Репозиторій ЧДТУ
Репозиторій ЧДТУ зберігає і дозволяє легкий і відкритий доступ до всіх видів цифрового контенту, включаючи текст, зображення, анімовані зображення, MPEG і набори даних
Дізнатися більше
Будь ласка, використовуйте цей ідентифікатор, щоб цитувати або посилатися на цей матеріал:
https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5720Повний запис метаданих
| Поле DC | Значення | Мова |
|---|---|---|
| dc.contributor.advisor | Ситник, Олександр Олексійович | - |
| dc.contributor.author | Дикий, Костянтин Вікторович | - |
| dc.date.accessioned | 2025-06-24T17:37:33Z | - |
| dc.date.available | 2025-06-24T17:37:33Z | - |
| dc.date.issued | 2025-06 | - |
| dc.identifier.uri | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5720 | - |
| dc.description.abstract | У випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання з виробництва вантажопідіймального обладнання. Було проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. .В індивідуальному завданні розглянуто аспекти підвищення ефективності зварювального процесу на підприємстві. В економічному розділі пояснювальної записки визначено економічну ефективність від модернізації процесу зварювання на підприємстві. У розділі «Охорона праці» зроблено аналіз небезпек і шкідливостей, що впливають на співробітника проектно-технічної лабораторії, а також можливості модернізації системи загального штучного освітлення. | uk_UA |
| dc.language.iso | uk | uk_UA |
| dc.subject | електропостачання | uk_UA |
| dc.subject | розрахунок електричних навантажень | uk_UA |
| dc.subject | компенсація реактивної потужності | uk_UA |
| dc.subject | релейний захист та автоматика | uk_UA |
| dc.title | Електропостачання заводу з виробництва вантажопідіймального обладнання | uk_UA |
| dc.type | Bachelor Thesis | uk_UA |
| Розташовується у зібраннях: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) | |
Файли цього матеріалу:
| Файл | Опис | Розмір | Формат | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Дикий.pdf Restricted Access | 7.79 MB | Adobe PDF | Переглянути/Відкрити Запит копії |
Усі матеріали в архіві електронних ресурсів захищено авторським правом, усі права збережено.
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 22444 63/03-03
на тему:
«Електропостачання заводу з виробництва
вантажопідіймального обладнання»
(назва теми згідно з наказом)
Виконав: здобувач вищої освіти 5 курсу,
групи ЗЕСЕ-11н
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва спеціальності)
Дикий Костянтин Вікторович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ Олександр СИТНИК
(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 храпових механізмів
.................................................................................................................................. 10
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
.................................................................................................................................. 21
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень від
однофазних електроприймачів ............................................................................. 22
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від освітлювальних
систем ...................................................................................................................... 25
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової підстанції
.................................................................................................................................. 26
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання ................................................................................................. 27
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій ...... 29
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху .......................... 29
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства ............................ 29
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП) ............................................ 32
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ ................................................................... 35
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ................................ 35
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ........................................................... 37
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ........................................... 39
ЧДТУ А1 22444 63/03-03
Ли Зм. № докум. Підпис Дата
Ртоз роб. Дикий К.В. Літ Арк. Аркущів
Електропостачання заводу з
Перев. Ситник О.О. 3 136
Т. контр. виробництва вантажопідіймального
Н. конт р. Ключка К.М. обладнання ФЕТАМ, ЗЕСЕ-11н
Затв. Ситник О.О.
Инв. № подп Подп. и дата Инв. № дубл. Взам. инв. № Подп. и дата
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ
ПОТУЖНОСТІ .......................................................................................................... 44
4.1 Вибір трансформаторів ГПП .......................................................................... 44
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності ..................................................................... 48
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві ................................. 53
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
НАПРУГОЮ 10 (6) кВ.............................................................................................. 56
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі 56
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж ..................................................... 57
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ
1000 В ......................................................................................................................... 61
6.1 Вихідні дані для розрахунків .......................................................................... 61
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках ...................................................................................................................... 63
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ .. 66
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ......... 69
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ...................................... 69
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН .......................................................... 70
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН ............................................. 72
7.4 Вибір трансформаторів струму ...................................................................... 73
7.5 Вибір трансформаторів напруги ..................................................................... 75
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість ....................................................... 76
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ ........................ 77
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху .................................... 77
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем ............................ 78
8.2.1 Загальні відомості ...................................................................................... 78
8.2.2 Розрахунок освітленості ............................................................................ 79
8.2.3. Електропостачання освітлювальних установок .................................... 80
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву ....................... 87
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж .......................... 87
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами нагріву
та захисту ............................................................................................................. 88
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги ........................... 91
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 4
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ ............................ 94
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В ................... 96
8.4.1 Розрахунок опорів елементів мережі ....................................................... 97
8.4.2 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ ................................................................................................... 101
8.4.3 Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ .................................... 103
8.4.5 Розрахунок струму однофазного КЗ ...................................................... 104
8.5 Захист цехових електричних мереж ............................................................. 105
8.5.1 Вибір апаратів захисту ............................................................................ 105
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність .......................................................... 108
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання ................................... 108
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції .. 109
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції .... 110
9 IНДИВIДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ - Підвищення ефективності зварювального
процесу на підприємстві ...................................................................................... 116
10 ТЕХНІКО ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Визначення економічної ефективності
від модернізації процесу зварювання на підприємстві ....................................... 123
11 ОХОРОНА ПРАЦІ ............................................................................................. 125
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, що впливають на співробітника
проєктно-технічної лабораторії .......................................................................... 125
11.2 Модернізація системи загального штучного освітлення ......................... 129
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ............................................................... 135
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 5
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І
ТЕРМІНІВ
ВН – висока напруга
ГПП – головна понижуюча підстанція
ЕН – електричне навантаження
ЕП – електроприймачі
КЗ – коротке замикання
КРП – комплектно розподільчий пристрій
КТП – комплектна трансформаторна підстанція
ЛЕП – лінія електропередачі
НБК – низьковольтна батарея конденсаторів
НКУ – низьковольтна комплектна установка
ПЛ – повітряні лінії
ПРА – пускорегулююча апаратура
ПУЕ – правила улаштування установок
РП – розподільчий пункт
РПС – районна підстанція
СЕП ПП – система електропостачання промислового підприємства
ТЕР – техніко-економічні розрахунки
ТП – трансформаторна підстанція
ЦЕН – центр електричних навантажень
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 6
Зм. Арк № 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
вантажопідіймального обладнання.
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 храпових механізмів з
вибором мережі внутрішнього електропостачання, вибір устаткування
підстанцій.
Розділ «Індивідуальне завдання» присвячений підвищенню ефективності
зварювального процесу на підприємстві.
У розділі «Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових
підприємств» визначено економічну ефективність від модернізації процесу
зварювання на підприємстві.
У розділі «Охорона праці» зроблено аналіз небезпек і шкідливостей, що
впливають на співробітника проєктно-технічної лабораторії, а також
можливості модернізації системи загального штучного освітлення.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 7
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції,
розподільчих пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у
цехах. Призначена система для забезпечення вимог виробництва в передачі
електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у відповідній
кількості та якості [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
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
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 8
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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 [1]:
- ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що виконують
допоміжні технологічні операції, частину обладнання інженерного
забезпечення будівлі, слід відносити до III категорії. Віднесення вказаних
електроприймачів до II категорії приводе до 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
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 9
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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
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».
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.
Основним високовольтним обладнанням підприємства є понижуючі
трансформатори цехових трансформаторних підстанцій.
При розробці системи електропостачання підприємства враховувалося, що
всі підстанції підприємства телемеханізовані та будуть працювати без
чергового персоналу [9].
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху храпових
механізмів
Силові електроприймачі цеху храпових механізмів 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.
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. Виробничо -
сформоване електрообладнання живляться від власних розподільних пунктів.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 10
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
№ Кількість, Встановлена
Електроприймач cos
поз. шт. потужність, кВт
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Токарний верстат №1 8 17,3 0,8
2 Свердрильний напівавтомат 4 12 0,78
3 Горизонтально-фрезерний верстат 4 15,3 0,84
4 Вертикально-фрезерний верстат 4 14,7 0,87
5 Прес гідравлічний 4 11 0,84
6 Вентилятор витяжний 4 10 0,81
7 Вентилятор приточний 2 24 0,85
8 Токарний верстат №2 6 13 0,87
9 Зварювальний папівавтомат 4 13,7 0,91
10 Прес формовочний 2 8,7 0,8
11 Свердлильний верстат 4 5,5 0,84
12 Динанометричний стенд 2 1,8 0,8
13 Електромагнітний фільтр 1 4,6 0,9
14 Насос водяний 2 10 0,87
15 Насос охолоджуючої рідини 2 17 0,88
16 Горизонтально шліфувальний
3 21 0,83
верстат
17 Привод печі термічного отжигу 1 18,5 0,83
18 Нормалізаційна камера 1 20 0,88
19 Термопласт-автомат 1 34 0,95
20 Шліфувальний верстат 4 6,2 0,84
21 Полірувальний верстат 4 5,7 0,85
22 Нормалізаційна електропіч 1 120 0,94
23 Верстат виття пружин 1 14 0,85
24 Верстат подачі проволоки 1 6,2 0,85
25 Лазерний вирізний верстат 2 15 0,9
26 Конвеєр 1 17,7 0,81
73
Однофазні електроприймачі
1 Точильний верстат 3 0,7 0,89
2 Свердлильний верстат 3 1,2 0,89
6
План цеху та розташування обладнання зображено на листі 5 графічної
частини, а також на рисунку 1.1.
Особливостями розташування 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: 50×60×4, з площею освітлення S=3000 м2.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 11
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання
Проєктування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони розташовуються.
При цьому ми 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.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 12
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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 [1].
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 дні частини електроустаткування.
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:
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 = 78,3 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 22444 63/03-03 13
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки
провідників (шин, кабелів та ін.) і трансформаторів по пропускній
спроможності і економічній густині струму, а також для розрахунку втрат і
відхилення напруги, вибору апаратів захисту та засобів компенсації реактивної
потужності.
Правильне визначення електричних навантажень при проєктуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху.
Поняття «розрахункове навантаження» випливає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи
мережі і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часі
І const Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадкових характер,
використовується співвідношення
t
1
I (t) I(t) dt ,
t
де – тривалість інтервалу усереднення ( t T - ), що приймається
для графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної 3 T0 (у
решті випадків – 3 T0 ); T – інтервал реалізації випадкового процесу; T0 –
постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої температури (за
час, рівний 3 T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого рівня).
Умовно приймають T0 10 хв., 30 хв. незалежно від перетину
провідника, звідки і витікає поняття «півгодинний максимум».
З наведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий
струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж максимального нагріву
провідника або викликає такий же тепловий знос, що й початкове змінне
навантаження I(t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Ppоз 3 U Ipоз cos . (2.1)
В якості розрахункового навантаження приймають середнє навантаження
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 14
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
P за активною потужністю впродовж часу
t
1
P P(t)dt .
t
Активне розрахункове навантаження Ppоз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Pmax або «максимального навантаження»
Imax Iроз , тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилиних
інтервалах усереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно проводити
згідно методики [5], яка поширюється на всі галузі господарства, адаптована до
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, оскільки
розрахунки на кожній із них мають свою специфіку. На підприємствах
середньої та великої потужності таких рівнів нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності (Ppоз, цеху ) як окремих цехів, так і підприємства (
Ppоз, підпр ) у цілому. Розрахункова потужність Ppоз – це така потужність, при
якій термін службі елементів системи електропостачання дорівнює
розрахунковому.
У розрахунках використовуються такі позначення та співвідношення:
– номінальна потужність, Рном ;
– паспортна потужність, Рпасп ;
– встановлена потужність Ру .
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для
окремого електроприймача встановлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі
pу pном pпасп ;
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному режимі:
pу pном pпасп ТВ ,
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 15
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
де ТВ – тривалість включення в частках одиниці (задається у паспорті, як
правило, у відсотках).
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебрична
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП
n
Рном рном , (2.2)
1
де n – кількість електроприймачів у групі.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 16
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
n
Pном,3 pном n 15,3 4 61,2 кВт.
1
Кв Рном,3 0,7 61,2 42,8 кВт.
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у группу
n
Qном qном Кв Рном,3 tg 0,7 61,2 0,65 27,7 квар, (2.3)
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 нагріву мережі, для якої розраховують
електричні навантаження.
Згідно [5] приймаються наступні постійні часу нагріву:
– Ta 10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр для таких мереж приймають за
номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1;
– Ta 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр приймають згідно
таблиці 2.2;
– Ta 30 хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова потужність
для цих елементів визначається за умовою Кр 1.
Відмітимо, що добуток Кв Рном є проміжною допоміжною розрахунковою
величиною, але не середнім значенням очікуваного навантаження, як це
вважалося раніше.
Величину ефективної кількості електроприймачів nе визначаємо за
співвідношенням
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 17
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
n 2
Pном
n 1
е . (2.5)
n
n р2
ном
1
Величину nе можна також визначати за спрощеним співвідношенням
2 pном 2 1043,8
nе 17,4 шт.
pном max 120
Значення коефіцієнту використання кв за кожним окремим
електроприймачем визначаємо за довідковими даними.
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними n e
знаходимо за формулою
n
кв р
i номi
К 1
в (2.6)
n
рномi
1
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 18
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе для живлячих мереж напругою до 1000 В
К
n Коефіцієнт використання в
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
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
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 19
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому (середньовиважений
коефіцієнт) дорівнює
n
Кв Р
i номi
1 688
Кв, цеху 0,66 . (2.7)
n 1043,8
Рномi
1
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) визначаємо розрахункову
активну потужність
n
Рроз цеху Кр Кв, цеху Рном Кр Кв Рном 688 1,12 770,5 кВт. (2.8)
i i
1
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховуємо за
співвідношенням
Qроз цеху Кр Кв Р
i ном tgі 418 . квар (2.9)
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
S P2 2 2 2
роз роз Qроз 770,5 418 876,6 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 22444 63/03-03 20
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 21
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень
від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження ЕП однофазного струму 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, кВА, 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
Рроз, у 3 Кв Кр Рном max ф . (2.14)
Величина ne при визначенні Кр для однофазних ЕП визначається за
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 22
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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:
– 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]).
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 23
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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
p p
p ном max ф 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
К (b)
в(b) .
Р1.ab P2.ab Рbc Р
2 b,0
Ефективну кількість однофазних електроприймачів визначаємо по
співвідношенню (2.15)
2 P
n (o)
e(o) .
3 pmax(o)
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 Кр 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)
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 24
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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 2
роз у Pроз у Qроз 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.
Враховуючи те що, однофазне обладнання в нормальних режимах в цеху
не використовується, розрахунки однофазних електроприймачів не здійснюємо.
Рроз у 3 0,7 3 1,2 5,7 кВт.
Qрозу Рном tg5,70,895,1 квар.
S 2 2 2 2
роз у Pроз у Qроз у 6 5,4 7,6 кВА.
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Для визначення електричних навантажень освітлювальних установок
використовується метод питомої потужності.
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН освітлювальних
установок (��п.ос.ф.) використовуються наступні дані: тип світильника, коефіцієнт
запасу ��з, освітленість ��ф, значення розрахункової висоти ��, площа
освітлювального приміщення ��. По обраному типу світильника, площі
освітлювального приміщення та висоті підвісу світильників згідно [7]
визначаємо питому потужність загального рівномірного освітлення необхідну
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 25
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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 [7], kп 0,95;
S – площа приміщення, S =2016 м2;
P 2
п.о.ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м , яка
визначається за формулою:
E k
P P ф з.ф
п.о.ф п.ос.табл k , (2.21)
100 k ρ
з.табл
де Pп.ос.табл – питома потужність освітлювальної установки, 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],
k з.табл 1,5 ;
kρ– коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення [7], kρ 1,15.
