТП як найближче до ЦЕН.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 39
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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) [8].
Живлення ГПП, ПГВ від мереж енергосистеми повинне виконуватися не
менше ніж по двох лініях, підключеними до незалежних джерел живлення.
При виході з ладу однієї з живильних ліній, лінії, що залишилися в роботі,
повинні забезпечити все навантаження підприємства. При виході з ладу одного
незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в роботі, повинне
забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II категорії, які необхідні для
функціонування основних виробництв.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови навколишнього
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки. Схеми
електричних з'єднань підстанцій і розподільчих установок повинні вибиратися
виходячи з загальної схеми електропостачання підприємства і задовольняти
наступним вимогам [6, 8]:
- 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 приєднань.
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
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 40
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх близько
розташованих споживачів [4, 6].
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально уніфіковані.
На основі узагальнюючих вище приведених міркувань, а також загальних
вимог до систем електропостачання [8], обираємо схему РУВН “110-5Н” –
прохідну двохтрансформаторну ГПП з двостороннім живленням при
необхідності збереження у роботі двох трансформаторів при КЗ (пошкодженні)
на ВЛ в нормальному режимі роботи ПС (при рівномірному графіку
навантажень, приведену на рисунку 3.1.
Рисунок 3.1 – Схема РУВН “110-5Н” підстанції 110/10 кВ
Вказаний підхід зберігається при виборі і обґрунтуванні схем РУНН.
В якості трансформаторної підстанції у цеховій мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тим, що при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 41
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
роботи, зручність і безпека обслуговування,забезпечується швидке розширення
та мобільність електрогосподарства.
На рисунку 3.2 наведена електрична схема типової розподільчої установки
РУ НН 6 (10) кВ у складі цехової ТП.
Рисунок 3.2 – Схема РУ НН 6 (10) кВ у складі ТП
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при забрудненій
атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони
повинні відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого
нагрівання з урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а
також режимів у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу
струмів між лініями. Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається
згідно ПУЕ.
Площі поперечного перерізу провідників мають бути перевірені за
економічною густиною струму, а при відповідної напрузі – мають бути
перевіреними за умовами утворення корони. Крім того, площі поперечного
перерізу провідників мають бути перевірені, при необхідності, на мінімальний
переріз згідно механічної міцності.
На цьому етапі проєктування попередньо визначається переріз живлячих
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 42
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном РУВН і приблизна
потужність SВН ГПП на стороні ВН ГПП.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано втрати
потужності у силових трансформаторах ГПП
N 2 2
N
SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) , (3.1)
i i
SВН ГПП 0,9 (10055,7 234,1)2 (5992,8 1170,6)2 12537,7 кВ А.
де PT і QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності
Рт 0,02 Sпр 0,02 11706 243,1 кВт,
Qт 0,1 Sпр 0,1 11706 1170,6 квар.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
SВН ГПП 12537,7 1,4
Іроз = Кзав.Л 92,12 А, (3.2)
2 3 Uном 3 110
де К зав.Л =1,4 – 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.
За умовою корони – мінімальний переріз повітряної лінії 110 кВ складає 70
мм2. Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70 [1, 6], для якого Ідоп=265 А.
Вибраний переріз лінії живлення перевіряємо на:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи (к – коефіцієнт, що
враховує фактичну розрахункову температуру середовища к=1);
92,12 А ≤1∙265 А,
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 43
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
де – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25.
2. 92,12 А <1.1,25.265 А;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з місцем
розміщення підприємства визначається величина стінки ожеледі за її товщиною
і по [1] визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – мінімальний переріз
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм2.
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, остаточно
обираємо для повітряної лінії провід АС-70 [6].
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП
В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній), по
яких передається електроенергія від системи до ГПП підприємства, втрати
напруги мають істотно різну величину.
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу напруги.
Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х
повітряної лінії більше активного опору R: X R , причому для ЛЕП напругою
220 кВ і вище справедливе співвідношення: Х R .
Тому при значних протяжностях таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проєктних, значення
кутів зсуву стають великими, як правило, близько 15 25 , зі збільшенням
до 35 55 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі потужностей,
близьких до нормативних по статичній стійкості. У цих випадках врахування
поперечної складової U / / вносить уточнення в розрахунки напруги, що
істотно перевищують погрішності інформації про параметри мережі, а тому
аналіз електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної
складової падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X R , кут невеликий (менше
2 3 ).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.3):
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 44
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 3.3 – Схема заміщення фази ділянки мережі
На рисунку 3.3 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 (RcosXsin) . (3.5)
R R0 L ,
X X 0 L .
Для визначення складових струму використовують відомі співвідношення:
Ia
Pі Q
;А; Ip і . (3.6)
3 Uі 3 Uі
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги
в лінії U/ /
ф
U//
ф Iа X Iр R I (X cosR sin) . (3.7)
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 45
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Uф1 Uф2 Uф Uф2 Uф jU //
ф
(3.8)
Uф2 (IaR IpX) j(I X I R) U j
a p ф1 e ,
де модуль U1ф цієї напруги
Uф1 (Uф2 U/ )2 (U/ / 2
ф ф ) , (3.9)
та його фаза
U / /
arctg ф .. (3.10)
Uф2 U /
ф
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф Uф1 Uф2 .В. (3.11)
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі має
вид
Рисунок 3.4 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 46
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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)
i1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
вважати, що падіння напруги U1 дорівнює його поздовжній складовій U/ .
Тоді втрати напруги U приблизно визначається за формулою
/ PіR Q X P R Q X
U 3 (Ia R Ip X) і і і . , (3.13)
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими формулами.
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП визначаються за
загальним виразом
П П0 L , (3.14)
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
D
X0 0,144 lg cp 0,0157 Х / / /
r 0 Х0 , (3.15)
пр
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
– магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –
1, для сталі – 1.
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp ,
(жилами) залежить від розміщення фазних проводів (шин) (параметра Dij і
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 47
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
визначається з формули
D 3
cp D12 D13 D23 , м (3.16)
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
площині, жили трьохжильного кабелю – по вершинах рівностороннього
трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову розмірність).
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевої частини проводу (Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування
на 15 – 20 %, тобто
F F
rпр 1,15 1,20 cт , (3.17)
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R0 , (3.18)
F
де – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм2 / км ;
F – переріз фазного проводу (жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
29,5 31,5 Ом мм2 / км , для міді 18,0 19,0 Ом мм2 / км .
Для визначення складових струму використовують співвідношення (3.6):
Pі 10055,7 Qі 5992,8
Ia 52,8А; Ip 31,5А.
3 Uі 1,73 110 3 Uі 1,73 110
R0 = 0,132 Ом/км, X 0 =0,38 Ом/км при Dср = 0,8 м, cos 0,8, sin 0,64 .
Для ділянки мережі довжиною 75 км для провода марки АС 70:
R R0 L , R 0,13275 =9,9 Ом,
X X 0 L , X = 0,3875= 28,5Ом.
U/
ф 52,8 9,9+31,5 28,5 1420,5 В.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 48
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги
в лінії U/ /
ф
U//
ф 52,8 9,9-31,5 28,5 375,03 В.
модуль U1ф цієї напруги
Uф1 (1100001420,5)2 (375,03)2 111421,1 В,
та його фаза
U / /
375,03
arctg ф arctg 0,03 .
Uф2 U /
ф 110000 1420,5
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф Uф1 Uф2 111421,1110000 1421,1В.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при проєктної
потужності
U
1421,1
U% ф 100% 100% 1,3%.
Uном 110000
В результаті аналізу втрат напруги, що отримані за співвідношеннями (3.5)
– (3.18), можна зробити висновок, що вибрані параметри провідника цілком
забезпечують передачу необхідної потужності до ГПП при допустимих втратах
напруги.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 49
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів ГПП
Головними вимогами при виборі трансформаторів ГПП є:
- забезпечення надійності електропостачання відповідно категорії споживача у
нормальних, аварійних і ремонтних умовах так, щоб трансформатор, що
залишився у роботі, забезпечував роботу підприємства на час заміни вибулого
трансформатора з урахуванням можливого обмеження навантаження без збитку
для діяльності підприємства і з використанням допустимого перевантаження;
- забезпечення мінімуму зведених затрат на трансформатори з
урахуванням динаміки росту електричних навантажень.
Розглянемо викладене детальніше. Надійність ГПП забезпечується такими
заходами [9]:
- число трансформаторів ГПП вибирається, виходячи з категорії
споживача:
I категорія - обов'язково два трансформатори;
II категорія - два трансформатори, але це вимагає обґрунтування на
техніко-економічному рівні;
III категорія - один трансформатор.
- навантажувальна здатність трансформатора перевіряється при
вимкненні одного трансформатора. При цьому враховується можливість
тривалого перевантаження трансформатора за рахунок:
а) добового недовантаження;
б) сезонного недовантаження.
Після виявлення всіх перерахованих показників варіантів, які
порівнюються, вирішують питання забезпечення необхідної надійності та
резервування електропостачання при аварійному виході із ладу одного з
трансформаторів.
- схема ГПП розробляється так, щоб усі її елементи постійно знаходилися
під навантаженням, а споживачі І та II категорій мали два джерела
живлення, тобто обидва трансформатори незалежно від навантаження
мають бути постійно ввімкнені.
Приймаємо до установки два трансформатори однакової потужності з
вбудованим регулюванням напруги під навантаженням. Потужність
трансформатора вибирається таким чином, щоб при відключенні одного з
трансформаторів інший міг передавати задану потужність без порушення ПТЕ,
якими передбачається припустиме перевантаження трансформаторів до 40 % у
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 50
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
після аварійному режимі під час максимуму навантаження тривалістю не
більше 6 годин протягом не більше 5 діб.
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразом
Р тр 0,02 Sпр ; (4.1)
Qтр 0,1 Sпр , (4.2)
де Sпр. – наближено повна потужність об’єкта проєктування, кВА;
ΔРтр 0,02 11706 243,1 кВт,
ΔQтр 0,111706 1170,6 квар .
Загальне навантаження об’єкта визначається виразом
S 2 2
np(6 ст.) SВН ГПП Ко (Р0,38цеху i Ртр ) (Q Q
0,38цеху i тр ); (4.3)
S 0,9 (10055,7 234,1)2 (5992,8 1170,6)2 12537,7 кВ А
np(6 ст.)
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу
S
S np(6 ст.)
тр ; (4.4)
2 0,7
12537,7
Sтр 8955,5 кВ А.
2 0,7
По отриманому значенню потужності вибирається номінальна потужність
трансформатора SномТ. Якщо різниця між потужностями SТP і Sном ТР і незначна
(± 10%), то для розгляду приймається один варіант, в іншому випадку
розглядається варіант з більшою і меншою стандартною потужністю
трансформатора відносно SТР.
За умовами нормального режиму роботи до установки можна було б
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 51
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
прийняти трансформатори з номінальною потужністю SномТ=10000 кВА, що
працювали б із допустимим перевантаженням Kз 1,08. Однак при перевірці
на перевантажувальну спроможність трансформаторів в аварійному режимі
вони не підійшли K з.а 2,16. Згідно попередніх розрахунків вибираємо два
силових трансформатора з регулюванням напруги під навантаженням
потужністю 10000 кВА з напругами UВН = 115 кВ; UНН=11 кВ. Марка вибраного
нами трансформатора ТДН 10000/110. Коефіцієнт завантаження в
післяаварійному режимі складе K з.а 1,37, що згідно 8 допустимо впродовж
12 годин.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження [12], в якому
максимальне навантаження буде відповідати Sрозр об'єкта, згідно чого робиться
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
S кВА
13500
13000
12500 Sмакс
12000 12538
11500
11000
11284
10500
10000 Sн.тр
9500 10030
9000
8500 9021
8776
8000
7500
7000 7523 7523
6500
6000
6269
5500
5000
4500 5015 5015 5015
4000
3500
3761 3761
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
1 2 4 5 6 8 11 14 16 19 22 23 24
t год
Рисунок 4.1 – Упорядкований добовий графік навантаження для вибору
трансформаторів ГПП
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 52
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначаємо згідно
виразу
n
(S 2
1 i ti )
К І
1i
n (4.5)
Sн.тр ti
i1
де Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора,
за яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора
шт.;
Δtі – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год;
Sі – потужності, що відповідають цім проміжкам часу Δtі , МВА.
(5,011) (3,76 1) (3,76 2) (5,011) (9,02 1)
1
(8,77 3) (7,52 3) (7,52 3) (6,26 1) (5,011)
К
1 0,52 (МВА)
10 (11 2 11 3 3 311)
Коефіцієнт перевантаження трансформатора К2 визначаємо за більшим
значенням із двох величин К`2 та К``2.
Величину К`2 обчислюємо за формулою, згідно виразу
m
(S 2
i t
1 i )
К2
1i
m ; (4.6)
Sн.тр ti
i1
` 1 ((11,2 2) (10 2) (12,5 3))
К2 0,34 .
10 (2 2 3)
де m – кількість ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
більше від номінальної потужності трансформатора.
Величину К``2 визначаємо за виразом
К `` 0,9 S
np(6 ст.)
2 ,
Sн.тр
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 53
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
`` 0,9 13076
К2 1,18.
10000
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1 за
допомогою таблиць [12] визначаємо допустиме систематичне перевантаження
К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним перевантаженням,
коли виконується умова
К2доп≥К2; 1,4≥1,18.
У післяаварійному режимі (при вимиканні одного з двох трансформаторів)
для надійного електропостачання всіх 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 =10000 кВА кожного з них має відповідати двом умовам.
По-перше, номінальна потужність одного з них не повинна бути менше
половини розрахункового повного навантаження Snp(6 ст.) тому що в разі
аварійного вимикання одного з трансформаторів і автоматичним вмиканням
секційного вимикача РУ НН, інший трансформатор бере на себе все
навантаження підстанції. Цю умову можна записати так:
S
S np(6 ст.)
номТ . (4.7)
2
10000 6538,0
На основі проведених розрахунків попередньо вибираємо трансформатор
ТДН 10000/110 із номінальними параметрами: Sном.Т=10 МВА, Uном.В=115 кВ, =,
Uном.Н =11кВ, UКЗ =10,5%, ΔРХХ= 14 кВт, ΔРКЗ= 58 кВт може систематично
перевантажуватися у вибраних умовах.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження [12], в якому
максимальне навантаження буде відповідати об’єкта Sроз, згідно чого робиться
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 54
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
Цехові трансформаторні підстанції ТП, що живлять силові та, як
правило, освітлювальні електроприймачі, є основними електроустановками
систем розподілення електроенергії напругою до 1000 В.
Цехові трансформаторні підстанції підрозділяються за кількістю,
одиничною потужністю, схемі з'єднання, способу охолодження
трансформаторів, схемі розподільчого пристрою низької напруги.
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, головним чином,
вимогами надійності живлення споживачів [9].
Електроприймачі І категорії необхідно живити від двохтрансформаторних
підстанцій. Двотрансформаторні підстанції рекомендується також
використовувати для живлення споживачів II категорії.
Живлення окремо споруджених об'єктів загальнозаводського призначення
рекомендується виконувати від двохтрансформаторних підстанцій.
Потужність трансформаторів двохтрансформаторних підстанцій слід
визначати таким чином, щоб при відключенні одного трансформатора було
забезпечено живлення електроприймачів, що вимагають резервування у після
аварійному режиму з урахуванням перевантажувальної здібності
трансформаторів.
При значної кількості трансформаторів цехових ТП та розосередженого
навантаження вибір одиничної потужності допускається користуватися
критеріями:
- при питомої щільності навантаження до 0,2 кВА/м2 - 1000, 1600 кВА;
- при питомої щільності навантаження 0,2-0,5 кВА/м2 - 1600 кВА;
- при питомої щільності навантаження більше ніж 0,5 кВА/м2 - 2500, 1600
кВА.
Але ж ці критерії чинні лише при рівномірному навантаженні.
Для енергоємних підприємств рекомендується уніфіковувати одиничні
потужності трансформаторів.
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності на прикладі обраного раніше цеху.
Вибір виконується у два етапи:
1) Вибирається економічне оптимальне число цехових
трансформаторів NТЕ та економічне оптимальне значення потужності НБК
QНК1.
2) Визначається додаткова потужність НБК QНК2 з метою оптимального
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 55
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою 10 кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK 2 , (4.9)
де QНК1 та QНК2 – сумарні потужності НБК, які визначаються на першому
та другому етапах.
Вибір оптимальної кількості цехових трансформаторів на прикладі цеху
виготовлення масляних амортизаційних стійок.
Потужність цехових трансформаторів рекомендується визначати за
питомою густиною навантаження, кВА/м2
S
ТПцеху
S ; (4.10)
S
де SТП – в даному випадку максимальне навантаження ТП6, кВА;
S – площа приміщення, м2.
1228,7
S 0,4 кВА
м2 .
2880
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової потужності
SН.ТР , що призначені для живлення технологічно зв'язаних навантажень:
P
Nmin
м N; (4.11)
кз Sн.тр
де Рм. – максимальне активне навантаження даної ТП 6, кВт;
кз – коефіцієнт завантаження трансформатора, (для двохтрансформаторних
підстанцій приймається 0,7 – 0,75), а (для однотрансформаторних – 0,95);
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора
Sтп6 1143,1
Sн.тр 816,5 кВА,
2 0,7 2 0,7
Звідки номінальна потужність обраного трансформатора складає
Sн.тр 1000 кВА;
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 56
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
1169,9
Nmin 0,45 2 шт ,
0,75 1000
Економічну кількість трансформаторів Ne знаходимо за виразом
N е N min m; (4.12)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [6] у
функції Nmin, N – дробовий додаток до найближчого цілого числа.
N e 2 0 2 шт.
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax.Т, яка
передаватиметься через трансформатор в мережу 0,4 кВ, визначається вона за
виразом
Q (N к S 2 - Р2
max .T е з.ф н.тр) р.0,38 ; (4.13)
де кз.ф – фактичний коефіцієнт завантаження,
S 1228,7
к мТП
з.ф , кз.ф 0,61;
Ne Sн.тр 2 1000
Qmax .T (2 0,61 1000)2 -1169,92 375,5 квар.
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QНК1 складе:
Q _
НК1 Qм0,38 QmaxТ ;
де Qм0,38 – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш
завантажену зміну, квар.
