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/5722| Назва: | Електропостачання заводу з виготовлення гірничовидобувних машин |
| Автори: | Кисельов, Владлен Борисович Щербак, Вероніка Олександрівна |
| Ключові слова: | електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика |
| Дата публікації: | чер-2025 |
| Короткий огляд (реферат): | У випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання заводу з виготовлення гірничовидобувних машин. Було проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. В індивідуальному завданні розроблено схему дефектоскопічного пристрою контролю якості виготовлення різців до добувних комбайнів. В економічному розділі пояснювальної записки зроблено розрахунок економічної ефективності від впровадження дефектоскопічного пристрою контролю якості виготовлення різців до добувних комбайнів. В розділі з охорони праці розглянуто можливість модернізації системи водяного опалення відділу. |
| URI (Уніфікований ідентифікатор ресурсу): | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5722 |
| Розташовується у зібраннях: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Файли цього матеріалу:
| Файл | Опис | Розмір | Формат | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Щербак.pdf Restricted Access | 7.45 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 22466 63/03-03
на тему:
«Електропостачання заводу з виготовлення
гірничовидобувних машин»
(назва теми згідно з наказом)
Виконав: здобувач вищої освіти 5 курсу,
групи ЗЕСЕ-11н
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва спеціальності)
Щербак Вероніка Олександрівна
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ Владлен КИСЕЛЬОВ
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Рецензент ____________ _____________________
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів
без відповідних посилань
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)
Черкаси 2025 року
Черкаський державний технологічний університет
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(повна назва)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва)
Спеціальність: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»
ЗАТВЕРДЖУЮ
Завідувач кафедри ЕТС
Олександр СИТНИК
______________________
“_____” __________2025 р.
З А В Д А Н Н Я
НА КВАЛІФІКАЦІЙНУ РОБОТУ
Щербак Вероніці Олександрівні
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
1. Тема кваліфікаційної роботи
«Електропостачання заводу з виготовлення гірничовидобувних машин»
Керівник кваліфікаційної роботи Кисельов Владлен Борисович, к.т.н., доцент
(прізвище, ім’я, по батькові, науковий ступінь, вчене звання)
Затверджені наказом Черкаського державного технологічного університету від
« 05 » березня 2025 року № 63/03-03
2. Строк подання кваліфікаційної роботи здобувачем вищої освіти ____________________
3. Вихідні дані до кваліфікаційної роботи: 1. Тип системи електропостачання –
централізована; 2. Клас напруги ГПП – 110/10 кВ; 3. Встановлена потужність підприємства –
10564,1 кВт; 4. Потужність КЗ на шинах енергосистеми – 1600 МВА; 5. Розміри цеху –
60×60×6 м; 6. Кількість електроприймачів цеху – 59 шт; 7. Встановлена потужність силових
електроприймачів цеху – 910,1 кВт; 8. Індивідуальне завдання – Розробка схеми
дефектоскопічного пристрою контролю якості виготовлення різців до добувних комбайнів;
9. Техніко-економічні розрахунки – Розрахунок економічної ефективності від впровадження
дефектоскопічного пристрою контролю якості виготовлення різців до добувних комбайнів;
10. Охорона праці – Модернізація системи водяного опалення відділу.
4. Зміст розрахунково-пояснювальної записки (перелік питань, що їх належить
розробити)
1 Умови проектування
2 Розрахунок електричних навантажень
3 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства. Розрахунок живлячої мережі
4 Вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності
5 Вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання напругою 10 кВ
6 Розрахунок струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В
7 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП. Вибір високовольтної апаратури.
Перевірка кабельних ліній
8 Розрахунок системи електропостачання цеху
9 Індивідуальне завдання – Розробка схеми дефектоскопічного пристрою контролю
якості виготовлення різців до добувних комбайнів
10 Техніко-економічні розрахунки – Розрахунок економічної ефективності від
впровадження дефектоскопічного пристрою контролю якості виготовлення різців до
добувних комбайнів
11 Охорона праці.
5. Перелік графічного матеріалу (з точним зазначенням обов’язкових креслень,
плакатів)
1 Генеральний план підприємства
2 Однолінійна схема ГПП 110/10 кВ
3 План ГПП 110/10 кВ
4 Однолінійна схема електропостачання цеху
5 План живлячих та розподільчих мереж цеху
6 Однолінійна схема КТП
7 Вид та план КТП 10/0,4 кВ
6. Консультанти розділів кваліфікаційної роботи
Прізвище, ініціали та посада Підпис, дата
Розділ
консультанта завдання видав завдання прийняв
Охорона праці ст. викл. Олексій КОЖЕМ´ЯКІН
7. Дата видачі завдання до кваліфікаційної роботи 06 березня 2025 року
КАЛЕНДАРНИЙ ПЛАН
Строк виконання
№ Назва етапів виконання кваліфікаційної роботи
етапів кваліфікаційної Примітка
з/п
роботи
1 Умови проектування 06.03.25 – 07.03.25
2 Розрахунок електричних навантажень 08.03.25 –12.03.25
Вибір і обґрунтування схеми живлення
3 13.03.25 – 17.03.25
підприємства. Розрахунок живлячої мережі
Вибір трансформаторів і засобів компенсації
4 18.03.25 – 20.03.25
реактивної потужності
Вибір схеми внутрішньозаводського
5 21.03.25 – 22.03.25
електропостачання напругою 10 (6) кВ
Розрахунок струмів короткого замикання в
6 24.03.25 – 31.03.25
мережах вище 1000 В
Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП.
7 Вибір високовольтної апаратури. Перевірка 01.04.25 – 04.04.25
кабельних ліній.
8 Розрахунок системи електропостачання цеху 07.04.25 – 21.04.25
9 Індивідуальне завдання 22.04.25 – 28.04.25
Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП
10 28.04.25 – 30.04.25
промислового підприємства
11 Охорона праці 01.05.25 – 07.05.25
12 Виконання креслень графічної частини роботи 08.05.25 – 03.06.25
Підготовка доповіді та супровідних документів, 04.06.25 – 06.06.25
13
збір необхідних підписів
Здобувач вищої освіти-дипломник ________________ Вероніка ЩЕРБАК
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Керівник кваліфікаційної роботи ________________ Владлен КИСЕЛЬОВ .
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
ЗМІСТ
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ . 6
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ .................................................................................... 7
1.1 Характеристика об'єкта проєктування .............................................................. 9
1.3 Характеристика цехів об'єкта, особливості їх електропостачання .............. 11
1.4 Характеристика джерела живлення ................................................................ 12
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ .......................................... 13
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів .............. 14
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень від
однофазних електроприймачів .............................................................................. 23
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від освітлювальних
систем ....................................................................................................................... 23
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової підстанції
................................................................................................................................... 25
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання .................................................................................................. 25
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
заводу. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій ................... 28
2.7 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП) ................................................... 31
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ЗАВОДУ. РОЗРАХУНОК
ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ ................................................................................................ 35
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення заводу ............................................. 35
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ............................................................ 36
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ............................................ 39
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ
ПОТУЖНОСТІ ........................................................................................................... 45
4.1 Вибір трансформаторів головної понижуючої підстанції ............................ 45
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 ............................................................................................... 54
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ
Ли Зм. № докум. Підпис Дата
Ртоз ро б. Щербак В.О. Літ Лист Листів
Перев. Кисельов В.Б. Електропостачання заводу з 3 120
Т. контр. виготовлення гірничовидобувних
Н. контр. Ключка К.М. машин ФЕТАМ, ЗЕСЕ-11н
Затв. Ситник О.О.
Инв. № подп Подп. и дата Инв. № дубл. Взам. инв. № Подп. и дата
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі 54
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж ...................................................... 55
6 РОЗРАХУНОКСТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ
1000В ........................................................................................................................... 59
6.1 Вихідні дані для розрахунків ........................................................................... 59
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках ....................................................................................................................... 61
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ ... 64
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ........... 67
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ....................................... 67
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН ........................................................... 67
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН .............................................. 68
7.4 Вибір трансформаторів струму ....................................................................... 69
7.5 Вибір трансформаторів напруги...................................................................... 71
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість ........................................................ 71
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ ......................... 73
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху ..................................... 73
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем ............................. 74
8.2.1 Загальні відомості ....................................................................................... 74
8.2.2 Розрахунок освітленості ............................................................................ 75
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок ...................................... 78
8.2.4 Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги ...................... 82
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву ........................ 85
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж .......................... 85
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами нагріву
та захисту .............................................................................................................. 86
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги ............................ 93
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ ............................ 95
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання мережі до 1000В ........................ 96
8.5 Захист цехових електричних мереж ............................................................... 99
8.5.1 Вибір апаратів захисту ............................................................................. 100
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції ... 102
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції .... 103
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – розробка схеми дефектоскопічного
пристрою контролю якості виготовлення різців до добувних комбайнів.......... 107
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 4
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – розрахунок економічної ефективності
від впровадження дефектоскопічного пристрою контролю якості виготовлення
різців до добувних комбайнів ................................................................................. 110
11 ОХОРОНА ПРАЦІ .............................................................................................. 111
11.1 Аналіз шкідливих та небезпечних факторів, що виникають в приміщенні
проєктно-технічного відділу ................................................................................ 111
11.2 Модернізація системи водяного опалення відділу .................................... 115
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ................................................................ 119
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 5
Змн. 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 22446 63/03-03 ПЗ 6
Змн. 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, 4], системи електропостачання промислових підприємств
можна умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та комбіновані.
Згідно з завданням на дипломне проєктування система електропостачання
промислового підприємства має бути централізованою.
Основними чинниками при проєктуванні системи електроспоживання є
характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в першу чергу
безперебійність електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування, а також вимоги електробезпеки. Але незважаючи на те, що ці
особливості та характеристики є головними чинниками при проєктуванні
системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію побудови раціональної
СЕП вносять загальні вимоги до системи електропостачання, основні з яких
приведемо нижче.
Проєктування системи електропостачання промислових підприємств
проводимо згідно з [1, 4] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проєктуванні є характеристики джерел
живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування у технологічної частині проєкту, вимоги електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств розробляємо з
урахуванням наступних основних принципів [4]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на
кожної напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
г) Схеми електропостачання і електричних з'єднань підстанцій
мають бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і
резервування було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання
та провідників.
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному принципу
з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення електроприймачів
паралельних технологічних ліній слід здійснювати від різних секцій шин
підстанцій, взаємозв'язані технологічні агрегати повинні живитися від однієї
секції шин.
Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися при будь-яких
перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних потоків.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 7
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
є) При побудові схеми електропостачання підприємства, електроприймачі
якого вимагають резервування живлення, повинно проводитися секціонування
шин у всіх ланцюгах системи розподілу електричної енергії, включаючи шини
низької напруги цехових двохтрансформаторних підстанцій.
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися під
навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має бути
обґрунтовано.
ж) Потрібно застосовувати (вживати) , як правило, роздільну роботу ліній,
трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена паралельна
робота елементів електропостачання.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження обумовлюється значеннями і характером навантаження та
розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При цьому враховуються
також архітектурно-будівельні і експлуатаційні вимоги, розміщення
технологічного обладнання, умови оточуючого середовища, вимоги
вибухопожежної та екологічної безпеки.
Система електропостачання промислового підприємства враховує
черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно порушувати чи
знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проєктуванні системи електропостачання промислового підприємства
належить враховуємо потребу у електроенергії сторонніх близько розташованих
споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення є максимально уніфіковані.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання
відповідають ПУЕ. При цьому не допускається необґрунтованого віднесення ЕП
до більш високої категорії, а саме:
- ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що виконують
допоміжні технологічні операції, частину обладнання інженерного забезпечення
будівлі, відносимо до III категорії.
Віднесення вказаних електроприймачів до II категорії приводе до
необґрунтованого завищення не тільки потужності встановлених
трансформаторів, але і вимог до резервування живлення споживачів.
До II категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання,
без якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час після
аварійного режиму.
- електроприймачі, відключення яких приводе до масового недовідпуску
продукції , нерідко відносять не до II категорії, а до І категорій, що мотивується
тім, що наносяться "значні збитки народному господарству".
Зазначимо, що поняття "значні збитки народному господарству" відносяться
до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного підприємства.
Поняття "категорія електроприймача по надійності електропостачання" не
відноситься до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць, корпусів і т.
д. Це поняття правомірно тільки по відношенню до індивідуального ЕП. Для
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 8
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
споживача характерно лише поєднання в різних пропорціях електроприймачів
категорій І, II та III.