200 1,8 Вт
Pп.о.ф 14,5 0,3 9,7 ,
100 1,6 м2
(0,95 9,7 3000)
Pmax ос. 27,9 15,6 кВт.
1000
Для газорозрядних ламп максимальна реактивна потужність:
Qmax ос. Pmax ос. tg0 , (2.22)
де tg0 – відповідноcos0 для кожного типу ламп.
Qmax ос. 27,9 0,2 5,6 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:
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 26
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
P0,38 цеху Рроз цеху Рроз ос. цеху Рроз у 770,527,95,7 798,4кВт, (2.23)
Q0,38цеху Qроз. цеху Qроз ос.цеху Qроз. у 4185,65,1423,6 квар. (2.24)
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанції за виразом
SТП 2 2
Р0,4 цеху Q 2
0,4 цеху 798,4 423,62 858,7 кВА. (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 S ТП 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 підприємству (на шинах РУНН) SНН ГПП
визначаємо за формулою
N 2 2
N
SННГПП Ко P 2 2
0,4цехуi Q0,4цеху 0,9 8288,8 4997,1 8710,7 кВА (2.26)
i
i i
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по підприємству з виробництва
вантажопідіймального обладнання, а приблизна розрахункова потужність має
значення Sпр= 8710,7 кВА.
Дані про електричне навантаження інших цехів підприємства приводимо у
вигляді таблиці 2.4. Значення навантажень відповідають вихідним даним,
характеру і специфіці виробництва, загальної потужності підприємства.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 27
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 28
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху
та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу сукупності факторів на вибір
місця розташування підстанції, доцільно використовувати достатньо точні
методи, які дозволяють визначити координати ЦЕН (при похибці приблизно
5 10 % ) [3,4,6].
Використовуючи обрані методи, необхідно обчислити координати ЦЕН
ХЦЕН та УЦЕН як для активної так і реактивної потужності. При цьому у якості
навантаження Рроз (Qроз ) має використовуватися розрахункове значення
i і
потужності (активної і реактивної відповідно), що отримано у попередніх
розділах (або міститься у вихідних даних), а у випадку окремих
електроприймачів − номінальна активна і реактивна потужність окремого ЕП.
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
розташування 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.
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 розташування приймачів електроенергії в цехах, так і на генеральному
плані всього промислового підприємства [3]. В останньому випадку в якості
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 29
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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 розташування джерел живлення для
реактивних навантажень, рекомендується мати дві картограми: одну для
активних, іншу для реактивних навантажень [3].
Побудова картограм реактивних навантажень проводиться аналогічним
способом. Реактивні навантаження можуть живитися від конденсаторних
установок, які розташовуються в місцях споживання реактивної потужності, а
також від синхронних компенсаторів і синхронних електродвигунів. У зв’язку з
цим, в загальному випадку, для відшукання оптимальних умов і місць
установки джерел реактивної потужності потрібно знаходити окремо центри
споживання реактивної потужності підприємства [3].
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають силовому,
а також освітлювальному навантаженням
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 храпових механізмів вказані
параметри картограми електричних навантажень
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 30
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Р 1832,2
r р0,38(ТП7)
ТП7 46,3 мм.
3,14 m 3,14 285
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 yi )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;
Pp i – максимальне навантаження i-ого цеху, кВт.
Таблиця 2.5 – Дані для побудови картограми ЕН
Найменування P , P , m ° r
роз.цеху роз.ос.цеху P
0,38цеху. c.н ос .н
кВт кВт/мм2
мм
кВт ,
кВт
1 2 3 4 5 6 7 8
Ливарний цех. Цех
регенерації електролітів.
1832,2 88,3 1920,5 285 343 17 46,3
Цех гальванічного
покриття
Цех гвинтових шнеків.
Склад готової продукції. 714,8 56,1 770,9 285 334 26 29,4
Котельня
Зварювальний цех.
Штамповочний цех.
734,6 122,1 856,7 285 309 51 30,9
Будівля управління.
Насосна станція
Цех храпових механізмів 770,5 27,9 798,4 285 347 13 29,9
Цех редукторних
сполучень. Складальний 1287,5 56,6 1344,1 285 345 15 38,8
цех
Цех лебідок. Цех гумових
ущільнювачів. Цех 798,1 48,3 846,4 285 339 21 30,8
клинопасових передач
Цех ланцюгових передач.
812,5 37,4 849,9 285 344 16 30,8
Пакувальний цех. Склади
Цех гідроштовхачів.
834,1 67,8 901,9 285 333 27 31,7
Фарбувальний цех
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 31
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразів (2.29), (2.30)
заносимо у відповідні графи таблиці 2.6.
Визначаємо координати ЦЕН
n
(Pp.i xi )
Х i1 1694322
204м,
n
P 8288,8
p.i
i1
n
(Pp yi )
i i
1 2003403
Y 241,7 м.
n
P 8288,8
p
i i
1
Таким чином, нами розраховані дані для побудови картограми
навантаження (таблиця 2.5) та координати ЦЕН (таблиця 2.6) які ми будемо
використовувати при виборі місця розташування ГПП.
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкта, умови оточуючого середовища, наявність
зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно - будівельні обмеження .
При виборі місця розташування цехової трансформаторної підстанції
потрібно вказати у якій мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо зворотних
потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно розрахованого
ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі нормативи [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.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 32
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 33
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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.
Розрахунок координат ЦЕН реактивного навантаження цеху має сенс у
тому випадку, коли компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях
концентрації таких споживачів, або в цеху встановлено високовольтні двигуни,
які є джерелами реактивної потужності.
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 22444 63/03-03 34
Зм. Арк № 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 [3].
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават,
приймальними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП),
підстанції глибокого вводу (ПГВ).
Живлення ГПП, ПГВ від мереж енергосистеми повинне виконуватися не
менше ніж по двох лініях, підключеними до незалежних джерел живлення.
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 [1].
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 [9]:
- 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
належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх близько
розташованих споживачів [3].
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально уніфіковані.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 35
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
На основі узагальнюючих вище приведених міркувань, а також загальних
вимог до систем електропостачання, 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[8].
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
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 [8].
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 36
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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
нагріву з урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а
також режимів у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу
струмів між лініями. Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається
згідно ПУЕ.
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірені, при
необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
На цьому етапі проєктування попередньо визначається переріз живлячих
ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга U ном 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
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 37
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
SВН ГПП 0,9 (8288,8174,2)2 (4797,1871)2 9268,6 кВ А.
де PT і QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності
Рт 0,02 Sпр 0,02 8710,7 174,2 кВт,
Qт 0,1Sпр 0,18710,7 871 квар.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
SВН ГПП 9268,6 1,4
Іроз = Кзав.Л 34,1 А, (3.2)
2 3 Uном 2 1,732 110
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 [12], 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);
34,1 А ≤1∙265 А,
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
де – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25.
2. 34,1 А <1.1,25.265 А;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з місцем
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її
товщиною і по [1] визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – мінімальний переріз
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм2.
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, остаточно
обираємо для повітряної лінії провід АС-70 [12].
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 38
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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 1525 , зі збільшенням
до 3555 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 [2].
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):
Рисунок 3.3 – Схема заміщення фази ділянки мережі
На рисунку 3.3 S1 , S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); R н , Хн – опір навантаження (активний і індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії U/
ф
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 39
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
U/
ф Iа R Iр X I (RcosXsin) . (3.5)
R R0 L ,
X X 0 L .
Для визначення складових струму використовують відомі співвідношення:
P Q
I і
a ; А; I і
p . (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
U U U U U jU//
ф1 ф2 ф ф2 ф ф
(3.8)
Uф2 (IaR IpX) j(I X I j
a pR) Uф1 e ,
де модуль U1ф цієї напруги
Uф1 (Uф2 U/ )2
ф (U/ /
ф )2 , (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)
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 40
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі має
вид представлений на рис. 3.4.
Рисунок 3.4 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
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
U/ 3 P R Q X P R Q X
(Ia R Ip X) і 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
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 41
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
D
X cp / / /
0 0,144 lg 0,0157 Х0 Х0 , (3.15)
rпр
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
– магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –
1, для сталі – 1.
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp ,
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij і
визначається з формули
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 1,151,20 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 18,019,0 Ом мм2 / км .
Для визначення складових струму використовують співвідношення (3.6):
Ia
Pі 8288,8 Q 4997,1
43,6 А; I і 26,3 А.
3 Uі 1,73 110 p 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 .
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 42
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Для ділянки мережі довжиною 75 км для провода марки АС 70:
R R0 L , R 0,132 75 =9,9Ом,
X X 0 L , X = 0,38 75= 28,5Ом.
U/
ф 43,6 9,9+26,3 28,5 1181,2 В
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги
в лінії U/ /
ф
U//
ф 26,328,543,69,9317,91 В.
модуль U1ф цієї напруги
U 2 2
ф1 (1100001181,2) (317,91) 111181,7 В,
та його фаза
U / /
317,91
arctg ф arctg 0,002 .
U /
ф2 Uф 110000 1181,2
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф Uф1 Uф2 111181,7 110000 1181,7 В.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при проєктної
потужності
U
U ф 1181,7
% 100% 100% 1,07%.
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 22444 63/03-03 43
Зм. Арк № 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 [4]:
- 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 усіх перерахованих показників варіантів, що
порівнюються, розглядають питання забезпечення необхідної надійності та
резервування електропостачання при аварійному виході з ладу одного із
трансформаторів.
- схема ГПП будується так, щоб усі її елементи постійно знаходилися
під навантаженням і 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
після аварійному режимі під час максимуму навантаження тривалістю не
більше 6 годин протягом не більше 5 діб [3].
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 44
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Ртр 0,02 Sпр ; (4.1)
Qтр 0,1 Sпр , (4.2)
де Sпр. – наближено повна потужність об’єкта проєктування, кВА;
Рт 0,02 Sпр 0,02 8710,7 174,2 кВт,
Qт 0,1Sпр 0,18710,7 871 квар.
Загальне навантаження об’єкта визначається виразом
Snp(6 ст.) SВН ГПП Ко (Р 2
0,38цеху i Ртр ) (Q Q 2
тр ); (4.3)
0,38цеху i
S 0,9 (8288,8174,2)2 (4797,1871)2 9268,6кВ 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
9268,6
Sтр 6620,5 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
прийняти трансформатори номінальною потужністю SномТ=6300 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 6300 кВА з напругами UВН = 115 кВ; UНН=11 кВ. Марка вибраного
нами трансформатора ТМН 6300/110. Коефіцієнт завантаження в
післяаварійному режимі складе K з.а 1,37, що згідно 6 допустимо впродовж
12 годин.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження [6], в якому
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 45
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
максимальне навантаження буде відповідати Sрозр об'єкта, згідно чого робиться
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
S кВА
10000
9500 Sмакс
9000
9269
8500
8000 8342
7500
7000 7415
6500 Sн.тр
6669
6000 6488
5500
5000 5561 5561
4500
4634
4000
3500
3707 3707 3707
3000
2500
2781 2781
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
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначаємо згідно
виразу
n
(S 2
i ti )1
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.
((3,7 1) (2,7 1) (2,7 2) (3,7 1) (6,6 1)
1 (6,4 3) (5,5 3) (5,5 3) (4,6 1) (3,7 1))
К1 0,71.
6,3 (11 2 11 3 3 3 11)
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 46
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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
1 i ti )
К2
1i
S m ; (4.6)
н.тр ti
i1
` 1 ((8,3 2) (7,4 2) (9,2 3))
К2 0,46 .
6,3 (2 2 3)
де m – кількість ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
більше від номінальної потужності трансформатора.
Величину К``2 визначаємо за виразом
`` 0,9 S
К np(6 ст.)
2 ,
Sн.тр
`` 0,9 9268,6
К2 1,32 .
6300
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1 за
допомогою таблиць [6] визначаємо допустиме систематичне перевантаження
К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним перевантаженням,
коли виконується умова
К2доп≥К2; 1,4≥1,32.
У післяаварійному режимі (при вимиканні одного з двох трансформаторів)
для надійного електропостачання усіх або значної частини споживачів ПС
передбачається живлення від трансформатора, який залишився у роботі, в
межах допустимого перевантаження.
Таким чином, якщо на ГПП два трансформатора, то номінальна потужність
Sном Т =6300 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:
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 47
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
S
S np(6 ст.)
ном Т . (4.7)
2
6300 4634,3 .
На основі проведених розрахунків попередньо вибираємо трансформатор
ТМН–6300/110 із номінальними параметрами: Sном.Т=6,3МВА, Uном.В=115 кВ, =,
Uном.Н =11кВ, UКЗ =10,5%, ΔРХХ= 10 кВт, ΔРКЗ= 44 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 [6], в якому
максимальне навантаження буде відповідати об’єкта Sроз, згідно чого робиться
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
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 густині навантаження до 0,2 кВА/м2 - 1000, 1600 кВА;
- при питомої густині навантаження 0,2-0,5 кВА/м2 - 1600 кВА;
- при питомої густині навантаження більше ніж 0,5 кВА/м2 - 2500, 1600
кВА.
Але ж ці критерії чинні лише при рівномірному навантаженні.
Для енергоємних підприємств рекомендується уніфіковувати одиничні
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 48
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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
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 нами
розглянутого цеху
Потужність цехових трансформаторів рекомендується визначати за
питомою густиною навантаження, кВА/м2
S
ТПцеху
S ; (4.10)
S
де SТП – в даному випадку максимальне навантаження ТП 4, кВА;
S – площа приміщення, м2.
876,6
0,3
S кВА .
3000 м2
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 4, кВт;
кз – коефіцієнт завантаження трансформатора, (для двохтрансформаторних
підстанцій приймається 0,7 – 0,75), а (для однотрансформаторних – 0,95);
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 49
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
S
S тп4 752,2
н.тр 537,3 кВА,
2 0,7 2 0,7
Звідки номінальна потужність обраного трансформатора складає
Sн.тр 630 кВА;
N – дробовий додаток до найближчого цілого числа.
798,4
Nmin 0,3 2 шт ,
0,75 630
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.
N e 2 0 2 шт.
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax.Т, яка
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона за
виразом
Qmax.T (N 2 2
е кз.ф Sн.тр) - Рр.0,38 ; (4.13)
де кз.ф – фактичний коефіцієнт завантаження,
SмТП 876,6
кз.ф , кз.ф 0,68;
Ne Sн.тр 2 630
Q 2 2
max.T (2 0,68 630) - 798,4 315,9 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.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 50
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
QHK1 423,8 - 315,9 107,7 квар.
При QНК1 ≤ 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно. У нашому випадку QНК1≥0 квар, тобто встановлювати батареї потрібно.
Вибір потужності конденсаторних батарей для зниження втрат потужності
у трансформаторах.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QНК2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
Q Q _
HK 2 м QHK1 Nе Sн.тр ; (4.14)
0,38
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників
К1 К2, схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі (для радіальної
мережі визначається згідно рисунок 4.8, для магістральної схеми - рисунок
4.9. для двоступеневої схеми живлення трансформаторів від РП 6-10 кВ, на
К
яких відсутні джерела реактивної потужності р1 [6]).