QHK1 551,4 - 375,5 176 квар.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 57
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Додаткова потужність статичних конденсаторів QНК2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначаємо за виразом:
Q _ _
HK2 Qм Q
0,38 HK1 γ Nе Sн.тр ,
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників К1,
К2, схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі [6].
QHK2 375,5_176_ (0,18 2 1000) 15,5 квар.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе
QHKΣ QHK1 QHK2 ,
QНКΣ=176+15,5=191,5 квар
Орієнтуючись на двотрансформаторну комплектну трансформаторну
підстанцію внутрішньої установки (КТПВ) попередньо приймаємо до
встановлення два трансформатора типу ТМ-1000-10/0,4 номінальною
потужністю Sн.тр 1000 кВА, та дві конденсаторні установки марки УК4-0,38-
100 У3, сумарною потужністю Qкку=200 квар із напругою живлення U=0,38 кВ.
Аналогічно проводимо розрахунки для інших цехів і результати заносимо у
таблицю 4.1.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 58
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 59
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві
Заходи з компенсації реактивної потужності застосовують на основі ТЕР,
виконаних комплексно на базі єдиного перспективного плану розвитку
розглядаємого району з врахуванням балансу реактивної потужності, виходячи
із допустимих меж коливань напруги та спотворення форм кривої напруги і
струму, встановлених ДСТУ EN 50160 та [14].
Вибір засобів компенсації виконується одночасно з вибором усіх елементів
живлячої і розподільної електричної мережі для нормального і післяаварійного
режимів роботи [10].
В якості засобів компенсації реактивної потужності використовують
батареї низьковольтних і високовольтних конденсаторів на напругу 0,4 кВ і
6 (10) кВ відповідно та синхронні електродвигуни 6 (10) кВ, статичні
тиристорні компенсатори [10].
Під час вибору компенсуючого пристрою враховувалось [10]:
– забезпечення допустимих навантажень елементів електричної мережі і
трансформаторів;
– використання компенсуючого пристрою в якості одного із засобів
забезпечення якості електроенергії в електричній мережі;
– 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 виконувавсь 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 [10]:
– 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:
– 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;
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 60
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
– розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної
потужності перетворювальних установок, спеціальних засобів компенсації.
Кількість і потужність нерегульованих конденсаторних батарей
приймалося за найменшим реактивним навантаженням електричної мережі
підприємства [10].
Кількість і потужність ступенів регулювання конденсаторних установок
визначають в відповідності з графіком навантажень та з урахуванням технічних
умов енергосистем [10].
Як правило, слід застосовувати дво- або триступеневе регулювання
конденсаторних батарей з розподілом їх на секції однакової потужності. У разі
невеликої різниці в навантаженнях двох денних змін слід застосовувати
двоступеневе регулювання.
В необхідних випадках для збільшення кількості ступенів регулювання
допускають застосовувати секції компенсуючих пристроїв різної потужності.
У разі наявності на підприємстві декількох конденсаторних установок
застосовується багатоступеневе регулювання сумарної реактивної потужності,
яка генерується усіма конденсаторними установками підприємства, шляхом
різночасного увімкнення окремих батарей у відповідності з графіком
навантаження [10].
Розподіл компенсуючих пристроїв на різних ступенях системи
електропостачання виконується на підставі ТЕР. Найбільший економічний
ефект забезпечується розміщенням цих засобів близько від ЕП з найбільшим
споживанням реактивної потужності.
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як правило, в
цеху біля розподільчих пунктів або приєднують до магістральних
шинопроводів [10].
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 [10].
Установку конденсаторів напругою 6 (10) кВ передбачають:
– на цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 6 (10) кВ;
– на розосереджених ПГУ або ГПП, безпосередньо від яких виконується
розподіл електроенергії між цеховими підстанціями.
Індивідуальна компенсація може бути допущена як виключення у
потужних ЕП з низьким коефіцієнтом потужності та з великою кількістю годин
роботи на рік.
У разі ввімкнення конденсаторних батарей до мереж з джерелами вищих
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 61
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
гармонік потрібно перевіряти ймовірність перенавантаження конденсаторів
струмом в розрядженому або близьких до цього режимах і застосовувати
необхідні заходи з їх усунення.
Компенсація реактивної потужності є невід’ємною частиною завдання
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності
одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових
підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [10].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними даними є
максимальна реактивна потужність Qтах та вхідна реактивна потужність Qек ,
що погоджена з енергопостачальною організацією на межі балансової
приналежності.
Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої установки
10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована високовольтними батареями
статичних конденсаторів, визначається за виразом
Qвк кнс Qmax Qт - Qек - Qнк.ф ,
де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження заводу з максимумом навантаження енергосистеми (для
нашого випадку 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.
Qвк 0,92 5992,81170,6 503,9 2580 3600 квар.
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення [10] два
комплекти високовольтних блоків статичних конденсаторів. Марки прийнятих
блоків статичних конденсаторів УКЛ 56- 10,5-1800 У3. Сумарна ємність блоків
статичних конденсаторів складає ΣQБСК10=3600 квар, при номінальній напрузі
живлення 10,5 кВ.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 62
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують магістральною,
радіальною або змішаною схемами [4,6]. Вибір схеми визначається категорією
надійності споживачів електроенергії, їх територіальнім розміщенням,
особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх за
потужністю підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП.
Радіальні схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи
електропостачання, від джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється не
менш чім двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій джерела
живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-630
кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без резервування,
якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам прокладки ліній
можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції мають споживачів
II категорії, їх живлення повинно здійснюватися двокабельною лінією з
роз'єднувачами на кожному кабелі.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг перед
магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються при
живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують
споживачам під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть
поєднуватись до РУ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів підстанцій;
висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати технологічне
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 63
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
устаткування без переобладнання мережі; використання уніфікованих
елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними способами.
Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна, так як при зникненні
напруги на магістралі всі під'єднанні до неї споживачі втрачають живлення.
Живлення трансформаторних підстанцій окремих корпусів відбувається з
РП 10(6) кВ підстанції підприємства за допомогою кабельних ліній. В більшості
випадків використовуються магістральні схеми живлення підстанцій, при
цьому від кожної магістралі може живитися до 3-4 трансформаторних
підстанцій в залежності від потужності трансформаторів. Для окремо
розташованих, а також дуже відповідальних споживачів можуть
використовуватися радіальні схеми живлення.
На підприємствах значної електричної потужності (потужність
трансформатора ГПП 10 МВА і вище) доцільно проводити розукрупнення
підстанцій, тобто використовувати додаткові розподільчі пункти 10(6) кВ, які
живляться від розподільчого пункту ГПП двома кабельними лініями. Така
підстанція повинна розташовуватися в центрі навантаження частини підпри-
ємства. При використанні високовольтних двигунів доцільно в цехах, де вони
встановлені, передбачати додатковий розподільчий пункт, щоб скоротити
мережу живлення для кожного двигуна. Від цієї підстанції можна живити
розташовані поблизу підстанції.
Прийняття додаткових розподільчих пунктів 10(6) кВ повинно мати
економічне обґрунтування. При прийнятті в проєкті додаткового розподільчого
пункту 10(6) кВ слід враховувати економічні показники:
для схеми з додатковим РП 10(6) кВ;
– збільшення апаратів високої напруги (2 ввідні комірки шиноз'єднувальні, 2
комірки вимірювальних трансформаторів, 1 резервна комірка фідерна);
– річна вартість амортизаційних відрахувань на вказане електрообладнання;
– амортизаційні відрахування на долю будівлі для встановлення
електрообладнання;
для схеми без додаткового розподільчого пункту:
– збільшення довжини кабельних ліній на відстань від РП підстанції до
додаткового РП для підстанцій і високовольтних двигунів, що намічалося
живити від додаткового РП - річна вартість амортизаційних відрахувань на
вказані кабелі;
– збільшення втрат електричної енергії за рахунок збільшення довжини
вказаних кабелів – вартість втрат енергії у вказаних кабелях.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 64
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ вибирають за економічною густиною
струму з перевіркою на умови нагрівання довготривалим розрахунковим
струмом в нормальному та післяаварійному режимах, на допустиму втрату
напруги і на термічну стійкість до струмів короткого замикання.
При визначенні площі поперечного перерізу жил кабелів для живлення
цехових ТП за розрахункову потужність кожного трансформатора приймають
максимальне навантаження (Рmax 10 і Qmax 10 ) з врахуванням втрат потужності в
трансформаторі. Втрати активної Рт та реактивної Q т потужності в
трансформаторі з достатньою для практики точністю приймають рівними
відповідно 2 % и 10 % повної максимальної потужності із сторони низької
напруги трансформатора
Рmax 10= Рроз 0,4+ РТ = Рроз 0,4+ 0,02 Sном Т ; (5.1)
Qmax 10= Qроз 0,4+ QТ = Qроз 0,4+ 0,1Sном Т , (5.2)
де Рроз 0,4 , Qроз 0,4 – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ
(активне, реактивне).
Розрахункову потужність лінії з урахування електричної схеми живлення
визначаємо за співвідношенням
2 2
S Л = Р + Q
i max10 і max10 і ,
де Рmax 10 і , Qmax 10 і – відповідно розрахункова активна і реактивна потужність
лінії і-го трансформатора з врахуванням втрат в трансформаторах, що
розраховані за співвідношеннями %, 5.1 – 5.2). Розраховані дані заносимо у
таблицю 5.1.
Для прикладу виконаємо розрахунки для ГПП-ТП6
Рmax 10 = 1169,9 0,02 1000 1189,9 кВт,
Qmax 10= 551,5 0,11000 651,5 квар,
S 2
Л _ ТП6 1189,9 651,52 1356,5кВА.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 65
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Так як у нас радіальна система, у якої кожний окремий трансформатор
живиться по окремої лінії, для двохтрансформаторних заносимо значення
1 1
Рм10, Qм10 .
2 2
Отримані тільки таким чином значення SЛ будуть коректними для
визначення площі поперечного перерізу живлячих кабельних ліній.
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
№ ТП Р0,38, Q0,38, Sном.т, Рмах10, Q мах10, Sл,
кВт квар кВ∙А кВт квар кВ∙А
ГПП-ТП1 1082,1 615,6 1000 1102,1 715,6 1314,1
ГПП-ТП2 1152,9 717,1 1000 1172,9 817,1 1429,4
ГПП-ТП3 1393,6 835,1 1600 1425,6 995,1 1738,5
ГПП-ТП4 756,1 469,2 630 768,7 532,2 935
ГПП-ТП5 1455,3 867,5 1600 1487,3 1027,5 1807,7
ГПП-ТП6 1169,9 551,4 1000 1189,9 651,5 1356,5
ГПП-ТП7 1297,7 768 1000 1317,7 868 1577,9
ГПП-ТП8 1016,4 689,8 1000 1036,4 789,8 1303
ГПП-ТП9 731,7 479,1 630 744,3 542,1 920,8
Виконуємо перевірку обраного кабеля на допустимий струм в
нормальному режимі роботи за співвідношенням
Іроз, Л Ідоп К1 К2 ,
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та
повітря К1 1,05 ;
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості числа кабелів
прокладених паралельно;
Ідоп – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних умовах.
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається за
виразом
2 Іроз Л Ідоп К1 К2 К3 ,
де К3 – допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3 .
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 66
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більш 5% Uном і визначається за виразом:
U= 3 Iроз Л LКЛ rо cos + xо sin ,
де LКЛ – довжина лінії, км;
ro , xo – відповідно питомий активний і реактивний опір лінії, Ом/км;
cos – коефіцієнт потужності навантаження лінії.
Для ГПП-ТП 6, який обрано у якості прикладу
Sл,(ТП6) 1356,5
Iр.Л,(ТП6) 78,4 А.
3 Uн 3 10
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2.
Згідно економічної густини струму jек визначаємо стандартний переріз Fек
кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий струм Ідоп,
значення якого заносимо до таблиці 5.2.
І 78,4
Fек 55,9 мм2.
jек 1,4
Обираємо переріз кабелів для лінії, що живлять ТП-6.
Згідно розрахованого струму, об’єкта споживання, приймаємо трижильний
алюмінієвий кабель в свинцевій оболонці типу АСБГ (3×50), Іном.каб=140А.
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи
2 78,4 140 1,04 0,87 1,25 158,3 А.
тобто умова виконується.
Значення cosφ та sinφ знаходимо з відомого співвідношення,
використовуючи дані таблиці 5.1 для відповідної кабельної лінії.
cos P
max10 ,
Sл.і
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 67
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
1189,9
cosφ 0,87 .
1356,5
звідсти
sin φ 1 cos2 φ,
sinφ 1 0,872 0,48
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше (5%.Uн=52,5 В) і визначається за виразом
ΔU 3 Іл L(r0 cosφ x 0 sin φ);
де L – довжина лінії, км; r0,x0 - відповідно питомий активний та реактивний
опір лінії, Ом/км; cosφ – коефіцієнт потужності навантаження лінії.
ΔU 3 78,4 0,18 (0,549 0,87 0,065 0,48) 12,5 В.
Умова виконується. Втрата напруги в лінії не перевищує 52,5 В.
Аналогічно робимо вибір та перевірку інших ТП та кабельних ліній.
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній і дані
заносимо в таблицю 5.2.
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
№ ТП LКЛ, Sл, І 2
роз Л, Fек, Iдоп, Прийнята F, мм
м кВ∙А А мм2 А
ГПП-ТП1 130 1314,1 76 54,3 140 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП2 50 1429,4 82,6 59 165 АСБГ(3×70)
ГПП-ТП3 200 1738,5 100,5 71,8 205 АСБГ(3×95)
ГПП-ТП4 200 935 54 38,6 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП5 85 1807,7 104,5 74,6 205 АСБГ(3×95)
ГПП-ТП6 180 1356,5 78,4 55,6 140 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП7 220 1577,9 91,2 65,1 165 АСБГ(3×70)
ГПП-ТП8 340 1303 75,3 53,8 140 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП9 350 920,8 53,2 38 115 АСБГ(3×35)
ГПП-БСК10 10 1800 104 74,3 205 АСБГ(3×95)
де БСК10 – ємкісна потужність блока статичних конденсаторів 10 кВ.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 68
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000 В
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Основною причиною порушення нормального режиму роботи СЕП є
виникнення короткого замикання в мережі або в елементах електрообладнання
внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій обслуговуючого
персоналу.
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання, згідно
ПУЕ розділ 1.4.9 – 1.4.13, є прийнята схема електропостачання та величина
потужності короткого замикання на шинах районної підстанції. Розрахункова
схема мережі і схема заміщення зображені на рисунку 6.1.
Sк.з. 110 кВ.
ПЛ
К1
Хс
Хпл
ТР
Rпл
К1
Хтр
К3 К2 К4 К2
К5
Л1 Л2 Л3 Хл3 Хл1 Хл2
Rл3 Rл1 Rл2
К3 К4 К5
ТП-5 ТП-2 ТП-4
Рисунок 6.1 – Електрична схема і схема заміщення розрахунку струмів КЗ у
високовольтній мережі
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту.
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі
опори схеми заміщення приводяться до базисних умов.
За базисні умови приймаємо:
Sб 100 МВА, Uб1 115 кВ, Uб2 10,5 кВ .
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 69
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
S
I б
б ,
3 U б
100
Iб1 0,5кА,
3 115
100
Iб 2 5,5кА.
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях:
– електричної системи
S
Х б
*с ,
Sк.з.
100
Х*с 0,034 .
2900
– повітряної лінії 110, кВ
S
R *л r0л l б
л ,
U 2
б1
100
R *л 0,38 75 0,216;
1152
S
X x l б
*л 0л л ,
U 2
б1
100
Х*л 0,06 75 0,034.
1152
– трансформатора ГПП
U S
Х = кз б ,
тр 100 S
н.тр
де Uкз – напруга короткого замикання трансформатора, %;
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
10,5 100
Х тр 1,05.
100 10
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 70
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках
В точці К1
Визначаємо сумарний реактивний і активний опір до розглядаємої точки
к.з і визначаємо повний опір
Струм короткого замикання в розглядаємій точці визначаємо за виразом
І
І б1
кз(К1) ,
Х 2 2
сум(К1) R сум(К1)
0,5
Ікз(К1) 2,21 ;
0,0692 0,2162
Хсум(К1) Хс Хпл,
Хсум(К1) 0,034 0,034 0,069;
Rсум(К1) Rпл,
Rсум(К1) 0,216.
Ударний струм короткого замикання в точці (К1) визначаємо за виразом:
і уд(К1) 2 Ікз(К1) к уд(К1) ;
де куд – ударний коефіцієнт, що визначаємо за виразом
Rсум(К1)
3,14( )
Х
к уд(К1) 1 е сум(К1) ,
0,216
3,14( )
к 1 2,718 0,069
уд(К1) 1,14.
і уд(К1) 2 2,21 1,14 3,52 .
В точці К2
І
І б2
кз(К2) ,
Х 2 2
сум(К2) R сум(К2)
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 71
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
5,5
Ікз(К2) 4,83 ;
1,1192 0,2162
Хсум(К2) Хс Хпл Хтр ,
Хсум(К2) 0,034 0,0341,051,119;
Rсум(К2) Rпл ,
Rсум(К2) 0,216.
Ударний струм короткого замикання в точці (К2) визначаємо за виразом:
і уд(К2) 2 Ікз(К2) к уд(К2) ;
і уд(К2) 2 4,83 1,01 6,82
Rсум(К2)
3,14( )
Х
к уд(К2) 1 е сум(К2) ,
0,216
3,14( )
к уд(К2) 1 2,718 1,119 1,01.
В точці К3
І
І б2
кз(К3)
Х 2
сум(К3) R 2
сум(К3)
5,5
Ікз(К3) 4,51;
1,1852 0, 2922
Хсум(К3) Хс Хпл Хтр Хл1 ,
Хсум(К3) 0,034 0,034 1,05 0,066 1,185;
Rсум(К3) Rпл R л1 ,
Rсум(К3) 0, 216 0,769 0, 292 .
Ударний струм короткого замикання в точці (К3) визначаємо за виразом:
і уд(К3) 2 Ікз(К3) к уд(К3) ;
іуд(К3) 2 4,51 1, 01 6,38
Rсум(К3)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К3)
уд(К3) ,
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 72
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
0,292
3,14( )
куд(К3) 1 2, 718 1,185 1, 01.