1.1 Характеристика об'єкта проєктування
Завод, електропостачання якого ми будемо проєктувати в даній
кваліфікаційній роботі бакалавра, займається виготовленням гірничовидобувних
машин.
При проєктуванні системи електропостачання (СЕП) підприємства ми
враховуємо основні вимоги "Норм технологічного проєктування СЕП
промислових підприємств", і відповідних розділів "Правил улаштування
електроустановок 2017".
Структура підприємства приведена на генплані (лист №1) і включає як цеха
основного виробництва, так і допоміжні приміщення та підрозділи.
При проєктуванні системи електропостачання враховано рельєф
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної енергії
окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на підприємстві,
характеристику оточуючого середовища.
Головна понижуюча підстанція (ГПП) заводу розташована з врахуванням
місця знаходження теоретичного центру електричного навантаження. При цьому
було враховано домінуючий напрямок вітру.
Основним високовольтним обладнанням заводу є понижуючі
трансформатори цехових трансформаторних підстанцій.
При розробці системи електропостачання заводу враховувалося, що всі
підстанції заводу телемеханізовані та будуть працювати без чергового персоналу.
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії
Силові електроприймачі цеху виготовлення головок до добувних комбайнів
живляться трифазним змінним струмом промислової частоти 50 Гц номінальною
напругою 380 В. Однофазне обладнання складається з малопотужних установок,
що включені на фазу 220 В. Вищих гармонік при експлуатації обладнання не
виникає. Встановлена потужність та інші характеристики приведено у таблиці 1.1.
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
Встановлена
№ Кількість,
Електроприймач потужність, cos
поз. шт.
кВт
1 2 3 4 5
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Тельфер 2 15,7 0,77
2 Зовнішній фрезувальний верстат 3 14,2 0,86
3 Вутрішній фрезувальний верстат 3 13,1 0,84
4 Багатопозиційний свердлильний
2 10 0,85
верстат
5 Шліфувальний верстат 3 24 0,85
6 Відрізний верстат 2 3,2 0,81
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 9
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 1.1
1 2 3 4 5
7 Горизонтально фрезерний верстат 8 21 0,86
8 Вертикально фрезерний верстат 8 18,4 0,85
9 Конвеєр 1 20 0,75
10 Верстат обємного фрезування 5 19,6 0,82
11 Токарний верстат 4 17,3 0,84
12 Запресовочний верстат 2 8 0,83
13 Заточний верстат 2 2,5 0,84
14 Установка очистки масла 1 10 0,83
15 Маслонасос 2 5,5 0,87
16 Насос охолоджувальної рідини 4 7,5 0,86
17 Вентилятор витяжний 5 8 0,88
18 Вентилятор приточний 2 42 0,88
59
Однофазні електроприймачі
1 Компресор 3 1,4 0,9
2 Термофен 3 1,8 0,9
6
В цеху виготовлення головок до добувних комбайнів на рівні
технологічних зв’язків здійснюється відповідне резервування.
Основне обладнання цеху відноситься до ІІ категорії. Як відомо [1], до ІІ
категорії слід відносити обладнання без якого не можливе продовження роботи
основного виробництва на час після аварійного режиму.
Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних особливостей
виробничих процесів.
Виробничо - сформоване електрообладнання живляться від власних
розподільних пунктів РП.
План цеху та розташування обладнання зображено на листі 5 графічної
частини, а також на рисунку 1.1.
Особливостями розташування обладнання у примащені цеху є такі, що
потребують практично рівномірну освітленість цеху.
Проєктом передбачено загально-виробниче освітлення 380/220 В, та
аварійне освітлення 220 В.
Розміри цеху, електропостачання якого ми будемо розраховувати, складають
:становлять 60×60×6 м. з площею освітлення S=3600 м2.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 10
Змн. 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 виконуємо всі вимоги ПУЕ у цієї частини.
Електроустановки заводу, електропостачання якого ми проєктуємо,
розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься складське
обладнання. Приміщення цехів заводу відносяться до так званих нормальних,
тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не перевищує 60 % та
відсутні умови, наведені уп. 1.1.10-1.1.12 ПУЕ.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 11
Змн. 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 [5, 6].
Але ці цехи відноситься до приміщень з не струмопровідним пилом.
1.4 Характеристика джерела живлення
Живлення даного заводу здійснюється від районної підстанції (РПС)
енергосистеми 110 та 220 кВ.
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
обрана номінальна напруга енергосистеми Uс=110кВ:
потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1600 МВ • А;
довжина повітряної лінії Lпл = 50 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на границі
балансової приналежності Qек = 496,5 квар в часи її максимуму навантаження.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110кВ±5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно договору
про споживання електроенергії, який укладається з усіма підприємствами
промислового району і енергопостачальною організацією.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 12
Змн. 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 заводу, 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 3T0 (у решті
випадків – 3T0);
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
P за активною потужністю впродовж часу
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 13
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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 [7], 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 заводу в цілому. При таких розрахунках
враховують ступень (рівень) системи електропостачання, оскільки розрахунки на
кожній із них мають свою специфіку. На заводах 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 заводу (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 ,
де ТВ – тривалість включення в частках одиниці (задається у паспорті, як
правило, у відсотках).
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 14
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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.
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
n n
Qном qном рном tg , (2.3)
1 1
де tg – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної потужності.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 15
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв Рном , що відповідає значенню Кр , за
співвідношенням:
Рроз Кp Кв Рном , (2.4)
де Кр f Kв, nе, Ta – коефіцієнт розрахункової потужності, який залежить від
коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості електроприймачів nе та
постійною часу нагріву мережі, для якої розраховують електричні навантаження.
Згідно [7] прийняти наступні постійні часу нагріву:
– Ta 10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр для таких мереж приймають за
номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1;
– Ta 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр приймають згідно таблиці 2.2;
– Ta 30 хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова потужність
для цих елементів визначається за умовою Кр 1.
Відмітимо, що добуток Кв Рном є проміжною допоміжною розрахунковою
величиною, але не середнім значенням очікуваного навантаження, як це
вважалося раніше.
Величину ефективної кількості електроприймачів nе визначаємо за
співвідношенням
2
n
Pном
n 1
е n . (2.5)
n р2
ном
1
Величинуnе можна також визначати за спрощеним співвідношенням
2p
nе
ном . (2.5)
pном max
Якщо знайдене за співвідношенням (2.5) число nе буде більше за n (n –
дійсне число ЕП), тоді слід прийняти n nе . Якщо рном max / pном min 3 , де
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 16
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
pном min – номінальна потужність найменшого електроприймача групи, тоді
також приймаємо ne n .
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр для
різних Кв в залежності від nе для живлячих мереж напругою до 1000 В
n Коефіцієнт використання К
е в
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
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 17
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр для
різних Кв в залежності від nе на НН цехових трансформаторів і для
магістральних шинопроводів напругою до 1000 В
Коефіцієнт використання Кв
nе 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 і
більше
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85
Більше 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8
Значення коефіцієнту використання кв за кожним окремим
електроприймачем визначаємо за довідковими даними.
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 18
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
n
кв р
i номi
К 1
в (2.6)
n
рномi
1
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому (середньовиважений
коефіцієнт) дорівнює
n
Кв Р
i номi
К 1
в, цеху . (2.7)
n
Рномi
1
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) для визначення розрахункової
активної потужності прийме вигляд
n
Рроз цеху Кр Кв, цеху Рном Кр Кв Рном . (2.8)
i i
1
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховується за
співвідношенням
Qроз цеху Кр Кв Рном tg
i i і . (2.9)
і
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ повинно бути додане освітлювальне
навантаження Pроз. оc , Qроз. оc .
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів напругою
до 1 кВ визначається за формулою
Sроз P2 2
роз Qроз (2.10)
Результати розрахунків та вихідні дані цеху заносяться у відповідні місця
таблиці 2.3, виконаної за формою Ф 636–92 [2].
Використовуючи вихідні дані таблиці 2.1, співвідношення (2.1) - (2.11) та
графік рисунок 2.2 [7], розраховуємо в якості прикладу величину розрахункового
активної та реактивної потужності окремого цеха , а саме цеху з виготовлення
виготовлення головок до добувних комбайнів.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 19
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Результати розрахунків заносимо у відповідні графи таблиці 2.3, що
виконана по формі Ф636-92.
Визначимо номінальну групову потужність другої групи електроприймачів
(горизонтально-фрезерний верстат) Рном,2. При цьому, так як електроприймачі
згруповані таким чином, що мають однакову величину коефіцієнта використання
Кв та номінальну потужність, співвідношення (2.1) приймає вид
n
Pном,7 pном n 218 168кВт.
1
Визначаємо розрахункову величину Кв Рном,4 , для цієї ж групи,
використовуючи значення Кв з таблиці 2.3 (стовпчик 5); значення додатку К .
в Рном,
заносимо у стовпчик 8 таблиці 2.3.
Кв Рном,7 0,7 168 117,6 кВт.
Визначаємо чергову розрахункову величину таблиці 2.1, та заносимо її у
відповідну графу таблиці 2.3.
Кв Рном,7 tgφ 0,7 168 0,59 69,8квар .
Проводимо аналогічні розрахунки для інших сформованих груп
електроприймачів та заносимо результати розрахунків у таблицю 2.3.
У графах 8 та 9 у підсумкової строки записуємо сумарні значення величин
Кв Рном та Кв Рном tgφ ,
а саме:
Кв Рном та Кв Рном tgφ.
Визначаємо величину ефективної кількості електроприймачів nе за
спрощеним співвідношенням (2.5):
2pном 2 910,1
nе 43,3шт.
pном м ax 42
Для розрахунку групового середньовиваженого коефіцієнту використання
по цеху в цілому використовуємо формулу (2.7)
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 20
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
n
Кв, і Рном і
1 910
Кв, цеху 0,73 .
n
Р 664,6
ном і
1
По графіку рисунок 2.2 для визначених величин nе=43 та Кв, цеху 0,73
знаходимо коефіцієнт розрахункової потужності Кр.цеху який дорівнює Кр,цеху =1,07.
За співвідношенням (2.8) знаходимо розрахункову активну потужність
цеху, який розраховуємо у якості прикладу
n
Рр. цеху Кр Кв. цеху Рном.цеху Кр Кв. i Рном і 1,07 664,6 711,1кВт.
1
Так, як величина ефективної кількості електроприймачів nе>10,
реактивна потужність силових електроприймачів напругою до 1 кВ по цеху
визначається співвідношенням (1.9), тобто являє собою число підсумкової строки
графи 9:
Qр.цеху (Кв Рном tgφ) 1416,8 416,8квар.
Повну розрахункова потужність Sпр силових електроприймачів напругою
до 1 кВ по цеху визначається формулою (1.10)
S P2 Q2
р.цеху р.цеху р.цеху 711,12 416,82 824,2кВА.
Таким чином, нами виконано розрахунок повної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ окремого цеха , а саме цеху з виготовлення
виготовлення головок до добувних комбайнів.
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших цехів.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 21
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 22
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень
від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути розподілені
рівномірно по фазах.
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені по
фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують як трифазні ЕП
тієї ж сумарної потужності. Якщо нерівномірність перевищує 15 %, умовна
трифазна номінальна потужність приймається рівної потроєної величині
навантаження найбільш завантаженої фази .
При кількості однофазних ЕП достатньою для практичних цілей точністю
умовна трифазна номінальна потужність Рном.у(кВт), що визначається наступним
чином
Рном.у = 3 ∙ Рном. .ф або Рном.у = 3 ∙ ��пасп ∙ √ТВ ∙ ��������пасп, (2.11)
де Рном. .ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт;
��пасп - паспортна потужність споживача, кВА;
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці
Так як однофазні електроспоживачі цеху розраховані лише на фазну
напругу Uф=220 В і не мають постійного стаціонарного місця підключення, їх
розрахунок ми будемо виконувати по формулі 2.11.
В цеху використовується три компресора та три термофена, з наступними
паспортними даними:
��пасп = 1400 Вт; ��������пасп = 0,92; ТВ = 40% часу за одну годину роботи
��пасп = 1800 Вт; ��������пасп = 0,9; ТВ = 40% часу за одну годину роботи
Рном.у = 3 ∙ 1,4 ∙ 0,4 + 3 ∙ 1,8 ∙ 0,4 = 6,1 кВт ;
��ном.у = ��ном.у ∙ ������ = 6,1 ∙ 0,9 = 5,5 квар.