60
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько та
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі - 12, при однозмінній - 24. Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП
ГПП та потужність трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з
даними таблиці 4.7 у залежності від потужності трансформаторів та довжині
живлячої лінії [6].
Q _
HK 2 423,8 107,7 ( 0,18 2 630 ) 89,1 квар
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2<0 додатково встановлювати
конденсаторні батареї не потрібно.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2 =107,7 89,1196,8 квар,
Орієнтуючись на двотрансформаторну комплектну трансформаторну
підстанцію внутрішньої установки (КТПВ) попередньо приймаємо до
встановлення два трансформатори типу ТМ номінальною потужністю
Sн.тр 630 кВА, та дві конденсаторні установки марки УК4 - 0,38–100 У3
потужністю Qкку=100 квар із напругою живлення U=0,38 кВ кожна.
Аналогічно проводимо розрахунки для інших цехів і результати заносимо
у таблицю 4.1.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 51
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 52
Зм. Арк № 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 даного
району з урахуванням балансу реактивної потужності, виходячи із допустимих
меж коливань напруги та спотворення форм кривої напруги і струму,
встановлених ДСТУ EN 50160 та [2].
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 приймають батареї
низьковольтних і високовольтних конденсаторів напругою 0,4 кВ і 6 (10) кВ
відповідно та синхронні електродвигуни 6 (10) кВ, статичних тиристорних
компенсаторів.
Під час вибору компенсуючого пристрою враховувалось:
– 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:
– 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;
– розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної
потужності перетворювальних установок, спеціальних засобів компенсації.
Для підприємств з великою нерівномірністю графіків навантажень
передбачається автоматичне регулювання:
– збудження синхронних електродвигунів;
– потужності частин конденсаторних батарей в залежності від режиму
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 53
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
роботи системи електропостачання;
Кількість і потужність нерегульованих конденсаторних батарей
приймалося за найменшим реактивним навантаженням електричної мережі
підприємства.
Кількість і потужність ступенів регулювання конденсаторних установок
визначають в відповідності з графіком навантажень та з урахуванням технічних
умов енергосистем.
Як правило, слід застосовувати дво- або триступеневе регулювання
конденсаторних батарей з розподілом їх на секції однакової потужності. У разі
невеликої різниці в навантаженнях двох денних змін слід застосовувати
двоступеневе регулювання.
В необхідних випадках для збільшення кількості ступенів регулювання
допускають застосовувати секції компенсуючих пристроїв різної потужності.
У разі наявності на підприємстві декількох конденсаторних установок
застосовується багатоступеневе регулювання сумарної реактивної потужності,
яка генерується усіма конденсаторними установками підприємства, шляхом
різночасного увімкнення окремих батарей у відповідності з графіком
навантаження.
Розподіл компенсуючих пристроїв на різних ступенях системи
електропостачання виконується на підставі ТЕР. Найбільший економічний
ефект забезпечується розташуванням цих засобів близько від ЕП з найбільшим
споживанням реактивної потужності.
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як правило, в
цеху біля розподільчих пунктів або приєднують до магістральних
шинопроводів.
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.
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
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.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 54
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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 =0,89)
Qmax – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Q т – 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.
Qек 0,92 4997,1 871 78,3 2690 2700 квар.
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення [10] два
комплекти високовольтних блоків статичних конденсаторів. Марки прийнятих
блоків статичних конденсаторів УКЛ-10,5-1350 У3. Сумарна ємність блоків
статичних конденсаторів складає ΣQБСК10=2700 квар, при номінальній напрузі
живлення 10,5 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 55
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують магістральною,
радіальною або змішаною схемами [8]. 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 [8].
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 [8].
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів підстанцій;
висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати технологічне
устаткування без переобладнання мережі; використання уніфікованих
елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними способами.
Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна, так як при зникненні
напруги на магістралі всі під'єднанні до неї споживачі втрачають живлення.
Живлення трансформаторних підстанцій окремих корпусів відбувається з
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 56
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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 [3].
На підприємствах значної електричної потужності (потужність
трансформатора ГПП 6,3 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.
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ вибирають за економічною густиною
струму з перевіркою на умови нагріву довготривалим розрахунковим струмом в
нормальному та післяаварійному режимах, на допустиму втрату напруги і на
термічну стійкість до струмів короткого замикання [9].
При визначенні перерізу жил кабелів для живлення цехових ТП за
розрахункову потужність кожного трансформатора приймають максимальне
навантаження ( Рmax 10 і Qmax 10 ) з врахуванням втрат потужності в
трансформаторі. Втрати активної Р т та реактивної Q т потужності в
трансформаторі з достатньою для практики точністю приймають рівними
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 57
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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
S Л =
i 2 2
Рmax 10 і + Qmax 10 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-ТП4
Рmax 10 = 798,4 0,02.630 811 кВт,
Qmax 10 =423,6 0,1.630 486,6 квар,
SЛ _ ТП4 8112 486,62 945,8 кВА.
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
№ ТП Р , Q
0,38 0,38, Sном.т, Рмах10, Q мах10, Sл, № ТП
кВт квар кВ∙А кВт квар кВ∙А
1 2 3 4 5 6 7 8
ТП-1 2 1081 1098,7 1600 1952,5 1258,7 2323
ТП-2 2 436 452,9 630 783,5 515,9 938,1
ТП-3 2 448,1 484,7 630 869,3 547,7 1027,5
ТП-4 2 418,0 423,6 630 811,0 486,6 945,8
ТП-5 2 785,4 802,4 1000 1364,1 902,4 1635,5
ТП-6 2 486,8 501,3 630 859,0 564,3 1027,8
ТП-7 2 593,1 604,3 630 862,5 667,3 1090,5
ТП-8 2 608,9 629,2 1000 921,9 729,2 1175,4
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 58
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Так як у нас радіальна система, у якої кожний окремий трансформатор
живиться по окремої лінії, для двохтрансформаторних заносимо значення
1 1
Р
2 м10, Q
2 м10 .
Отримані тільки таким чином значення SЛ будуть коректними для
визначення перерізу живлячих кабельних ліній.
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 1,25.
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 4, який обрано у якості прикладу
S 945,8
Iр.Л,(ТП4)
л,(ТП4) 54,7 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 54,7
Fек 39,1мм2.
jек 1,4
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 59
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Обираємо переріз кабелів для лінії, що живлять ТП-4.
Згідно розрахованого струму, об’єкта споживання, приймаємо трижильний
алюмінієвий кабель в свинцевій оболонці типу АСБГ(3×35), Іном.каб=135 А.
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи
54,7 135 1,05 0,9 115 А.
2 54,7 135 1,05 0,9 1,25 130,6 А.
тобто умова виконується.
Значення cosφ та sinφ знаходимо з відомого співвідношення,
використовуючи дані таблиці 5.1 для відповідної кабельної лінії.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше (5%.Uн=52,5 В) і визначається за виразом
ΔU 3 І л L(r0 cos φ 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.
U 3 54,7 0,19 (1,10,85 0,068 0,51) 17,58В.
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
Ділянка Lкл, SЛ, Іроз Л, Fек, Iдоп, Прийнята F
2 2 Марка кабелю
кабелю м кВА А мм А мм
ГПП-ТП1 100 2323 134,3 95,9 240 95 АСБГ(3×95)
ГПП-ТП2 110 938,1 54,2 38,7 135 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП3 100 1027,5 59,4 42,4 165 50 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП4 190 945,8 54,7 39,1 135 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП5 80 1635,5 94,5 67,5 200 70 АСБГ(3×70)
ГПП-ТП6 170 1027,8 59,4 42,4 165 50 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП7 400 1090,5 63,0 45 165 50 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП8 330 1175,4 67,9 48,5 165 50 АСБГ(3×50)
ГПП-БСК10 10 1350 78 55,7 165 50 АСБГ(3×50)
де БСК10 – ємкісна потужність блока статичних конденсаторів 10 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 60
Зм. Арк № 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 К2
К3 К2 К4 К5
Л1 Л2 Л3 Хл3 Хл1 Хл2
Rл3 Rл1 Rл2
К3 К4 К5
ТП-2 ТП-3 ТП-5
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 [15].
За базисні умови приймаємо:
Sб 100 МВА, Uб1 115 кВ, Uб2 10,5 кВ
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 61
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
S
I б
б ,
3 Uб
100
Iб1 0,5 ,
3 115
100
Iб1 5,5.
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях:
– електричної системи
S
Х*с
б ,
Sк.з.
100
Х*с 0,087.
1150
– повітряної лінії 110, кВ
S
R *л r0л l б
л ,
U 2
б1
100
R *л 0,38 65 0,187;
1152
де lл – довжина повітряної лінії, км;
r0л, x0л– активні та індуктивні опори повітряної лінії, Ом/км
S
X*л x б
0л lл ,
U 2
б1
100
Х*л 0,06 65 0,029.
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;
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 62
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
10,5 100
Х тр 1,66.
100 6,3
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках
В точці К1
Визначаємо сумарний реактивний і активний опір до розглядаємої точки
к.з і визначаємо повний опір
Струм короткого замикання в розглядаємій точці визначаємо за виразом
І
І б1 ,
кз(К1)
Х2 2
сум(К1) R сум(К1)
0,5
І кА ;
кз(К1) 2,27
0,116 2 0,187 2
Х сум(К1) Х с Х пл ,
Х сум (К1) 0,087 0,029 0,116 ;
R сум (К1) R пл ,
R сум(К1) 0,187 .
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 кА.
В точці К2
І
І б2 ,
кз(К2)
Х 2 2
сум(К2) R сум(К2)
5,5
І
кз(К2) 4,83кА.
1,1192 0,2162
Хсум(К2) Хс Хпл Хтр ,
Хсум(К2) 0,034 0,0341,051,119;
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 63
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
R сум(К2) R пл ,
R сум(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 кА.
Rсум(К2)
3,14( )
Х
к сум(К2)
уд(К2) 1 е ,
0,216
3,14( )
к уд(К2) 1 2,718 1,119 1,01.
В точці К3
І
І б2
кз(К3)
Х 2 2
сум(К3) R сум(К3)
5, 5
Ікз(К3) 4,51 кА,
1,1852 0, 2922
Х сум(К3) Х с Хпл Х тр Х л1 ,
Хсум(К3) 0, 034 0, 034 1, 05 0, 066 1,185 ;
R сум(К3) R пл 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 кА.
Rсум(К3)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К3)
уд(К3) ,
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 кА,
1,187 2 1,3612
Хсум(К4) Хс Хпл Х тр Х л2 ,
Х сум(К4) 0,034 0,034 1,05 0,068 1,187 ;
R сум(К4) R пл R л2 ,
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 64
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
R сум(К4) 0,2161,11,316
Ударний струм короткого замикання в точці (К4) визначаємо за виразом:
іуд(К4) 2 Ікз(К4) куд(К4) ,
і уд(К4) 2 3,1 1,05 4,56 кА
Rсум(К4)
3,14( )
Х
к сум(К4)
уд(К4) 1 е ,
1,316
3,14( )
к уд(К4) 1 2,718 1,187 1,05
В точці К5
І
І б2
кз(К5)
Х 2 R 2
сум(К5) сум(К5)
5,5
Ікз(К5) 3,9 кА,
1,1842 0,7652
Хсум(К5) Хс Хпл Х тр Хл3 ,
Хсум(К5) 0,034 0,0341,05 0,0651,184;
R сум(К5) R пл R л3 ,
R сум(К5) 0,216 0,549 0,765
Ударний струм короткого замикання в точці (К5) визначаємо за виразом:
іуд(К5) 2 Ікз(К5) куд(К5) ,
і уд(К5) 2 3,9 1,03 5,62 кА.
Rсум(К5)
3,14( )
Х
к сум(К5)
уд(К5) 1 е ,
0,765
3,14( )
к 1,184
уд(К5) 1 2,718 1,03.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Точка Х*к, в.о. R*к, в.о. Z*к, 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
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 65
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі
110 кВ
Для розрахунку струму однофазного замикання на землю приймаємо
електричну схему трансформатора 110/10 кВ і складаємо схему заміщення
(рисунок 6.2 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 [15].
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
лінії без тросів.
хл0 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
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 66
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
послідовності.
Однофазний струм короткого замикання на шинах 110 кВ підстанції
визначаємо через трифазний струм КЗ
S1
к k S3
к ,
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 заводської підстанції визначаємо
виразом:
S 1
I 1 к
kc ,
3 U1
де U1 - номінальна напруга на шинах заводської підстанції, U1=110 кВ.
I 1
4350
kc 22,9 кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи ( xco 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 х
(1) с1 с2 ,
Ікс
де х с1, хс2 – 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
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 67
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Згідно з рисунком 6.3 визначаємо результативний опір схеми нульової
послідовності для однофазного струму КЗ, 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
І 1
3 1 I
б
kA1 , кА;
х рез1 х рез2 х о
х рез1 х рез2 х с1 х л1 0,087 0,029 0,116 Ом
І(1) 3 15,5
kА1 23,5 кА.
0,068 0,068 0,6
.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 68
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
Головна понижувальна підстанція (наведена на листі № 3 графічної
частини) складається:
- з двох понижувальних трансформаторів ТМН-6300/110.
- вимірювальних трансформаторів струму і напруг;
- розподільних установок;
- апаратури керування;
- апаратури захисту.
Знижувальні трансформаторні підстанції електроенергетичних систем за
призначенням поділяються на:
• 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.
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 [8].
Залежно від розміщення устаткування наша підстанція відкритого типу –
устаткування розташоване на відкритому повітрі.
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.
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 [8].
На підстанціях не тільки змінюються параметри електроенергії, але й
відбувається її розподіл. Для розподілу електроенергії використовуються
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 69
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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.
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
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 [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.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 70
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=110 кВ Uном=110 кВ Uн Uном
Iр=48,7 А Iном=2500 А Ір Іном
іу =3,53 кА Im.дин= 102 кА іу Іm.дин
Іn.t =2,21 к А Iвідкл. =40 кА Іn.t Івідкл
Вк І2
n tк (3,53103)2 0,035 ІТ 40 кА; t
Т 3 с;
В І2 t
2 6 2
0,43 106 В2 с І t к Т T
Т Т 4800 10 В с
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.
Алгоритм вибору роз'єднувача відрізняється від алгоритму вибору
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка
струму відключення.
Попередньо по номінальним даним обираємо роз'єднувач серії РГН-
110/1000 УХЛ1.
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=110 кВ Uном=110 кВ Uн Uном
Iр=48,7 А Iном=1000 А Ір Іном
іу =3,53 кА Im.дин= 80 кА іу Іm.дин
Вк І2
n tк (3,53103)2 0,035 І 40 кА; t 3 с;
Т Т
6 2 2 6 2 Вк І2
Т t
0,4310 В с ІТ tТ 4800 10 В с T
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.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 71
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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 ВВЭ-10-20/1000 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.
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=10 кВ Uном=10 кВ Uн Uном
Iр=510,2 А Iном=1000 А Ір Іном
іу =6,82 кА Im.дин= 52 кА іу Іm.дин
Іn.t =4,83 к А Iвідкл. =20 кА Іn.t Івідкл
Вк І2
n tк (6,82103)2 0,055 ІТ 20 кА; tТ 3 с;
В І2
6 2 2 6 2 к Т t
2,5510 В с ІТ tТ 1200 10 В с T
де Imax(ввід) – розрахунковий струм ввідного вимикача, А;
S
І розр
мах(ввід) ,
3 10,5
9268,6 103
Імах(ввід) 510 А.