В точці К4
І
І б2
кз(К4)
Х 2 2
сум(К4) R сум(К4)
5,5
Ікз(К4) 3,1;
1,187 2 1,3612
Хсум(К4) Хс Хпл Хтр Хл2 ,
Хсум(К4) 0,034 0,0341,05 0,0681,187;
Rсум(К4) Rпл R л2 ,
Rсум(К4) 0,2161,11,316.
Ударний струм короткого замикання в точці (К4) визначаємо за виразом:
і уд(К4) 2 Ікз(К4) к уд(К4) ;
і уд(К4) 2 3,1 1,05 4,56
Rсум(К4)
3,14( )
Х
к сум(К4)
уд(К4) 1 е ,
1,316
3,14( )
к 1,187
уд(К4) 1 2,718 1,05.
В точці К5
І
І б2
кз(К5) ,
Х 2 2
сум(К5) R сум(К5)
5,5
Ікз(К5) 3,9 ;
1,1842 0,7652
Хсум(К5) Хс Хпл Хтр Хл3 ,
Хсум(К5) 0,034 0,0341,05 0,0651,184;
Rсум(К5) Rпл R л3 ,
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 73
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Rсум(К5) 0,216 0,549 0,765.
Ударний струм короткого замикання в точці (К5) визначаємо за виразом:
і уд(К5) 2 Ікз(К5) к уд(К5) ;
і уд(К5) 2 3,9 1,03 5,62
Rсум(К5)
3,14( )
Х
к сум(К5)
уд(К5) 1 е ,
0,765
3,14( )
к 1 2,718 1,184
уд(К5) 1,03.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Точка Хсум.і, в.о. Rсум.і, в.о. Zсум.і, в.о. Ік.з. кА іуд. кА
К1 0,069 0,216 0,23 2,21 3,52
К2 1,119 0,216 1,14 4,83 6,82
К3 1,185 0,292 1,22 4,51 6,38
К4 1,187 1,316 1,77 3,1 4,56
К5 1,184 0,765 1,41 3,9 5,62
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі
110 кВ
Для розрахунку струму однофазного замикання на землю приймаємо
електричну схему трансформатора 110/10 кВ і складаємо схему заміщення
(рисунок 6.2 а; в) з струмом короткого замиканням в точці А. На базі цих схем
приводимо схему нульової послідовності (рисунок 6.3). Розрахунок ведемо у
відносних одиницях.
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної ліні визначаємо через
опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n, величина якого
залежить від конструктивного виконання лінії, згідно виразу
х л0 n x пл ,
де - коефіцієнт n в залежності від типу монтажу лінії, n=3,5 для дволанцюгової
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 74
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
лінії без тросів.
х л0 3,5 0,034 0,12 .
А
Sк.з
а).
А
Хс Хл Хтр1 Хтр2
в).
Рисунок 6.2 – Електрична схема і схема заміщення для розрахунку
однофазного КЗ
А
Хс0 Хл0 Хтр1 0 Хтр2 0
Uл 0
Рисунок 6.3 – Схема для розрахунку опору нульової послідовності
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від схеми
з’єднання обмоток трансформатора - при схемі з’єднання зірка з нульовим
виводом-трикутник (рисунок 6.3) мають ті ж значення, як і прямої
послідовності.
Однофазний струм короткого замикання на шинах 110 кВ підстанції
визначаємо через трифазний струм КЗ
S1 3
к k Sк ,
де к – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ, від шин районної
підстанції, 0 k 1,5 , при КЗ, у віддаленій точці (поблизу трансформатора
ГПП) k=1,5.
S1
к 1,5 2900 4350 (кВА)
Струм однофазного КЗ, на шинах підстанції визначаємо виразом:
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 75
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
S1
I 1 к
kc ,
3 U1
де U1 - номінальна напруга на шинах підстанції, U1=110 кВ.
I1
4350
kc 22,9 (кА).
3 110
Опір нульової послідовності системи ( x co у відносних одиницях)
визначаємо з виразу
I 1кc 3 1
;
Iб x c1 x c2 x co
з цього виразу находимо xС0
3 1 І
х б
со х
(1) с1 х с2 ,
Ікс
де х с1, х с2 – відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи,
х с1 х с2 х с .
3 1 5,5
х со 0,034 0,034 0,65 (Ом).
22,9
Згідно з рисунком 6.3 визначаємо результативний опір схеми нульової
послідовності для однофазного струму к.з, як паралельне з’єднання двох гілок
хо хсо хло х тр1о х тр2о
(0,65 0,12) (1,05 1,05)
х 0 0,6
(0,65 0,12) (1,05 1,05)
Струм однофазного КЗ, у віддаленій точці визначаємо за виразом
1 3 1 I
І б
kA1 , (кА);
х рез1 х рез2 х о
хрез1 хрез2 хс1 хл1 0,034 0,034 0,068(Ом)
(1) 3 1 5,5
ІkА1 23,5 (кА)
0,068 0,068 0,6
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 76
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
Головна понижувальна підстанція (наведена на листі № 3 графічної
частини) складається [8]:
- з двох понижувальних трансформаторів ТДН-10000/110.
- вимірювальних трансформаторів струму і напруг;
- розподільних установок;
- апаратури керування;
- апаратури захисту.
Знижувальні трансформаторні підстанції електроенергетичних систем за
призначенням поділяються на [8]:
• районні;
• місцеві.
Районні підстанції живляться від ліній високої напруги 220…750 кВ і
призначені для постачання електроенергії великим районам з потужними
споживачами або для доставки електроенергії до найближчих пунктів
перетворення її параметрів, тобто до суміжних підстанцій. Вторинна напруга
районної ПС становить 35…110 кВ [8].
Високовольтне електрообладнання районної ПС розміщається, переважно,
на відкритій площадці. Трансформатори та вимикачі монтуються на бетонній
основі, а решта обладнання (роз’єднувачі, розрядники, вимірювальні
трансформатори, збірні шини) монтуються на стальних конструкціях [8].
Місцеві підстанції живляться від ліній 35…110 кВ, тобто від ліній
вторинної напруги районних ПС і призначені для постачання електроенергії
споживачам, які розташовані неподалік, що є випадком для нашої системи
електропостачання. Вторинна напруга місцевих ПС становить 6…10 кВ.
Залежно від розміщення устаткування наша підстанція відкритого типу –
устаткування розташоване на відкритому повітрі [8].
На рис. 7.1 зображена принципова схема такого типу підстанції.
На кожній підстанції влаштовується контур заземлення, який утворюють
вбиті у землю металеві труби чи кутники, сполучені між собою металевими
штабами (стрічками). До контуру заземлення приєднуються корпуси всього
електрообладнання, металеві конструкції, блискавковідводи. Заземлення
захищає електрообладнання від грозових та внутрішніх перенапруг і
обслуговуючий персонал від уражень струмом.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 77
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 7.1 – Принципова схема трансформаторного пункту: 1 – трижильний
високовольтний кабель 110 кВ, що живить ПС; 2 – силовий трансформатор; 3 –
високовольтний вимикач; 4 – роз’єднувач (для створення видимого розриву під час
проведення ремонтних робіт); 5 – вимірювальний трансформатор напруги; 6 –
вимірювальний трансформатор струму; 7 – секція шин (для приєднання до силового
трансформатора кабелів низької напруги); 8 – постійно розімкнутий секційний роз’єднувач,
якого замикають коли одного з силових трансформаторів виводять у ремонт; 9 –
чотирижильні кабелі (приєднання до шин) якими електроенергія передається до
освітлювального та силового навантаження; 10 – плавкі запобіжники (для захисту
приєднань від перевантажень і коротких замикань)
Розподільні установки та підстанції, як правило, виконуються як
комплектні. Комплектна розподільна установка(КРУ) складається з повністю
чи частково закритих шаф або блоків із вмонтованими в них комутаційними та
іншими апаратами, пристроями захисту і автоматики, що поставляються у
складеному чи повністю підготовленому для складання вигляді.
На підстанціях не тільки змінюються параметри електроенергії, але й
відбувається її розподіл. Для розподілу електроенергії використовуються
розподільні установки, які є невід’ємною частиною підстанції. Загальний потік
електроенергії, якій проходить через силові трансформатори, розподільні
установки розподіляють на менші потоки і спрямовують їх до різних пунктів з
метою перетворення параметрів чи споживання електроенергії, тобто до
суміжних підстанцій [4].
Схеми розподільних установок електричних станцій та підстанцій складні.
Основним їхнім елементом є шини (система металевих штаб, труб або проводів,
до яких приєднані відгалуження) та вмикачі (основні комутаційні апарати
призначені для вмикання ЛЕП та їх вимикання у нормальних і аварійних
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 78
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
режимах).
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
При цьому як розрахунковий тип КЗ слід приймати трифазне коротке
замикання - для визначення електродинамічної та термічної стійкості апаратів;
для вибору апаратів за комутаційною здатністю - за більшим із значень, які ми
отримали для випадків трифазного і однофазного КЗ [13, 15].
Апарати також повинні відповідати умовам навколишнього середовища,
виду установки (відкрита чи закрита), температурі, вологості, запиленості та
іншим показникам.
У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою
апаратурою є високовольтні вимикачі і роз'єднувачі.
Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо
обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою
таблиці 7.1, у якої в першу графу заносяться відповідні розрахункові дані, і
відповідні каталожні дані.
Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії ВГТ-110ІІ* 40/2500У1 з
допустимим нижнім робочим значенням температури оточуючого повітря -
45°С, допустимою швидкістю вітру до 40 м/с, сейсмічності - до 9 балів та
приводом ШПЕ-44. Результати вибору зводимо в таблицю 7.1
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [12].
Алгоритм вибору роз'єднувача відрізняється від алгоритму вибору
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка
струму відключення.
До силової апаратури мережі живлення відносяться вимикачі,
роз’єднувачі, що вибираються згідно ПУЕ розділ 1.4.19 – 1.4.22, по
максимальному струму і номінальній напрузі та перевіряються на
електродинамічну і термічну стійкість до струмів КЗ
Результати вибору заносимо до розрахункових таблиць.
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВГТ-110ІІ*40/2500 У1
Uн=110 кВ Uн=110 кВ
Iмах=53,8 А Iн=2500 А
іуд =3,52 кА Iм.м.ск.= 102 кА
Іnt =2,21 кА Iвідкл. =40 кА
Вк І2
t t ф 3,522 0,035 0,43 Вк Іm t m 102 0,035 3,57
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 79
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
де Ім.м.ск. – номінальний допустимий струм термічної стійкості вимикача
на проміжку часу tm, с;
Вк – тепловий імпульс струму, що характеризує кількість теплоти, яка
виділяється в апараті під час дії струмів КЗ;
Iвідкл. – струм спрацювання апарату захисту, кА;
tф – час спрацювання апарату захисту, с.
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані роз’єднувача
марки РГН-110/1000 УХЛ1
Uн=110 кВ Uн=110 кВ
Iмах=53,8 А Iн=1000 А
іуд =3,52 кА Iед.ст.= 80 кА
Іnt =2,21 кА It.cт. =31,5 кА
де It.cт. – струм термічної стійкості роз`єднувача;
Iед.ст.- струм електродинамічної стійкості роз`єднувача.
Апаратура вважається правильно вибраним, якщо каталожні дані більше
(дорівнюють) розрахунковим.
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.
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.
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення.
Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач
навантаження типу ВВ/N10M-1000A з вбудованим електромагнітним
приводом [12].
Плавкі запобіжники напругою вище 1000 В вибирають за конструктивним
виконанням, номінальною напругою та струмом, граничному струму
відключення та потужності, роду установки.
Вибираємо ввідний вимикач навантаження напругою 10 кВ.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 80
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВВ/N10M-1000A
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(ввід)= 690,2 А Iн=1000 А
іуд =6,82 кА Iм.м.ск.= 52 кА
Іnt =4,83 кА Iвідкл. =20 кА
В І2
к t t ф 6,822 0,12 5,58 Вк Іm t m 52 0,12 6,24
де Imax(ввід) – розрахунковий струм ввідного вимикача, А;
S
І розр
мах(ввід) ,
3 10,5
12537,7
Імах(ввід) 690,2 А.
3 10,5
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВВ/N10M-630A
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(секційний)=345,1 А Iн=630 А
іуд =6,81 кА Iм.м.ск.= 52 кА
Іnt =4,84 кА Iвідкл. =20 кА
В І2
к t tф 6,812 0,12 5,56 В І2 2
к m t m 52 0,12 324,4
де Imax(секційний) – розрахунковий струм ввідного вимикача, А;
0,5 S
І розр
мах(секційний) ,
3 10,5
0,5 12537,7
Імах(секційний) 345,1 А.
3 10,5
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, для живлення вимірювальних приладів,
вибираються [12]:
– за номінальною напругою
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 81
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Uвст Uном ; (7.1)
– за номінальним струмом
Іроб.max І1ном , (7.2)
причому номінальний струм повинен бути якомога ближче до робочого
струму установки, оскільки недовантаження первинної обмотки призводить до
збільшення похибок;
– за конструкцією і класом точності;
– за електродинамічною стійкістю.
Слід враховувати, що електродинамічна стійкість у каталозі може
задаватися у двох формах: задано номінальний струм електродинамічної
стійкості iдин або кратність номінального струму електродинамічної стійкості
Кдин .
Умови перевірки на електродинамічну стійкість аналогічні умовам, що
використовуються при виборі вимикачів, але конкретна форма залежить від
параметра, яким стійкість задана у каталозі.
Термічна стійкість у каталозі також може задаватися у одній з двох форм:
– задана кратність номінального струму термічної стійкості Ктер і
допустимий час tтер протікання струму Iтер ;
– задано номінальний струм термічної стійкості Iтер і допустимий час tтер
його протікання.
Далі виконують перевірку за відомими методиками на термічну стійкість.
Для забезпечення обраного класу точності необхідно проводити
розрахунок і перевірку навантаження вторинної обмотки і його співвідношення
з нормованим для даного класу точності.
Попередньо обираємо трансформатор струму напругою 10 кВ типу
ТШЛП-10К.
Таблиця 7.5 – Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані до
трансформатора струму марки
ТШЛП-10К; (600/5)
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(ввід)= 690,24 А Iн=600 А
іуд =6,82 кА ід= 70 кА
Вк І2
t t ф 6,822 0,12 5,58 В І2
к t t т.с. 70 1 70
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 82
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Номінальний струм вторинної обмотки I2Н =5 А, допустима потужність S2Н
вторинної обмотки при cos = 0,8 клас точності 0,5 складає 15, ВА.
Сумарний опір приладів, Ом:
ΣSприл
rприл ,
I2
2Н
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної
та реактивної енергії та ін.),Sприл 7 ВА.
7
rприл 0,28 .
52
Опір контактів rк 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів, Ом:
S 2
2 Н I2 Н (rприл rк )
rпров ,
I2
2 Н
1552 (0,28 0,1)
rпров 0,22.
52
Довжина проводів lпров 25 (м).
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp lпров 25 (м).
Переріз з'єднувальних проводів, мм2:
l
p ρ
Fпров. ,
rпров.
25 0,02
Fпров 2,27.
0,22
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом F 2,5
мм2 .
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф .
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 83
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
rпров .ф rприл . rн 0,6 (Ом),
0,2+0,28=0,48<0,6.
Якщо виконується умова тоді обраний трансформатор струму забезпечить
допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
Вибір типу трансформаторів напруги визначається його призначенням. У
результаті аналізу потрібно обрати кількість необхідних однофазних або
трифазних трансформаторів.
Трансформатори напруги обираються:
– за класом напруги в місці встановлення
Uвст Uном ; (7.3)
– за конструкцією і схемою з’єднання;
– за класом точності;
– за вторинним навантаженням
S2 S2ном , (7.4)
де S2ном – номінальна потужність вторинної обмотки у обраному класі
точності. При визначенні потужності враховується схема з’єднання.
Результати розрахунку по формулам (7.1) - (7.4) навантаження основної
обмотки трансформатора для зручності подають у вигляді таблиці 7.6.
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ 1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМИ-10-66У3. Розрахунок навантаження
основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
Потужність, що
Кількість cos споживається
Прилад Тип споживається
котушок tg P, Q, S,
котушкою, Вт
Вт вар ВА
Вольтметр Е-365 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028
Лічильник А1800 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048
Всього: 3 - 0,048 0,061 0,077
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 84
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Так як номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі
точності 0,5 S2H 120 ВА більше ніж Sф 0,077 ВА, трансформатор напруги
буде працювати з допустимою похибкою.
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
Іt t
ф
Fmin , (7.5)
С
де tф – фіктивний термін дії КЗ;
C – коефіцієнт, що визначається обмеженням допустимої температури
нагрівання кабелю в залежності від його матеріалу, А с / мм2 [12].
Фіктивний термін дії КЗ можна визначити за приблизним виразом
tпр t зах tвідкл , (7.6)
де t зах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії відключаючої апаратури, с.
tпр=0,08+0,12=0,2 с.
У такому разі
6380 0,2
Fmin 33,8 мм.
83
Розглянутий нами відрізок кабельної лінії ГПП-ТП6 має переріз F=50 мм2
повністю задовольняє умовам термічної стійкості, під час дії ударних струмів
КЗ Аналогічно виконуємо перевірку інших відрізків високовольтних кабельних
ліній, що застосовуються у кваліфікаційній роботі.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 85
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1000 В,
з якої найбільш поширена – напруга 380 В [14].
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори [3]:
– вимоги до надійності електропостачання і резервування,
– режими роботи електроприймачів,
– розміщення їх по території цеху,
– номінальні струми та напруги,
– вплив мікроклімату виробничих приміщень.
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки [3].
За способами ізоляції мережі діляться на дві групи: такі, що виконані
голими проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і такі, що
виконані кабелями і ізольованими проводами (електропроводки).
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного призначення та
конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
В процесі експлуатації цехова мережа повинна відповідати вимогам
надійності, можливості росту навантаження, економічності, можливості зміни
місця розміщення електроприймачів, безпеці та зручності експлуатації [3].