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
В відповідності до категорій пожежозахисту приміщення, згідно ПУЕ
(глава 6.5), ми обираємо тип світильників, їх висоту підвісу, та розташування в
робочій зоні цеху елеваторних зерносушильних машин. Загальні геометричні
розміри виробничої зони цеху становлять 60×60×6, з площею освітлення S=3600
м2.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 23
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Для визначення електричних навантажень (ЕН) освітлювальних установок
використовується метод питомої потужності. Для знаходження питомої
фактичної потужності ЕН освітлювальних установок (Рп.о.ф.) використовуються
слідуючи дані: тип світильника, коефіцієнт запасу к3., освітленість Еф, значення
розрахункової висоти h, площа освітлювального приміщення S. По обраному типу
світильника, площі освітлювального приміщення та висоті підвісу світильників
визначається питома потужність загального рівномірного освітлення,
необхідного для забезпечення норми освітленості.
Для освітлення цеху ми використаємо стельові світильники ПВЛМ з
чотирма лампами типу ЛБ-65. Світильники розташовані під стелею на висоті
h=5,8 м, від рівня підлоги
Виконаємо розрахунки освітлювального навантаження цеху:
Визначимо активну потужність освітлювальних установок Рм.о. згідно виразу
Рроз.ос. кп Рп.о.ф S, (2.12)
де кп – коефіцієнт попиту освітлення [9];
S – площа приміщення, м2;
(0,95 9,7 3600)
Рроз.ос. 33,5кВт,
1000
Рп.о.ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м2,
визначається за формулою
Е
ф к
з.ф
р п.о.ф Р п.о.табл к р , (2.13)
100 к з.табл
де Рп.о.табл – питома потужність освітлювальної установки [9], Вт/м2;
Еф – фактична освітленість для виконуваного виду робіт [9], лк;
кз.ф – фактичний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [9];
кз.табл – табличний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [9];
кр - коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення [9].
200 1,8
р 2
п.о.ф 14,6 0,3 9,78 Вт/м
100 1,6
Реактивну потужність навантаження системи загального освітлення цеху
визначаємо за виразом
Qроз.ос. Рроз.ос. tgо , (2.14)
де tgφ0 – реактивна складова кута зсуву фаз.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 24
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Qроз.ос. 40,2 0,2 8 квар.
Розрахунок освітлювального навантаження інших цехів та підрозділів заводу
виконуємо аналогічно. Живлення зовнішньої системи освітлення заводу
виконано від силового трансформатора, що живить будівлю управління.
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової підстанції
Сумарні активну та реактивну розрахункові потужності на шинах 0,4 кВ
визначаємо за виразами
P0,38 цеху Рр. цеху Рр. ос. цеху , (2.15)
Q0,38 цеху Qр. цеху Qр. ос.цеху . (2.17)
Отримаємо
P0,38 цеху Рр. цеху Рр.ос. цеху 711,133,5 744,6 кВт,
Q0,38 цеху Qр. цеху Qр.ос. цеху 416,8 6,7 423,5 квар.
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанцій за виразом
2 2
Sр.цеху Р0,38 цеху і Q0,38 цеху і , (2.18)
2 2
SТП1 Р0,38 цеху Q0,38 цеху 744,62 423,52 813,8 кВА.
Дані розрахунків навантаження цехової підстанції S ТПі за формулою (2.18) по
усім цехам заносимо у таблицю 2.4.
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання
На вищих рівнях системи електропостачання заводу розрахункове
(максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання розрахункових
навантажень окремих груп електроприймачів (цехів, підрозділів) з урахуванням
коефіцієнта одночасності збігання максимумів навантаження Ko .
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на шинах
РУНН ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається за даними [5].
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 25
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Приблизну потужність заводу (на шинах РУНН) SНН ГПП визначаємо за
формулою
N 2 N 2
SНН ГПП Ко P0,4 цеху Q
i 0,4 цехуi . (2.18)
i i
SНН.ГПП 0,9 11116,52 6920,72 13094,7 кВА
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по підприємству, а приблизна
розрахункова потужність має значення SНН.ГПП =13094,7 кВА.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.4.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 26
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 27
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху
та заводу. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій
Картограмою навантажень називають план, на якому зображена картина
середньої інтенсивності розподілу навантажень приймачів електроенергії.
Картограму навантажень будуємо як на плані розташування приймачів
електроенергії в цехах, так і на генеральному плані всього заводу. Якщо
картограму будують на генеральному плані заводу, то як приймачі електроенергії
розглядаємо самі цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень на
картограмі виконують різними способами [1, 6]. Найбільш простий з них
складається в зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень
приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. Як центр кола вибирають
центр електричного навантаження (ЦЕН) приймача електроенергії, а радіус кола
зв'язують із розрахунковою потужністю приймача електроенергії; значення його
знаходять із умови рівності розрахункової середньої активної потужності групи
електроспоживачів площі кола
Рр,0,38і π r2
i m
де rp.i - радіус кола групи споживачів, π = 3,14 ; m- кВт/мм2 – масштаб
P
r 0,38 і
i , (2.19)
π m
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають силовому,
а також освітлювальному навантаженням:
360 Pр, цеху i
αс.н ; (2.20)
Р0,38цеху
360 Pр, цеху i
αоc.н , (2.21)
Р0,38 цеху
Розраховуємо на прикладі вибраного нами цеху вказані параметри
картограми електричних навантажень
Р
r р0,38(ТП1) 744,6
ТП1 32,1 мм.
3,14 m 3,14 0,230
Розрахункові значення заносимо у графу 8 таблиці 2.5.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 28
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 2.5 – Дані для побудови картограми ЕН
Найменування Рроз, цеху Р
роз, ос, цеРх0у,4 цеху m r
Вт/мм2 c.н oc.н
кВт кВт кВт мм
Цех головок добувних комбайнів 711,1 33,5 744,6 0,23 344 16 32,1
Складальний цех добувних
1834,3 85,6 1919,9 0,23 344 16 51,6
комбайнів; Склад
Ливарний цех 2003,7 65 2068,7 0,23 349 11 53,5
Складальний цех врубувальних
1023,4 56,4 1079,8 0,23 341 19 38,7
машин
Цех виїмкових агрегатів 785,9 29,5 815,4 0,23 347 13 33,6
Цех пересувних опорних балок;
Відділ моделювання; Будівля 1256,4 141,6 1398 0,23 324 36 44,0
управління
Цех тягових ланцюгів; Насосна
957,3 31,4 988,7 0,23 349 11 37,0
станція
Цех штанг та ланцюгів до
вирубних машин; Гаражі
787,8 75,3 863,1 0,23 329 31 34,6
Ремонтно-механічний цех;
Випробувальний цех;
Складальний цех прохідних
1204,2 34,1 1238,3 0,23 350 10 41,4
комбайнів
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як точку
з координатами:
n
(Pp.i x i )
Х i1 ; (2.22)
n
Pp.i
i1
n
(Pp yi )i
Y i1 , (2.23)
n
Pp
i
i 1
де Х,Y– координати центру електричних навантажень на генплані, мм;
xi , yi – координати i-ого навантаження на генплані, мм;
Pp i – максимальне навантаження i-ого цеху, кВт.
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразу (2.22), (2.23)
заносимо у відповідні графи таблиці 2.6. Визначаємо координати ЦЕН
n n
(Pp.i xi ) (Pp y )
2922198 i i
i 1 i 1 2116689
Х 220,4м, Y 242,9 м.
n
P 11116,5 n
P 11116,5
p.i p
i
i 1 i1
Таким чином, нами розраховані дані для побудови картограми навантаження
(таблиця 2.5) та координати ЦЕН (таблиця 2.6) які ми будемо використовувати
при виборі місця розташування ГПП.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 29
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 30
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2.7 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.
Правильне розміщення трансформаторних підстанцій – одне з важливих питань
при побудові раціональної системи електропостачання.
При розташуванні ГПП (цехової ТП) враховують зокрема, наступні вимоги:
а) максимальне приближення до центру електричних навантажень;
б) зведення до мінімуму зворотних потоків енергії до джерела живлення;
в) бажано щоб трансформатори розташовувались на відкритому повітрі;
г) цехові підстанції повинні займати як можна меншу корисну площу цеху;
д) ГПП (ТП) не повинні створювати перешкод виробничому процесу;
е) виконання вимог електричної та пожежної безпеки.
ГПП (ТП) з метою економії металу і електроенергії рекомендується
встановлювати в центрі електричних навантажень (ЦЕН).
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах дозволяє:
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної енергії;
б) зменшити витрати провідникового матеріалу;
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених річних
витрат.
ГПП (ТП) розташовують як можна ближче до центру електричних
навантажень (ЦЕН) у мертвій зоні обслуговування підйомних кранів, між
колонами тощо.
ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як правило,
прибудовані та вбудовані підстанції.
Для визначення умовного центру електричних навантажень для вибору
місця розташування ТП, доцільно використовувати формули (2.22), (2.23).
Щоб визначити координати кожного електроприймача використовуємо
рисунок 1.1.
Використовуючи проміжні розраховані дані заносимо в таблицю 2.7,
розраховуємо ЦЕН.
30996
Х ЦЕН 34,1м.
910,1
33179,2
YЦЕН 36,5 м.
910,1
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунків вносимо в
таблицю 2.7.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 31
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 2.7 – Дані для визначення ЦЕН цеху
№ на Н а й м енування ��ном. , �� , �� , �� ��
��ном. ∙ �� �� ∙ �� ЦЕН ЦЕН
плані кВт м м ном. м м
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1. Тельфер 15,7 7 109,9 60 942
2. Тельфер 15,7 7 109,9 5 78,5
Зовнішній
3. 14,2 5 71 19 269,8
фрезувальний верстат
Зовнішній
4. 14,2 5 71 29 411,8
фрезувальний верстат
Зовнішній
5. 14,2 5 71 39 553,8
фрезувальний верстат
Вутрішній
6. 13,1 13 170,3 19 248,9
фрезувальний верстат
Вутрішній
7. 13,1 13 170,3 29 379,9
фрезувальний верстат
Вутрішній
8. 13,1 13 170,3 39 510,9
фрезувальний верстат
Багатопозиційний
9. 10 8 80 46 460
свердлильний верстат
Багатопозиційний
10. 10 8 80 56 560
свердлильний верстат
11. Шліфувальний верстат 24 22 528 55 1320
12. Шліфувальний верстат 24 17 408 50 1200
13. Шліфувальний верстат 24 22 528 45 1080
14. Відрізний верстат 3,2 14 44,8 9 28,8
15. Відрізний верстат 3,2 22 70,4 9 28,8
Горизонтально
16. 21 30 630 53 1113
фрезерний верстат
Горизонтально
17. 21 35 735 53 1113
фрезерний верстат
Горизонтально
18. 21 30 630 45 945
фрезерний верстат
Горизонтально
19. 21 35 735 45 945
фрезерний верстат
Горизонтально
20. 21 30 630 31 651
фрезерний верстат
Горизонтально
21. 21 35 735 31 651
фрезерний верстат
Горизонтально
22. 21 30 630 22 462
фрезерний верстат
Горизонтально
23. 21 35 735 22 462
фрезерний верстат
Вертикально фрезерний
24. 18,4 30 552 50 920
верстат
Вертикально фрезерний
25. 18,4 35 644 50 920
верстат
Вертикально фрезерний
26. 18,4 30 552 40 736
верстат
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 32
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Продовж. табл.. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Вертикально фрезерний
27. 18,4 35 644 40 736
верстат
Вертикально фрезерний
28. 18,4 30 552 27 496,8
верстат
Вертикально фрезерний
29. 18,4 35 644 27 496,8
верстат
Вертикально фрезерний
30. 18,4 30 552 18 331,2
верстат
Вертикально фрезерний
31. 18,4 35 644 18 331,2
верстат
32. Конвеєр 20 39 780 11 220
Верстат обємного
33. 19,6 40 784 31 607,6
фрезування
Верстат обємного
34. 19,6 40 784 29 568,4
фрезування
Верстат обємного
35. 19,6 40 784 23 450,8
фрезування
Верстат обємного
36. 19,6 40 784 19 372,4
фрезування
Верстат обємного
37. 19,6 40 784 13 254,8
фрезування
38. Токарний верстат 17,3 48 830,4 30 519
39. Токарний верстат 17,3 48 830,4 22 380,6
40. Токарний верстат 17,3 48 830,4 15 259,5
41. Токарний верстат 17,3 48 830,4 8 138,4
42. Запресовочний верстат 8 58 464 23 184
43. Запресовочний верстат 8 58 464 26 208
44. Заточний верстат 2,5 58 145 21 52,5
45. Заточний верстат 2,5 58 145 18 45
Установка очистки
46. 10 41 410 50 500
масла
47. Маслонасос 5,5 43 236,5 59 324,5
48. Маслонасос 5,5 44 242 59 324,5
Насос охолоджувальної
49. 7,5 51 382,5 45 337,5
рідини
Насос охолоджувальної
50. 7,5 52 390 45 337,5
рідини
Насос охолоджувальної
51. 7,5 53 397,5 45 337,5
рідини
Насос охолоджувальної
52. 7,5 54 405 45 337,5
рідини
53. Вентилятор витяжний 8 49 392 52 416
54. Вентилятор витяжний 8 50 400 52 416
55. Вентилятор витяжний 8 51 408 52 416
56. Вентилятор витяжний 8 52 416 52 416
57. Вентилятор витяжний 8 53 424 52 416
58. Вентилятор приточний 42 50 2100 59 2478
59. Вентилятор приточний 42 53 2226 59 2478
Розрахункові дані 910,1 - 30996 33179,2 34,1 36,5
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 33
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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 22446 63/03-03 ПЗ 34
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ЗАВОДУ.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення заводу
При виборі головної схеми електропостачання заводу основними
чинниками є характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в
першу чергу вимоги до безперебійності електропостачання з урахуванням
можливості забезпечення резервування у технологічної частині проєкту, вимоги
електробезпеки [2].