( 3 10) 103
При розрахунках розрахункового струму секційного вимикача 10 кВ
значення Ір визначаємо за співвідношенням
S 9268,6 103
I розр
maxсекційний 255 А.
2 3 Uн (2 3 10) 103
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 72
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Попередньо по номінальним даним обираємо секційний вимикач
вакуумний типу ВВЗ-10-20/630 УЗ з вбудованим електромагнітним приводом
[8].
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=10 кВ Uном=10 кВ Uн Uном
Imax(секційний)==255 А Iном=630 А Ір Іном
іу =6,82 кА Im.дин= 80кА іу Іm.дин
Іn.t =4,83 к А Iвідкл. =20 кА Іn.t Івідкл
В І2 t (6,82103)2 0,055 ІТ 20 кА; tТ 3 с;
к n к
6 2 2 6 2 Вк І2
Т t
2,5510 В с І t 1200 10 В с T
Т Т
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, для живлення вимірювальних приладів,
вибираються [12]:
– за номінальною напругою
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:
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 73
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
– 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 Каталожні дані
Uн=110 кВ Uном=10 кВ
Iр=510,2 А Iном=1000 А
ідин kдин 2 Іном1
іу =6,82 кА
30 1,4 1000 кА=42 103 кА
Вк І2
n tк (6,82 103 )2 0,055 І
Т 31,5 кА; tТ 4 с;
2 6 2
2,55 106 В2 с ІТ tТ 3969 10 В с
Номінальний струм вторинної обмотки I2Н =5 А, допустима потужність S2Н
вторинної обмотки при cos = 0,8 клас точності 0,5 складає 15, ВА.
Сумарний опір приладів, Ом:
ΣSприл
rприл ,
I 2
2Н
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної
та реактивної енергії та ін.),Sприл 7 (ВА).
7
rприл 0,28 .
52
Опір контактів rк 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів, Ом:
S 2
2Н I2Н (rприл rк ) 1552 (0,28 0,1)
rпров 0,22.
I2
2Н 52
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 74
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Довжина проводів lпров 25 м.
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp lпров 25 м.
Переріз з'єднувальних проводів, мм2
lp ρ 25 0,02
Fпров. 2,27.
rпров. 0,22
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом F 2,5
мм2 .
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф
rпров.ф rприл. rн 0,6 Ом,
0,2+0,28=0,48<0,6.
Якщо виконується умова тоді обраний трансформатор струму забезпечить
допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
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.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 75
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
Потужність, що
Кількість cos споживається
Прилад Тип споживається
котушок
котушкою, Вт tg P, Q, S,
Вт вар ВА
Вольтметр ЭВ0302 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028
Лічильник СЛ-7000 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048
Всього: - - 3 - 0,061 0,077
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
І
t tф
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 tзах tвідкл , (7.6)
tпр=0,08+0,055=0,135 с.
де t зах – тривалість дії захисту, с; tвідкл – тривалість дії відключаючої
апаратури, с.
У такому разі
6380 0,135
F 2
min 27,6 мм .
85
Розглянутий нами відрізок кабельної лінії ГПП-ТП4 має переріз F=35 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 22444 63/03-03 76
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1000 В,
з якої найбільш поширена – напруга 380 В [14].
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори:
– вимоги до надійності електропостачання і резервування,
– режими роботи електроприймачів,
– розміщення їх по території цеху,
– номінальні струми та напруги,
– вплив мікроклімату виробничих приміщень.
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
За способами ізоляції мережі діляться на дві групи: такі, що виконані
голими проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і такі, що
виконані кабелями і ізольованими проводами (електропроводки).
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного призначення та
конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
В процесі експлуатації цехова мережа повинна відповідати вимогам
надійності, можливості росту навантаження, економічності, можливості зміни
місця розташування електроприймачів, безпеці та зручності експлуатації.
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.
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.
Магістральні схеми широко застосовуються в приміщеннях з нормальним
середовищем і рівномірним розподілом технологічного обладнання.
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
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 77
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
визначається характером середовища в приміщенні.
З урахуванням приведеного вище міркування оберемо схему
електропостачання споживачів цеху та розподілимо їх по відповідним РП,
беручі до уваги технологічні зв'язки, місце розташування 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
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
Проєктування освітлювальних установок складається з світлотехнічної та
електричної частин [7].
В світлотехнічної частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічають найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні характеристики
освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 78
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Світлотехнічна частина проєкту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проєктуванні світлотехнічної частини слід також враховувати умови
експлуатації освітлювальної установки.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок загального рівномірного освітлення цеху проводиться методом
світлового потоку (методом коефіцієнта використання).
kз ЕФ min S z
р , (8.1)
N
де k з – коефіцієнт запасу, визначається за довідником kз 1,5 [7];
Еmin – мінімальна освітленість Еmin 200 лк ;
S – площа освітлювального приміщення S=2016 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)
Lв 1 5,8 5,8 м.
Приблизну кількість світильників визначаємо за виразом
A B
N , (8.3)
L2
в
50 60
N 89 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:
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 79
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
А В
і ; (8.4)
h(А В)
50 60
і 4,7.
5,8 (50 60)
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.
1,6 200 3000 1,15
Фр 18477 лм.
89 0,67
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймаємо
світильник типу ПВЛМ з чотирма лампами типу ЛТБ-65, Рл=0,065 кВт, що має
світловий потік Фл=4650 лм. Загальний світловий потік від світильника буде
становити Фсв=18600 лм.
Обрані лампи за світловим потоком відрізняєтьсявід розрахункового на
Фcв Фр 18600 18477
% 100% 100% 0,8%.
Фр 18477
,що є допустимо.
Прийнятий нами світильник повністю відповідає умовам вибору, так як
отримане значення світлового потоку, в результаті перевірки, не менше
отриманого значення вибору світлового потоку світильника.
8.2.3. Електропостачання освітлювальних установок
Відповідно до ПУЕ для живлення світильників загального освітлення
повинна застосовуватися напруга не вище 380/220 В змінного струму при
заземленій нейтралі та не вище 220 В змінного струму при ізольованій нейтралі
і у мережах постійного струму.
Для живлення окремих ламп варто використовувати напругу не вище
220В, що допускається для усіх стаціонарних світильників незалежно від
висоти їхньої установки у приміщеннях без підвищеної небезпеки. В
приміщеннях із підвищеною небезпекою та особливо небезпечних при
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 80
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
установкі світильників загального освітлення з лампами розжарення на висоті
менше ніж 2,5 м при відсутності спеціальної конструкції світильника (виключає
доступ до лампи без застосування необхідного інструмента) використовується
напруга не вище 42 В.
Світильник з люмінесцентними лампами на напругу 127–220 В можна
встановлювати на висоті менше ніж 2,5 м від підлоги за умови неможливості
випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових, шинопроводів та натрієвих ламп,
розрахованих на напругу 380 В та пускорегулюючих апаратів для
газорозрядних ламп, які мають спеціальні схеми (наприклад, трифазні, із
послідовним з’єднанням ламп), застосовується напруга не вище 380 В в тому
числі фазна напруга систем 660/380 В із заземленою нейтраллю при дотриманні
наступних умов:
− введення в світильник або ПРА має виконуватися проводом чи кабелем із
мідними жилами та ізоляцією, розрахованою на напругу не менше, чим
660 В;
− забороняється уводити в світильник двох або трьох проводів різних фаз
системи 660/380;
− нанесення на світильник відмінного знаку із вказівкою використовуваної
напруги «380 В» при встановленні світильника у приміщеннях
підвищеною небезпекою та особливо небезпечних;
− забезпечення одночасного відключення всіх фазних проводів, що
вводяться у світильник; це стосується також і багатолампових світильників
системи 380/220 В, за винятком світильників, що встановлюються у
приміщеннях без підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення із лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В у приміщеннях без
підвищеної небезпеки та не вище 42 В для приміщень із підвищеною
небезпекою та особливо небезпечних. Допускається застосування напруги до
220 В для світильників спеціальної конструкції: ті, які є складовою частиною
аварійного освітлення, під’єднаного до незалежного джерела живлення; ті, що
встановлюються в приміщеннях із підвищеною небезпекою (але не особливо
небезпечних).
Для місцевого освітлення допускається застосовувати світильники із
люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В за умовою неможливості
випадкових доторкань до їх струмоведучих частин. Застосування
люмінесцентних ламп місцевого освітлення у вологих, особливо сирих, жарких
і приміщеннях та хімічно активним середовищем допускається тільки у
арматурі спеціальної конструкції.
Для живлення ручних світильників переносного освітлення уприміщеннях
з підвищеною небезпекою і особливо небезпечних повинна використовуватись
напруга не вище 42 В, а при особливо несприятливих умовах – не вище 12 В.
Схеми живлення освітлювальних установок повині забезпечувати:
необхідний рівень надійності живлення;
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 81
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
регламентовані рівні напруги та постійність напруги джерела
живлення;
простоту та зручність експлуатації;
економічність установки.
В більшості випадків освітлювальні навантаження живляться від силових
цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ з заземленою нейтраллю
вторинної обмотки.
Використання самостійних освітлювальних трансформаторів обмежується
у випадку, коли характер силового навантаження не надає можливості
забезпечити необхідну якість напруги, а також при використанні для силових
навантажень напруги вище 380 В та коли система напруг 380/220 або 220/127 В
недопустима для освітлювальної установки за умовами безпеки.
Освітлювальні мережі поділяються на лінії живлення та групові лінії. Лінія
живлення з’єднує джерело живлення із груповими щитками освітлення. Групові
лінії призначені для приєднання світильників до групових щитків.
Групові щитки мають ввідний апарат захисту та апарати захисту на кожну
відходячу групову лінію. Згідно ПУЕ на групових лініях струм захисних
апаратів не повинен перевищувати 25 А за винятком ліній, які живлять лампи
розжарювання одиничною потужністю 500 Вт та більше чи газорозрядні лампи
потужністю 125 Вт та більше; в цьому випадку струм захисного апарата не
повинен перевищувати 63 А.
В конструктивному виконанні лінії живлення виконуються шинопроводів
у мережах з заземленою нейтраллю та трифазними у мережах з ізольованою
нейтраллю. Групові лінії бувають однофазними (одна фаза і нейтральний
провід), двофазними (дві фази), двофазними із нульовим проводом (дві фази і
нульовий провід), трифазними (три фази) та трифазними шинопроводів (три
фази і нейтральний провід). Останній тип лінії використовується найбільш
часто, так як дозволяє зменшити переріз провідникового матеріалу і
забезпечити рівномірне навантаження фаз, а також знизити коефіцієнт
пульсації при живленні світильників від різних фаз.
Середня довжина групових ліній системи напругою 380/220 В складає 80
м, для системи з напругами 220/127 В – 60 м, довжина двопровідних групових
ліній – відповідно 35 і 25 м.
Відрізняють радіальні, магістральні та змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рис. 8.3). Радіальні схеми використовують при
високих навантаженнях групових щитків (приблизно 100–200 А) та
забезпечують більш високу надійність живлення. Магістральні схеми
дозволяють заощаджувати провідний матеріал та апаратуру на розподільчих
пунктах, але мають меншу надійність живлення. Змішані схеми отримали
найширше поширення через їхню гнучкість.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 82
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.3 – Типи схем електропостачання освітлювальних
установок: а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Для живлення освітлювальних установок обираю радіальну схему
відповідно для умови забезпечення високої надійності живлення.
Систему аварійного освітлення планують живити перехресним способом, а
саме від іншого трансформатора по відношенню до трансформатора робочого
освітлення (рисунок 8.4).
Рисунок 8.4– Схема електропостачання освітлювальних установок від
двохтрансформаторної підстанції
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення
Розрахункова потужність освітлювальних установок визначається за
допомогою світлотехнічного розрахунку після вибору потужності та кількості
світильників, тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
Для освітлювальних установок з лампами розжарювання розрахункова
потужність (Рроз, кВт) визначається за виразом
п
Рроз кп Рном.і ,
і1
де кп– коефіцієнт попиту;
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 83
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
п
Рном.і – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт;
і1
п – кількість груп світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА
Рвст N Рсв ,
Рвст 89 0,26 23,1 кВт.
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 [7].
Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок мережі
аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за припустимим струмом
навантаження.
Провідники освітлювальної мережі повинні задовольняти вимоги у
відношенні гранично допустимого нагрівання при нормальних режимах роботи.
Нагрівання провідників викликається проходженням по них електричного
струму. Межі нагрівання суворо нормується ПУЕ [1], при цьому кожному
перерізу проводу або кабелю в залежності від його конструкції і роду
прокладання відповідає допустимий нормований струм (Ідоп, А). У такий спосіб
у практичних розрахунках користуються готовими таблицями довгостроково
допустимих навантажень, регламентованих ПУЕ і нормативами.
Зазначені таблиці складені для визначених температурних режимів
повітря і землі, що складають відповідно +250С та +150С, при відмінності
фактичних температур від зазначених використовується таблиця коефіцієнтів
перерахування, що приведена в ПУЕ [1].
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є
Ідоп І роз ,
де Іроз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Активна освітлювальна потужність буде становити
Рвст N Рсв ,
Рвст 89 0,26 23,1 кВт.
Струм споживання освітлювальної установки буде становити
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 84
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Р
І вст ,
р.осв
3 Uн cos
23,1
Ір.св 39,1 А.
3 0,38 0,9
Згідно результатів проведеного розрахунку ми можемо зробити висновки,
що встановлена в приміщенні цеху світлова арматура загального призначення з
лампами типу ЛТБ-65в повній мірі задовольняє вимогам СНіП ІІ-4-79, що до
загальних вимог освітленості в робочій зоні цеху.
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 50160:2014 напруга в найбільш віддалених
лампах внутрішнього освітлення промислових підприємств, а також
прожекторних установок зовнішнього освітлення повинна бути не нижча
97,5%Uном, а в найбільш віддалених лампах аварійного і зовнішнього
освітлення, виконаного світильниками – не нижча 95%Uном.
У мережах 12–42 В допускаються втрати напруги до 10% Uном, якщо
рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша напруга ламп не повинна
перевищувати 105%Uном.
У післяаварійних режимах на затисках газорозрядних ламп напруга не
повинна бути нижчою 90%Uном, на інших лампах – не нижчою 88%Uном.
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:
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 85
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
∆��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.
100 ∙ 8,5
�� = = 1,34 %;
630
�� = 5,5 − 1,34 = 5,33 %;
∆��тр = 0,87 ∙ (1,34 ∙ 0,9 +5,33 ∙ 0,44) = 3,08 %;
∆��м = 105 − 3,08 − 97,5 = 4,42 %.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається за виразом:
��
∆�� = , (8.10)
�� ∙ ��
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:
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 86
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
�� = �� ∙ �� , (8.11)
де �� – відстань від щитка до найвіддаленішого світильника лінії;
�� – потужність лінії.
Рисунок 8.6 – Схема підключення світильників
�� = �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� ;
�� = 8 ∙ 2,45 + 16 ∙ 2,45 + 24 ∙ 2,45 + 32 ∙ 2,45 + 40 ∙ 2,45 + 48 ∙ 2,45
= 411,6 кВт ∙ м;
411,64
∆�� = = 0,55 %
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 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 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;
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 87
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
- збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих і закритих
розподільчих установок всіх напруг;
- мережі тимчасових споруд, а також пристрої з терміном служби 3-5 років.
Вибір перерізу провідників по технічним умовам включає: вибір по
умовам теплового нагріву; по їх пропускної спроможності і умовами захисту;
термічну стійкість до струмів короткого замикання; втрати напруги; механічна
міцність.