Крім вказаних вимог до цехових мереж при її проєктуванні і монтажу слід
враховувати умови оточуючого середовища, ступінь відповідальності
установки, ступінь пожежонебезпечності, індустріальності виконання монтажу.
Найважливішою умовою безпеки мереж і зручності їх обслуговування є
правильний їх вибір, який залежить також від технологічного призначення
приміщень цехів. Різноманітні місцеві фактори також впливають на
конфігурацію та схему цехової мережі [3].
При проєктуванні розподілу електроенергії в цехах головне завдання
полягає у виборі раціональної схеми мережі. Розподіл електричної енергії в
цехових мережах може виконуватися за магістральною, радіальною, змішаною
чи замкнутою схемою залежно від територіального розміщення навантажень, їх
величини, від необхідності високого ступеня надійності живлення та інших
характерних особливостей об'єкта, що проєктується [3].
Магістральні схеми широко застосовуються в приміщеннях з нормальним
середовищем і рівномірним розподілом технологічного обладнання.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 86
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Радіальні схеми живлення використовують в приміщеннях з любою
середою. Від ТП відходять лінії, які живлять безпосередньо потужні
електроприймачі, або розподільчі пункти (шафи) - ШР і силові шафи, від яких
окремими лініями живляться більш дрібні ЕП. Розподільчі шафи як правило
живляться від цехової ТП кабелями, марка і спосіб прокладки яких
визначається характером середовища в приміщенні [3].
З урахуванням приведеного вище міркування оберемо схему
електропостачання споживачів цеху та розподілимо їх по відповідним РП,
беручі до уваги технологічні зв'язки, місце розміщення обладнання, план цеху
та інші фактори.
При розподілі споживачів по РП використаємо результати розрахунків
електричних навантажень обраного у якості прикладу механообробного цеху
приведених в пункті 1.2.
Враховуючи всі вище приведені міркування, обираємо для живлення
цехових споживачів радіальну схему електропостачання, перевагою якої є
більш висока надійність і зручність експлуатації Схема, що відповідає
приведеним вище критеріям, представлена на рис 8.1.
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 87
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
Проєктування установок освітлення 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
установок освітлення.
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження
освітлення, вибір схеми живлення установки освітлення, вибір раціонального
площі поперечного перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Світлотехнічна частина проєкту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проєктуванні світлотехнічної частини слід також враховувати умови
експлуатації установки освітлення.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок загального рівномірного освітлення цеху проводиться методом
світлового потоку (методом коефіцієнта використання).
k
Ф з Еmin S z , (8.1)
N η
де k з – коефіцієнт запасу, визначається за довідником kз 1,5 [7];
Еmin – мінімальна освітленість Еmin 200 лк ;
S – площа освітлювального приміщення S=2880 м2;
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення z=1,1 – 1,15;
N – прийнята кількість світильників, шт. ;
- коефіцієнт використання світлового потоку; �� = 0,6.
З таблиці 10.4 [7] приймаємо λе=Lв/h=1, тоді отримаємо відстань між
світильниками
Lв λе h, (8.2)
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 88
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
L в 1 5,8 5,8 м.
Приблизну кількість світильників визначаємо за виразом
A B
N , (8.3)
L2
в
48 60
N 85,6 86 шт.
5,82
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається з довідкових
таблицям [7] в залежності від типу прийнятого світильника, коефіцієнтів
відбиття від поверхонь приміщення і від індексу приміщення і, який
визначається за виразом:
А В
і ; (8.4)
h(А В)
де ��, ��, ℎ – відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу
світильника, м.
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника не
повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не перевищувати
більше ніж на 20 % розрахункового значення. В протилежному випадку
змінюється кількість світильників і розрахунок повторюється.
48 60
і 4,6.
5,8 (48 60)
1,6 200 2880 1,15
Ф 18393,6 лм.
86 0,67
Приймаю до встановлення 86 світильників ПВЛМ з лампами ЛБ-65,
Рл=0,065 кВт, світловий потік лампи Фл=4400 лм. Загальний світловий потік від
світильника буде становити Фсв=17600 лм. Розраховую кількість світильників в
ряду і кількість рядів, приклад розміщення світильників приведений на рисунку
8.2.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 89
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.2 – Розміщення світильників в цеху
Після прийняття схеми розміщення світильників проводимо перевірку
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу:
n
Ф св μ e i
Е i1 , (8.5)
1000 k з
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника; Фсв = 17000 лм;
– коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників;
μ = 1,2;
∑ e – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових
ізолюкс.
17000 1,1 200
Е 233,7 лк.
10000 1,6
Отримане значення освітленості не повинно бути не меншим ніж на 10 %
значення мінімальної освітленості:
200 ∙ 0,9 = 180 ≤ 233,7 лк.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 90
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8.2.3. Електропостачання установок освітлення
Напруга освітлювальних мереж. Відповідно до «Правил улаштування
електроустановок» для живлення світильників загального освітлення повинна
застосовуватись напруга не вище 380/220 В змінного струму при заземленій
нейтралі і не вище 220 В змінного струму при ізольованій нейтралі й у мережах
постійного струму.
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище 220В,
що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від висоти
їхньої установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У приміщеннях з
підвищеною небезпекою і особливо небезпечних при установці світильників
загального освітлення з лампами розжарювання на висоті не менш 2,5 м при
відсутності спеціальної конструкції світильника, що виключає доступ до ламп
без застосування інструмента, використовується напруга не вище 42 В.
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.
Для живлення ксенонових, дугових, металогалогенних і натрієвих ламп,
розрахованих на напругу 380 В, і пускорегулюючих апаратів для газорозрядних
ламп, що мають спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з послідовним
з’єднанням ламп), застосовується напруга не вище 380 В, у тому числі фазна
напруга системи 660/380 В з заземленою нейтраллю при дотриманні наступних
умов:
- введення у світильник чи ПРА має 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 660/380 В;
- нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою застосовуваної
напруги «380 В» при установці світильника в приміщеннях з підвищеною
небезпекою й особливо небезпечних;
- забезпечення одночасного відключення усіх фазних проводів, що
вводяться у світильник, це стосується і багатолампових світильників системи
380/220 В, за винятком світильників, які встановлюються у приміщеннях без
підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В у приміщеннях без
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною небезпекою
й особливо небезпечних. Допускається застосування напруги до 220 В для
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 91
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
світильників спеціальної конструкції: тих, що являються складовою частиною
аварійного освітлення, під’єднаного до незалежного джерела живлення; тих, що
встановлюються у приміщеннях з підвищеною небезпекою (але не особливо
небезпечних).
Для місцевого освітлення допускається застосовувати світильники з
люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В за умови неможливості
випадкових доторкань до їх струмоведучих частин. Застосування
люмінесцентних ламп місцевого освітлення в сирих, особливо сирих, жарких і
приміщеннях з хімічно активним середовищем допускається тільки в арматурі
спеціальної конструкції.
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в
приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечний має
застосовуватись напруга не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах –
не вище 12 В.
Схеми живлення установок освітлення
Схеми живлення установок освітлення повинні забезпечувати:
- необхідний рівень надійності живлення;
- регламентовані рівнів напруги і постійність напруги джерела живлення;
- простоту і зручність експлуатації;
- економічність установки.
У більшості випадків освітлювальні навантаження живляться від силових
цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ із заземленою нейтраллю
вторинної обмотки.
Використання самостійних освітлювальних трансформаторів
обмежується випадками, коли характер силового навантаження не дає
можливість забезпечити необхідну якість напруги, коли використовується для
силових навантажень напруга вище 380 В та коли система напруг 380/220 В або
220/127 В неприпустима для установки освітлення за умовами безпеки.
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 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.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 92
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Кількість світильників, що підключається на одну фазу групової мережі
не повинна перевищувати:
- для ламп розжарювання, ДРЛ, ДРИ і натрієвих – до 20;
- для люмінесцентних ламп – до 50;
- для ксенонових ламп потужністю 10 кВт і вище – не більше однієї.
У конструктивному виконанні 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 380/220 В складає 80 м, для системи напруг 220/127 В – 60 м,
довжина двопровідних групових ліній – відповідно 35 і 25 м.
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення установок
освітлення(рисунок 8.3). Радіальні схеми використовуються при високих
навантаженнях групових щитків (порядку 100-200 А) і забезпечують більш
високу надійність живлення. Магістральні схеми дозволяють заощаджувати
провідниковий матеріал і апаратуру на розподільчих пунктах, однак мають
меншу надійність живлення. Змішані схеми одержали найбільше поширення
через їхню гнучкість.
Рисунок 8.3 – Різновиди схем живлення установок освітлення:
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 8.4). Для підвищення надійності живлення аварійного освітлення
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 93
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
варто передбачити можливість його підключення до найбільш близько
розташованого іншого трансформатора за допомогою кабельної перемички.
При двохтрансформаторних підстанціях забезпечується більш висока
надійність освітлення, коли частина установок освітленняживиться від одного
трансформатора, а друга – від іншого. При аварійному відключенні одного з
трансформаторів автоматичне включення резерву (АВР) по низькій стороні
забезпечить живлення установок освітленнявід іншого трансформатора.
Система аварійного освітлення живиться перехресним способом, тобто від
іншого трансформатора по відношенню до трансформатора робочого
освітлення (рисунок 8.5).
Рисунок 8.4 – Схема живлення установки освітлення від
однотрансформаторної підстанції:
1 – групові щитки робочого освітлення; 2 – щиток аварійного
освітлення
Рисунок 8.5 – Схема живлення установки освітлення від
двохтрансформаторної підстанції
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 94
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення.
Розрахункова потужність установки освітлення визначається на підставі
світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості світильників,
тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
Для установок освітлення з лампами розжарювання розрахункова
потужність (Рроз, кВт) визначається за виразом
п
Рроз кп Рном.і ,
і1
де кп– коефіцієнт попиту;
п
Рном.і – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт;
і1
п – кількість груп світильників.
Для установок освітлення з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА
п
Рроз кп кдод Рном.і ,
і1
86
Рроз 11,12 86 0,26 22,3 Вт.
i1
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, що складає для люмінесцентних ламп зі
стартерною схемою запалювання 1,25; при безстартерних схемах запалювання
1,3; для ламп ДРЛ – 1,12; ДРИ, ДНаТ – 1,15; ДКсТ – 1,1.
Коефіцієнти попиту для розрахунку навантажень робочого освітлення в
живлячій мережі приведені в таблиці 4.1 [18].
Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок мережі
аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
Вибір площі поперечного 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
площі поперечного 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
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 95
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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 площі поперечного перерізу
провідника за допустимим струмом навантаження є
Ідоп І роз ,
де Іроз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі. Розрахунковий
струм в залежності від системи виконання мережі визначається виразами:
- для однофазних двопровідних мереж (1ф + N)
Р 3
І роз 10
роз ;
Uф cos
- для двофазних трипровідних мереж (2ф + N)
Рроз 103
І роз ;
2 Uф cos
- для трифазних чотирипровідних мереж (3ф + N)
Р 103 Р 103
І роз роз
роз .
3 U cos 3 U cos
л ф
де Рроз– розрахункова потужність, кВт;
Uф, Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cosφ– коефіцієнт потужності, для мереж з лампами розжарювання
cosφ=1; для мереж з люмінесцентними лампами cosφ=0,95; для газорозрядних
ламп типу ДРЛ, ДРИ, ДНаТ з конденсаторами cosφ=0,9; без конденсаторів –
cosφ=0,57.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 96
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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:
22,3
І роз 37,8 А. А.
3 0,38 0,9
Згідно отриманних даних обираємо переріз живлячого провідника щитка
освітлення за співвідношенням
Ідоп = 1,25 ∙ Іроз
Ідоп = 1,25 ∙ Іроз = 1,25 ∙ 37,8 = 47,25 А
Для живлення обираємо алюмінієвий чотирижильний кабель типу
АВВГ(3×6)+(1×4) з допустимим струмом Ідоп.=50 А.
Розрахунок цехової освітлювальної мережі за втратами напруги
Даний метод розрахунку передбачає забезпечення допустимих рівнів
напруг на джерелах світла.
Зниження напруги щодо номінальної пов’язане зі зменшенням світлового
потоку світильників і, як наслідок, рівнів освітленості на робочих місцях.
Збільшення напруги щодо номінальної пов’язане з додатковою витратою
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо
важливе для ламп розжарювання.
Відповідно до ДСТУ EN 50160:2023 напруга в найбільш віддалених
лампах внутрішнього освітлення промислових підприємств, а також
прожекторних установок зовнішнього освітлення повинна бути не нижча
97,5%Uном, а в найбільш віддалених лампах аварійного і зовнішнього
освітлення, виконаного світильниками – не нижча 95%Uном.
У мережах 12–42 В допускаються втрати напруги до 10% Uном, якщо
рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша напруга ламп не повинна
перевищувати 105%Uном.
У післяаварійних режимах на затисках газорозрядних ламп напруга не
повинна бути нижчою 90%Uном, на інших лампах – не нижчою 88%Uном.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 97
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Величина допустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від
джерела живлення до найбільш віддаленої лампи повинна складати:
∆��м = ��хх − ∆��тр − �� , (8.6)
де ∆��м – допустима втрата напруги в мережі;
��хх – напруга холостого ходу трансформатора (на 5% вища від
номінальної);
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі;
�� – мінімально допустима напруга на затисках лампи.
Розрахунок допустимої величини втрати напруги в освітлювальній мережі
в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися і в
іменованих одиницях (вольтах).
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається за виразом:
∆��тр = �� ∙ �� ∙ cos �� + �� ∙ sin �� , (8.7)
де �� , �� – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого
замикання трансформатора (��КЗ), %;
cos �� – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
�� – коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення розрахункового
навантаження трансформатора до його номінальної потужності).
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (%) визначаються за виразами:
100 ∙ ��КЗ
�� = ; (8.8)
��ном.тр
�� = ��КЗ − ��а , (8.9)
де ��КЗ – втрати потужності короткого замикання трансформатора, кВт;
��ном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без урахування
індуктивного опору провідників.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 98
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
100 ∙ 12,2
�� = = 1,22 %;
1000
�� = 5,5 − 1,22 = 5,36 %;
∆��тр = 0,87 ∙ (1,22 ∙ 0,9 +5,36 ∙ 0,5) = 3,28 %;
∆��м = 105 − 3,28 − 97,5 = 4,22 %.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається за виразом:
��
∆�� = , (8.10)
�� ∙ ��
де �� – момент освітлювальногонавантаження, кВт∙м;
�� – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника [7, ст. 40 таблиця 14];
�� – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими
співвідношеннями.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки:
�� = �� ∙ �� , (8.11)
де �� – відстаньвід щитка до найвіддаленішого світильника лінії;
�� – потужність лінії.
Рисунок 8.6 – Схема підключення світильників
�� = �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� ;
�� = 60 ∙ 8,6 + 72 ∙ 8,6 + 84 ∙ 8,6 + 98 ∙ 8,6 + 110 ∙ 8,6 = 3646,4 кВт ∙ м;
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 99
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
3646,4
∆�� = = 5 %.
46 ∙ 16
От же умова виконується, втрата напруги у найбільш віддаленій точці не
перевищує 5%.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням цього розділу є вибір площі поперечного перерізу
кабелів, проводів, шино проводів для всіх рівнів системи електропостачання на
напругу до 1 кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової
електричної мережі номінальна напруга мережі Iном, результати розрахунку
навантаження цеху (розділ 1).
Для мереж напругою до 1 кВ визначальними при виборі площі
поперечного 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;
- відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1 кВ, також
освітлювальні мережі промислових підприємств;
- збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих і закритих
розподільчих установок всіх напруг;
- мережі тимчасових споруд, а також пристрої з терміном служби 3-5 років.
Вибір площі поперечного перерізу провідників по технічним умовам
включає: вибір по умовам теплового нагріву; по їх пропускної спроможності і
умовами захисту; термічну стійкість до струмів короткого замикання; втрати
напруги; механічна міцність.
На механічну міцність перевіряються голі проводи і приймаються Площі
поперечного перерізу з умов механічної міцності для алюмінієвих F> 35 мм2 і
стальних F>25 мм2.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 00
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам щодо
гранично допустимого нагрівання з врахуванням не тільки нормальних, а й
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту та можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При
перевірці на нагрівання приймається півгодинний максимум струму,
найбільший з середніх півгодинних струмів даного елемента мережі.
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи електроприймачів
в якості розрахункового струму для перевірки площі поперечного перерізу
провідників по нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить від
відповідного режиму (повторно-короткочасний, короткочасний, тривалий).
Вимоги для нормальних навантажень та післяаврійних перевантажень
стосуються кабелів і встановлених на них з’єднувальних та кінцевих муфт й
окінцевань.
Основною умовою вибору площі поперечного 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 площі
поперечного перерізу є нагрівання, яке визначається двома ефектами теплового
впливу: максимально допустимою температурою та тепловим зносом ізоляції
для даного режиму й класу ізоляції.
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням,
використовують сумарний вплив на строк служби провідника максимальної
температури і тривалості зносу ізоляції за розглянутий період. При різких піках
навантаження більшу небезпеку становить можливість перевищення
максимально допустимої температури. Якщо графік навантаження рівномірний,
більшу вагу має складова теплового зносу ізоляції.
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму, 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.
Переріз провідника цехової мережі обирається за розрахунковим струмом
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 01
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
таким чином, щоб провідники при струмах навантаження, які відповідають
роботі у тривалому режимі і умовам нормованої для них температури
середовища, не перегрівалися більше допустимих.
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне струмове
навантаження за півгодинний інтервал часу Іроз .
Основним завданням розрахунку цехових електричних мереж є вибір
площі поперечного перерізу кабелів, проводів шино проводів і захисних
апаратів.
Для мереж напругою до 1000 В основними вимогами, що визначають вибір
площі поперечного перерізу провідників, є не економічні, а технічні вимоги та
умови: нагрівання провідників, механічна міцність, втрата напруги, термічна
стійкість до струмів КЗ.
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в
цілому за співвідношення
Р
I ном
розр ,
3 Uном cos
де Рном – номінальна потужність відповідно до завдання, кВт ;
Uн = 0,38 кВ.
Умовами вибору ліній живлення [1] є виконання співвідношення:
I роз К у.п Iн.доп.л .
де I н .доп .л – допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
Куп – коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ.