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану заводу. 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 заводу і задовольняти наступним вимогам:
- забезпечувати надійність електропостачання споживачів і
перетікання потужності по магістральним зв'язкам у нормальному і після
аварійному режимах;
- ураховувати перспективу розвитку;
- допускати можливість поетапного розширення;
- широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги
протиаварійної автоматики;
- забезпечувати можливість проведення ремонтних і
експлуатаційних робіт на окремих елементах схеми без відключення
сусідніх приєднаній.
Система електропостачання промислового заводу повинна враховувати
черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно порушувати чи
знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проєктуванні системи електропостачання промислового заводу
належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх близько розташованих
споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально уніфіковані.
Узагальнюючі вище приведені міркування, а також загальні вимоги до
систем електропостачання, що приведені у п. 1.1, обираємо схему ГПП, приведену
на рисунку 3.1
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 35
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 3.1 - Електрична частина ГПП
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при забрудненій
атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони повинні
відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого нагріву з
урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а також режимів
у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу струмів між лініями.
Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається згідно ПУЕ.
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірені, при
необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
На цьому етапі проєктування попередньо визначається переріз живлячих
ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном РУВН і приблизна
потужність SВН ГПП на стороні ВН ГПП.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано втрати
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 36
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
потужності у силових трансформаторах ГПП
N 2
N 2
SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) . (3.1)
i i
де PT і QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
S
І ВН ГПП
роз = К зав.Л , (3.2)
2 3 Uном
де Кзав.Л – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному режимах
з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і безперебійності
електропостачання.
Вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення перевіряється на
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм
післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і
мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів і умов:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А
Іроз к Ідоп , (3.3)
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру середовища;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
2 Іроз к кдоп Ідоп.Т , (3.4)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп 1,25;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності, відповідно до місця
розташування заводу, визначається величина стінки ожеледі, за її товщиною
визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ у залежності від
напруги.
Використовуючи формули (3.1) – (3.4) обираємо для повітряної лінії провід
певної марки з необхідним перерізом.
Як розрахункова потужність приймаємо максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 37
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Ртр 0,02 Sпр;
Qтр 0,1Sпр,
де Sпр. – приблизна повна потужність об’єкта проєктування, кВА;
Ртр 0,02 13094,6 261,9кВт,
Qтр 0,113094,61309,5 квар .
Загальне навантаження об’єкта визначається виразом
Sрозр 0,9 (11116,5 261,9)2 (6920,7 1309,5)2 14042,9 кВА.
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу
S
S ВН.ГПП
тр ;
2 0,7
14042,9
Sтр 10030,6 кВА.
2 0,7
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
14042,9
ІрозПЛ = 73,8 А ,
3 110
Переріз лінії живлення (мм2) визначаємо за виразом
І
Fек ,
jек
де jек - нормоване значення економічної густини струму j 2
ек=1,4 А/мм .
72,8
Fек 51,6 мм2.
1,4
Розрахунковий економічно вигідний переріз закругляємо до найближчого
стандартного перерізу Fст.
Вибраний переріз лінії живлення перевіряється на допустимий струм
нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм після аварійного режиму,
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 38
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
на мінімальний переріз згідно механічної міцності і мінімальний переріз за
умовою корони згідно виразів і умов:
- на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А;
Ір к Ідоп ,
де Ідоп - допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к - коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища к=1;
За умовою корони – мінімальний переріз повітряної лінії 110 кВ
складає 70 мм2.
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70 [1,6], для якого Ідоп=260 А.
72,81120А ;
- на допустимий струм в після аварійному режимі (режим
відключення однієї з ліній живлення)
2 Ір к кдоп Ідоп
де кдоп - допустиме короткочасне перевантаження, кдоп = 1,25;
2 .72,8<1,07 .1,25 .120А;
- на мінімальний переріз згідно механічної міцності - згідно з місцем
розташування заводу визначається величина стінки ожеледі за її товщиною і по
[10] визначається мінімальна площа перерізу;
- на мінімальний переріз за умовою корони - мінімальний переріз
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм .
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70 [13].
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 заводу, втрати напруги мають
істотно різну величину.
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу напруги.
Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х
повітряної лінії більше активного опору R: X R , причому для ЛЕП напругою
220 кВ і вище справедливе співвідношення: ХR .
Тому при значних протяжностях таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проєктних, значення кутів
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 39
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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.
Для ділянок напругою 110 кВ і менше XR , кут невеликий (менше
23 ).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.2).
На рисунку 3.2 S1, S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії U /
ф
U/
ф Iа R Iр X I (RcosXsin) . (3.5)
Рисунок 3.2 – Схема заміщення фази ділянки мережі
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги
в лінії U / /
ф
U/ /
ф Iа X Iр R I (X cosR sin) . (3.6)
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 40
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
U U //
ф1 ф2 Uф Uф2 Uф jUф
(3.7)
U j
ф2 (IaR IpX) j(IaX IpR) Uф1 e ,
де модуль U1ф цієї напруги
Uф1 (U / 2 // 2
ф2 Uф) (Uф ) (3.8)
та його фаза
U/ /
arctg ф . (3.9)
Uф2 U/
ф
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф Uф1 Uф2 . (3.10)
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі має
вид
Рисунок 3.3 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної
мережі
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 41
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для будь-
якої кількості ділянок лінії отримаємо
n
U/ / 3 U / /
ф 3 Ii ri cosi Ii xi sini . (3.11)
i1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
вважати, що падіння напруги U1дорівнює його поздовжній складовій U/ . Тоді
втрати напруги U приблизно визначається за формулою
U U/ 3 (I P
R I іR QіX PіR QіX
a p X) , (3.12)
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими формулами.
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП визначаються за
загальним виразом
П П0 L , (3.13)
де r0, x0 – значення подовжнього або поперечного параметра, віднесеного до
1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по емпіричній
формулі, Ом/км
D
X0 0,144 lg cp 0,0157 Х/ Х/ /
0 0 , (3.14)
rдр
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. (3.15)
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 42
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
площині, жили трьохжильного кабелю – по вершинах рівностороннього
трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову розмірність).
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевої частини проводу ( Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування на
15 – 20 %, тобто
F F
rпр 1,15 1,20 cт . (3.16)
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R0 , (3.17)
F
де – питомий активний опір матеріалу проводу, Оммм2 / км;
F – переріз фазного проводу (жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
29,531,5 Ом мм2 / км , для міді 18,019,0 Ом мм2 / км .
Для визначення складових струму використовують відомі співвідношення:
P
I і Qі
a ; I (3.18)
3 U p
і 3 Uі
Проєктна потужність заводу Рі=11116,5 кВт; Qі = 6920,7 квар, R0=0,34
Ом/км, Х0=0,318 Ом/км при Dср=0,8м.
Тоді для ділянки мережі:
R R0 L, R=0,34 50=17 Ом,
Х Х0 L, Х=0,318 50=15,9 Ом.
Активну і реактивну складову струму обчислюємо з формулою (3.8)
11116,5
Ia 58,4 А;
3 110
6920,7
Iр 36,3 А.
3 110
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 43
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Використовуючи формули (3.3) і (3.4) визначимо повздовжню і поперечну
складову падіння напруги
U'
ф 58,4 17 36,3 15,9 1570 В.
U"" 58,4 17 36,3 15,9 417 В.
Модуль напруги на початку ділянки визначимо за формулою (3.5);
Uф1 (110 1,6)2 106 (0,42)2 106 111,6 кВ.
Модуль падіння напруги Uф визначається співвідношенням (3.7)
U (1,6)2 106
ф (0,42)2 106 1654,2 В.
Втрата напруги розраховується за співвідношенням (3.6)
Uф 111,6 103 110 103=1,6 103 В.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП заводу при проєктній
потужності Р1=11116,5 кВт; Q1=6920,7 квар складає
U
U(%) ф %;
Uном
1,6 103
U(%) 100=1,5 %;
110 103
Таким чином, вибрані параметри повітряної лінії задані практично без
втрат напруги передавати розрахункову потужність на завод.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 44
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів головної понижуючої підстанції
Трансформатори ГПП повинні забезпечити надійне електропостачання в
нормальному, аварійному і післяаварійному режимі.
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразами
РТ 0,02 Sпр; (4.1)
QТ 0,1Sпр , (4.2)
де Sпp(6 ст.) – приблизна повна потужність об’єкта, що визначається на 6 ступені,
кВА.
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом
N 2 2
N
Snp(6 ст.) SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) (4.3)
i i
Номінальна потужність SТ кожного з двох трансформаторів ГПП
попередньо оцінюється згідно виразу
S
S np(6 ст.)
Т . (4.4)
2 0,7
По отриманому значенню потужності вибирається номінальна потужність
трансформатора Sном Т . Якщо різниця між потужностями SТ іSном Т незначна
10 % , то для розгляду приймається один варіант, в іншому випадку
розглядається варіант з більшою і меншою стандартною потужністю
трансформатора відносно SТ .
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження, в якому
максимальне навантаження буде відповідати Sпp(6 ст.) об’єкта, згідно чого
робиться масштаб по осі навантажень (рисунок 4.1).
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 45
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Попередньо вибираємо трансформатор ТДН-10000/110 із номінальними
параметрами Sном ТР=10 МВ А, Uном В=115 кВ, Uном Н=11 кВ, UКЗ=10,5%, ∆РХХ= 17,5 кВт, ∆РКЗ=
50 кВт .
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження [13], в якому
максимальне навантаження буде відповідати Sрозр об'єкта, згідно чого робиться
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
Рисунок 4.1 – Упорядкований добовий графік навантаження для
вибору трансформаторів ГПП
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначаємо згідно
виразу
n
(S2
i Δt i )
1
К 1i
1 ; (4.5)
S n
н.тр Δt i
i1
де Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора, за
яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора, шт;
Δtі – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год;
Sі – потужності, що відповідають цім проміжкам часу Δtі , МВА.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 46
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
(5,611) (4,21 1) (4,21 2) (5,61 1) (10,1 1)
1 (9,83 3) (8,42 3) (8,42 3) (7 1) (5,61 1)
К
1 0,55 .
10 (11 2 11 3 3 3 11)
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
(S2 Δt
1 i i )
К ` 1i
2 ; (4.6)
S m
н.тр Δt i
i1
де m – кількість ступенів потужності графіка навантаження, за
яких його більше від номінальної потужності трансформатора;
` 1 ((12,6 2) (11,2 2) (14 3))
К2 0,36 .
10 (2 2 3)
Величину К``2 визначаємо за виразом
`` 0,9 S
розр
К2 ,
Sн.тр
`` 0,9 14042,9
К2 1,26 .
10000
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≥1,26.
На основі розрахунків обраний нами трансформатор може систематично
перевантажуватися у вибраних умовах
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 47
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності
Цехові трансформаторні підстанції ТП, що живлять силові та, як правило,
освітлювальні електроприймачі, є основними електроустановками систем
розподілення електроенергії напругою до 1000 В.
Цехові трансформаторні підстанції підрозділяються за кількістю,
одиничною потужністю, схемі з'єднання, способу охолодження трансформаторів,
схемі розподільчого пристрою низької напруги.
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, головним чином,
вимогами надійності живлення споживачів [4].