На механічну міцність перевіряються голі проводи і приймаються перерізи
з умов механічної міцності для алюмінієвих F> 35 мм2 і стальних F>25 мм2.
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам щодо
гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а й
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При
перевірці на нагрів приймається півгодинний максимум струму, найбільший з
середніх півгодинних струмів даного елемента мережі.
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи електроприймачів
в якості розрахункового струму для перевірки перерізу провідників по
нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить від відповідного
режиму (повторно-короткочасний, короткочасний, тривалий).
Вимоги для нормальних навантажень та післяаврійних перевантажень
стосуються кабелів і встановлених на них з’єднувальних та кінцевих муфт й
окінцевань.
Основною умовою вибору перерізу провідників є величина нагрівання їх
електричним струмом у нормальному, форсованому та аварійному режимах.
Якщо температура нагрівання перевищить допустиму, то залежно від величини
перевищення й тривалості часу, елемент може бути пошкоджений, що
спричинить порушення нормальної роботи системи, а в гіршому випадку
(загоряння ізоляції) може привести до пожежі. Тому для всіх видів провідників
та умов їх застосування головним у виборі перерізу є нагрівання, яке
визначається двома ефектами теплового впливу: максимально допустимою
температурою та тепловим зносом ізоляції для даного режиму й класу ізоляції.
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням,
використовують сумарний вплив на строк служби провідника максимальної
температури і тривалості зносу ізоляції за розглянутий період. При різких піках
навантаження більшу небезпеку становить можливість перевищення
максимально допустимої температури. Якщо графік навантаження рівномірний,
більшу вагу має складова теплового зносу ізоляції.
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму, від того, чи потрібно захищати мережу від перевантаження, від
температури умов оточуючого середовища, характеру приміщення і типу
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 88
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
ізоляції провідника. Попередньо необхідно обрати марку провідника,
визначитися з умовами його прокладання, а потім виконати розрахунок.
Переріз провідника цехової мережі обирається за розрахунковим струмом
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
перерізу кабелів, проводів шино проводів і захисних апаратів.
Для мереж напругою до 1000 В основними вимогами, що визначають вибір
перерізу провідників, є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів
провідників, механічна міцність, втрата напруги, термічна стійкість до струмів
КЗ.
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в
цілому за співвідношення
Р
I ном
розр ,
3 U ном cos
де Рном – номінальна потужність згідно з завданням, кВт ;
Uн = 0,38 кВ.
Умовами вибору ліній живлення [1] є виконання співвідношення:
I роз К у .п I н .доп .л .
де Iн.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
I н.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 22444 63/03-03 89
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Таблиця 8.1 – Вибір перерізу живлячого кабелю
Р I , I , I
Назва споживача н р max. н.доп.л Марка
кВт А А А
1 2 3 4 5 6
Токарний верстат №1 17,3 32,9 41,1 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Свердлильний напівавтомат 12 23,4 29,3 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Горизонтально-фрезерний верстат 15,3 27,7 34,6 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Вертикально-фрезерний верстат 14,7 25,7 32,1 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Прес гідравлічний 11 19,9 24,9 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Вентилятор витяжний 10 18,8 23,5 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Вентилятор приточний 24 42,9 53,7 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Токарний верстат №2 13 22,7 28,4 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Зварювальний напівавтомат 13,7 22,9 28,6 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Прес формовочний 8,7 16,5 20,7 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Свердлильний верстат 5,5 10 12,4 19 АВВГ(4×2,5)
Динамометричний стенд 1,8 3,4 4,3 19 АВВГ(4×2,5)
Електромагнітний фільтр 4,6 7,8 9,7 19 АВВГ(4×2,5)
Насос водяний 10 17,5 21,9 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Насос охолоджуючої рідини 17 29,4 36,7 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Горизонтально шліфувальн. Верст. 21 38,5 48,1 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Привод печі термічного отжигу 18,5 33,9 42,4 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Нормалізаційна камера 20 34,6 43,2 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Термопласт-автомат 34 54,4 68,1 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Шліфувальний верстат 6,2 11,2 14 19 АВВГ(4×2,5)
Полірувальний верстат 5,7 10,2 12,8 19 АВВГ(4×2,5)
Нормалізаційна електропіч 120 194,2 242,7 270 АВВГ(3×120)+(1×35)
Верстат виття пружин 14 25,1 31,3 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Верстат подачі проволоки 6,2 11,1 13,9 19 АВВГ(4×2,5)
Лазерний вирізний верстат 15 25,4 31,7 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Конвеєр 17,7 33,2 41,5 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Точильний верстат (220 В) 0,7 3,2 4 32 АПвВГ (2х2,5)
Свердлильний верстат (220 В) 1,2 5,5 6,9 32 АПвВГ (2х2,5)
Щиток освітлення ЩО 23,1 39,1 48,8 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
100
Конденсаторна установка 152 190 200 АВВГ(3×70)+(1×35)
квар
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); номінального струму
автоматичних вимикачів, та струму теплових розчіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі; сумарного струму Іроз.РП споживачів, що приєднані
до РП, який визначається за виразом
Іроз.РП ІН КН , (8.12)
де Кн - коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку Кн = 0,7.
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 90
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
умовами
Ір.РП ІН.ДОП .
Робимо розрахунки та заносимо дані в таблицю 8.2.
Таблиця 8.2 – Вибір перерізу кабелів та шино проводів
I
Найменування РП роз.РП, Iмакс., Iдоп.кабелю,
Марка
А А А
1 2 3 4 5
Розподільчий пункт РП-1 113,75 142,2 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-2 113,75 142,2 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-3 113,75 142,2 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-4 113,75 142,2 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-5 107,66 134,6 135 АВВГ(3×35)+(1×16)
Розподільчий пункт РП-6 107,66 134,6 135 АВВГ(3×35)+(1×16)
Розподільчий пункт РП-7 152,04 190,1 200 АВВГ(3×70)+(1×35)
Розподільчий пункт РП-8 59,92 74,9 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Розподільчий пункт РП-9 234,92 293,7 305 АВВГ(3×150)+(1×70)
Розподільчий пункт РП-10 82 102,6 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Розподільчий пункт РП-11 71,12 88,9 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.3.12 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
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 91
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
побудова епюри відхилення напруги виконується для кола ліній від шин ГПП
або ЦРП до затискачів одного найбільш віддаленого від цехової ТП або
найбільш потужного ЕП для режимів максимальних і мінімальних навантажень
(визначається з добового графіка навантажень), а в випадку
двотрансформаторної підстанції – і післяаварійного.
Як відомо, існує залежність r0 i x0 від перерізу проводів і кабелів, якою
можна скористатися при розрахунках.
Як правило у розрахунковому ланцюгу «ГПП – найбільш віддалений
потужний споживач» присутня трансформаторна підстанція ТП.
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.7.
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 U ЦЖ (%) – 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 [2] 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
Uном - UТ - UЛ2 КU U% ,
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 92
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
де UТ , UЛ2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми
(рисунок 8.7),
КU – коефіцієнт, що враховує відхилення напруги згідно [2] або ДСТУ
EN 50160:2014.
Розрахунок втрати напруги на ділянці Л2 від шин цехової підстанції до
віддаленого споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить
споживача від РП, так як його переріз 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
U max
Т (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 SТП .
2
При необхідності, може бути задіяна «добавка» UT , яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» UT регулюється зміною
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта
трансформації, за співвідношенням
W
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.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 93
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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
��ном 876,6
��р = = = 50,7 А;
√3 ∙ 10 √3 ∙ 10
де ��ном- повна потужність цеху, кВа;
��кл – довжинакабеля, який живить споживача; ��кл = 100 м;
�� , �� – активнийта індуктивний опори кабелю АСБГ(3х35) Ідоп = 135 А; �� =
2,4 Ом/км, �� = 0,084 Ом/км .
∆��л = √3 ∙ 50,7 ∙ 0,1 ∙ (2,4 ∙ 0,92 + 0,084 ∙ 0,4) = 19,7 В = 1,2%
100 − 3,08 − 1,2 = 95,7 ≥ 95 %.
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.
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ необхідно
здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність робочій напрузі і
струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі, заданому класу точності,
умовам експлуатації тощо), так і за умовами роботи в разі короткого замикання
з урахуванням термічних і електродинамічних впливів, комутаційної
спроможності.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик ( кількості приєднаних електроприймачів, сумарного струму
Іроз,РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). Іроз, РП визначається за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 94
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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 22444 63/03-03 95
Зм. Арк № 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 [12]. Стандартом встановлено методику
розрахунків максимальних і мінімальних значень струму при симетричних і
несиметричних КЗ, види яких визначені відповідно до ІЕС 60909- 0:2001.
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:
– 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:
– 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
розрахункової схеми слід привести до ступеня напруги мережі, на якій
знаходиться точка КЗ.
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання наступна:
– відповідно до принципової схеми обирати умови розрахунку;
– скласти розрахункову схему та схему заміщення, обчислити параметри її
елементів;
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 96
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
– 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).
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.
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.
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
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
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 97
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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:
��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, %.
8,5 ∙ 0,4
�� = ∙ 10 = 3,43 мОм;
630
100 ∙ 8,5 0,4
�� = 5,5 − ∙ ∙ 10 = 13,54 мОм.
630 630
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 98
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Схема заміщення прямої послідовності для розрахунку КЗ
Рисунок 8.9 – Схема заміщення прямої послідовності для розрахунку
КЗ в цеховій мережі
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;
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 99
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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;
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 [13]:
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
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 00
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
А) можна зневажити.
Параметри деяких багатовиткових трансформаторів струму обираємо
згідно таблиці 20[13]:
- 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 [13].
�� = �� ∙ ��
�� = �� ∙ ��
�� = �� ∙ ��
�� = �� ∙ ��
З урахуванням питомих значень, параметри кабелів (для ділянок СШ→РП1
та РП→1)дорівнюють:
�� = 0,549 ∙ 65 = 35,6 мОм;
�� = 0,065 ∙ 65 = 4,22 мОм;
�� = 9,61 ∙ 7 = 67,27 мОм;
�� = 0,098 ∙ 7 = 0,686 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 ) = 3,43 + 1 + 0,25 + 1 + 1,7 + 1 + 0,65 + 1 + 0,1 + 35,6 + 0,1 + 2,15
+ 0,1 + 67,27 = 115,37 мОм.
Х (К ) = ХС + ХТ + Х + Х + Х + Х + Х + Х ;
Х (К ) = 0,5 + 13,54 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 4,22 + 1,2 + 0,686 = 23,11 мОм.
Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «трансформатор
цехової КТП – точка К3 (споживач поз. 1/1)
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 01
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
�� (К ) = 115,37 + 23,11 = 117,66 мОм.
Струм короткого замикання (начальне дійсне значення періодичної
складової трифазного струму КЗ Іп0=ІКЗ(К3)) у точці (К3)
1,05 ∙ 380
ІКЗ(К ) = = 1960 А.
√3 ∙ 117,66 ∙ 10
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП - точка К2 (РП-1)».
�� (К ) = ��Т + ��К + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� ;
�� (К ) = 3,43 + 1 + 0,25 + 1 + 1,7 + 1 + 0,65 + 1 + 0,1 + 35,6 + 0,1
= 45,83 мОм.
Х (К ) = ХС + ХТ + Х + Х + Х + Х ;
Х (К ) = 0,5 + 13,54 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 4,22 = 21,23 мОм.
�� (К ) = 45,83 + 21,23 = 50,5 мОм.
Струм короткого замикання у точці (К2)
1,05 ∙ 380
ІКЗ(К ) = = 4567 А.
√3 ∙ 50,5 ∙ 10
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП - точка К1 (шини 0,4 кВ в КТП)».
�� (К ) = ��Т + ��К + �� + �� + �� +;
�� (К ) = 3,43 + 1 + 0,25 + 1 + 1,7 = 7,38 мОм.
Х (К ) = ХС + ХТ + Х + Х ;
Х (К ) = 0,5 + 13,54 + 0,1 + 2,7 = 16,84 мОм.
�� (К ) = 7,38 + 16,84 = 18,38 мОм.
Струм короткого замикання у точці (К1)
1,05 ∙ 380
ІКЗ(К ) = = 12548 А.
√3 ∙ 18,38 ∙ 10
Отримані значення струму КЗ заносимо до таблиці 8.4
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 02
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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 ∙ 12548 = 17,7 кА.
�� (К ) = √2 ∙ ��п (К ) = √2 ∙ 4567 = 6,3 кА.
�� (К ) = √2 ∙ ��п (К ) = √2 ∙ 1960 = 2,7 кА.
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
к 1 е сум
уд ,
,
, ( )
�� ,
уд(К ) = 1 + 2,718 = 1,25,
,
, ( )
�� = 1 + 2,718 ,
уд(К ) = 1,23,
,
, ( )
��уд(К ) = 1 + 2,718 , = 1,53,
��уд(К ) = √2 ∙ 12,5 ∙ 1,25 = 21,8 кА,
��уд(К ) = √2 ∙ 4,56 ∙ 1,23 = 7,85 кА,
��уд(К ) = √2 ∙ 1,9 ∙ 1,25 = 3,3 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 7,38 16,84 12,5 17,7 21,8
К2 21,23 45,83 4,56 6,3 7,85
К3 21,11 115,37 1,9 2,7 3,3
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 03
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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:
( ) √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.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 04
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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;
- 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 розташування 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.
Існують наступні вимоги до вибору автоматичних вимикачів, яких слід
дотримуватися при виконанні випускної роботи бакалавра:
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 05
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
– номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги мережі;
– відключаюча здатність повинна бути розрахована на максимальні струми
КЗ, що протікають по елементу, що захищається;
– номінальний струм 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 за
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:
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 06
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
ІНЕ.Р. 35 ІНТ. Р ; ІНЕ.Р. 510 ІНТ.Р. або ІНЕ.Р. 1014 ІНТ.Р. .
Керуючись вказаними вище критеріями: формулам , згідно каталожним
даних [3] 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
1,1.