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (табл. 1.3.3 ПУЕ),
співвідношення прийме вид
Iн.доп.л I макс 1,25 I р ,
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі живлення
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.1
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 02
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 8.1 – Вибір перерізу живлячого кабелю
Iр, Iмакс., Iдоп.кабелю,
Назва споживача Марка
А А А
Формовочний прес 32,9 41,1 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Конвеєр 44,5 55,7 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Відрізний автомат 9,3 11,6 19 АВВГ(4×2,5)
Заточний верстат 8,5 10,6 19 АВВГ(4×2,5)
Зварювальний випрямляч 28,3 35,4 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Термопласт автомат 108,9 136,1 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Насос електроліту 17,9 22,4 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Водяний насос 13,4 16,8 19 АВВГ(4×2,5)
Випрямляч 75,7 94,6 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Тельфер 15,6 19,5 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Токарний верстат 22,3 27,8 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Фрезерний верстат 20,8 26 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Вентилятор витяжний 15,2 19 19 АВВГ(4×2,5)
Верстат формування пружин 7,6 9,5 19 АВВГ(4×2,5)
Піч нормалізаційна 217,1 271,3 305 АВВГ(3×150)+(1×70)
Підвісний конвеєр 38,5 48,1 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Тепловентилятор 91,3 114,1 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Компресор 39,4 49,2 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Вентилятор приточний 31,6 39,5 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Маслонасос 7,3 9,1 19 АВВГ(4×2,5)
Освітлення 37,8 47,2 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально) номінального струму
автоматичних вимикачів, та струму теплових розщіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі; сумарного струму І роз РП споживачів, що
приєднані до РП, який визначається за виразом
��роз.РП = ��роз ∙ ��П, (8.12)
де ��П – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі [12].
Робимо розрахунки, дані заносимо в таблицю 8.2.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 03
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 8.2 – Вибір перерізу ввідних кабелів
I , I , I
Найменування РП роз.РП макс. доп.каб,
Марка
А А А
Розподільчий пункт РП-1 263,2 329 345 АВВГ(3×185)+(1×95)
Розподільчий пункт РП-2 263,2 329 345 АВВГ(3×185)+(1×95)
Розподільчий пункт РП-3 653,4 816,7 915 3АВВГ(3×150)+(1×70)
Розподільчий пункт РП-4 306,5 383,1 400 АВВГ(3×240)+(1×120)
Розподільчий пункт РП-5 256,4 320,5 345 АВВГ(3×185)+(1×95)
Розподільчий пункт РП-6 212,4 265,5 270 АВВГ(3×120)+(1×70)
Розподільчий пункт РП-7 121,6 152 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-8 323,1 403,8 480 2АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-9 208,6 260,7 270 АВВГ(3×120)+(1×70)
Розподільчий пункт РП-10 141 176,2 200 АВВГ(3×70)+(1×35)
Конденсаторна установка 152 190 200 АВВГ(3×70)+(1×35)
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.3.12 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.
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 післяаварійний струм не перебільшує
Ірозрп.
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної має
становити не більше 5 % Uном . Для освітлювальних мереж промислових
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від 5
до 2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення
5 % Uном . Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту
асинхронних електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його
зменшення може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення
зниження напруги призводить до різкого зменшення світлового потоку.
Розрахунок цехової мережі за умовами допустимої втрати напруги і
побудова епюри відхилення напруги виконується для кола ліній від шин ГПП
або ЦРП до затискачів одного найбільш віддаленого від цехової ТП або
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 04
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
найбільш потужного ЕП для режимів максимальних і мінімальних навантажень
(визначається з добового графіка навантажень), а в випадку
двотрансформаторної підстанції – і післяаварійного.
Як відомо, існує залежність r0 i x0 від площі поперечного перерізу
проводів і кабелів, якою можна скористатися при розрахунках.
Як правило у розрахунковому ланцюгу «ГПП – найбільш віддалений
потужний споживач» присутня трансформаторна підстанція ТП.
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.7.
Рисунок 8.7 – Розрахункова схема
Повний розрахунок відхилення напруги послідовно уздовж ланцюга
РУ НН ГПП – потужний споживач включає в себе визначення відхилення
напруги на двох ділянках – Л1 та Л2.
Наша мета – визначення відхилення напруги цехової мережі від КТП до
споживача, тобто на ділянці Л2
Відхилення напруги δU відносно Uном в любої точці мережі
розраховується згідно співвідношення
U UЦЖ(%) UТ(%) - U(%),
де UЦЖ (%) – відхилення в центрі живлення,
UТ (%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором,
U(%) – сума втрат напруги від центра живлення до розрахункової
точці мережі.
Втрати напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше встановлених [14] та ДСТУ EN 50160:2014.
Співвідношення для нашого випадку з врахуванням того, що напруга на
затискачах найбільш віддалених електроприймачів не повинна бути нижче
КU U , має вид
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 05
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Uном - UТ - UЛ2 КU U% ,
де UТ , UЛ2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми
(рисунок 8.7),
КU – коефіцієнт, що враховує відхилення напруги згідно [14] або ДСТУ
EN 50160:2014.
Розрахунок втрати напруги на ділянці Л2 від шин цехової підстанції до
віддаленого споживача виконуємо для величини площі поперечного перерізу
кабелю, що живить споживача від РП, так як його переріз менше ніж переріз
кабелю від шин ТП до РП. Отримані таким чином відхилення напруги будуть
більше реальних, але в тому разі, коли і вони не будуть перевищувати норму,
реальні відхилення тим більше будуть задовольнять нормі.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються формулою
U UЛ2 3 Iроз Л LКЛ rо cos xо sin .
Втрати напруги UТ на цеховому трансформаторі
S
UТ max (Uа cos Uр sin) ,
Sном Т
де Smax – максимальне навантаження одного трансформатора,
Sном Т – номінальна потужність трансформатора,
Р
U КЗ
а 100% – активна складова напруги КЗ,
Sном Т
Uр U2
КЗ - U2
а – реактивна складова напруги КЗ.
Значення РКЗ , UКЗ – каталожні дані для конкретного трансформатора,
1
значення Smax як правило, лежить в діапазоніSmax SТП S
2 ТП .
При необхідності, може бути задіяна «добавка» UT , яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» UT регулюється зміною
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта
трансформації, за співвідношенням
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 06
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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 UT , залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.3.
Таблиця 8.3 – Значення UT , залежно від відгалуження
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
0 5,0 5,25
–2,5 7,5
–5,0 10 10,8
1228,7
ΔUтр (1,125 0,95 5,4 0,31) 3,4 (В).
1000
ΔU2 15 0,3 (3,4 16,9) 5 3,9 5% .
Таким чином відхилення напруги вздовж ланцюга «РУ НН КТП –
віддалений потужний споживач» не виходить за допустимі значення.
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф тощо).
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма
внутрішніми електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на єдиній
конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних приєднань тощо.
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб з
врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних
комплектних установок [12].
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ необхідно
здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність робочій напрузі і
струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі, заданому класу точності,
умовам експлуатації тощо), так і за умовами роботи в разі короткого замикання
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 07
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
з урахуванням термічних і електродинамічних впливів, комутаційної
спроможності.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик ( кількості приєднаних електроприймачів, сумарного струму
Іроз,РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). Іроз, РП визначається за виразом
Іроз,РП Іном КП ,
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання
автоматичних вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом
автоматичних вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі.
Вибір розподільчого пункту
Пункт розподільний ПР11 (рисунок 8.8) призначений для розподілу
електричної енергії, захисту електричних установок при перевантаженнях і
струмах короткого замикання, для нечастих оперативних включень і
відключень електричних ланцюгів і пусків асинхронних двигунів. ТзОВ «ВКТ
Електрощит» в якості офіційного представника заводу «Електрощит» реалізує
апарати даних і інших моделей за цінами виробника.
Рисунок 8.8 –Пункт розподільчий ПР11
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 08
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за методикою,
передбаченою ІЕС 60909- 0:2001, IDТ [15]. Стандартом встановлено методику
розрахунків максимальних і мінімальних значень струму при симетричних і
несиметричних КЗ, види яких визначені відповідно до ІЕС 60909- 0:2001, IDТ.
Методика призначена для розрахунку струмів КЗ, необхідних для вибору і
перевірки електрообладнання за умовами КЗ, для вибору комутаційних
апаратів, уставок релейного захисту і заземлюючих пристроїв згідно ПУЕ.
Величини, що підлягають визначенню і допустимі погрішності їх розрахунку
залежать від цілі розрахунку.
Розрахунку для вибору та перевірки електрообладнання за умовами КЗ
підлягають [15]:
– початкове значення періодичної складової струму КЗ;
– аперіодична складова струму КЗ;
– ударний струм КЗ;
– дійсне значення періодичної складової струму в довільний момент часу, аж
до розрахункового часу розмикання ушкодженого ланцюга.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1кВ слід
враховувати [15]:
– індуктивні опори всіх елементів короткозамкненого ланцюга, включаючи
силові трансформатори, провідники, трансформатори струму, реактори,
струмові котушки автоматичних вимикачів;
– активні опори елементів короткозамкненого ланцюга;
– активні опори різних контактів і контактних з’єднань;
– значення параметрів синхронних і асинхронних двигунів.
При розрахунках струмів КЗ допускається:
– максимально спрощувати всю зовнішню мережу по відношенню до місця
КЗ і індивідуально враховувати тільки автономні джерела електроенергії і
електродвигунів, що безпосередньо примикають до місця;
– не враховувати струм намагнічування трансформаторів;
– не враховувати насичення магнітних систем електричних машин;
– не враховувати вплив асинхронних електродвигунів, якщо їх сумарний
номінальний струм не перевищує 1% початкового значення періодичної
складової струму в місці КЗ, розрахованого без врахування
електродвигунів.
Струм КЗ електроустановок напругою до 1 кВ рекомендується
розраховувати в іменованих одиницях. У схемі заміщення параметри елементів
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 09
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
розрахункової схеми слід привести до ступеня напруги мережі, на якій
знаходиться точка КЗ [15].
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання наступна [15]:
– відповідно до принципової схеми обирати умови розрахунку;
– скласти розрахункову схему та схему заміщення, обчислити параметри її
елементів;
– обрати метод розрахунку струму КЗ;
– здійснити розрахунок;
– оцінити отримані результати.
Відповідно до цільового призначення розрахунку необхідно встановити
розрахункові умови короткого замикання для елемента СЕП, який аналізується.
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
розрахункова схема, вид струму КЗ, точка, вид і тривалість КЗ.
Розрахункова схема – це схема з’єднань елементів СЕП, де існують
розрахункові умови КЗ для елемента, що розглядається. 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) [8].
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 будемо вважати, що КЗ симетричне і аналіз перехідного процесу
будемо здійснювати по одній фазі [15].
Особливістю розрахунків струмів КЗ в електроустановках напругою до 1
кВ є знаходження, як правило, всіх елементів короткозамкненого кола на
одному ступені напруги, що позбавляє необхідності приводити значення
еквівалентів схеми заміщення до цього ступеня.
Розрахункові місця КЗ визначають на основі принципової схеми. Такими
місцями мають бути точки КЗ, що знаходяться поблизу споживачів, обладнання
та елементи мережі (шини РУ, РП тощо), в яких встановлюють апаратуру, яку
слід перевіряти на дію струмів КЗ [15].
Місце КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ в більшості систем
електропостачання промислових підприємств характеризується як значно
електрично віддалене від джерел електроенергетичної системи. Встановлена
потужність електроустановок помітно перевищує споживану, тому на стороні
низької напруги знижувальних трансформаторів амплітуду аперіодичної
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 10
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
складової струму КЗ від енергосистеми можна вважати незмінною. Це
обґрунтовує припущення, що електроустановки напругою до 1 кВ промислових
підприємств підключені до джерела необмеженої потужності через
еквівалентний індуктивний опір �� .
8.4.1 Розрахунок опорів елементів мережі
Для здійснення розрахунку струмів короткого замикання складаємо схему
заміщення (рисунок 8.9) та знаходимо опори всіх елементів схеми.
При розрахунку струмів КЗ в електроустановках, які отримують живлення
безпосередньо від мережі енергосистеми, допускається вважати, що понижуючі
трансформатори підключені до джерела незмінної за амплітудою напруги через
еквівалентний індуктивний опір системи. Значення цього опору, приведене до
ступеня нижчої напруги мережі розраховуємо за формулою:
��ср.НН
�� = , (8.13)
√3 ∙ ��відкл.ном ∙ ��ср.ВН
де ��ср.НН – середня номінальна напруга мережі, що підключена до обмотки
нижчої напруги трансформатора, В;
��ср.ВН – середня номінальна напруга мережі, що підключена до обмотки
вищої напруги трансформатора, В;
��відкл.ном – номінальний струм відключення вимикача, який встановлений
на стороні вищої напруги понижуючого трансформатора, кА.
400
�� = = 0,44 мОм.
√3 ∙ 20 ∙ 10,5 ∙ 10
Активний та індуктивний опір нульової послідовності знижувального
трансформатора, обмотки якого з’єднані за схемою Δ/Y0 при розрахунках КЗ в
мережі низької напруги необхідно приймати рівними відповідним активним
опорам прямої послідовності.
Приведений до ступеня низької напруги мережі активний та індуктивний
опір прямої послідовності знижувального трансформатора визначають за
формулами:
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 11
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
��КЗ ∙ ��НН ном.
�� = ∙ 10 ; (8.14)
��
100 ∙ ��КЗ ��
�� = �� − ∙ НН ном.
к ∙ 10 , (8.15)
�� ��
де �� – номінальна потужність трансформатора, кВА;
��КЗ – втрати короткого замикання, кВт;
��НН – номінальна напруга обмотки низької напруги трансформатора, кВ;
��к – напруга короткого замикання, %.
12,2 ∙ 0,4
�� = ∙ 10 = 1,9 мОм;
1000
100 ∙ 12,2 0,4
�� = 5,5 − ∙ ∙ 10 = 5,49 мОм.
1000 1000
Схема заміщення прямої послідовності для розрахунку КЗ
Рисунок 8.9 – Схема заміщення прямої послідовності для розрахунку
КЗ в цеховій мережі
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 12
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
На схемі заміщення введені позначення:
Хс- індуктивний еквівалентний опір системи, зведений до нижчої напруги,
через який підключено трансформатор КТП;
rQ1 - активний опір вимикача 10 кВ;
ХQ1 - індуктивний опір вимикача 10 кВ;
rР - активний опір роз’єднувача 10 кВ;
ХР - індуктивний опір роз’єднувача 10 кВ;
rТ - активний опір прямої послідовності знижувального трансформатора,
приведений до ступеня низької напруги мережі;
ХТ - індуктивний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі;
rК - активний опір контактних з'єднань вимикача QF1;
rQF1 - активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF1;
XQFl - індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF1;
rТА - активний опір первинної обмотки трансформатору струму;
ХТА - індуктивний опір первинної обмотки трансформатору струму;
rQF2 - активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF2;
XQF2 - індуктивний опір струмових котушок розчіплювана вимикача QF1;
rКQ - активний опір контактних з'єднань вимикача QF2 зі стороні
кабелю L1;
rKLl - активний опір контактних з'єднань кабелю L1;
rLl - активний опір кабелю L1;
ХL1 - реактивний опір кабелю L1;
rQF3 - активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF3;
XQF3 - індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF3;
rKL2 - активний опір контактних з'єднань кабелю L2 ;
rL2 - активний опір кабелю L2;
XL2 - реактивний опір кабелю L2.
Активний та індуктивний опір нульової послідовності трансформатора
цехової КТП, обмотки якого з'єднані по схемі A/Y0, при розрахунках КЗ в
мережі низької напруги приймаємо рівними відповідним активним та
індуктивним опорам прямої послідовності.
Активний опір контактних з'єднань.
Згідно [11] приймаємо наступні значення активних опорів контактних
з'єднань комутаційних апаратів і кабелів
rК= rКQ = 1,0 мОм;
rКL1= rКL2 = 0,1мОм;
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 13
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Активні та індуктивні опори котушок автоматичних вимикачів.
Розрахунок струмів короткого замикання в електроустановках напругою
до 1 кВ слід вести з урахуванням індуктивних і активних опорів котушок
розчіплювачів максимального струму автоматичних вимикачів, при цьому
приймати значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності
рівними відповідним опорам прямої послідовності. Значення опору котушок
розчіплювачів автоматичних вимикачів обираємо в залежності від
номінального струму вимикача згідно таблиці 21 в додатку 6 [11]:
rQF1= 0,25 мОм;
rQF2= 0,65 мОм;
rQF3= 2,15 мОм;
XQF1= 0,1 мОм;
XQF2= 0,17 мОм;
XQF3= 1,2 мОм.
Активний та індуктивний опір трансформаторів струму.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ слід
враховувати активний та індуктивний опір первинних обмоток всіх
багатовиткових вимірювальних трансформаторів струму, які існують в ланцюгу
КЗ. Значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності
приймають рівними значенням опорів прямої послідовності. Активним та
індуктивним опором одновиткових трансформаторів ( на струми більш ніж 500
А) можна зневажити.
Параметри деяких багатовиткових трансформаторів струму обираємо
згідно таблиці 20[11]:
- rТА= 1,7 мОм;
- ХТА = 2,7 мОм.
Активний та індуктивний опір кабелю.
Значення параметрів прямої (зворотної ) і нульової послідовностей кабелю,
який використовується в короткозамкненому ланцюгу, приймаємо згідно [11].
�� = �� ∙ ��
�� = �� ∙ ��
�� = �� ∙ ��
�� = �� ∙ ��
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 14
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
З урахуванням питомих значень, параметри кабелів (для ділянок СШ→РП1
та РП→1)дорівнюють:
�� = 0,195 ∙ 97 = 18,9 мОм;
�� = 0,061 ∙ 97 = 5,9 мОм;
�� = 2,4 ∙ 5 = 12 мОм;
�� = 0,084 ∙ 5 = 0,42 мОм.
8.4.2 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП - точка КЗ».
�� (К ) = ��Т + ��К + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� + +�� + ��
+ �� ;
�� (К ) = 1,9 + 1 + 0,25 + 1 + 1,7 + 1 + 0,65 + 1 + 0,1 + 18,9 + 2,15 + 0,1 + 12
== 41,66 мОм.