Електроприймачі І категорії необхідно 6живити від двотрансформаторних
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 значній кількості трансформаторів цехових ТП та розосередженого
навантаження вибір одиничної потужності допускається користуватися
критеріями:
- при питомої густині навантаження до 0,2 кВА/м2 - 1000, 1600 кВА;
- при питомої густині навантаження 0,2-0,5 кВА/м2 - 1600 кВА;
- при питомої густині навантаження більше ніж 0,5 кВА/м2 - 2500, 1600 кВА.
Але ж ці критерії чинні лише при рівномірному навантаженні.
Для енергоємних підприємств рекомендується уніфіковувати одиничні
потужності трансформаторів.
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів (НБК)
у такій послідовності на прикладі обраного раніше цеху.
Вибір виконується у два етапи:
1)Вибирається економічне оптимальне число цехових
трансформаторів NТЕ та економічне оптимальне значення потужності НБК
QНК1.
2) Визначається додаткова потужність НБК QНК2 з метою
оптимального зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі
напругою 10 кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2, (4.7)
де QНК1 та QНК2 - сумарні потужності НБК, які визначаються на першому
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 48
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
та другому етапах.
Вибір оптимальної кількості цехових трансформаторів
Потужність цехових трансформаторів рекомендується визначати за
питомою густиною навантаження, кВА/м2
S
δ ТПцеху
s ; (4.8)
S
де SТПцеху - в даному випадку максимальне навантаження цеху, кВА;
S- площа приміщення, м2.
813,8
δs 0,23 .
3600
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової потужності SН.ТР, що
призначені для живлення технологічно зв’язаних навантажень:
P
N м
min ΔN; (4.9)
к з Sн.тр
де Рм. – максимальне активне навантаження даної ТП, кВт;
кз – коефіцієнт завантаження трансформатора, (для двохтрансформаторних
підстанцій приймається 0,7 – 0,75), а (для однотрансформаторних – 0,95);
Sн.тр – номінальна потужність трансформатору, кВА;
N – дробовий додаток до найближчого цілого числа.
744,6
Nmin 0,22 1 шт ,
0,95 1000
Економічну кількість трансформаторів Ne знаходимо за виразом
Nе Nmin m, Ne 1 0 1 шт. (4.10)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [11]
у функції Nmin, N.
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax.Т, яка
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона за
виразом
Q 2 2
max .T (Nе кз.ф Sн.тр) - Рр.0,38 ; (4.11)
де кз.ф – фактичний коефіцієнт завантаження,
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 49
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
S
кз.ф мТП , (4.12)
Ne Sн.тр
813,8
кз.ф 0,81.
1 1000
Qmax .T (1 0,81 1000)2 - 744,62 328,3 квар.
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів QНК1
складе:
Q _
НК1 Qм0,38 QmaxТ; (4.13)
де Qм – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш
0,38
завантажену зміну, квар.
QHK1 423,5 - 328,3 95,2 квар.
При QНК1 ≤ 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно. У нашому випадку QНК1 ≥0квар, тобто встановлювати батареї потрібно.
Вибір потужності конденсаторних батарей для зниження втрат
потужності у трансформаторах.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QНК2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
Q HK 2 Q _ _
м Q HK1 γ N е 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 яких відсутні
К
джерела реактивної потужності γ р1 [11]).
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 [11].
Q _ _
HK2 328,3 95,2 (0,18 11000) 148,3 квар .
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2<0квар додатково встановлювати
конденсаторні батареї не потрібно.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 50
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2, (4.15)
QНК=95,2+148,3=243,5 квар.
По результатам розрахунків, згідно ПУЕ (глава 5.6), вибираємо одну
конденсаторну установку марки ККУ-0,4-250-10-21У3 потужністю 250 квар і
напругою живлення 0,4 кВ.
Аналогічно проводимо розрахунки для інших цехів і результати заносимо
у таблицю 4.1.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 51
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 52
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві
Компенсація реактивної потужності є невід'ємною частиною завдання
електропостачання заводу. Компенсація реактивної потужності одночасно з
поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових підприємств є одним
з основних способів скорочення втрат електроенергії.
Нові "Правила користування електричною та тепловою енергією" передбачають
нормування споживання реактивної потужності Q безпосередньо у іменованих
одиницях, тобто поряд з нормуванням активної потужності нормується і
реактивна.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно "Вказівок щодо
проєктування компенсації реактивної потужності у електричних мережах
промислових підприємств [11].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними даними є
максимальна реактивна потужність Qм та вхідна реактивна потужністьQек , що
погоджена з енергопостачальною організацією на межі балансової
приналежності.
Максимальна реактивна потужність на шинах розподільчого пункту 10 кВ
підстанції, яка повинна бути скомпенсована високовольтними батареями
статичних конденсаторів визначається за виразом:
Qек кн.с Qм Q _
тр Q _
ек Qнкф , (4.16)
де кнс – коефіцієнт, що враховує не співпадіння за часом найбільшого
навантаження заводу з максимумом навантаження енергосистеми
(для нашого випадку кнс =0,89)
Qм – розрахункова реактивна потужність заводу, квар;
Qтр – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторі ГПП, квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних конденсаторних
батарей, квар.
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою
в часи її максимуму навантаження, квар.
Qек 0,92 6920,7 1309,5 496,53590 3590 квар.
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення [2] два комплекти
високовольтних блоків статичних конденсаторів. Марки прийнятих блоків
статичних конденсаторів УКЛ-10,5-1800 У3. Сумарна ємність блоків статичних
конденсаторів складає ΣQБСК10=3600 квар, при номінальній напрузі живлення
10,5 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 53
Змн. 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 [5]. Вибір схеми визначається категорією
надійності споживачів електроенергії, їх територіальнім розміщенням,
особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх за
потужних заводах, розташованих у різних напрямках від ГПП. Радіальні схеми
забезпечують глибоке секціонування усієї системи електропостачання, від
джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється не
менш чім двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій джерела
живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-630
кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без резервування,
якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам прокладки ліній можливий
її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції мають споживачів II категорії,
їх живлення повинно здійснюватися двокабельною лінією з роз'єднувачами на
кожному кабелі.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг перед
магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються при
живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують
споживачам під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть
поєднуватись до РУ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів підстанцій;
висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати технологічне
устаткування без переобладнання мережі; використання уніфікованих елементів,
які дозволяють вести монтаж індустріальними способами.
Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна, так як при зникненні
напруги на магістралі всі під'єднанні до неї споживачі втрачають живлення.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 54
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
З урахуванням особливості розташування цехів відносно ГПП, категорії
надійності споживачів, обираємо радіальну схему, приклад якої наведено на
рисунку 5.1.
Рисунок 5.1 - Одноступенева радіальна схема розподілення електроенергії
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ, згідно ПУЕ (розділ 3.3.35 – 2.3.53),
вибираємо за економічною густиною струму з перевіркою на умови нагріву
довготривалим розрахунковим струмом в нормальному та післяаварійному
режимах, на допустиму втрату напруги і на термічну стійкість до струмів
короткого замикання.
За розрахункову потужність кожного трансформатора приймаємо
максимальне навантаження з врахуванням втрат потужності в трансформаторі.
Дані для розрахунків беремо з таблиці 1.4. Втрати активної ΔРт та реактивної
Qт потужності в трансформаторі з достатньою для практики точністю
приймаємо рівними відповідно 2% і 10% повної максимальної потужності із
сторони низької напруги трансформатора
Рм10 Рр0,38 Рт Рр0,38 0,02 Sн.тр , (5.1)
Qм10 Qр0,38 Qт Qр0,38 0,1Sн.тр (5.2)
де Рр0,38; Qр0,38 – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ
Дані для розрахунків (Рр0,38, Qр0,38, Sн.тр ) беремо з таблиці 4.1 та заносимо у
таблицю 1.5 (графа 2, 3 і 4 відповідно).
Величини Рм10Qм10 розраховуємо за співвідношеннями (5.1) і (5.2) та заносимо
у графи 5 і 6 табл. 5.1 відповідно.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 55
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Для прикладу
Р .
м10=744,6+0,02 1000=764,6 кВт ,
QМ10=423,5+0,1. 1000=523,5 квар.
Розрахункову потужність радіальної лінії визначаємо згідно електричної
схеми живлення і розрахункових потужностей по виразу
2 2
SЛ Рм10 Qм10 , (5.3)
S 2 2
Л(ГППТП1) 764,6 523,5 926,6 кВА.
де Рм10 і Qм10 – відповідно розрахункова активна і реактивна потужність лінії
кожного з трансформаторів, що живиться від цієї лінії;
Дані розрахунків по цьому та інших ТП заносимо до таблиці 5.1 (графа8).
Отримані тільки таким чином значення SЛ будуть коректними для визначення
перерізу живлячих кабельних ліній.
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
Кільк. Рр0,38, Q
№ ТП т-рів р0,38, Sн.тр , Рм10, Qм10, Sл
шт. кВт квар кВА кВт квар кВА
ТП-1 1 744,6 523,5 1000 764,6 523,5 926,6
ТП-2 2 1919,9 1144,6 1600 1951,9 1304,6 2347,7
ТП-3 2 2068,7 1241,8 1600 2100,7 1401,8 2525,4
ТП-4 1 1079,8 661,7 1600 1111,8 821,7 1382,5
ТП-5 1 815,4 488,2 1000 835,4 588,2 1021,7
ТП-6 2 1398 808,9 1600 1430 968,9 1727,3
ТП-7 1 988,7 689,1 1600 1020,7 849,1 1327,7
ТП-8 2 863,1 597,7 1000 883,1 697,7 1125,4
ТП-9 2 1238,3 865,2 1000 1258,3 965,2 1585,9
Розрахунковий струм у кабельної лінії на кожної ділянки (ГПП-ТП1) в
нормальному режимі визначається як
S
I Л,і
р.Л,і (5.4)
3 Uн
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 56
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Для цеху, який обрано у якості прикладу
926,6
Iр.Л,(ГППТП1) 53,6 А.
3 10
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2 (графа 4).
Згідно економічної густини струму jеквизначаємо стандартний переріз Fек
кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий струм Ідоп, значення
якого заносимо у графу 6 таблиці 5.2.
І 53,6
Fек 38,3мм2.
jек 1,4
Розрахунковий переріз кабелів для лінії (ГПП – ТП1) F 2
ек=38,3 мм , тому ми
приймаємо найменший переріз кабелю марки АСБГ, що має переріз 35 мм2,
Іном.каб=115 А.
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи за співвідношенням [6]
Iр.Л IдопК1K2 ;
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та
повітря К1=1,05;
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості кабелів
прокладених паралельно К2=0,9;
Ідоп – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних
умовах
53,6 115 1,05 0,9 108,7 А.
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається за
виразом
2 Iл IдопК1K2К3
де К3 - допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3=1,25
Для нашого випадку
2 53,6 115 1,05 0,9 1,25 135,8 А
тобто умова виконується.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не більше
(5%.Uн=52,5 В) і визначається за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 57
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
U 3 Ір.Л Lкл (r0 cosφ x0 sinφ), (5.5)
де L – довжина лінії, км;
r0,x0 - відповідно питомий активний та реактивний опір лінії, Ом/км;
cosφ – коефіцієнт потужності навантаження лінії
Значення cosφ та sinφ знаходимо з відомого співвідношення,
використовуючи дані таблиці 5.1 для відповідної кабельної лінії.
Для лінії ГПП–ТП1
Р 764,6
сosφ м10 0,82 ,
Sл 926,6
sin φ 1 0,822 0,56 .
Втрата напруги в кабельної лінії, що розглядається у якості прикладу, буде
ΔU 3 53,6 0,09 (1,1 0,82 0,068 0,56) 7,89В.
Таким чином, умова виконується, так як
U 7,89 0,05 Uном 52 В.
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, IрЛ, Fек, Iдоп, Прийнята F
2 2 Прийнята F, мм2
кабелю м кВА А мм А мм
ГПП-ТП1 90 926,6 53,6 38,3 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП2 120 2347,7 135,7 96,9 240 120 АСБГ(3×120)
ГПП-ТП3 150 2525,4 146 104,3 275 150 АСБГ(3×150)
ГПП-ТП4 240 1382,5 79,9 57,1 165 70 АСБГ(3×70)
ГПП-ТП5 190 1021,7 59,1 42,2 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП6 220 1727,3 99,8 71,3 205 95 АСБГ(3×95)
ГПП-ТП7 150 1327,7 76,7 54,8 140 50 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП8 230 1125,4 65,1 46,5 140 50 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП9 160 1585,9 91,7 65,5 165 70 АСБГ(3×70)
ГПП-БСК10 10 1800 102,8 73,4 205 95 АСБГ(3×95)
де БСК10 – ємкісна потужність блока статичних конденсаторів 10 кВ,
що встановлені в приміщені КРУН-10 кВ ГПП.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 58
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
6 РОЗРАХУНОКСТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000В
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Основною причиною порушення нормального режиму роботи СЕП
є виникнення короткого замикання в мережі або в елементах електрообладнання
внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій обслуговуючого
персоналу.