І , Тип І , І , І ,
Найменування обладнання р І н н.т.р н.е.р
А р апарату А А А
А
1 2 3 4 5 6 7
Токарний верстат №1 32,9 36,2 ВА47-29 63 40 500
Свердлильний напівавтомат 23,4 25,7 ВА47-29 63 32 500
Горизонтально-фрезерний верстат 27,7 30,5 ВА47-29 63 32 500
Вертикально-фрезерний верстат 25,7 28,3 ВА47-29 63 32 500
Прес гідравлічний 19,9 21,9 ВА47-29 63 25 500
Вентилятор витяжний 18,8 20,7 ВА47-29 63 25 500
Вентилятор приточний 42,9 47,2 ВА47-29 63 50 500
Токарний верстат №2 22,7 25 ВА47-29 63 25 500
Зварювальний напівавтомат 22,9 25,2 ВА47-29 63 32 500
Прес формовочний 16,5 18,2 ВА47-29 63 20 500
Свердлильний верстат 10,0 11 ВА47-29 63 13 500
Динамометричний стенд 3,4 3,8 ВА47-29 63 6 500
Електромагнітний фільтр 7,8 8,6 ВА47-29 63 10 500
Насос водяний 17,5 19,2 ВА47-29 63 20 500
Насос охолоджуючої рідини 29,4 32,3 ВА47-29 63 40 500
Горизонтально шліфувальний верстат 38,5 42,3 ВА47-29 63 50 500
Привод печі термічного отжигу 33,9 37,3 ВА47-29 63 40 500
Нормалізаційна камера 34,6 38 ВА47-29 63 40 500
Термопласт-автомат 54,4 59,9 ВА47-29 63 63 500
Шліфувальний верстат 11,2 12,4 ВА47-29 63 13 500
Полірувальний верстат 10,2 11,2 ВА47-29 63 13 500
Нормалізаційна електропіч 194,2 213,6 ВА88-35 250 250 2500
Верстат виття пружин 25,1 27,6 ВА47-29 63 32 500
Верстат подачі проволоки 11,1 12,2 ВА47-29 63 13 500
Лазерний вирізний верстат 25,4 27,9 ВА47-29 63 32 500
Конвеєр 33,2 36,6 ВА47-29 63 40 500
Точильний верстат (220 В) 3,2 3,5 ВА47-29 63 4 70
Свердлильний верстат (220 В) 5,5 6,1 ВА47-29 63 4 70
Щиток освітлення ЩО 39,1 43 ВА47-29 63 50 500
Розподільчий пункт РП-1 113,7 125,1 ВА88-33 160 160 1600
Розподільчий пункт РП-2 113,7 125,1 ВА88-33 160 160 1600
Розподільчий пункт РП-3 113,7 125,1 ВА88-33 160 160 1600
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 07
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Продовж. табл.. 8.5
1 2 3 4 5 6 7
Розподільчий пункт РП-4 113,7 125,1 ВА88-33 160 160 1600
Розподільчий пункт РП-5 107,6 118,4 ВА88-33 160 160 1600
Розподільчий пункт РП-6 107,6 118,4 ВА88-32 125 125 1250
Розподільчий пункт РП-7 152 167,2 ВА88-35 250 200 2500
Розподільчий пункт РП-8 59,9 65,9 ВА47-100 100 80 100
Розподільчий пункт РП-9 234,9 258,4 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-10 82 90,2 ВА47-100 100 100 100
Розподільчий пункт РП-11 71,1 78,2 ВА47-100 100 80 100
Конденсаторна установка 152 167 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= 113,7А, Ідоп.л=160А, Ізах=160А.
1 ∙ 113,7 ≥ 1 ∙ 160 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 t зах – час дії захисту ;
tвим – час вимикання апарату;
2) усталене значення струму КЗ, І ;
3) надперехідне значення струму КЗ, І / / ;
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 08
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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 tпрп 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
tпр(а) 0,005 / / .
При дійсному часі t 1c величину tпра не враховують.
Переріз кабелю на термічну стійкість в трифазному КЗ перевіряється за
формулою
I t
пр
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
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:
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 09
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
�� ∙ �� = �� − ∆��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 [2].
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 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
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.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 10
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.10 – Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо
комплектну трансформаторну підстанцію 2КТПЦ ТОВ «Новокаховського
електромеханічного заводу».
Обрана двотрансформаторна підстанція 2КТПЦ–630/10/0,4 УЗ призначена
для надійного електропостачання промислових об’єктів, має потужність
трансформаторів 630 кВ∙А, з захистом і автоматикою.
Склад підстанції 2КТПЦ–630/10/0,4–04 У3:
1. Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН).
2. Силовий трансформатор.
3. Кожух виводів силового трансформатору.
4. Розподільча установка низької напруги (РУНН), що складається з
наступного обладнання:
- шафа вимикача робочого вводу;
- шафа секційного вимикача;
- шафа ліній, що відходять;
- 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 дворядне виконання.
Для прикладу на рисунку 8.11 приведено загальний вид шафи секційного
вимикача, на рисунку 8.12 – загальний вид шафи управління.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 11
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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 22444 63/03-03 1 12
Зм. Арк № 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 використовуються масляні трансформатори серії ТМЗ
630/10 (трансформатор масляний герметичний), що виготовляється у
герметичному гофробаку і не потребує обслуговування на протязі всього
терміну експлуатації. Загальний вид трансформатору серії ТМ приведено на
рисунку 8.13.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 13
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.13 – Загальний вид трансформатору серії ТМЗ
В таблиці 8.6 приведені остовні технічні характеристики
Таблиця 8.6 – Технічні характеристики 2КТПЦ-630/10/0,4 У3
Найменування параметра Значення
параметра
Потужність силового трансформатора, кВА 630
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 58
Номінальний струм збірних шин НН, А 1250
Струм термічної стійкості на протязі 1 с на стороні ВН, кА 20
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
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 14
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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.
Таблиця 8.7 – Класифікація виконання 2КТПЦ-630/10/0,4 У3
Призначена для встановлення
За типом силового трансформатора
масляного трансформатора типу ТМ
За способом виконання нейтралі
З глухозаземленою нейтраллю
трансформатора на стороні НН
За взаємним розташуванням виробів Дворядне виконання
За виконанням високовольтного ввода Через пристрій ПВН
Наявність ізоляції шин в РУНН З ізольованими шинами
За видом оболонок і ступенем захисту ІР31
За способом установки автоматичних
З викотними вимикачами
вимикачів в РУНН
Шафи високовольтного вводу з вимикачами навантаження ВВЭ-6(10)
призначені для комутації електричних мереж трифазного змінного струму з
ізольованою нейтраллю частотою 50 Гц, з номінальною напругою 6(10) кВ і
застосовуютсья в якості ПВН КТПВ.
ПВН представляють собою металеву оболонку закритого виконання.
Обираю до встановлення ПВН типовиконання ШВВ-3 з встановленим
обладнанням:
- вимикачем вакуумним типу ВВЭ-10-20/630 У2;
- роз’єздувачем типу РВЗ-10/630 У2;
- трансформаторами струму типу ТПОЛ-10-1.
Для забезпечення безпечної роботи обслуговуючого персоналу силові
шири, що йдуть від ПВН до силового трансформатора, розташовані в коробі,
що закріплений на боковій стінці ПВН. Для локалізації дуги, що виникає при
КЗ в ПВН, в пристрої передбачене вікно, в якому закріплений клапан
зкидування тиску.
Установки конденсаторні для компенсації реактивної потужності УК4-
0,415-75 Т3 призначені для підвищення автоматичного регулювання
коефіцієнта потужності (cos ��) електроустановок промислових підприємств і
розподільчих мереж напругою 0,4 кВ частотою 50 Гц. Установки
забезпечуються заданий cos �� в періоди максимальних та мінімальних
навантажень, а також виключають можливість виникнення режиму генерування
реактивної потужності.
План КТП наведений на аркуші 7 (Вид і план КТП) графічної частини
випускної роботи.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 15
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
9 IНДИВIДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ - Підвищення ефективності
зварювального процесу на підприємстві
Для дугового зварювального автомату плавким електродом розрізняють
автоматичну і напівавтоматичну зварювання. Межа між ними досить
невизначена. Власне те, що досягнуте до теперішнього часу, зазвичай не
виходить за межі часткової механізації процесу зварювання, що включає дві
основні операції; подачу електроду в дугу у міру його плавлення і переміщення
дуги по лінії зварювання. Якщо механізовано обидві операції, процес вважають
автоматичним, якщо ж тільки одна подача електроду, то напівавтоматичним.
Автоматичне зварювання не завжди здійснене і доцільне. Воно вигідне в
масовому та серійному виробництві виробів з достатньо довгими
прямолінійними і круговими швами. Величезна кількість зварних виробів не
задовольняє цим вимогам, і великий об'єм робіт виконується ручним
зварювальним апаратом.
Напівавтоматична зварювальний апарат. З давніх пір разом з автоматами
створювалися спрощені пристосування, що в тому або іншому ступені
зменшували об'єм ручної роботи. У зв'язку з цим отримала великий розвиток
шлангова напівавтоматичний зварювальний апарат. Автоматичний механізм
шлангового напівавтомата, аналогічний звичайним дуговим автоматам з
електричним приводом, проштовхує електродний дріт з бухти в зону дуги через
гнучкий шланг і утримувач-наконечник. Довжина гнучкого шланга може бути
до 5 м. Зварювальник тримаючи в руках наконечник, вручну переміщає його
вздовж шва.
Спочатку шлангові напівавтомати призначалися для зварювання
відкритою дугою голим електродним дротом діаметром 4-5 мм.
Робота велася на малих зварювальних струмах. Внаслідок значного
діаметру дроту шланг був важким, недостатньо гнучким, незручним в роботі.
Малі струми не дозволяли значно підвищити продуктивність зварювання в
порівнянні з ручною зваркою, тому шлангові напівавтомати, хоч і були відомі,
але не знаходили застосування.
Створенню практично придатного шлангового напівавтомата сприяв
перехід до способу зварювання під флюсом електродним дротом малих
діаметрів, що не перевищують 2-2,5 мм. Застосування флюсу дозволило
збільшити зварювальний струм, що поліпшило стійкість дуги і різко підвищило
продуктивність зварювання. Із зменшенням діаметру дроту знизилася вага
шланга і збільшилася його гнучкість. Схема установки для шлангової
напівавтоматичної зварювального автомату типа ПШ-5, розробленої в Інституті
електрозварювання ім. Е.О.Патона, показана на рисунку 9.1.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 16
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Рисунок 9.1 - Схема установки для напівавтоматичної дугового
зварювального автомату ПШ-5
Електродний дріт діаметром 1,6-2 мм, змотаний в бухту, що знаходиться в
коробці або касеті 1, проштовхується подаючим механізмом 2 через гнучкий
шланг 3 в утримувач 4, що знаходиться в руці зварювача. Зварювальний струм
підводиться до утримувача через гнучкий шланг від зварювального
трансформатора 5 з дросельною котушкою. Включаюча апаратура і прилади
електровимірювань змонтовані в апаратному ящику 6.
Подаючий механізм працює за принципом постійної швидкості подачі
електродного дроту.
Подача проводиться асинхронним електродвигуном змінного трифазного
струму потужністю 0,1 кВт через черв'ячну і дві циліндрові пари зубчатих
коліс. Швидкість подачі дроту змінюється перестановкою зубчатих коліс в
межах 80-600 м/год. Через гнучкий шланг зварювальний струм підводиться до
утримувача і електродний дріт подається в зону дуги.
Для пропуску електродного дроту усередині спеціального гнучкого
шланга знаходиться гнучка сталева дротяна спіраль, відокремлена від
токоведущей частини шланга шаром ізоляції. Поверх спіралі розташовані
гнучкі мідні дроти, по яких поступає зварювальний струм. У дроти закладено
два ізольованих провідники для ланцюга управління. Струмоведуча частина
захищена бавовняною опліткою з міцною гумовою ізоляцією 6. Нормальна
довжина шланга 3,5 м. Шланг закінчується утримувачем-наконечником. На
утримувачі змонтована воронка-бункер для флюсу і кнопка для включення
механізму напівавтомата і зварювального струму. Електродний дріт,
пройшовши гнучкий шланг, поступає в наконечник і прямує в зону дуги.
Зварювальний струм по провідниках гнучкого шланга поступає в
утримувач і по кінцю електродного дроту, що треться об метал мундштука,
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 17
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
прямує в зону дуги.
Існує цілий набір спеціальних утримувачів до напівавтомата для
зварювання в труднодоступних місцях, обварювання труб і фланців і іншого.
Зварювання напівавтоматом нормально проводиться на змінному струмі, але
іноді і на постійному струмі, наприклад при роботі в польових умовах, при
зварюванні тонкого металу тощо. Напівавтомат розрахований на дріт діаметром
2 мм, струм 200-650 А і швидкість зварювання (переміщення дуги по шву) 15-
40 м/год. Може застосовуватися дріт діаметром 1,6 мм при струмі 150-450 А і
дріт діаметром 1,2 мм при струмі 100-170 А. Не дивлячись на порівняно малі
зварювальні струми, при шланговій напівавтоматичній зварці отримується
глибоке розплавлення основного металу (до 10-12 мм), що забезпечує
можливість зварювання металу не тільки малої, але і великої товщини. Значна
глибина розплавлення пояснюється великою щільністю струму.
Шлангові напівавтомати часто виявляються вигіднішими за автоматичний
і ручний зварювальний апарат. Вони придатні для зварювання металу
товщиною від 2-3 мм до найбільшої товщини, що зустрічається на практиці, для
зварювання всіх видів стикових швів - одно- і двосторонніх, зі скосом і без
скосу кромок, кутових швів в тавровому і нахлесточному з'єднаннях, а також і
прорізних швів. Шланговими напівавтоматами можна виконувати не тільки
суцільні, але і переривисті шви; вони успішно застосовуються як в заводських,
так і в польових умовах на відкритому повітрі, наприклад при зварці стиків
трубопроводів, при споруді будівельних металоконструкцій, каркасів висотних
будівель і т.д.
Виробничий процес виготовлення металевих виробів дуже тісно
пов'язаний із використанням автоматизованого та ручного кріплення за
допомогою зварювальних напівавтоматів. Традиційно використовуються
зварювальні напівавтомати з трансформаторним силовим блоком. Сам силовий
блок складається зі зварювального трансформатора, котрий має жорстку
навантажувальну характеристику, потужного діодного моста, з примусовим
вентилюванням та дроселя в якому завдяки струмам протиіндуції виконується
вирівняння зварювальної напруги. Також зварювальний трансформатор
обладнано регулятором потужності, що дає змогу, методом перемикання між
витками вторинної обмотки регулювати силу зварювального струму.
Зварювальний трансформатор промислового призначення типу
ВД-306т/400 має наступні технічні характеристики:
- напруга живлення Uн=3х380 В+N, f=50 Гц;
- номінальна потужність Рн=24 кВт;
- максимальний споживаємий струм Ін=36 А;
- максимальний зварювальний струм Ізв=400 А;
- тип зварювального струму постійний;
- коефіцієнт завантаження кв=60% при Ізв=315А;
- напруга холостого ходу, Uхх=55-70 В;
- маса 55 кг.
Інверторні зварювальні апарати марки HYBRID 4002 (виробництва Італії)
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 18
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
мають наступні технічні характеристики:
- напруга мережі: Uн=3 × 400В f=50 Гц;
- номінальна потужність Рн=13,8 кВт;
- максимальний споживаємий струм Ін=20,1 А
- зварювальний струм 10 - 400 А;
- кількість ступенів регулювання – плавно;
- напруга х.х. Uхх=80 В;
- коефіцієнт завантаження при кв=60%: 400 А/34 В;
- коефіцієнт завантаження при кв=100%: 320 А/34 В;
- коефіцієнт потужності сos : 0,9
- тип захистуIP 23;
- тип охлодження: AF.
Також інвенторні зварювальні апарати мають значні технологічні
характеристики. Це зварювання покритими електродами будь-яких марок на
постійному і змінному струмі;
Універсальність зовнішньої статичної характеристики, що забезпечує
ручну дугову зварку покритим електродом, неплавким — в середовищі аргону,
механізовану плавким електродом в захисних газах; Стабільність запалення
дуги за рахунок високого Uxx і осциляції; Можливість зварювання короткої
дутої, зменшуючої енерговтрати і поліпшуючої якість зварного з'єднання
завдяки зменшенню зони термічного впливу; Якісне формування шва у всіх
просторових положеннях; Мінімальне розбризкування при зварці;
Немає залипання електроду при закінченні зварювання; Можливість
виключити магнітне дуття при зварці на постійному струмі; Зварювання
складнозварюємих сталей і сплавів; Можливість зварювання складних
металоконструкцій зварювачами недостатньої кваліфікації.
Отже переваги без трансформаторних зварювальних апаратів очевидні і
тому ми в нашому проєкті використаємо саме такі силові блоки до
зварювальних напівавтоматів.