Х (К ) = ХС + ХТ + Х + Х + Х + Х + Х + Х ;
Х (К ) = 0,44 + 5,49 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 5,9 + 1,2 + 0,42 = 16,42 мОм.
Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «трансформатор
цехової КТП – точка К3 (споживач поз. 1)
�� (К ) = 41,66 + 16,42 = 44,7 мОм.
Струм короткого замикання (начальне дійсне значення періодичної
складової трифазного струму КЗ Іп0=ІКЗ(К3)) у точці (К3)
1,05 ∙ 380
ІКЗ(К ) = = 5159,6 А.
√3 ∙ 44,7 ∙ 10
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП - точка К2 (РП-1)».
�� (К ) = ��Т + ��К + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� ;
�� (К ) = 1,9 + 1 + 0,25 + 1 + 1,7 + 1 + 0,65 + 1 + 0,1 + 18,9 = 27,41 мОм.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 15
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Х (К ) = ХС + ХТ + Х + Х + Х + Х ;
Х (К ) = 0,44 + 5,49 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 5,9 = 14,8 мОм.
�� (К ) = 27,41 + 14,8 = 31,3 мОм.
Струм короткого замикання у точці (К2)
1,05 ∙ 380
ІКЗ(К ) = = 7368 А.
√3 ∙ 31,3 ∙ 10
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП - точка К1 (шини 0,4 кВ в КТП)».
�� (К ) = ��Т + ��К + �� + �� + �� ;
�� (К ) = 1,9 + 1 + 0,25 + 1 + 1,7 = 5,85 мОм.
Х (К ) = ХС + ХТ + Х + Х ;
Х (К ) = 0,44 + 5,49 + 0,1 + 2,7 = 8,73 мОм.
�� (К ) = 5,85 + 8,73 = 10,5 мОм.
Струм короткого замикання у точці (К1)
1,05 ∙ 380
ІКЗ(К ) = = 21956 А.
√3 ∙ 10,5 ∙ 10
Отримані значення струму КЗ заносимо до таблиці 8.4
8.4.3 Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ
Найбільше початкове значення аперіодичної складової струму КЗ в
загальному випадку вважають рівним амплітуді періодичної складової струму в
початковий момент КЗ:
�� = √2 ∙ ��п ; (8.16)
�� (К ) = √2 ∙ ��п (К ) = √2 ∙ 21956 = 30,7 кА.
�� (К ) = √2 ∙ ��п (К ) = √2 ∙ 7368 = 10,4 кА.
�� (К ) = √2 ∙ ��п (К ) = √2 ∙ 5159 = 7,2 кА.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 16
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Ударний струм трифазного КЗ:
��уд = √2 ∙ ��п ∙ ��уд, (8.17)
де ��уд– ударний коефіцієнт, що визначається за співвідношенням, для
кожної точки окремо
Rсум
3,14( )
Х
куд 1 е сум ,
,
, ( )
��уд(К ) = 1 + 2,718 , = 1,12,
,
, ( )
��уд(К ) = 1 + 2,718 , = 1,01,
,
, ( )
�� ,
уд(К ) = 1 + 2,718 = 1,0.
��уд(К ) = √2 ∙ 30,7 ∙ 1,12 = 48,1 кА,
��уд(К ) = √2 ∙ 10,4 ∙ 1,01 = 14,7 кА,
��уд(К ) = √2 ∙ 7,2 ∙ 1,0 = 10,1 кА.
Значення ударного струму КЗ ��уд заносимо до таблиці 8.4.
Таблиця 8.4 – Результати розрахунку струмів короткого замикання
Точка КЗ �� , мОм �� , мОм ��к.з, кА �� , кА ��уд, кА
К1 5,85 8,73 21,9 30,7 48,1
К2 27,41 14,8 7,3 10,4 14,7
К3 41,66 16,42 5,1 7,2 10,1
8.4.5 Розрахунок струму однофазного КЗ
Особливу увагу в мережах напругою до 1 кВ з глухо заземленою
нейтраллю слід приділяти розрахунку однофазного КЗ.
Якщо електропостачання електроустановки напругою до 1 кВ
здійснюється від енергосистеми за допомогою понижуючого трансформатора,
розрахунок струму ( )
��КЗ однофазного короткого замикання з достатньою
точністю можна здійснювати за наступною спрощеною формулою:
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 17
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
( ) √3 ∙ ��ср.НН
��КЗ = , (8.19)
(2�� + �� ) + (2�� + �� )
де �� , �� – результуючі (сумарні) активний та індуктивний опори прямої
послідовності ланцюга КЗ;
�� , �� –результуючі (сумарні) активний та індуктивний опори нульової
послідовності відносно точки КЗ.
�� = �� + ��р + ��ТА + ��кв + ��к + �� ш + �� кб + �� пл + ��д; (8.20)
�� = �� + ��р + ��ТА + ��кв + �� ш + �� кб + �� пл, (8.22)
де �� , �� – активний та індуктивний опір нульової послідовності
понижуючого трансформатора;
��р, ��р – активний та реактивний опір нульової послідовності реактора;
��ТА, ��ТА – активний та індуктивний опір нульової послідовності
трансформатора струму;
��кв, ��кв – активний та індуктивний опір нульової послідовності струмових
котушок вимикача;
��к – активний опір контактних з’єднань;
�� ш, �� ш – активний та індуктивний опір нульової послідовності
шинопроводу;
�� кб, �� кб – активний та індуктивний опір нульової послідовності кабелю;
�� пл, �� пл – активний та індуктивний опір нульової послідовності
повітряної лінії;
��д – активний опір електричної дуги.
Згідно вихідних даних частка однофазних електроприймачів є незначною,
а їх склад не постійним. Тому з урахуванням цих факторів, а також того, що
вище були розраховані трифазні максимальні струми КЗ, розрахунок струмів
однофазного КЗ здійснювати не потрібно.
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист цехових електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно
глави 3.1 ПУЕ [1].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
- збільшення струму внаслідок перевантаження;
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 18
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
- збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
- збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всых елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
Перевантаження є найменш небезпечне і вряді випадків допускається
відмовлятися від застосування захисту провідників від перевантаження.
Згідно гл. 3.1 ПУЕ мають бути захищеними від перевантаження:
- мережі всередині приміщень, виконані, 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 пожежонебезпечних зонах;
- силові мережі на промислових підприємствах – тільки в разі, якщо за
умовами технологічного процесу або за режимами роботи мережі
може виникати тривале перевантаження провідників;
- мережі всіх видів у вибухонебезпечних зонах.
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Приводяться особливості місць встановлення та розміщення апаратів
захисту.
У якості апаратів захисту, як правило, мають застосовуватися автоматичні
вимикачі або запобіжники. На сучасних підприємствах найбільше поширені
більш досконалі автоматичні вимикачі, які мають очевидні переваги. При
виборі автоматичних вимикачів слід орієнтуватися на апарати типу ВА, які
відповідають ДСТУ 3020-95, виконані стандарті DIN, мають одно-, дво-, три- і
чотириполюсне виконання.
Вибір автоматичних вимикачів в загальному випадку проводять з
врахуванням електричних характеристик електроустановок, умов експлуатації,
експлуатаційних вимог: селективності відключення, вимогам до дистанційного
керування та індикації і тощо. У цілому при такому виборі слід, в першу чергу,
користуватися технічною документацією на конкретні апарати. При виборі
уставок струму автоматичних вимикачів необхідно враховувати різницю в
характеристиках і погрішності у роботі розчеплювачів [3].
Існують наступні вимоги до вибору автоматичних вимикачів, яких слід
дотримуватися при виконанні випускної роботи бакалавра [1]:
– номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги мережі;
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 19
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
– відключаюча здатність повинна бути розрахована на максимальні струми
КЗ, що протікають по елементу, що захищається;
– номінальний струм розчеплювача повинен бути не менше найбільшого
розрахункового струму навантаження, що тривало протікає по елементу, що
захищається
Iном.роз. Iроз ;
автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному режимі
роботи елементу, що захищається, тому струм уставок сповільненого
спрацювання розчеплювача, що регулюються, слід обирати за умовою
Iном.роз (1,11,3) Iроз
(для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим розчеплювачом
достатньо виконання попередньої умови);
– при допустимих короткочасних перевантаженнях елемента, що
захищається, автоматичний вимикач не повинен спрацьовувати; це досягається
вибором уставки миттєвого спрацювання електромагнітного розчеплювача за
умовою
Iном.розч.е (1,25 1,35) iп ,
де іп – пікове навантаження елементу, що захищається.
Іп – пікове навантаження групи елементів, що захищається.
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.5.
У таблиці 8.5 введені такі позначення:
ІНА.В.– номінальний (установчій) струм автоматичного вимикача;
Iроз – номінальний струм розчеплювача вимикача (незалежно від його
виду);
ІНТ.Р. – номінальний струм теплового розчеплювача;
ІНЕ.Р. – номінальний струм електромагнітного розчеплювача;
ІП – струм пікового навантаження: ІП (5 7) Iроз .
Як варіант, можуть використовуватися апарати серії ВА: автоматичні
вимикачі, що призначені для групового захисту розподільчих пунктів, які
мають дві системи захисту – електротеплову і електромагнітну, та виконані
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 20
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
згідно ДСТУ EN 60529:2018 зі ступенем захисту не нижче ІР30.
Для автоматичних вимикачів серії ВА, що виконані в стандарті DIN, для
струму електромагнітного розчеплювача в залежності від характеристики
(С, В чи D) виконується співвідношення:
ІНЕ.Р. 35 ІНТ.Р ; ІНЕ.Р. 510 ІНТ.Р. або ІНЕ.Р. 1014 ІНТ.Р. .
Керуючись вказаними вище критеріями: формулам , згідно каталожним
даних [20] обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.5.
Після визначення типу і параметрів вимикачів, обрана схема головних
з’єднань комплектної трансформаторної підстанції КТБ буде мати вид, що
приведений на окремому листу графічної частини.
Таблиця 8.5 – Вибір автоматичних вимикачів
І , 1,1. І Тип І , І
Найменування обладнання р р н н.т.р, Ін.е.р,
А А апарату А А А
1 2 3 4 5 6 7
Формовочний прес 32,9 36,2 ВА47-29 63 40 500
Конвеєр 44,5 49 ВА47-29 63 50 500
Відрізний автомат 9,3 10,2 ВА47-29 63 13 500
Заточний верстат 8,5 9,4 ВА47-29 63 10 500
Зварювальний випрямляч 28,3 31,1 ВА47-29 63 32 500
Термопласт автомат 108,9 119,8 ВА88-32 125 125 1250
Насос електроліту 17,9 19,7 ВА47-29 63 20 500
Водяний насос 13,4 14,8 ВА47-29 63 16 500
Випрямляч 75,7 83,3 ВА47-100 100 100 1000
Тельфер 15,6 17,2 ВА47-29 63 20 500
Токарний верстат 22,3 24,5 ВА47-29 63 25 500
Фрезерний верстат 20,8 22,9 ВА47-29 63 25 500
Вентилятор витяжний 15,2 16,7 ВА47-29 63 20 500
Верстат формування пружин 7,6 8,4 ВА47-29 63 10 500
Піч нормалізаційна 217,1 238,8 ВА88-35 250 250 2500
Підвісний конвеєр 38,5 42,3 ВА47-29 63 50 500
Тепловентилятор 91,3 100,4 ВА88-32 125 125 1250
Компресор 39,4 43,3 ВА47-29 63 50 500
Вентилятор приточний 31,6 34,8 ВА47-29 63 40 500
Маслонасос 7,3 8 ВА47-29 63 8 500
Освітлення 37,8 41,6 ВА47-29 63 50 500
Розподільчий пункт РП-1 263,2 289,5 ВА88-37 400 305 4000
Розподільчий пункт РП-2 263,2 289,5 ВА88-37 400 305 4000
Розподільчий пункт РП-3 653,4 718,7 ВА88-40 800 800 8000
Розподільчий пункт РП-4 306,5 337,2 ВА88-37 400 400 4000
Розподільчий пункт РП-5 256,4 282 ВА88-37 400 305 4000
Розподільчий пункт РП-6 212,4 233,6 ВА88-35 250 250 2500
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 21
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 8.5
1 2 3 4 5 6 7
Розподільчий пункт РП-7 121,6 133,8 ВА88-33 160 160 160
Розподільчий пункт РП-8 323,1 355,4 ВА88-37 400 400 4000
Розподільчий пункт РП-9 208,6 229,5 ВА88-35 250 250 2500
Розподільчий пункт РП-10 141 155,1 ВА88-33 160 160 160
Конденсаторна установка 152 167,2 ВА88-35 250 200 2500
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряються за захищеність за умовою:
��сх ∙ ��доп ≥ ��зах ∙ ��зах, (8. 23)
де ��сх – поправочний коефіцієнт; для умов цеху ��сх = 1;
��доп – тривалий допустимий струм провідника, А;
��зах – коефіцієнт захисту; для теплового розщіплювача ��зах = 1;
��зах- струм спрацьовування апарату захисту, А.
Для прикладу перевіримо лінію, для Ір= 39,4 А, Ідоп.л=63 А, Ізах= 50 А.
1 ∙ 63 ≥ 1 ∙ 50 А.
Таким чином мережа захищена.
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 ;
tвим – час вимикання апарату;
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 22
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2) усталене значення струму КЗ, І ;
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 / / / / / /
прп f , де I / I .
Криві приведеного часу періодичної складової струму КЗ в залежності від
для різних значений t беруть з довідкової літератури.
Приведений час аперіодичної складової струму КЗ
t / /
пр(а) 0,005 .
При дійсному часі t 1 c величину tпра 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.
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції
Оскільки серед електроприймачів цеху, як правило, відсутні
електроприймачі, що значно впливають на якість електроенергії, то обрану
цехову мережі перевіряють на допустимі відхилення напруги у споживачів.
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 23
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
віддалених електроприймачів не повинна бути не нижче 0,95 ∙ ��ном. В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах ТП не повинна перевищувати
5% номінальної напруги, тобто �� ∙ �� ≤ 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30% від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги:
�� ∙ �� = �� − ∆��тр + ��м + ∆��сп ≥ −5, (8.24)
де �� – величина додаткової напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі, %;
∑ ��м – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача, %;
�� – кількість послідовних магістралей до споживача;
∆��сп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
−5% - припустиме усталене відхилення напруги згідно [13].
Знайдемо відхилення напруги до найбільш віддаленого споживача.
Оскільки напруга на затискачах найбільш віддалених споживачів повинна
становити не менше 0,95 ∙ ��ном, формула 8.24. матиме вигляд:
��ном − ∆��т − ∆��л ≥ 95 %, (8.25)
де ∆��т – втрати напруги у трансформаторі.
∆��л – втрати напруги у лінії, що живить споживача:
Нами проведено розрахунок втрат напруги у мережі 10 і 0,38 кВ: а саме –
п. 5.2 (Розрахунок площі поперечного перерізу розподільчих мереж) і п. 8.3.3
(Розрахунок електричної мережі за втратами напруги).
Так як відхилення по напрузі нами не виявлено, то нема потреби у зміні
відгалужень трансформатора.
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 24
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування, забезпечується швидке розширення
та мобільність електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення
утворюються простими у будівельному відношенні. Повністю закриті
комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у виробничих
приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
На рисунку 8.10 приведена типова комплектна трансформаторна
підстанція внутрішньоцехового розташування.
Рисунок 8.10 – Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 25
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо
комплектну трансформаторну підстанцію КТПЦ Харківського
електромеханічного заводу [12].
Обрана двотрансформаторна підстанція КТПЦ–1000/10/0,4 УЗ призначена
для надійного електропостачання промислових об’єктів, має потужність
трансформатора 1000 кВ∙А, з захистом і автоматикою.
Склад підстанції КТПЦ–1000/10/0,4–04 У3:
1. Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН).
2. Силовий трансформатор.
3. Кожух виводів силового трансформатора.
4. Розподільча установка низької напруги (РУНН), що складається з
наступного обладнання:
- шафа вимикача робочого вводу;
- шафа секційного вимикача;
- шафа ліній, що відходять;
- шафа автоматизованої конденсаторної установки;
- шафа управління.
5. Шинна перемичка. Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна
трансформаторна може бути виконана як однорядною, так і дворядною.
З врахуванням особливостей цеху, обираємо компактне однорядне
виконання.
Для прикладу на рисунку 8.11 приведено загальний вид шафи секційного
вимикача, на рисунку 8.12 – загальний вид шафи управління.
Рисунок 8.11 – Загальний вид шафи секційного вимикача: 1 – шафа секційного
вимикача; 2 – відсік збірних шин; 3 – клапан розвантаження; 4 – відсік клемного блоку; 5 –
відсік секційного вимикача; 6 – відсік релейного блоку; 7 – відсік шинок управління; 8 –
відсік шин
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 26
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.12 – Загальний вид шафи управління: 1 – шафа управління; 2 – відсік
збірних шин; 3 – клапан розгрузки; відсік клемного блоку; 5 – відсік релейного блоку; 6 –
відсік шинок управління.
У складі підстанції використовується масляний трансформатори серії ТМ
1000/10 (трансформатор масляний герметичний), що виготовляється у
герметичному гофробаку і не потребує обслуговування на протязі всього
терміну експлуатації. Загальний вид трансформатора серії ТМ приведено на
рисунку 8.13.
В таблиці 8.6 приведені остовні технічні характеристики.