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання, згідно ПУЕ
(розділ 1.4.9 – 1.4.13), є прийнята схема електропостачання та величина
потужності короткого замикання на шинах районної підстанції. Розрахункова
схема мережі і схема заміщення зображені на рисунках 6.1 і 6.2
Величинами вихідних даних для розрахунку струмів короткого замикання
є прийнята схема електропостачання, величина потужності короткого замикання
на шинах районної підстанції та конкретні дані елементів схеми заміщення.
Т2
Т4
Т3
Рисунок 6.1 - Розрахункова схема розрахунку КЗ
Для розрахункової схеми (рисунок 6.1) складаємо схему заміщення,
виходячи з розрахункових умов і враховуючи прийняті у стандарті [15]
припущення. Схему складаємо однолінійною.
каб.лін 2
каб.лін 4
каб.лін 3
Рисунок 6.2 - Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
- номінальна напруга енергосистеми UС=110 кВ:
- потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1600 МВА;
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 59
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
- довжина повітряної лінії lл=50 км.
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту.
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі опори
схеми заміщення приводяться до базисних умов.
За базисні умови приймаємо:
Sб 100 МВА, Uб1 115 кВ, Uб2 10,5 кВ
S
I б
б ,
3 Uб
100
Iб1 0,5 кА,
3 115
100
Iб1 5,5кА.
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях:
– електричної системи
S
Х б
с ,
Sк.з.
100
Хс 0,063 .
1600
– повітряної лінії 110, кВ
S
Rпл r0л l
б
л ,
U2
б1
100
Rпл 0,38 50 0,144;
1152
де lл– довжина повітряної лінії, км;
r0л, x0л– активні та індуктивні опори повітряної лінії, Ом/км
S
Xпл x0л l б
л ,
U2
б1
100
Хпл 0,06 50 0,023.
1152
– трансформатора ГПП
Uкз S
Х тр б ,.
100 Sн.тр
де Uкз – напруга короткого замикання трансформатора, %;
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 60
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
10,5 100
Хтр 1,05.
100 10
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках
В точці К1
Визначаємо сумарний реактивний і активний опір до розглядаємої точки к.з
і визначаємо повний опір
Струм короткого замикання в розглядаємій точці визначаємо за виразом
І
І б1
кз(К1) ,
Х 2 2
сум(К1) R сум(К1)
0,5
Ікз(К1) 2,99 кА.
0,0852 0,1442
Хсум(К1) Хс Хпл ,
Хсум(К1) 0,0630,0230,085;
R сум(К1) R пл ,
Rсум(К1) 0,144 .
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 1 е сум(К1)
уд(К1) ,
0,144
3,14( )
куд(К1) 1 2,718 0,085 1,07.
іуд(К1) 2 2,99 1,07 4,5 кА .
В точці К2
І
І б2
кз(К2) ,
Х 2 2
сум(К2) R сум(К2)
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 61
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
5,5
Ікз(К2) 4,81кА.
1,1352 0,1442
Хсум(К2) Х с Хпл Х тр ,
Хсум(К2) 0,063 0,023 1,05 1,135;
R сум(К2) R пл ,
Rсум(К2) 0,144 .
Ударний струм короткого замикання в точці К2 визначаємо за виразом:
іуд(К2) 2 Ікз(К2) куд(К2) ,
іуд(К2) 2 4,811,01 6,77 кА,
Rсум(К2)
3,14( )
Х
к сум(К2)
уд(К2) 1 е ,
0,144
3,14( )
к 1,135
уд(К2) 1 2,718 1,01.
В точці К3
І
І б2
кз(К3) ,
Х 2 2
сум(К3) R сум(К3)
5,5
Ікз(К3) 3,18 кА.
1,2032 1,2442
Хсум(К3) Хс Хпл Х тр Х л1 ,
Хсум(К3) 0,063 0,023 1,05 0,068 1,203 ;
R сум(К3) R пл R л1 ,
Rсум(К3) 0,144 1,11,244 .
Ударний струм короткого замикання в точці (К3) визначаємо за виразом:
іуд(К3) 2 Ікз(К3) куд(К3) ,
іуд(К3) 2 3,18 1,04 4,65 кА.
Rсум(К3)
3,14( )
Х
к уд(К3) 1 е сум(К3) ,
1,244
3,14( )
куд(К3) 1 2,718 1,203 1,04.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 62
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
В точці К4
І
І б2
кз(К4) ,
Х 2 2
сум(К4) R сум(К4)
5,5
Ікз(К4) 3,65кА.
1,2012 0,9132
Хсум(К4) Хс Хпл Х тр Х л2 ,
Хсум(К4) 0,063 0,0231,05 0,066 1,201;
R сум(К4) R пл R л2 ,
Rсум(К4) 0,144 0,769 0,913 .
Ударний струм короткого замикання в точці К4 визначаємо за виразом:
іуд(К4) 2 Ікз(К4) куд(К4) ,
іуд(К4) 2 3,65 1,03 5,27 кА.
Rсум(К4)
3,14( )
Х
к уд(К4) 1 е сум(К4) ,
10,913
3,14( )
к 1 2,718 1,201
уд(К4) 1,03.
В точці К5
І
І б2
кз(К5) ,
Х 2 2
сум(К5) R сум(К5)
5,5
Ікз(К5) 3,97 кА
1,122 0,6932
Хсум(К5) Хс Хпл Х тр Х л3 ,
Хсум(К5) 0,063 0,0231,05 0,065 1,2 ;
R сум(К5) R пл R л3 ,
Rсум(К5) 0,144 0,549 0,693 .
Ударний струм короткого замикання в точці (К5) визначаємо за виразом:
і уд(К5) 2 Ікз(К5) к уд(К5) ;
іуд(К5) 2 3,97 1,02 5,7 кА
Rсум(К5)
3,14( )
Х
к уд(К5) 1 е сум(К5) ,
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 63
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
0,693
3,14( )
куд(К5) 1 2,718 1,2 1,02.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1.
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Точкак.з Хк, в.о. Rк, в.о. Zк, в.о. Ік.з. кА іуд. кА
К1 0,085 0,144 0,17 2,99 4,5
К2 1,135 0,144 1,14 4,81 6,7
К3 1,203 1,244 1,73 3,18 4,65
К4 1,201 0,913 1,51 3,65 5,27
К5 1,2 0,693 1,39 3,97 5,7
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ
Для розрахунку струму однофазного замикання на землю приймаємо
електричну схему трансформатора 110/10 кВ і складаємо схему заміщення
(рисунок 6.3 а; в) з струмом короткого замиканням в точці А. На базі цих схем
приводимо схему нульової послідовності (рисунок 6.4). Розрахунок ведемо у
відносних одиницях.
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної ліні визначаємо через
опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n, величина якого
залежить від конструктивного виконання лінії, згідно виразу
хл0 n xпл, (6.11)
де n - коефіцієнт вибирається залежності від типу монтажу лінії, n=3,5 для
одноланцюгової лінії без тросів.
хл0 3,5 0,023 0,08 .
А
Sк.з
а).
А
Хс Хл Хтр1 Хтр2
в).
Рисунок 6.3 – Електрична схема і схема заміщення для розрахунку
однофазного КЗ
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 64
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
А
Хс0 Хл0 Хтр1 0 Хтр2 0
Uл 0
Рисунок 6.4 – Схема для розрахунку опору нульової послідовності
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від схеми
з’єднання обмоток трансформатора - при схемі з’єднання зірка з нульовим
виводом-трикутник (рисунок 6.4) мають ті ж значення, як і прямої послідовності.
Однофазний струм короткого замикання на шинах 110 кВ заводської
підстанції визначаємо через трифазний струм КЗ
S1 k S3
к к , (6.12)
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.
S1к 1,5 1600 1800 .
Струм однофазного к.з, на шинах підстанції визначаємо виразом:
S1
I1 к
kc ,
3 U1
де U1 - номінальна напруга на шинах підстанції,U1=110 кВ.
1 1800
Ikc 9,5кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи ( xco у відносних одиницях)визначаємо
з виразу
I 1кc 3 1
;
Iб x c1 x c2 x co
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 65
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
з цього виразу находимо xС0
3 1 І
х б
со х с1 х с2 ,
І (1)
кс
де хс1, хс2 – відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи,
хс1 хс2 хс .
3 1 5,5
хсо 0,063 0,063 1,62 .
9,5
Згідно з рисунком 6.4 визначаємо результативний опір схеми нульової
послідовності для однофазного струму к.з, як паралельне з’єднання двох гілок
хо хсо хло хтр1о хтр2о ,
(1,62 0,08) (1,05 1,05)
х0 0,9 .
(1,62 0,08) (1,05 1,05)
Струм однофазного к.з, у віддаленій точці визначаємо за виразом
І 1
3 1 I
kA1
б
х рез1 х рез2 х о
хрез1 0,063 0,023 0,085 ,
3 1 5,5
І(1)
kА1 14,9
0,085 0,085 0,9
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 66
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
В розділи приводяться дані, які стосуються конструкції та особливості
компоновки як самої комплектної трансформаторної підстанції (КТП), так і
розподільчих установок високої і низької напруги. Вказується область
застосування КТП, основні вимоги до місць встановлення,характеристика
ізоляції, категорії розміщення тощо.
Приводяться основні параметри і характеристики КТП. Вказується склад
підстанції, при необхідності – особливості схеми головних кіл. Матеріали можуть
ілюструватися фрагментами розрізу підстанції (або іншими кресленнями) та
зображеннями окремих елементів підстанції.
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою
апаратурою є високовольтні вимикачі і роз'єднувачі.
Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо
обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою
таблиці 1.8, у якої в першу графу заносимо відповідні розрахункові дані, і графу
2 - відповідні каталожні дані, а графа 3 містить умови вибору апаратів.
Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії
ВГТ-110ІІ*-40/2500У1 з допустимим нижнім робочим значенням
температури оточуючого повітря - 45°С, допустимою швидкістю вітру до 40 м/с,
сейсмічності - до 9 балів та приводом пружинного типу.
Результати вибору зводимо в таблицю 7.1
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=110 кВ Uном=110 кВ Uн Uном
Iмах=73,8 А Iном=2500 А Ір Іном
іуд =4,5 кА Im.дин= 102 кА іу Іm.дин
Іnt =2,99 А Iвідкл. =40 кА Іn.t Івідкл
В 2 2
к Іt tф 4,5 0,035 ІТ 40 кА; tТ 3 с;
2
2
0,7 ІТ tТ 4800 106 В2 Вк ІТ tT
с
де ІТ – нормований струм термічної стійкості апарата;
Вк – тепловий імпульс струму короткого замикання;
Im.дин – амплітудне значення повного струму електродинамічної стійкості
вимикача;
tТ – нормований час термічної стійкості апарата.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 67
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [13].
Алгоритм вибору роз'єднувача відрізняється від алгоритму вибору
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка струму
відключення.
Попередньо по номінальним даним обираємо роз'єднувач серії РГН-
110/1000 УХЛ1.
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=110 кВ Uном=110 кВ Uн Uном
Iмах=73,8 А Iном=1000 А Ір Іном
іуд =4,5 кА Im.дин= 80 кА іу Іm.дин
ІТ 40 кА; tТ 3 с;
Іnt =2,99 кА 2
І2 В І
t 4800 106 В2 с к Т tT
Т Т
Остаточно, по даним таблиці 1.9 обираємо роз'єднувач серії РГН-110/1000
УХЛ1, який на протязі терміну експлуатації (30 років) не вимагає технічного
обслуговування [18].
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення
Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач навантаження
вакуумний типу NEO ВВ/N10M-630A з вбудованим електромагнітним приводом
[13].
При розрахунках розрахункового струму ввідного вимикача 10 кВ значення
Ір визначаємо за співвідношенням
Sрозр 14042,9
Іmax(ввід) , Іmax(ввід) 773 А.
3 10,5 3 10,5
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
Iмах(ввід)=773 А Iном=1000 А Ір Іном
іуд =6,77 кА Im.дин= 52 кА іу Іm.дин
Іnt =4,81 кА Iвідкл. =20 кА Іn.t Івідкл
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 68
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
При розрахунках розрахункового струму секційного вимикача 10 кВ
значення Ір визначаємо за співвідношенням
0,5 S
розр 0,5 14042,9
Іmax(секційний) , Іmax(секційний) 386,5 А.