Функціональна блок-схема безтрансформаторного напівавтоматичного
зварювального апарату. На рисунку 9.2 представлена функціональна блок-
схема безтрансформаторного напівавтоматичного зварювального апарату.
Рисунок 9.2 - Блок-схема безтрансформаторного напівавтоматичного
зварювального апарату
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 19
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Розроблюваний напівавтоматичний зварювальний апарат без використання
зварювального трансформатору складається з силового модуля, до складу якого
входять блок живлення, мережевий фільтр та зварювальний тиристорний блок
та модулю керування, який складається із захисних блоків – блоку газового
захисту та блоку обмеження струму холостого ходу, блоку керування
швидкості подачі дроту з двигуном подачі дроту, оптогальванічною
розв‘язкою, термодатчиком та блоком автоматичного керування зварювальним
струмом.
Призначення блоку живлення – живлення блоків модуля керування
напругою 18В, 36В стабілізованою за допомогою мереженого фільтру та
живлення напругою (40 В) тиристорного зварювального блоку.
Блоки захисту та термодатчик призначені для обмеження подачі захисного
газу (газовий клапан) та зварювального дроту (швидкість подачі зварювального
дроту керується блоком керування швидкості подачі дроту) у випадку перегріву
зварювального апарату, а також повного відключення зварювального струму та
живлення газового клапану та двигуна подачі зварювального дроту на етапі
холостого ходу.
Основним блоком розроблюваного безтрансформаторного
напівавтоматичного зварювального апарату є блок автоматичного керування
зварювальним струмом, керування яким відбувається в залежності від товщини
зварювання, режиму та зварювального матеріалу.
Для уникнення великих перепадів струму, живлення блоку керування
здійснюється через оптогальванічну розв‘язку.
Опис електричної принципової схеми безтрансформаторного
напівавтоматичного зварювального апарату.
Принципова електрична схема пристрою зображена на рисунку 9.3.
Змінна напруга, що поступає з мережного трансформатора, перезаряджає
конденсатори С1, С2 в кожен напівперіод з постійною часу, визначуваною
опором резисторів R1, R2. До виводів мереженого трансформатора Т1
підключений послідовний ланцюг, що складається з керуємих тирісторів VS1 і
VS2, з розв'язуючими діодами VD2, VD3. На транзисторах VT5, VT6 зібрано
пороговий пристрій з регульованим підстроєчним резистором R26 порогом
спрацьовування, що визначає швидкість подачі зварюваного дроту.
Як тільки напруга на конденсаторах С1, С2 збільшуючись досягне
порогового рівня, пристрій спрацьовує і конденсатори розрядяться через діоди
VD4, VD5 і переходи керуючих тиристорів VS1, VS2. На цих тирісторах в
кожному напівперіоді виникає пряма напруга, тому вони відкриваються по
черзі, пропускаючи струм до місця виникнення зварювальної дуги. Діоди VD2 і
VD3 в кожному напівперіоді по черзі закриваються.
Поріг спрацьовування тиристорів зварювального струму можна
регулювати резистором R11. При підвищенні порогу збільшується потужність
імпульсу, що відкриває тиристори, що може потрібно, коли апарат
експлуатують при зниженій навколишній температурі.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 20
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
"äî óòðè ì óâà÷à çâàðþ âàëüí î ãî äðî òó"
L1
VD1
DD2
SA1 4
Out1 IC 6
LV
5 2
Out2 Gnd
8 3
V+ IN
R1 R2
VT1 "Ñòðóì çâàðþ âàí í ÿ"
C8
R11
VT2 C12
C1 R5 +9B
+
+
VD2 VD3
C6 R13 C9 R15 VD12 R22
R8
C2 1 VD6 5 VD18
+ DD1.1 DD1.2 DD3 R18
3 F 2 13 F 14 4 8
R R R F
VS1 VS2
2 6 C11
4 6 11 10 2 3
TR TR VT4
4 7
5 7 12 6
TR TR
R23
3 8
K2.1
C10 R17 R24
VT5 R27
VD8
VD4 VD5 K2 K3 R20
R3 VD10 VD11 VD19
R19
VT6
Ò1
Ò2 R9 VD20
C3 M1
L2
FU1 VD9
K3.1 R14 VD13
VT3
VD7 VD14
R10
+
L3 C7 R16 VD15
+ R21
R4 C5
SA2
C4
K3.2
VD16
K1 S1 R25
R6 R7 R12 VD17
220 Â; 50 Ãö Y
"Ï óñê"
R26
"Ø âèäê³ñòü ï î äà÷³ äðî òó"
Рисунок 2.3 – Принципова електрична схема безтрансформаторного
напівавтоматичного зварювального апарату
Змінний резистор R12 дозволяє змінювати час зарядки конденсаторів С1,
С2 і відповідно регулює час затримки подачі шляхом зміни часу зарядки від
початку напівперіоду до моменту спрацьовування порогового пристрою, тобто
регулювати крутизну падіння характеристики апарату.
Резистор R20 обмежує струм розрядки конденсаторів і визначає тривалість
імпульсів, що відкривають тиристори VS1, VS2. Діоди VD19, VD20 захищають
емітерні переходи транзисторів VT5, VT6 від перевантаження у момент спаду
імпульсу. Транзистор VT5 грає роль слабкострумового стабілітрона.
Тумблер SA1, призначення якого – перемикання між режимами змінного і
постійного струму, вмонтовують на панелі управління зварювальним апаратом.
Якщо ж зміни порогу спрацьовування не вимагається, пороговий пристрій
VT5-VT6 можна замінити послідовним ланцюгом з резистора опором 51 Ом
потужністю 0,5 Вт і діністора КН102Б. Резистор служить обмежувачем струму
розрядки конденсаторів.
У вузлі управління апарату постійні резистори – типу МЛТ; підстроєчні -
СП5-1А. Тумблер SA1 – МТ-1.
Діоди Д245А можна замінити будь-якими, які витримують імпульси
струму в 1 А. Діоди VD1 і VD2 повинні мати гранично допустимий прямий
струм не менше значення зварювального струму для вибраної конструкції. Те ж
саме відноситься і до вибору тиристорів VS1 і VS2.
Замість КТ854А підійде будь-який n-p-n транзистор, що витримує
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 21
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
36B 18B 18B
"Äâèãóí ï î äà÷³ äðî òó"
імпульсний струм колектора не менше 1 А при напрузі колектор-емітер не
менше 40 В, а замість КТ825Г - будь-який, структури р-n-р на струм колектора
не меншого 0,35 А на ту ж колекторну напругу.
Налагодження апарату зводиться до установки амплітудного значення
напруги відкриваючого імпульсу, достатнього для відкриття тиристорів,
змінним резистором R11 (близько 20...30 В). Оптимізують режим зварювання
змінним резистором R12, обмежити кут відсічення можна підборкою резисторів
R1, R2.
Розроблений апарат забезпечує два режими зварювання - максимальний і
регульований (з'єднання тонких листових деталей). При максимальному режимі
електронний вузол виключають з роботи. Зварювальні "шланги" - це відрізки
гнучкого багатодротяного ізольованого кабелю перетином 10...15 мм2, залежно
від значення зварювального струму.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 22
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
10 ТЕХНІКО ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Визначення економічної
ефективності від модернізації процесу зварювання на підприємстві
Як було зазначено в розділі 9 потужність напівавтоматичного зварювально
апарату трансформаторного типу, призначеного для кінцевого збирання
корпусу храпової лебідки, складає Ртр=24 кВт. Коефіцієнт використання такого
трансформатору становить кв=0,6 при зварювальному струмі Ізв=315А.
Інверторний зварювальний апарат має дещо інші електротехнічні
показники, при однакових величинах зварювального струму: Рн.ін=13,8 кВт.
Коефіцієнт використання такого аппарату становить кв=0,6 при зварювальному
струмі Ізв=400А.
Визначимо різницю між спожитою потужністю двома зварювальними
аппаратами до і після впровадження проєкту в дію.
Спожита потужність при використанні зварювального трансформатора
Рн.тр n Pтр кв,
де n – кількість працюючих зварювальних апаратів в цеху
Рн.тр 4 24,6 0,6 59 (кВт).
Спожита потужність при використанні інверторних апаратів
Рн.ін n Pін кв,
Рн.ін 4 13,8 0,6 33,1 (кВт).
Різниця буде становити
Рр Рн.тр Рн.ін ,
Рр 59 33,1 25,9 (кВт).
В грошову еквіваленті ця різниця буде становити
Сек Рр Сен,
де Сен – вартість одного кіловату електроенергії для підприємств Сен=3,71 грн.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 23
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Сек 25,9 3,71 96,1 (грн.год)
Згідно вище приведеного розрахунку ми маємо економію електроенергії,
за одну робочу годину, в розмірі Сек=96,1 грн. Отже врахувавши суттєві
переваги в технічних характеристиках інверторного зварювального апарату над
трансформаторним, а також врахувавши досить значну економічну різницю ми
прийняли рішення про застосування в нашому проєкті саме інверторних
зварювальних апаратів.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 24
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, що впливають на співробітника
проєктно-технічної лабораторії
В процесі проєктування системи електропостачання заводу з виробництва
вантажопідйомного обладнання на співробітника проєктно-технічної
лабораторії можуть впливають різноманітні параметри робочої обстановки:
температура, вологість і швидкість руху повітря, освітлення, шум, вібрація,
шкідливі речовини, електромагнітні та інші випромінювання.
Для виявлення можливих фактів негативного впливу параметрів
оточуючого середовища на робітників необхідно проаналізувати їх з точки зору
відповідності нормативним значенням.
Робочі місця співробітників розташовані в приміщенні, яке умебльоване
столами та шафами, на робочих місцях встановлена комп’ютерна техніка та
периферійне обладнання. Монітори комп’ютерів розташовані таким чином, що
відстань від екрану монітору до працівника складає 70-80 cм, при цьому кут
зору становить близько 30о.
Всі необхідні предмети та прилади знаходяться на робочому місці в
робочій зоні в межах прямої видимості працівника та розміщені на відстані не
більше 60-70 см від нього. Розміри робочого столу становлять: довжина – 1,2 м,
ширина – 0,9 м, висота – 0,745 м. Висота стільця становить 0,45 м. З
врахуванням середнього росту людини, який складає 160-180 см, можна
сказати, що положення, яке співробітник лабораторії займає при роботі
відповідає нормативним інструкціям і рекомендаціям ДСТУ 8604:2015. При
цьому потрібно відмітити, що положення моніторів вибрано найкращим чином,
так як світло, що потрапляє через вікно, падає з лівого чи правого боку від
працюючого в залежності від розташування робочого місця і, таким чином, не
засліплює йому очі. Задля кращого уникнення негативного ефекту, пов’язаного
з надмірною освітленістю приміщення, вікна обладнані жалюзі.
Розміри лабораторії становлять: довжина – 8 м, ширина – 4,5 м, висота – 3
м. Відповідно її площа дорівнює 36 м2. Найбільша кількість одночасно
працюючих становить 6 чоловік. Звідси площа, що припадає на одного
робітника, дорівнює 6 м2, що відповідає ДБН В.2.2.28-2010. Об’єм приміщення
складає 108 м3. Звідси визначаємо, що об'єм, який припадає на одну людину
дорівнює 18 м3. Нормативне значення складає 15 м3. З наведених даних можна
зробити висновок, що дане приміщення задовольняє вимогам ДБН В.2.2.28-
2010 з розрахунку на одну людину.
Згідно ДСН 3.3.6.042-99 окремо для двох періодів року, визначаємо
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 25
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
оптимальні і допустимі значення температури, відносної вологості та швидкості
руху повітря.
Враховуючи характеристику трудової діяльності людини, яка визначає сту-
пінь залучення до роботи м'язів і відображає фізіологічні витрати внаслідок
фізичного навантаження, потрібно відмітити, що дана робота є сидячою і при
цьому не спостерігається фізична напруга працівника. Людина на такій посаді
працює з витратами до 120 ккал/год, а отже дана робота відноситься до легкої
фізичної (категорія Iа). Оскільки на даному робочому місці робітник
безперервно знаходиться більшу частину свого робочого часу, при цьому не
змінюючи оточення, то дане робоче місце можна віднести до постійного.
Нормовані величини температури, відносної вологості і швидкості руху
повітря в робочій зоні виробничого приміщення в холодний період року:
оптимальне значення температури 22-24°С;
допустиме значення температури 21-25°С;
оптимальне значення відносної вологості 40-60%;
оптимальне значення швидкості руху повітря 0,1м/с;
допустиме значення швидкості руху повітря ≤0,1 м/с.
Нормовані величини температури, відносної вологості і швидкості руху
повітря в робочій зоні виробничого приміщення в теплий період року:
оптимальне значення температури 23-25°С;
допустиме значення температури 22-28°С;
оптимальне значення відносної вологості 40-60%;
оптимальне значення швидкості руху повітря 0,1 м/с;
допустиме значення швидкості руху повітря 0,1-0,2 м/с.
В лабораторії фактичне значення температури в холодний період року
становить 18-20°С, що нижче від відповідної нижньої межі допустимого
значення. Таким чином дані умови праці відносяться до першого ступеня
шкідливості. Таким чином, в приміщенні лабораторії рекомендується в
холодний період року користуватися автономним обігрівачем невеликої
потужності. В теплий період року фактичне значення температури становить
26-27°С, що перевищує оптимальне значення, але знаходиться в допустимих
межах. В такому випадку рекомендується в даному приміщенні встановити
кондиціонер, що сприятиме більш комфортній роботі.
Фактичне значення швидкості повітря становить 0,2 м/с, що перевищує
максимально допустиме значення лише в холодну пору року. Це може
негативно вплинути на здоров’я робітника, оскільки можливе виникнення
таких хвороб, як запалення м’язів, гострі респіраторні захворювання і ін.
Фактичне значення відносної вологості повітря в приміщенні становить
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 26
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
67-70%. Це відповідає першому ступеню шкідливості умов праці. Перевищення
вологості в теплий період року призводить до збільшення температури тіла, при
зниженні температури – підвищена вологість може призвести до
переохолодження тіла та застуди.
Освітлення в приміщенні лабораторії здійснюється через два віконних
отвори, розміри кожного з яких становлять 2 х 1,3 м.
Величина необхідного освітлення на робочому місці приміщення
нормується з ДБН В.2.5-28-2018. При штучному освітленні нормується
величина освітленості в люксах (Лк), яка вибирається в залежності від ха-
рактеристики зорової праці з урахуванням найменшого розміру об'єкта
розрізнення, фона, контраста об'єкта розрізнення з фоном.
За найменший об’єкт розрізнення приймемо крапку в тексті книги чи на
екрані монітору, розмір якого визначимо на рівні 0,15–0,3 мм. Користуючись
ДБН В.2.5-28-2018, визначаємо, що за розміром обраного нами найменшого
об’єкта розрізнення, ступінь точності зорової праці відноситься до високого і
становить ІІ розряд. Нормативне значення КПО для визначеного розряду
зорової роботи відповідає – ен = 1,8%. Фактичне значення КПО становить 35-
40%. Отже, рівень природного освітлення в даному приміщенні знаходиться в
нормі.
Нормативне значення штучного загального освітлення становить
400 лк. Фактичне значення згаданого параметра становить 210-230 лк, що
нижче зазначеної норми, відповідно до ДБН В.2.5-28-2018.
В якості джерел світла в системі штучного освітлення використовуються
люмінесцентні лампи, в світильниках типу ЛСП02В-1×40, загальна кількість
яких становить 4. Таким чином, в даному приміщенні рекомендується
модернізувати систему штучного освітлення, за рахунок заміни світильників на
більш ефективні.