Таблиця 8.6 – Технічні характеристики 2КТПЦ-1000/10/0,4 У3
Найменування параметра Значення
параметра
Потужність силового трансформатора, кВА 1000
Номінальна напруга на стороні ВН, кВ 10
Найбільша робоча напруга на стороні ВН, кВ 12
Номінальна напруга на стороні НН, кВ 0,4
Номінальний струм збірних шин ВН, А 100
Номінальний струм збірних шин НН, А 1600
Струм термічної стійкості на протязі 1 с на стороні ВН, кА 20
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 27
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.13 – Загальний вид трансформатора серії ТМ
Вимоги стійкості до зовнішнього середовища обраної КТПВ наступні:
- температура оточуючого повітря – від мінус 25 до плюс 50 °С;
- висота над рівнем моря – не більше 1000 м;
- середньорічне значення відносної вологості повітря – 75% при
температурі +15 °С;
- оточуюче середовище не вибухонебезпечне, не містить
вибухонебезпечного пилу, агресивних газів в концентраціях, що
можуть пошкодити метали та ізоляцію;
- верхнє значення відносної вологості повітря – 98% при температурі
+25 °С;
- атмосферний тиск – від 86,6 до 106,7 кПа.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 28
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 8.7 – Класифікація виконання КТПЦ-1000/10/0,4 У3
Призначена для встановлення
За типом силового трансформатора
масляного трансформатора типу ТМ
За способом виконання нейтралі
З глухозаземленою нейтраллю
трансформатора на стороні НН
За взаємним розташуванням виробів Дворядне виконання
За виконанням високовольтного ввода Через пристрій ПВН
Наявність ізоляції шин в РУНН З ізольованими шинами
За видом оболонок і ступенем захисту
ІР31
згідно ДСТУ EN 60529:2018
За способом установки автоматичних
З викотними вимикачами
вимикачів в РУНН
Шафа високовольтного вводу з вимикачем навантаження ВВ/N10M-630A
призначена для комутації електричних мереж трифазного змінного струму з
ізольованою нейтраллю частотою 50 Гц, з номінальною напругою 6(10) кВ і
застосовуютсья в якості ПВН КТПВ.
ПВН представляють собою металеву оболонку закритого виконання.
Обираю до встановлення ПВН типовиконання ШВВ-3 з встановленим
обладнанням:
- вимикачем вакуумним типу ВВ/N10M-630A;
- роз’єздувачем типу РВЗ-10/630;
- трансформаторами струму типу ТПОЛ-10-1.
Для забезпечення безпечної роботи обслуговуючого персоналу силові
шини, що йдуть від ПВН до силового трансформатора, розташовані в коробі,
що закріплений на боковій стінці ПВН. Для локалізації дуги, що виникає при
КЗ в ПВН, в пристрої передбачене вікно, в якому закріплений клапан
зкидування тиску.
Установка конденсаторна для компенсації реактивної потужності УКБ-
0,415-240 Т3 призначена для підвищення автоматичного регулювання
коефіцієнта потужності (cos ��) електроустановок промислових підприємств і
розподільчих мереж напругою 0,4 кВ частотою 50 Гц. Установки
забезпечуються заданий cos �� в періоди максимальних та мінімальних
навантажень, а також виключають можливість виникнення режиму генерування
реактивної потужності.
Конденсаторні установки дозволяють:
- підтримувати необхідне для споживача значення коефіцієнта потужності як
в автоматичному, так і в ручному режимі в межах 0,8…1 шляхом
підключення/відключення ступенів конденсаторних батарей;
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 29
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
- здійснювати моніторинг значення коефіцієнта потужності;
- знизити загальні витрати на електроенергію, а також підвищити її якість
безпосередньо в мережах підприємства;
- збільшити строк служби елементів розподільчої мережі шляхом зменшення
їх навантаження.
Установки монтуються в напольних шафах одностороннього
обслуговування, що складаються з однієї- двох секції одного габариту та
конструктивного виконання. На лицьовій панелі встановлюється контролер
(регулятор реактивної потужності, ручка вимикача та амперметр).
План КТП наведений на аркуші 7 (Вид і план КТП) графічної частини
випускної роботи.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 30
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
9 IНДИВIДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ
Розробка електронного пристрою для контрою якості виготовлення
масляних амортизаційних стійок
Електронний контрольний пристрій призначений для контролювання
експлуатаційної якості масляних амортизаційних стійок (межі міцності
масляних амортизаційних стійок на розрив) в процесі їх виготовлення.
Принцип роботи динамометричного пристрою заснований на зміні
індуктивності індуктивного датчика, який є основним вимірювальним
елементом динамометра.
Функціональна блок-схема електронного контрольного пристрою. На
рисунку 9.1 представлена функціональна блок-схема електронного
контрольного пристрою.
380 В; 50 Гц
Індуктивний датчик Вимірювальний Розширювач Формувач Керуючий Підсилювач Виконавчий
електр. динамометру тригер імпульсів пакету імпульсів тригер потужності механізм
М1
Рисунок 9.1 - Блок-схема електронного динамометричного контрольного
пристрою
Вихід розширювача імпульсів сполучений з формувачем пакету імпульсів.
Сформований пакет імпульсів із виходу формувача потрапляє на керуючий
тригер, з виходу якого сигнал управління подається на підсилювач потужності,
що містить реле. Електромагнітне реле управляє виконавчим механізмом – в
даному випадку – автоматичним гальмом (ролииком) розмотувального
пристрою автомобільного буксирувального тросу.
Опис електричної принципової схеми електронного контрольного
пристрою. Принципова електрична схема електронного контрольного пристрою
зображена на рисунку 9.2.
Пристрій складається з електронного динамометра, в якості якого
використано індукційний датчик L1, програмного релаксатора, підсилювача
потужності і блоку живлення, а також вузла виявлення браку, генератора
синусоїдальної напруги на транзисторах і вхідного пристрою на транзисторі
VТ1.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 31
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
R36
R3 R10 R16 R19 R21 R23 R24 R26 R33
VD3 C10 C11 C12 C18 C19 C22
K3 VD14
C5 C6 R11 R15 R17 R22 R27 R32 R34
C17
C1 VT1 VD4 VD5 VT7 VT9 VD6
L1 VT3 VT5 VT6 VT11 VT12 VT13
XS1
R1 R2 R6 R8 R13 R14 R18 R20 R25 R29 R35
C7
C13
VT8 VT10 R28
R4 + C16
C14 VD11
+
+
380 В; 50 Гц
A
B
C
0
Т1 R30 R37
VD7
VD1 QF1 C20 VD12
R5 R7 R9 R12
VD2
C8
VD8
KM1
+
C23
C2 C3 C9 K2
С15
КМ1.1 VD9 C21 VD13
R31
L2 К2.1 VD10
C4
VT2
VT4 К2.2
K1
К1.1
M1
Рисунок 9.2 – Принципова електрична схема електронного
динамометричного пристрою
Порядок роботи схеми наступний. При запуску магнітного пускача КМ1
контактор реле К2 підключає двигун приводу до мережі і включає реле К1, яке
самоблокується і готує ланцюг контактора реле гальмування К2. Після
витримки протягом 2 с починає працювати режим динамічного гальмування.
Далі фотодатчик повертається в початковий стан.
Блок виявлення браку має вузол перетворення зусилля натяжіння в
електричний сигнал, який містить обмотку електромагнітної секції датчика і
резистор R1, складовий дільник напруги, що живиться від генератора
синусоїдальної напруги. Напруга, що знімається з резистора R1, алгеброїчно
підсумовується з напругою зсуву, що подається від джерела через дільник R1,
R2. Сума цієї напруги подається на базу транзистора VT1 підсилювального
каскаду, що працює в режимі детектора-обмежувача. Величина напруги зсуву
така, що за відсутності браку в робочій зоні датчика напруга на виході каскаду
дорівнює нулю. Первинна настройка чутливості вузла проводиться резистором
R4, переміщення движка якого регулює коефіцієнт посилення каскаду.
Вихідний опір каскаду і конденсатор С7 утворюють фільтр для виділення
огинаючої кривої вихідної напруги, що несе інформацію про відхилення
зусилля натяжіння через датчик. Ланцюг С6-C10-C11 виконує функцію
диференціюючої ланки.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 32
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Генератор складається з мультивібратора на транзисторах VТ2, VТ4 і LC-
фільтру, налаштованого на частоту генератора. Введення цього фільтру
забезпечує на виході синусоїдальну напругу достатньо хорошої форми. До
колектора транзистора VT4 підключене реле K2, обмотки якого зашунтовані
конденсатором С15. Коли на виході генератора буде високий рівень напруги,
що відповідає резонансу напруги, включається реле K2 і заряджає конденсатор
С15. Після спрацьовування індуктивного датчику реле K1 утримується струмом
розряду конденсатора С5. При такому спрацюванні реле К2 подає команду на
початок гальмування.
Момент зменшення зусилля натяжіння на датчику L1 супроводжується
збільшенням амплітуди напруги на резисторі R1. Негативна частина приросту
напруги посилюється і зазнає обмеження. В результаті однонапівперіодного
випрямляча на виході каскаду на транзисторі VТ1 діє пульсуюча напруга, що
згладжується LC-фільтром. Після фільтрації напруга має форму трапеції. При
диференціюванні напруги ланцюжками С6, R8 виникає послідовність двох
різнополярних загострених імпульсів з часом проходження tі, яка із
збільшенням швидкості руху тросу зменшується. Таким чином, програмний
пристрій запускається напругою, форма якої функціонально зв'язана із
швидкістю розмотування тросу.
Сигналом від вузла виявлення зменшення зусилля натяжіння одночасно
перекидаються вимірювальні тригери на транзисторах VТ3 і VТ5. У
початковому стані тригерів транзистор VТ3 закритий, а транзистор VТ5
відкритий до насичення. З початкового стану тригери перекидаються
позитивними імпульсами, що утворилися при диференціюванні переднього
фронту імпульсу напруги, що подається на ланцюзі диференціювання. Чим
менше швидкість руху тросу, тим на більший час tі перекидаються
вимірювальні тригери. Після закінчення часу tі за допомогою негативного
імпульсу, відповідного задньому фронту напруги сигналу, тригери
повертаються в початковий стан. На виходах тригерів протягом часу tі
спостерігаються перепади напруги, тобто імпульси прямокутної форми з
шириною tі, що перетворюються розширювачем К1t на транзисторах VТ6, VТ7,
VТ8 в прямокутні імпульси в k1 раз більшої величини, ніж tі. Величина k1
характеризує коефіцієнт розширення тривалості імпульсу розширювачем.
Величина коефіцієнту розширення k1 регулюється резистором R22.
Робота розширювача К1tі імпульсів основана на застосуванні інтегруючого
ланцюга для вимірювання ширини імпульсу. Перекиданням тригера,
побудованого на транзисторах VТ3, VТ5, відмикається транзистор VT6.
Починається заряд конденсатора С13 (або С14) через резистори R20 і R36 від
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 33
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
джерела живлення «а-б». Чим більше тривалість tі, тим більше в кінці цього
часу напруга на конденсаторі. Одночасно з початком заряду конденсатора С13
закривається каскад на транзисторах VТ7, VТ9. Час перебування цих
транзисторів в закритому стані залежить від величини напруги, до якої
заряджав конденсатор С13 за час дії імпульсу tі, і величини опору ланцюгу
розряду через резистори R21 і R22 на джерело колекторної напруги.
Через час t01 каскад на транзисторах VТ7 і VТ8 відмикається. Імпульс
напруги з виходу каскаду подається на диференціюючу ланку С17-R25, на
виході якого утворюється послідовність з негативного і позитивного імпульсів.
Позитивний імпульс, наступний за негативним через час t01, поступає на базу
відкритого транзистора VТ12 керуючого тригера і перекидає його. Негативна
напруга на колекторі VТ12 стрибкоподібно зростає і відмикає транзистор VТ13
каскаду посилення потужності, колекторним навантаженням якого служить
реле K3. Реле спрацьовує і включає виконавчий механізм, керуючий
положенням робочих органів. Робочі органи переводяться в нейтральний стан.
Тривалість відключення робочих органів визначається процесами в розрядному
ланцюзі другого каналу.
Позитивний імпульс, відповідний задньому фронту вихідного імпульсу,
знімається з катода діода VD11 і подається на базу транзистора VТ11. В
результаті транзистор VТ12 закривається, і керуючий тригер перекидається в
початкове положення. Підсилювач потужності при цьому закривається
позитивною напругою зсуву, реле знеструмлюється, а виконавчий механізм
включає робочі органи.
У разі підйому чутливих елементів датчика однієї з його електромагнітних
секцій вихідний імпульс на резисторі навантаження R23 не може бути
сформований, оскільки замикання транзисторів VТ7 і VТ8 викликає відповідне
збільшення струму через транзистори VТ9, VТ10. Колекторна напруга при
цьому залишається практично незмінною.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 34
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
10 ТЕХНІКО ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА
Розрахунок економічного ефекту від впровадження електронного
пристрою для контрою якості виготовлення масляних амортизаційних
стійок
З метою впровадження новітніх енергозберігаючих заходів в
технологічний процес виготовлення Масляних амортизаційних стійок в цеху
виготовлення масляних амортизаційних стійок на нашому підприємстві будемо
використовувати електронний динамометричний контрольний пристрій, що
дозволяє зменшити загальний час виготовлення партії виробів за одну зміну на
8%. Таким чином, за умов не змінення виготовлення кількості виробів за одну
робочу зміну, можна вважати, що використання даного пристрою дозволяє
зменшити коефіцієнт завантаженості верстату прошарків та термоплющельного
верстату на 8%, тобто ΔК = К .0,08 = 0,9.
В1 В1 0,08 = 0,072; ΔК .
В2 = КВ2 0,08 =
0,8.0,08 = 0,064. Номінальна потужність верстатів: верстату прошарків Р1 = 4,1
кВт; при cos φ1 = 0,83 (tg 1 = 0,67); термоплющельного верстату Р2 = 51,4 кВт;
при cos φ2 = 0,96 (tg 2 = 0,29). Модифікація верстатів розроблюваним
пристроєм є сучасною та компактною, а саме технологічне обладнання на
якому впроваджується даний пристрій стає більш ефективним та керованим, не
містить додаткового механічного оснащення і не потребує спеціально
створених умов навколишнього середовища.
Визначаємо основні електричні характеристики електрообладнання.
Реактивна та повна спожита потужність обладнання:
Q1 P1 tg1 ; Q 2 P2 tg2 ;
Q1 4,1 0,67 2,75 квар;
Q2 51,4 0,29 14,91 квар;
S P2
1 1 Q2
1 ; S2 P2
2 Q2
2 ;
S 2 2
1 4,1 2,75 4,94 кВА;
S2 51,42 14,912 53,52 кВА.
Розглянувши попередні розрахунки ми можемо зробити висновок, що
впровадження новітніх енергозберігаючих заходів в технологічний процес
виготовлення Масляних амортизаційних стійок дозволить зменшити
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 35
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
потужність живлячого (цехового) трансформатора, а також до значного
зниження ударних струмів, що виникають при комутаційних переключеннях.
Для приблизного розрахунку економічного ефекту від впровадження
новітніх енергозберігаючих заходів та технологій скористаємося порівняльною
характеристикою, щодо спожитої електроенергії за рік, при роботі
технологічного обладнання в одну зміну при 8-годинному робочому дні п‘ять
днів на тиждень, тобто 2112 годин на рік:
C n Kв1 S1 Kв2 S2 Cел t ,
де n – кількість одиниць обладнання; n = 4;
ΔКВ – зменшення коефіцієнту завантаженості технологічного обладнання
за рахунок використання пристрою контролю; ΔКВ1 = 0,072; ΔКВ2 = 0,064;
Сел – вартість однієї кіловат-години; Сел = 12,71 грн;
S – споживана потужність технологічним електрообладнанням;
S1 = 4,94 кВА; S2 = 53,52 кВА;
t – кількість робочих годин на рік, t = 2112 годин.
C 4 0,072 4,940,064 53,52 12,712112 40559,3 грн. за рік.
Отже, можна зробити висновок про те, що впровадження новітніх
енергозберігаючих заходів в технологічний процес виготовлення масляних
амортизаційних стійок в цеху виготовлення масляних амортизаційних стійок на
заводі є технічно і економічно вигідним і має економічний ефект: С = 40559,3
грн. за рік.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 36
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз небезпек і шкідливостей, що впливають на робітника
техніко-енергетичного відділу
Для забезпечення безпечної та продуктивної організації праці робітників в
приміщенні техніко-енергетичного відділу необхідно проаналізувати всі
параметри робочого середовища, які можуть впливати на здоров’я та
працездатність робітників, тим самим впливаючи на їхню продуктивність праці.
За рівнем фізичного навантаження таку роботу можна віднеси до І
категорії, тобто робота яка виконується сидячи та не потребує фізичного
навантаження.
Приміщені відділу має такі геометричні параметри: довжина – 5 м, ширина
– 5 м, висота стелі – 3,5 м. Відповідно площа всього приміщення становить 25
м2, а об’єм становить 87,5 м3. Оскільки у цьому приміщені працює 2 робітника,
то на кожне робоче місце припадає по 12,5 м2 площі та 43,75 м3 об’єму, що
відповідає вимогам ДБН В.2.2-28:2010.
Правильно спроєктоване і використане виробниче освітлення покращує
умови зорової роботи, знижує стомлюваність, сприяє підвищенню
продуктивності праці, сприятливо впливає на виробниче середовище, надаючи
позитивну психологічну дію на працівників, підвищує безпеку праці і знижує
травматизм.
Приміщення відділу має 2 вікна, у вигляді засклених дерев’яних рам, через
які і здійснюється забезпечення природним освітленням. Штучне освітлення
здійснюється за допомогою світильників, які є головним джерелом освітлення.
Крім робочого штучного освітлення є аварійне освітлення, яке дозволяє при
відключені робочого освітлення продовжувати обслуговування окремих видів
обладнання окремих видів обладнання і безпечну його експлуатацію.
Аварійне освітлення здійснюється світильниками з лампами
розжарювання, які є в коридорах, на сходах, а також біля пультів управління.
Нормування освітлення здійснюється відповідно ДБН В.2.5-28-2018.
Зорова праця працівників відділу відноситься до високої точності - розряд
IV (найменший розмір об'єкту розрізнення 0,2-0,3 мм) величина коефіцієнта
природного освітлення (КПО) повинна бути не нижчою 1,2%. Відділ
забезпечений комбінованим освітленням. В темний час доби передбачається
загальне і/або місцеве рівномірне штучне, а в світлий – бокове одностороннє
природне освітлення
Головними джерелами штучного освітлення є люмінесцентні лампи.