3 10,5 3 10,5
Попередньо по номінальним даним обираємо секційний вимикач
вакуумний типу NEO ВВ/N10M [13].
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
Iмах(секційний)=386,5 А Iном=630 А Ір Іном
іуд =6,77 кА Im.дин= 80кА іу Іm.дин
Іnt =4,81 кА Iвідкл. =20 кА Іn.t Івідкл
2 2 І 20 кА; t 3 с;
Вк Іt tф 6,77 Т Т
0,125,5
2 В І2 t
ІТ tТ 1200 106 В2 с к Т T
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, згідно ПУЕ (розділ 1.6.6 – 1.6.8), вибираємо за
номінальною напругою, первинному та вторинному струмам, за родом
встановлення, конструкції, класу точності та перевіряємо на термічну стійкість
при короткому замиканні таблиця 6.1.
Попередньо обираємо трансформатор струму напругою 10 кВ типу ТШЛП-
10К
Таблиця 7.5 – Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн=10 кВ Uном=10 кВ
Iмах(ввід)=773 А Iном=1000 А
ідин kдин 2 Іном1
іуд =6,77 кА
30 1,4 1000 кА=42 103 кА
ІТ 31,5 кА; tТ 4 с;
Іnt =4,81 кА
І2
Т tТ 3969 106 В2 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:
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 69
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
ΣS прил
rприл , (7.1)
I 2
2Н
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної та
реактивної енергії та ін.),Sприл7 (ВА).
7
rприл 0,28 .
52
Опір контактів rк 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів, Ом:
S 2
r 2 Н I2 Н (rприл rк )
пров , (7.2)
I2
2 Н
1552 (0,28 0,1)
rпров 0,22.
52
Довжина проводів lпров 25 м.
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp lпров 25 м.
Переріз з'єднувальних проводів, мм2:
lp ρ Fпров . , (7.3)
rпров .
25 0,02
Fпров 2,27.
0,22
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом F 2,5 мм2 .
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф .
rпров.ф rприл. rн 0,6 Ом,
0,2+0,28=0,48<0,6.
Якщо виконується умова тоді обраний трансформатор струму забезпечить
допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 70
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
7.5 Вибір трансформаторів напруги
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМИ–10–66УЗ. Розрахунок навантаження
основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
Потужність, що
Кількість cosφ споживається
Прилад Тип споживається
котушок P, Q, S,
котушкою, Вт tgφ
Вт вар ВА
Вольтметр ЕВ0302 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 - 0,048 0,061 0,077
Так як номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі
точності 0,5 S2H 120 ВА більше ніж Sф 0,077 ВА, трансформатор напруги
буде працювати з допустимою похибкою.
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання, згідно ПУЕ (розділ 1.4.16 – 1.4.18), визначаємо за
співвідношенням [2]:
l tпр
Fmin , (7.4)
С
де tпр – приведений час дії струмів КЗ, А;
tt∞ – ударний струм КЗ, що діє на вибраний нами відрізок лінії, кА;
С – коефіцієнт, що відповідає різниці теплоти, яка в провіднику після і до
короткого замикання (для кабелів з алюмінієвою жилою С = 85 ).
Приведений час можна визначити по виразу
tпр=tзах+tвідкл
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії вимикаючої апаратури, с.
tпр=0,08+0,12=0,2 с.
У такому разі
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 71
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
4650 0,2
F 2
min 25 мм .
83
Розглянутий нами відрізок кабельної лінії (ГПП-ТП1), що має переріз F=35
мм2 повністю задовольняє умовам термічної стійкості, під час дії ударних струмів
к.з.
Аналогічно виконуємо перевірку інших відрізків високовольтних кабельних
ліній, що застосовуються в нашому проєкті.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 72
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1000 В,
з якої найбільш поширена – напруга 380 В.
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори:
– вимоги до надійності електропостачання і резервування,
– режими роботи електроприймачів,
– розміщення їх по території цеху,
– номінальні струми та напруги,
– вплив мікроклімату виробничих приміщень.
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
За способами ізоляції мережі діляться на дві групи: такі, що виконані
голими проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і такі, що виконані
кабелями і ізольованими проводами (електропроводки).
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного призначення та
конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способів їх виконання
здійснюється при проєктуванні на основі вивчення технології виробництва, умов
оточуючого середовища, вимог електробезпеки та пожежної безпеки згідно ПУЕ.
У цьому підрозділі бакалаврської роботи на основі всебічного аналізу і
виявлення основних визначальних факторів (таких, як, наприклад розміщення
технологічного обладнання на плані цеху, надійність електропостачання
електроприймачів, характер навантаження та її розподіл по площі цеху та багато
інших) вибирається конкретний вид схеми. Кожний вид схем має свою найбільш
доцільну область застосування.
На рисунку 8.1 приведена проста радіальна схема цехової електричної
мережі.
Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми живлення
використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше розповсюдженні
змішані схеми, але для конкретного випадку саме така «рафінована» схема може
виявитися найбільш раціональною.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 73
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
На промислових заводах близько 10% енергії, що споживається,
витрачається на електричне освітлення.
Правильне виконання освітлювальних установок сприяє раціональному
використанню електроенергії, поліпшенню якості продукції, знижує
втомлюваність працівників, зменшує кількість аварій та випадків травматизму.
Проєктування освітлювальних установок складається з світлотехнічної та
електричної частин [9].
В світлотехнічній частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічаються найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні характеристики
освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Першим етапом проєктування системи освітлення об’єкту є його аналіз,
необхідний для отримання повного уявлення про об’єкт освітлення. На другому
етапі обирається вид і система освітлення.
Норми освітлення побудовані на основній класифікації робіт, основною
ознакою яких є найменший розмір об’єктів, шинопроводів розрізняти в
залежності від розряду робіт, що виконуються; коректуються рівні освітленості,
якісні показники освітлювальних установок (показник засліпленості
(дискомфорту), пульсації освітленості, передача кольору, нерівномірність
розподілу освітленості) [9].
Світлотехнічна частина проєкту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням можливих
обмежень, а також принцип розміщення світильників.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 74
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
При проєктуванні світлотехнічної частини слід також враховувати умови
експлуатації освітлювальної установки.
Штучне освітлення проєктується двох видів: загальне і комбіноване, коли
до загального додається місцеве освітлення робочих місць. Якість і економічність
освітлювальних установок залежить від правильності вибору системи освітлення.
Систему загального освітлення застосовуються для освітлення всього
приміщення, в тому числі і робочих поверхонь. Загальне освітлення може
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним розміщенням
світильників під стелею освітлюваного приміщення. Освітлення з рівномірним
розміщенням світильників застосовують, якщо в виробничих приміщеннях
технологічне устаткування розміщене рівномірно по всій площі з однаковими
умовами зорової роботи і необхідно забезпечити рівномірне освітлення. Якщо в
приміщеннях є робочі поверхні, що вимагають різних умов освітлення, то для
створення на них необхідної освітленості світильники розміщують локалізовано,
залежно від розміщення робочих поверхонь або виробничого устаткування.
Локалізоване освітлення необхідно передбачати в приміщеннях із
стаціонарним крупним устаткуванням (венткамери, пічні відділення тощо), у
приміщеннях, де робочі місця розміщені групами, зосереджені на окремих
дільницях, а також у приміщеннях, на різних дільницях яких виконуються роботи
різної точності, що вимагають неоднакових рівнів освітленості.
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого) застосовують у
приміщеннях з точними зоровими роботами, які вимагають високого ступеня
освітленості. Освітленість робочих місць, що створюють світильники загального
освітлення при комбінованій системі, має становити 10% від нормованої для
комбінованого освітлення. Використання в приміщеннях тільки місцевого
освітлення нормами заборонено.
За функціональним призначенням електричне освітлення поділяють на
робоче, аварійне і спеціальне (чергове), охоронне, вказівне.
Робоче освітлення влаштовують в усіх приміщеннях. Воно створює на
робочих поверхнях нормовану освітленість.
Аварійне освітлення необхідне там, де при раптовому вимиканні робочого
освітлення можливі вибух або пожежа, масовий травматизм, тривале порушення
технологічного процесу, а також порушення роботи відповідних об’єктів
(водопостачання, вузли зв’язку, пожежні пости, електрощитові і т. 75тощо.). Це
освітлення називають аварійним освітленням для продовження роботи, воно має
створювати на робочих місцях 5% нормованого робочого освітлення при системі
загального освітлення, але не менш як 2 лк.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок освітлення цеху може проводиться методом світлового потоку
(методом коефіцієнту використання), або іншим відомим методом. Для прикладу
нижче приведено розрахунки методом світлового потоку:
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 75
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
кз Еmin S zФ , (8.1)
N
де кз– коефіцієнт запасу, визначається за довідником [9];
Еmin – мінімальна освітленість, лк;
S– площа освітлювального приміщення, м2;
E
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z cp 1,11,15 ;
Emin
N – прийнята кількість світильників, шт.;
– коефіцієнт використання світлового потоку.
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається по довідковим
таблицям в залежності від типу прийнятого світильника, коефіцієнтів відбиття від
поверхонь приміщення і від індексу приміщення “і”, останній визначається за
виразом
A B
i , (8.2)
(A B) h
де А, В, h – відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу світильника,
м.
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника не
повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не перевищувати
більше ніж на 20 % розрахункового значення. В противному разі змінюється
кількість світильників і розрахунок повторюється.
Приймаємо е Lв / h 1, тоді отримаємо відстань між світильниками
Lв е h. (8.3)
Розраховуємо кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад
розміщення світильників приведений на рисунку 8.2.
Після прийняття схеми розміщення світильників проводиться перевірка
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу
n
Фсв ei
Е i1 , (8.4)
1000 к3
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника, лм;
– коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників, 1,11,2
;
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 76
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
n
ei – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових ізолюкс,
i1
лк;
n – кількість врахованих світильників.
Рисунок 8.2 – Приклад розміщення світильників цеху:
hc – відстань від стелі до світильника, Lв – відстань між світильниками,
l – відстань від крайнього ряду до стіни; Lа – відстань між рядами
Виконаємо розрахунок освітлення цеху методом світлового потоку.
Виходячи із розряду зорової праці, згідно ПУЕ (розділ 6.1.1 – 6.1.11), по нормам
освітленості [9] визначаємо освітленість системи загального освітлення цеху
Ен 200 лк.
К з Е S z
F min
p , (8.5)
N К в
де Кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [9];
Emin – мінімальна освітленість, лк;
S – площа освітлювального приміщення, м2;
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z=1,1 – 1,15;
N – прийнята кількість світильників, шт;
Кв – коефіцієнт використання світлового потоку.
З таблиці 10.4 [9] приймаємо λе=Lв/h=1, тоді отримаємо відстань між
світильниками
Lв λе h, (8.6)
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 77
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Lв 15,85,8 м.
Приблизну кількість світильників визначаємо за виразом
A B
N , (8.7)
L2
в
60 60
N 110 шт.
5,82
Коефіцієнт використання світлового потоку визначаємо по довідниковим
таблицям [22], в залежності від прийнятого типу світильника, коефіцієнтів
відбиття, від поверхонь приміщень і від індексу приміщення, що визначається за
виразом
А В
і ;
h(А В)
(8.8)
60 60
і 5,26.
5,8 (60 60)
де h – висота підвісу світильника, м.
1,6 200 3600 1,1
Fp 20210,5 лм.
110 0,57
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймаємо
світлодіодний світильник Євросвітло 200 Вт 6400К EB-200-03 Рсв=0,2 кВт, що має
світловий потік Фсв=20000.
Обрані лампи за світловим потоком відрізняється від розрахункового на
F F 20000 20210
% cв р 100% 100% 0, 01% (8.9)
Fр 20000
що є допустимо.
Згідно результатів проведеного розрахунку ми можемо зробити висновки,
що встановлена в приміщенні цеху світлова арматура загального призначення з
лампами типу ДРЛ в повній мірі задовольняє вимогам СНіП ІІ-4-79, що до
загальних вимог освітленості в робочій зоні цеху.
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 і не вище 220 В змінного струму при ізольованій нейтралі і у
мережах постійного струму.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 78
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище 220В,
що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від висоти їхньої
установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У приміщеннях з
підвищеною небезпекою і особливо небезпечних при установці світильників
загального освітлення з лампами розжарювання на висоті менше ніж 2,5 м при
відсутності спеціальної конструкції світильника (що виключає доступ до лампи
без застосування інструмента) використовується напруга не вище 42 В.