Електропроводка мережі змінного струму напругою 220 В в приміщенні
лабораторії виконана мідним кабелем і прокладена під шаром штукатурки.
Приміщення лабораторії відноситься до приміщення без підвищеної небезпеки
ураження працівників електричним струмом. Сумарна потужність обладнання,
встановлене в ньому, не призводить до перевантаження мережі. Деяке
обладнання, зокрема системний блок комп’ютера, має металевий корпус, тому
згідно ДСТУ Б В.2.5-82:2016 в аудиторії передбачена магістраль захисного
заземлення.
Під час роботи з обладнанням працівники лабораторії зобов’язані:
1. При раптовому припиненні подачі електроструму потрібно негайно
вимкнути електрообладнання.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 27
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
2. Категорично забороняється ремонтувати електрообладнання, вмикати
та вимикати його, якщо це не передбачено в ході роботи.
3. Категорично забороняється проводити будь-які перемикання на
головному розподільному щиті.
4. Не знімати запобіжні кожухи з обладнання під час роботи.
5. У випадку виявлення неполагодженого електрообладнання,
вимірювальних приладів і дротів, терміново вимкнути напругу і
звернутись до керівника лабораторії.
6. У випадку ураження електричним струмом слід терміново
звільнити потерпілого від дії струму і прийняти міри по наданню
першої допомоги, при необхідності викликати лікаря.
Лабораторія відноситься до приміщень з категорією пожежовибухо-
небезпеки типу В, оскільки в лабораторії в наявності деревяні меблі, плакати,
підлога, які є твердими важкогорючими матеріалами (ДСТУ Б В.1.1-36:2016).
Для попередження пожеж в лабораторії використовується електрична пожежна
сигналізація променевого типу та теплові датчики типу (ИП-105-2) у кількості
6 шт. Також дана лабораторія обладнана двома ручними вуглекислотними
вогнегасниками типу ВВК-9 (Правила експлуатації вогнегасників).
Загальний рівень шуму в лабораторії, який в основному зумовлений
одночасною роботою системних блоків комп’ютерів не перевищує 45 дБА.
Інколи, при роботі принтера це значення досягає 50 дБА. Відповідно до ДСН
3.3.6.037-99 нормативне значення допустимого рівню звукового тиску, рівню
звуку та еквівалентного рівню звуку на робочому місці в лабораторії становить
60 дБА. Таким чином, фактичні рівні шуму в приміщенні лабораторії не
перевищують нормативні значенні цього параметру.
Вплив електромагнітного випромінювання на працівників лабораторії
відбувається на промисловій частоті живлячої мережі 50 Гц. Відповідно до
ДСН 3.3.6.096-2002 фактичний рівень напруженості електромагнітного поля по
електричній складовій на робочих місцях персоналу лабораторії протягом
робочого дня не перевищує гранично допустимий рівень. Клас умов праці за
даним параметром відноситься до допустимого. Напруженість
електростатичного поля також не перевищує гранично допустимого значення.
На основі вищенаведених даних можна сказати, що технічний рівень
лабораторії з точки зору гігієни праці не відповідає нормативним вимогам. Це
проявляється внаслідок недостатнього рівня освітлення робочих місць.
Потрібно відмітити, що раціонально виконане освітлення виробничих
приміщень надає позитивного психофізіологічного впливу на працюючих,
сприяє підвищенню продуктивності праці, забезпеченню її безпеки, знижує
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 28
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
втому і травматизм на виробництві, зберігає високу працездатність в процесі
праці. Таким чином в даному приміщенні необхідно модернізувати систему
загального штучного освітлення.
11.2 Модернізація системи загального штучного освітлення
Світлодіодні світильники різної форми широко використовуються у
створенні освітлювальних систем житлових будинків, квартир, офісних та
адміністративних будівель. Вони успішно замінили собою і традиційні
лампочки, люстри та енергозберігаючі лампи. Істотне розширення області
застосування LED світильників стало можливим відносно недавно – після
появи потужних світлодіодів. Прилад освітлення на таких елементах по
багатьом технічним і експлуатаційним параметрам перевершив традиційні
джерела освітлення (люстри, лампи розжарювання, галогенні лампи тощо).
Порівняно з лампами розжарювання, вбудовані світлодіодні лампочки
володіють тривалим терміном служби. За номінальним параметром він
становить близько 50 тисяч годин. Від ламп розжарювання світлодіодний
світильник стельового виду відрізняє також направлене випромінювання.
Таблиця 11.1 - Порівняльна таблиця показників якості світлодіодної лампи
Якісна світлодіодна Неякісна
Компоненти
лампа світлодіодна лампа
Блок живлення в світлодіодній лампі Блок з високими Низькоякісний блок
має розміри набагато менше технічними з посередніми
стандартних блоків для стельових або характеристиками, характеристиками,
вуличних світильників, і це здорожує який витримує висока ймовірність
його, як і будь-яке рішення щодо умови експлуатації. перегріву і короткий
мінімізації розмірів в області ресурс роботи.
електроніки. Здорожує Здешевлює
собівартість собівартість
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 29
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Світлорозсіювач в світлодіодній лампі Молочний Прозорий пласти-
- компонент, який повинен володіти не (матовий) ковий світлороз-
тільки міцністю, але і захищати очі від світлорозсіювач з сіювач. Такий підхід
яскравих світлодіодних точок світу. полікарбонату. дозволяє заощадити
Світлодіод повинен бути накритий Молочний і матовий насамперед на
призматичним або молочним світлорозсіювач діодах, оскільки
(матовим) світлорозсіювачем, оскільки поглинає до 15% 15% світлового
є дуже яскравим джерелом світла. світлового потоку, потоку – це
тому не вигідний можливість
там, де стоять якісні застосування
або «не розігнані» низькоякісних
світлодіоди. дешевих діодів.
Здорожує Здешевлює
собівартість собівартість
Світлодіоди, які використовуються в Високоякісні Низькоякісні
світлодіодній лампі, за рахунок європейські або азіатські світло-
маленької площі для їх розміщення американські діоди, з низьким
мають такі характеристики розміру, світлодіоди з показником
кроку і потужності, які призводять до ефективністю понад ефективності
нагрівання, в разі відсутності якісного 100 Лм/Вт, що «розігнані» - це
радіатора. встановлені на призводить до
платі, працюють в зменшення ресурсу
економному режимі роботи в 5 і більше
Здорожує разів.
собівартість Здешевлює
собівартість
Радіатор в лампі відіграє важливу роль Якісний Псевдо-радіатор,
і необхідний для відводу тепла, екструзійний збірний чи
оскільки діоди і блок живлення радіатор з порожній. Не
опиняються у замкнутому, слабо лопастями, для охолоджує діоди і
вентильованому просторі. Радіатор ефективного блок.
повинен бути розроблений, виходячи з тепловідводу.
типу світлодіодів і тепла, що ними Здорожує Здешевлює
виділяється. собівартість собівартість
Порівняно з розрядними і люмінесцентними лампами світлодіоди
повністю безпечні, не вимагають складної утилізації, так як у них відсутня
ртуть.
Після включення світлодіодного стельового світильника, максимальна
потужність світлового потоку буде досягнуто буквально за частку секунди,
чого не можна сказати про звичайні світильники. Світлодіодні лампи
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 30
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
відрізняються великою різноманітністю колірного відтінку освітлення
починаючи від теплого, характерного для ламп розжарювання, і закінчуючи
білим холодним.
Порівнюючи світлодіодний прилад освітлення з лампами розжарювання
або люмінесцентними лампами, можна відзначити суттєву економію
електроенергії - 95% і 50% відповідно. На сьогодні світлодіодний світильник –
це саме потужне і економічне джерело світла.
Світильники стельові на світлодіодних елементах і LED-лампи є
освітлювальними приладами нового покоління. Вони мають більш високу
вартість у порівнянні з традиційними лампочками, але їх довговічність і низьке
енергоспоживання повністю компенсує дорожнечу.
Після розробки діодів, що володіють силою випромінювання в кілька
десятків кандел, світлодіодні світильники для стелі стали використовуватися
для освітлення приміщень. Сучасний вбудовуваний стельовий світлодіодний
LED-світильник за силою світла легко здатний конкурувати з лампами
розжарювання. Досягти таких показників дозволило спільне застосування дуже
яскравих світлодіодів з напівпровідниковим перетворювачем.
Принцип роботи, який має вбудований стельовий світлодіодний LED-
світильник, дуже простий. Перетворювач підключається до електромережі,
забезпечуючи на виході напруга струму 5 В. Випрямляч, через який
здійснюється підключення, виконується або за мостовою схемою, або на діоді і
конденсаторі. Для усунення імпульсних перешкод використовуються резистор і
конденсатор. Конденсатор згладжує пульсації напруги на виході.
Розрахунок системи загального штучного освітлення в приміщенні
лабораторії виконується методом коефіцієнту використання світлового потоку.
Основною задачею розрахунку штучного освітлення є визначення необхідної
кількості світильників для забезпечення нормативного рівня штучного
освітлення за формулою:
Eн S z КN з
n Fл (11.1)
де:
Ен – нормоване освітлення, лк (ДБН В.2.5-28-2018);
Кз – коефіцієнт запасу, який враховує зниження освітлення в процесі
експлуатації (для заданого приміщення Кз = 1,4);
S = А·В – освітлюєма площа приміщення, (А – довжина приміщення, В –
ширина приміщення);
z = 1,05 – коефіцієнт мінімального освітлення для світлодіодних ламп;
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 31
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Fл – світловий потік світильника;
– коефіцієнт використання, відн. од.
Для визначення нормованого освітлення – Ен, визначаємо:
- перелік основних предметів, які повинна розглядати людина у процесі
роботи на заданому робочому місці: надписи на екрані монітору, шрифт
у книзі.
- самі дрібні деталі зображення (найменші об’єкти розрізнення), які
містяться на перелічених предметах: розділові знаки в книжках.
Орієнтовно оцінюємо їх розмір у 0,15 ...0,3 мм.
- характеристику фона – поверхні, на якій розглядається найменший
об’єкт розрізнення, в залежності від коефіцієнта відбиття поверхні ρ.
Фон є світлим (ρ > 0,4), оскільки в основному маємо справу з написами
на білому фоні, як в книзі так і на екрані монітору. Для вказаного фону
коефіцієнт відбиття поверхні ρ = 0,9.
- контраст об’єкта розрізнення з фоном, тобто наскільки чітко
сприймається найменший об’єкт розрізнення на вищерозглянутому
фоні. Контраст є великим (між білим і чорним).
Користуючись ДБН В.2.5-28-2018 визначаємо, що розмір обраного
найменшого об’єкта розрізнення відноситься до діапазону розмірів в межах
0,15-0,3мм, що відповідає IІг розряду зорової праці.
Нормативне значення штучного загального освітлення Ен з врахуванням
характеристики фону та контрасту складає: Ен = 400 лк.
Відповідно типу приміщення приймаємо тип світильника в залежності від
умов середовища і типу приміщення. Обираємо світлодіодний світильник
«Optima +». Цей світильник призначений для використання в офісних,
адміністративних і торгових приміщеннях. Встановлюється в стандартну
клітинку підвісної стелі типу «армстронг», в накладному виконанні монтується
за допомогою спеціальних кріплень, а також в підвісній виконанні за
допомогою тросових підвісів.
Конструкція світильника містить в собі: профіль ПВХ + алюмінієва задня
панель, світлодіодні світильники Optima +, матовий розсіювач та виносне
джерело живлення. Світильник дозволяє економіти електроенергії в 2,5 рази в
порівнянні з люмінесцентними світильниками; не вимагає додаткового
обслуговування; не потребує спеціальної утилізації; в ньому відсутня шкідлива
для очей пульсація світлового потоку; має високий індекс кольоропередачі,
робочий ресурс понад 50 000 годин та оптимальне співвідношення ціна/якість.
Визначаємо коефіцієнт використання в залежності від групи світильника
(третя група), коефіцієнтів відбиття стелі (70%), стін (50%) і підлоги (10%) та
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 32
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
індексу приміщення і:
AB
i
h(AB) (11.2)
де:
А – довжина приміщення, м;
В – ширина приміщення, м;
h = Н – 0,8 = 3 – 0,8 = 2,2 м – висота підвісу світильників.
Згідно виразу (11.2) знаходимо:
8 4,5
i 1,3
2,2 (8 4,5) .
За формулою (11.1) розраховуємо кількість світильників N:
Eн S z К з 400 36 1,05 1,4
N 14,79 15
Fл 2700 0,53
Таким чином, в приміщенні лабораторії необхідно встановити п’ятнадцять
світильників.
Світильники необхідно розташувати рівномірно на усій площі стелі
приміщення лабораторії з урахуванням габаритних розмірів приміщення та
світильників.
Для живлення освітлювальної мережі використовується напруга 220 В.
Перетин дроту, яким світильник приєднується до мережі повинен задовольняти
таким вимогам:
- дроти повинні допускати протікання по ним розрахункового струму
освітлювального навантаження, не нагріваючись вище допустимої
температури;
- напруга на джерелах світла повинна бути не нижче мінімальних
значень;
- механічна міцність дротів повинна бути достатньою для даного типу
електропроводки.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 33
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Рисунок 11.1 – Зовнішній вигляд світлодіодного світильника «Optima+»
Таблиця 11.2 - Технічні характеристики світлодіодного світильника
«Optima+»
Тип світильника Optima +
Колір світіння теплий днівний холодни
білий білий й білий
Кольорова температура 3000 К 4000 К 6000 К
Світловий потік 2600 Лм 2700 Лм 2800 Лм
Аналог ЛВО 4х18
Енергоспоживання 40 Вт
Вхідна напруга 176-265 В
Ступінь захисту IP40
Індекс кольоропередачі ≥ 80,3
Коефіцієнт потужності сos ϕ ≥ 0,92
Рівень пульсації < 1%
світлового потоку
Кліматичне виконання УХЛ4
Тип монтажу вбудований, накладний
Габаритні розміри 595х595х48 мм
Вага 3 кг
Термін придатності 50 000 годин
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 34
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2017. – 736 с.
2. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт
України. Характеристики напруги електропостачання в електричних
мережах загальної призначеності.
3. Електропостачання промислових підприємств. Посібник для курсового та
дипломного 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
електропостачання промислових підприємств».
13. Букович Н. В. Розрахунок струмів короткого замикання
електроенергетичних систем. Львів : Вища шк., 2008. 248 с.
14. Зорін В.В., Штогрин Є.А., Буйний Р.О. Електричні мережі та системи.
Ніжин: Аспект-Поліграф, 2011. 224 с.
15. Струми короткого замикання у трифазних системах змінного струму. Ч. 0.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 35
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Обчислення сили струму (ІЕС 60909- 0:2001, IDТ). Видання офіційне. Київ:
Держспоживстандарт України, 2009. 51 с.
16. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра для
здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм
навчання [Електронний ресурс] / [Упоряд. : Ситник О.О., Яценко І.В.,
Ключка К. М., Самойлик О.В.] ; М-во освіти і науки України, Черкас. держ.
технол. ун-т. – Черкаси : ЧДТУ, 2022. – 98 с.
17. Соловей О.І. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств / О.І. Соловей, О.О. Ситник, В.П. Розен, В.В.
Демиденко, Г.В. Курбака, А.В. Чернявський та С.М. Мильніченко //
Черкаси: ЧДТУ, 2012, с. 247.
Арк.
ЧДТУ А1 22444 63/03-03 1 36
Зм. Арк № докум. Підпис Дата