Приміщення обладнане 4 світильниками денного світла типу ЛСП02-2х-58-001,
які розташовані симетрично та рівно віддалено від стін. Роботи цих
світильників вистачає для освітлення приміщення відповідно ДБН В.2.5-28-
2018, мінімальна освітленість Еmin=300 лк, дана величина підтримується за
рахунок кількості та потужності електроламп.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 37
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
На продуктивність праці співробітника має вплив організація його
робочого місця. Робочі столи працівників, мають такі розміри: висота - 750 мм і
довжина - 1100 мм. Крісло співробітника повинне мати висоту сидіння в межах
від 400 до 550 мм. Висота крісла визначається довжиною ніг сидячої людини, а
отже, ростом, що залежить від довжини ніг, а не від довжини тулуба. Кут
відхилення спинки крісла до поверхні сидіння від 100 до 115°. Розміри крісла:
ширина сидіння - 450 мм; глибина - 420 мм; ширина підлокітників - 50 мм;
довжина - не менш 200 мм; висота над поверхнею сидіння - 200-250 мм.
Оббивка крісла гігієнічна - повітропроникна і гігроскопічна.
Конструкція робочого місця передбачає підтримання оптимальної робочої
пози з такими ергономічними характеристиками: ступні ніг – на підлозі, стегна
- в горизонтальному положенні, передпліччя – горизонтально.
При роботі з комп'ютером екран монітора знаходиться від очей
користувача на оптимальній відстані 600-700 мм, але не ближче 500 мм з
урахуванням розмірів алфавітно-цифрових знаків і символів. Площина екрану
перпендикулярна нормальній лінії погляду, сидіти бажано прямо перед
екраном, а не збоку, екран повинен перебувати приблизно на 20 градусів нижче
рівня очей. Таким чином, організація робочого місця працівників відділу
відповідає вимогам ДСТУ 8604:2015.
Одними з основних параметрів є параметри мікроклімату відділу, які
можуть мінятися згідно пори року. Тоді як необхідною умовою життєдіяльності
людини є підтримка постійності температури тіла завдяки терморегуляції, то
принцип нормування мікроклімату – створення оптимальних умов для
теплообміну тіла людини з навколишнім середовищем.
Параметри мікроклімату регламентуються згідно ДСН 3.3.6.042-99.
Температура повітря приміщення в холодний період року становить 23°С, а в
теплий - 25°С, що відповідає нормам, оскільки норми температури повітря
складають 22-24°С та 23-25°С відповідно. Відносна вологість в холодний
період року становить – 40%, а в теплий – 55%, за нормами відносна вологість
має складати і в холодний і в теплий період року – 40-60%, отже можна сказати
що в приміщені відносна вологість є в нормі. Швидкість руху повітря і в
холодний і в теплий період року становить 0,1 м/с, що знаходиться у межах
норми адже норма становить в холодний період року до 0,1 м/с, а теплий період
– 0,1-0,2 м/с.
Для забезпечення нормованих параметрів мікроклімату в основних
виробничих приміщеннях передбачена система вентиляції і опалювання. У
відділі передбачена як природна, так і штучна вентиляція - припливно-витяжна.
Також передбачена система центрального водяного опалення, відповідно ДБН
В.2.5.67-2013.
Шум є одним із найбільш шкідливим фактором, що впливає на людину. В
результаті втоми, що виникає під дією шуму, збільшується кількість помилок
при роботі, підвищується загроза виникнення травм, знижується
продуктивність праці.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 38
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Основним джерелом шуму у приміщенні відділу є системний блок
персонального комп’ютера, принтер та факс. Фактичний рівень шуму – 42 дБА
не перевищує нормативний рівень 50 дБА та відповідає ДСН 3.3.6.037-99.
Головним джерелом електромагнітного випромінювання в приміщенні
відділу є монітор та системний блок. Величина напруженості електромагніт-
ного вимінювання на робочому місці повністю відповідають вимогам ДСН
3.3.6.096-2002.
В даному приміщенні використовується електропроводка прихованого
типу, виконана мідним трижильним дротом. Таке виконання проводки
запобігає виникненню та поширенню пожежі в внаслідок можливого короткого
замикання в проводці, та можливого ураження працівника струмом. ПК є
однофазним споживачем електроенергії від трифазної мережі змінного струму з
глухозаземленою нейтраллю, напругою 220 В, та частотою 50 Гц і має
потужність менше ніж 3000 Вт. Системний блок комп'ютера має металевий
корпус, то згідно ДСТУ Б В.2.5-82-2016 в приміщенні передбачена система
захисного занулення, яка забезпечує захист людини від ураження електричним
струмом.
Пожежна безпека підприємства відповідає вимогам Правилам пожежної
безпеки в Україні та вимогам відповідних нормативних актів. Приміщення
відділу за вибухопожежонебезпекою відноситься до категорії В, відповідно
ДСТУ Б В.1.1-36:2016.
Досліджуване підприємство обладнане первинними засобами
пожежогасіння. Сюди входять: вогнегасники, що відповідають Правилам
експлуатації та типовим нормам належності вогнегасників, та пожежний
інвентар. На території підприємства встановлені пожежні щити. До комплекту
засобів пожежогасіння, які розміщуються на ньому включаються: вогнегасники
– 3, ящик з піском -1, покривало – 1, гаки – 3, лопати – 2, сокири – 2, ломи – 2.
Приміщення відділу оснащене системою автоматичної пожежної
сигналізації відповідно до вимог ДБН В-2.5-56-2014 та ДСТУ ЕН 54-1(12)-2004.
Також в приміщенні знаходяться два вуглекислотних вогнегасника ВВК-5, які
використовуються для гасіння легкозаймистих та горючих рідин,
електрообладнання, що знаходиться під напругою до 1000 В, що відповідає
Правилам експлуатації та типовим нормам належності вогнегасників.
Відповідно до НПАОП 0.00-4.12-05 «Типове положення про порядок
проведення навчання та перевірки знань з питань охорони праці» для
працівників планово-кошторисного відділу проводять вступний та первинний
інструктаж, як один з найважливіших етапів проведення профілактичних
заходів з охорони праці на підприємстві. Вступний інструктаж проводиться з
усіма працівниками відділу, які приймаються на постійну або тимчасову
роботу, незалежно від їх освіти, стажу роботи та посади. Вступний інструктаж
проводиться спеціалістом служби охорони праці або іншим фахівцем
відповідно до наказу (розпорядження) по підприємству, який в установленому
Типовим положенням порядку пройшов навчання і перевірку знань з питань
охорони праці. Первинний інструктаж проводиться до початку роботи
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 39
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
безпосередньо на робочому місці з працівником новоприйнятим (постійно чи
тимчасово) на підприємство або, який переводиться з одного структурного
підрозділу підприємства до іншого.
Також працівники відділу зобов’язані проходити медичні огляди відповідно
до норм статей 169 та 191 КЗпП, а також статті 17 Закону про охорону праці, а
їхнє проведення та організація відбуваються відповідно до Наказу МОЗ
України № 246. Мета будь-якого медичного огляду полягає в тому, щоб
з'ясувати, чи не хворий громадянин або, чи не стане його недуга на заваді
роботі, та взагалі, наскільки шкідливим буде контакт хворої людини із
оточуючими. Перший медогляд працівника проводиться перед прийомом на
роботу (попередній огляд). Далі стосовно осіб, які не досягли 21 року –
щорічно, а для інших періодичність зазначено в Наказі №246 (не менше одного
разу на два роки).
Праця співробітників відділу належить до I категорії при 8-ми годинний
робочій зміні, а рівень навантаження залежно від обсягу робіт, може
змінюватися.
Таким чином, для працівників техніко-енергетичного відділу
рекомендується проводити перерви через 2 години від початку робочої зміни і
через 2 години після обідньої перерви тривалістю 15 хвилин кожен.
Отже, після проведеного детального аналізу приміщення та безпосередньої
робочої зони, можна зробити висновок, що всі фактори виробничого
середовища, окрім певних показників мікроклімату приміщення, відповідають
своїм нормативним значенням. Тому необхідно провести модернізацію системи
кондиціонування приміщення.
11.2 Розробка заходів та засобів захисту працівників від негативного
впливу параметрів мікроклімату
Кондиціювання повітря — це створення та автоматичне підтримування в
приміщенні заданих або таких, що змінюються за певною програмою
метеорологічних умов, які є найбільш сприятливими для працівників чи для
нормального протікання технологічного процесу. Кондиціювання повітря може
бути повним та неповним. Повне кондиціювання повітря передбачає
регулювання температури, вологості, швидкості руху повітря, а також
можливість його додаткового оброблення (очищення від пилу, дезінфекції,
дезодорації, озонування). При неповному кондиціювання регулюється лише
частина параметрів повітря.
Кондиціювання повітря здійснюється кондиціонерами, які поділяються на
центральні та місцеві. Центральні кондиціонери призначені для обслуговування
великих за розмірами приміщень. Оброблення повітря проводиться в одному
центрі, що розташований поза приміщеннями, в яких здійснюється
кондиціювання і зв'язаного з останніми каналами для подачі та рециркуляції
повітря. Місцеві кондиціонери мають малу продуктивність і встановлюються
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 40
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
безпосередньо в невеликих приміщеннях. Такі кондиціонери, зазвичай,
працюють на зовнішньому повітрі за, так званою, припливною схемою.
Центральний кондиціонер складається із трьох основних частин:
відділення змішування повітря, промивної камери і відділення другого
підігрівання. У відділенні змішування зовнішнє повітря змішується із
відповідною кількістю повітря із приміщень, а в холодний період року ще й
підігрівається калорифером першого підігрівання. У промивній камері повітря
очищується, зволожується та охолоджується (в теплий період) водою, що
розпорошується форсунками. У відділенні другого підігрівання очищене
повітря знову підігрівається калорифером, його відносна вологість знижується
до заданої, після чого повітря за допомогою вентилятора подається по
повітропроводу в приміщення.
Система кондиціювання оснащується спеціальними пристроями, які
автоматично регулюють за заданими умовами необхідні параметри повітря, а
отже й відповідні характеристики теплоносія та холодної води.
Основні вимоги при виборі кондиціонера:
1. Для нормальної роботи кондиціонеру (особливо спліт-системи)
найважливішим фактором є правильний монтаж. Наслідками неправильного
монтажу може бути не лише затікання вологи на стіни, а й вихід з ладу
пристрою.
2. Відомо, що кондиціонери можуть не лише охолоджувати приміщення,
але й обігрівати його, зневоложувати повітря, здійснювати вентиляцію.
Зверніть увагу на діапазон робочих температур кондиціонера в режимі обігріву.
Більшу частину моделей забороняється використовувати при температурі,
нижче від мінус 5°С. Таким чином, кондиціонером не можна користуватися
взимку при великих морозах.
3. Кондиціонер повинен забезпечувати припливну вентиляцію (повітря до
кімнати потрапляє ззовні).
4. Бажано до кожного кондиціонеру провести окрему електропроводку та
встановити окремий автомат на щитку.
5. Зовнішній блок повинен гарно вентилюватись. Від цього залежить
ефективність роботи всього кондиціонеру.
6. Не слід спрямовувати струмінь охолодженого повітря на людину – це
викликає небезпеку переохолодження та простуди.
7. Треба віддавати перевагу кондиціонерам, що мають дистанційне
керування і програмуються на автоматичне увімкнення та вимкнення. Тоді
можна охолодити кабінет автоматично до моменту прибуття, або вимкнути
кондиціонер вночі, коли вже стає прохолодно. Також дуже корисною є функція
електронного контролю за температурою в приміщенні.
8. Усі моделі мають фільтри, які слід, в залежності від виробника, або
замінювати, або періодично мити хоча б двічі на рік. Оскільки пил може
викликати алергію чи неприємний запах в приміщенні.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 41
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Перед тим як купувати і вводити в експлуатацію кондиціонер необхідно
зробити розрахунок потужності кондиціонера. Це дозволить підібрати
кондиціонер, який найкраще підходить для приміщення відділу.
Потужність по «виробництву холоду» кондиціонером прийнято
вимірювати в BTU. Це британська теплова одиниця, 1 BTU = 0.293 Вт.
Найбільш популярними для приміщення є моделі з потужністю від 7000 до
12000 BTU (в залежності від розміру кімнати).
Для визначення необхідної для охолодження кімнати потужності слід
розрахувати сумарне надходження тепла до приміщення, приблизно
враховуючи тепло від сонячних променів, освітлення, людей, оргтехніки, тощо.
Обрана модель повинна давати таку саму, або навіть дещо вищу потужність. У
великому приміщенні можна встановлювати декілька внутрішніх блоків.
1. Розрахуємо надходження тепла в приміщення за формулою (11.1)
Т1 = S • h • k, (11.1)
де S- площа приміщення (м2),
h - висота приміщення (м),
k - коефіцієнт, що дорівнює:
- 30 Вт, якщо приміщення не на сонячному боці будівлі;
- 35 Вт, якщо сонце потрапляє до кімнати лише частину світлового дня;
- 40 Вт, якщо приміщення яскраво освітлюється більшу частину дня.
Т1=43,75 м23,5м35 Вт=5359,4 Bт
2. Розрахуємо теплонадходження від оргтехніки (побутової техніки),
освітлення, що працює в приміщенні. Для цього, в середньому, слід додати
приблизно 30% від потужності споживання кожного обладнання (ця цифра
завжди є в документації до обладнання чи позначена на стандартній табличці з
зовнішнього боку) та потужність кожного освітлювального приладу за
формулою 11.2.
Т2 = Q1 + Q2 + … + Qn, (11.2)
де n – кількість приладів.
Т2 = 2 300 + 2 60 = 600 + 120 = 720 Вт.
3. Розрахуємо надходження тепла в приміщення від людей, що постійно
знаходяться в приміщенні за формулою 11.3.
Т3 = К-ть людей Т сер, (11.3)
де Т сер – середнє виділення тепла людиною. Для офісів: Т сер = 100Вт.
Для ресторанів, спортзалів, приміщень, де люди фізично працюють: Т сер =
100-300 Вт
Т3=2 100Вт = 200 Вт
4. Загальне надходження тепла, таким чином, визначається за формулою
11.4.
Тзаг = Т1 + Т2 + Т3. (11.4)
Тзаг = 5359,4 + 720 + 200 = 6279,4 Вт.
Щоб перевести отриману величину з Вт в BTU, її слід поділити на 0.293:
Т (BTU) = Тзаг / 0.293 (11.5)
Т (BTU)= 6279,4/0.293=21431,4 BTU
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 42
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Обираємо кондиціонер потужність якого дорівнює, чи, краще, перевищує
отриману шляхом розрахунків величину.
Зробивши розрахунок потужності кондиціонера, який найбільш буде
підходити для нашого приміщення, ми можемо запропонувати кондиціонер
марки Кондиціонер Bosch Climate CL3000i RAC 5,3. Він має такі технічні
характеристики: тип хладагента R 32, однофазний, регулювання швидкості
обертання вентилятора є, кількість швидкостей - 3 інших функції і особливості
можливість регулювання напряму повітряного потоку, авто перезапуск
обслуговувана площа до 50 кв. м, клас енергоспоживання – А+++, діапазон
робочої температури – -15–50 °С. Додаткові режими режим вентиляції (без
охолоджування і обігріву), режим «сон», режим осушення, які оптимально
підходять для досліджуваного приміщення.
Рисунок 11.1 - Кондиціонер Bosch Climate CL3000i RAC 5,3
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 43
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2017. – 736 с.
2. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт
України. Характеристики напруги електропостачання в електричних
мережах загальної призначеності.
3. Електропостачання промислових підприємств. Посібник для курсового та
дипломного проєктування / Шестеренко В.Є., Шестеренко О.В. – Київ,
2013. – 424 с.
4. Електропостачання промислових підприємств: Підручник для студентів
електромеханічних спеціальностей / В.І. Мілих, Т.П. Павленко. – Харків :
ФОП Панов А. М., 2016. – 272 с.
5. Бурбело М.Й., Бірюков О.О., Мельничук Л.М. Системи електропостачання.
Елементи теорії та приклади розрахунків. Вінниця: ВНТУ, 2011. 204 с.
6. Коліушко Д. Г. Проєктування систем електропостачання промислових
підприємств: навч.-метод. посібник до виконання курсового проєкту за
курсом "Електропостачання промислових підприємств та
енергозбереження": для студентів дистанц. форми навчання за спец.141–
Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка за освітньою
програмою 03 "Електропривід, мехатроніка та робототехніка" / Д. Г.
Коліушко, Л. В. Асмолова ; Нац. техн. ун-т "Харків. політехн. ін-т". –
Харків: ПромАрт, 2021. – 96 с.
7. Споживачі електричної енергії. Електричне освітлення : навч. посіб. / О. І.
Соловей, А. В. Чернявський, О. О. Ситник, В. Ф. Ткаченко, Г. В. Курбака ;
за ред. Солов’я О. І.; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-
т. – Черкаси : ФОП Гордієнко Є.І., 2018. – 132 с.
8. СОУ-Н ЕЕ 20.178:2008. Схеми принципові електричні розподільчих
установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних підстанцій.
9. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проєктування систем
електропостачання промислових підприємств.
10. СОУ-Н МПЕ 40.1.20.510:2006 Методика визначення економічно доцільних
обсягів компенсації реактивної енергії, яка перетікає між електричними
мережами електропередавальної організації та споживача.
11. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для вузів. /
Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. –
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с.
12. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015 «Настанова з проєктування систем
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 44
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
електропостачання промислових підприємств».
13. Букович Н. В. Розрахунок струмів короткого замикання
електроенергетичних систем. Львів : Вища шк., 2008. 248 с ДСТУ EN
50160:2014.
14. Зорін В.В., Штогрин Є.А., Буйний Р.О. Електричні мережі та системи.
Ніжин: Аспект-Поліграф, 2011. 224 с.
15. Струми короткого замикання у трифазних системах змінного струму. Ч. 0.
Обчислення сили струму (ІЕС 60909- 0:2001, IDТ). Видання офіційне. Київ:
Держспоживстандарт України, 2009. 51 с.
16. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра для
здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм
навчання [Електронний ресурс] / [Упоряд. : Ситник О.О., Яценко І.В.,
Ключка К. М., Самойлик О.В.] ; М-во освіти і науки України, Черкас. держ.
технол. ун-т. – Черкаси : ЧДТУ, 2022. – 98 с.
17. Соловей О.І. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств / О.І. Соловей, О.О. Ситник, В.П. Розен, В.В.
Демиденко, Г.В. Курбака, А.В. Чернявський та С.М. Мильніченко //
Черкаси: ЧДТУ, 2012, с. 247.
Арк
ЧДТУ А1 22153 63/03-03 ПЗ 1 45
Зм. Лист № докум. Підпис Дата