Світильник з люмінесцентними лампами на напругу 127–220 В
допускається встановлювати на висоті менше ніж 2,5 м від підлоги за умови
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових, натрієвих ламп, розрахованих на
напругу 380 В, і пускорегулюючих апаратів для газорозрядних ламп, що мають
спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з послідовним з’єднанням ламп),
застосовується напруга не вище 380 В, у тому числі фазна напруга системи
660/380 В із заземленою нейтраллю при дотриманні наступних умов:
- введення у світильник чи ПРА має виконуватися проводом або кабелем з
мідними жилами і ізоляцією, розрахованою на напругу не менше, ніж 660
В;
- забороняється вводити у світильник двох чи трьох проводів різних фаз
системи 660/380;
- нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою застосовуваної
напруги «380 В» при установці світильника в приміщеннях підвищеною
небезпекою і особливо небезпечних;
- забезпечення одночасного відключення усіх фазних проводів, що
вводяться у світильник; це стосується і багатолампових світильників
системи 380/220 В, за винятком світильників, які встановлюються в
приміщеннях без підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В в приміщеннях без
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною небезпекою і
особливо небезпечних. Допускається застосування напруги до 220 В для
світильників спеціальної конструкції: тих, що являються складовою частиною
аварійного освітлення, під’єднаного до незалежного джерела живлення; тих, що
встановлюються у приміщеннях з підвищеною небезпекою (але не особливо
небезпечних).
Для місцевого освітлення допускається застосовувати світильники з
люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В за умови неможливості
випадкових доторкань до їх струмоведучих частин. Застосування
люмінесцентних ламп місцевого освітлення в сирих, особливо сирих, жарких і
приміщеннях з хімічно активним середовищем допускається тільки в арматурі
спеціальної конструкції.
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в приміщеннях
з підвищеною небезпекою й особливо небезпечних має застосовуватись напруга
не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах – не вище 12 В.
Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати:
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 79
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
- необхідний рівень надійності живлення;
- регламентовані рівні напруги і постійність напруги джерела живлення;
- простоту і зручність експлуатації;
- економічність установки.
У більшості випадків освітлювальні навантаження живляться від силових
цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ із заземленою нейтраллю
вторинної обмотки.
Використання самостійних освітлювальних трансформаторів обмежується
випадками, коли характер силового навантаження не дає можливості забезпечити
необхідну якість напруги, коли використовується для силових навантажень
напруга вище 380 В і коли система напруг 380/220 або 220/127 В неприпустима
для освітлювальної установки за умовами безпеки.
В освітлювальних мережах розрізняються лінії живлення та групові лінії.
Лінія живлення з’єднує джерело живлення з груповими щитками освітлення.
Групові лінії слугують для приєднання світильників до групових щитків.
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати захисту на
кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ струм захисних апаратів на
групових лініях не повинен перевищувати 25 А за винятком ліній, що живлять
лампи розжарювання одиничною потужністю 500 Вт і більше або газорозрядні
лампи потужністю 125 Вт і більше; у цьому випадку струм захисного апарата не
повинен перевищувати 63 А.
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рис. 8.3). Радіальні схеми використовуються при
високих навантаженнях групових щитків (близько 100–200 А) і забезпечують
більш високу надійність живлення. Магістральні схеми дозволяють
заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на розподільчих пунктах,
однак мають меншу надійність живлення. Змішані схеми одержали найбільше
поширення через їхню гнучкість.
Рисунок 8.3 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок:
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Для здійснення живлення освітлювальних установок обираю радіальну
схему для забезпечення високої надійності живлення.
Систему аварійного освітлення планується живити перехресним способом,
тобто від іншого трансформатора по відношенню до трансформатора робочого
освітлення (рисунок 8.4).
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 80
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.4– Схема живлення освітлювальних установок від
двотрансформаторної підстанції
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на
підставі світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості
світильників, тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА:
��роз = кп ∙ кдод ∙ ��ном , (8.10)
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, для ламп LHK кдод = 1,12 [9].
Згідно коефіцієнт попиту для дрібних будівель виробничого характеру
складає кп = 1,0.Коефіцієнт попиту для групової
мережі освітлення і всіх ланок мережі аварійного освітлення приймається
рівним 1,0.
��роз = 0,95 ∙ 1,12 ∙ (110 ∙ 0,2) = 23,4 кВт.
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за допустимим
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 нормуються ПУЕ, при цьому кожному перерізу
проводу або кабелю в залежності від його конструкції і способу прокладання
відповідає допустимий нормований струм (Iдоп, А).
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 81
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
У практичних розрахунках користуються готовими таблицями з
допустимими тривалими навантаженнями, що нормовані ПУЕ і нормативною
документацією.
Зазначені таблиці складені для визначення температурних режимів повітря
і землі, що складають відповідно +25°С та +15°С. Якщо фактичні температури
відрізняються від табличних, користуються коефіцієнтами перерахунку, що
наведені в ПУЕ.
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є:
��доп > ��роз,
де ��роз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі.
Розрахунковий струм для трифазних мереж визначається за виразом:
��роз ∙ 10 ��роз ∙ 10
��роз = = , (8.11)
√3 ∙ ��л ∙ cos �� 3 ∙ ��ф ∙ cos ��
де ��роз – розрахункова потужність, кВт;
��ф, ��л – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cos �� – коефіцієнт потужності, для газорозрядних ламп з конденсаторами
cos �� = 0,9.
23,4
��роз = = 39,5 А.
√3 ∙ 0,38 ∙ 0,9
Визначений показник струму використаємо для вибору кабельно-
провідникової продукції та комутуючого обладнання.
8.2.4 Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги
Даний метод розрахунку передбачає забезпечення допустимих рівнів
напруг на джерелах світла.
Зниження напруги щодо номінальної пов’язане зі зменшенням світлового
потоку світильників і, як наслідок, рівнів освітленості на робочих місцях.
Збільшення напруги щодо номінальної пов’язане з додатковою витратою
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо
важливе для ламп розжарювання.
Відповідно до ДСТУ 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
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 82
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
найбільш віддалених лампах аварійного і зовнішнього освітлення, виконаного
світильниками – не нижча 95%Uном.
У мережах 12–42 В допускаються втрати напруги до 10% Uном, якщо
рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша напруга ламп не повинна
перевищувати 105%Uном.
На затисках газорозрядних ламп напруга не повинна бути нижчою 90%Uном,
на інших лампах – не нижчою 88%Uном.
Величина допустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від
джерела живлення до найбільш віддаленої лампи повинна складати:
∆��м = ��хх − ∆��тр − �� ,
де ∆��м – допустима втрата напруги в мережі;
��хх – напруга холостого ходу трансформатора (на 5% вища від
номінальної);
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі;
�� – мінімально допустима напруга на затисках лампи.
Розрахунок допустимої величини втрати напруги в освітлювальній мережі
в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися і в
іменованих одиницях (вольтах).
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається за виразом:
∆��тр = �� ∙ �� ∙ cos �� + �� ∙ sin �� , (8.12)
де �� , �� – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (��КЗ), %;
cos �� – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
�� – коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення розрахункового
навантаження трансформатора до його номінальної потужності).
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (%) визначаються за виразами:
100 ∙ ��КЗ
�� = ; (8.13)
��ном.тр
�� = ��КЗ − ��а , (8.14)
де ��КЗ – втрати потужності короткого замикання трансформатора, Вт;
��ном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без урахування
індуктивного опору провідників.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 83
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
100 ∙ 7,5
�� = = 0,75 %;
1000
�� = 7,5 − 0,75 = 7,48 %;
∆��тр = 0,87 ∙ (0,75 ∙ 0,9 +7,48 ∙ 0,44) = 3,45 %;
∆��м = 105 − 3,45 − 97,5 = 4,1 %.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається за виразом:
��
∆�� = , (8.15)
�� ∙ ��
де �� – момент освітлювальногонавантаження, кВт∙м;
�� – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника [13];
�� – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими
співвідношеннями.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для кожної
окремої ділянки:
�� = �� ∙ �� , (8.16)
де �� – відстань між лініями живлення світильників;
�� – потужність лінії.
Рисунок 4.1 – Схема підключення світильників
�� = �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� +
+�� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� ;
�� = 6 ∙ 2,64 + 12 ∙ 2,64 + 18 ∙ 2,64 + 24 ∙ 2,64 + 30 ∙ 2,64 + 36 ∙ 2,64 +
+42 ∙ 2,64 + 48 ∙ 2,64 + 54 ∙ 2,64 = 712,8 кВт ∙ м;
712,8
∆�� = = 0,78 %.
54 ∙ 16,8
От же умова виконується, втрата напруги у найбільш віддаленій точці
перевищує 5%. Тому ми встановлюємо щиток освітлення в безпосередній
близькості від КТП і першої лінії освітлювальної мережі.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 84
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шинопроводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1 кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової
електричної мережі, номінальна напруга мережі Uном , результати розрахунку
навантаження цеху.
Для мереж напругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів короткого
замикання.
В цьому підрозділі необхідно визначити мережі та її елементи, що не
підлягають перевірці на економічну густину струму. Їх треба окремо
проаналізувати та обов’язково вказати ( у вигляді переліку або таблиці).
Вибір перерізу провідників здійснюється за таблицях [13] або згідно
технічної документації на них (що є більш прийнятним) . При цьому повинна
виконуватися умова
Ipоз Iдоп , (8.17)
де Iдоп – допустимий тривалий струм навантаження в кабелі, проводі и шині для
даного перерізу згідно ПУЕ.
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.3.12-1.3.15 і 1.3.22 ПУЕ, слід застосовувати
коефіцієнти, наведені в таблиці 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху слід також враховувати за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно ПУЕ.
Обраний переріз провідника по умовам нагріву довготривалим струмом
необхідно перевіряти за нагрівом струмом післяаварійного режиму відповідно до
схеми цехової мережі. Отримані дані заносяться у таблицю.
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів кабелів,
проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні забезпечувати
допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що нормуються стандартом
по якості електроенергії. Для кожної ділянки цехової мережі за розрахованим
півгодинним максимумом навантаження і значенням максимального пускового
або пікового струму вибирається переріз провідника, а також тип і значення
уставок апаратів захисту від ненормальних режимів в мережі: тривалих, не
передбачених перевантажень мережі і коротких замикань.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 85
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Вихідними даними для проведення розрахунків є:
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів захисту;
– Uном мережі;
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки мережі
Рmax ;
– пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми;
– номінальні потужності ЕП.
Вибір перерізу провідника пов’язаний з вибором апаратів захисту, тому
вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів виконується
спільно.
Потрібно врахувати вимоги ПУЕ щодо особливості вибору перерізу
провідників для мереж напругою до 1 кВ, а саме: акцентувати на те, які вимоги
та умови є визначальними – економічні, нагрів провідників, їх механічна
міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів КЗ.
Вказати, які силові мережі до 1 кВ згідно рекомендацій ПУЕ не підлягають
розрахунку по економічної густини струму.
Вказати, чи враховується фактор економічної густини струму зв’язку зі
спільним живленням силового та освітлювального навантажень
Вибір перерізів провідників за технічними умовами включає:
– вибір за умовою теплового нагрівання;
– за їх пропускною спроможністю та умовами захисту;
– за втратами напруги;
– за термічною стійкістю до струмів КЗ;
– механічну міцність;
– за умовою виникнення корони.
Необхідно оцінити вплив і врахування цих факторів при виборі
перерізу для кабельних і повітряних ліній, так як перелічені фактори по -
різному впливають залежно від номінальної напруги, конструктивного виконання
(кабель, шинопровід), призначення мережі (силова, рухливих ЕП, освітлювальна
тощо). Тому рішення слід приймати для кожного конкретного випадку на підставі
вимог і довідкових даних ПУЕ та інших нормативних документів.
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами нагріву
та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам щодо
гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а й
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих нерівномірностей
розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При перевірці на нагрів
приймається півгодинний максимум струму, найбільший з середніх півгодинних
струмів даного елемента мережі.
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи електроприймачів
в якості розрахункового струму для перевірки перерізу провідників по
нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить від відповідного
режиму (повторно-короткочасний, короткочасний, тривалий).
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 86
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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 ( Іmax або Іроз ), від того, чи потрібно захищати мережу від
перевантаження чи ні, від температурних умов навколишнього середовища,
характеру приміщення і типу ізоляції провідника. Перш за все необхідно вибрати
марку провідника, визначитися з умовами його прокладки і потім виконувати
розрахунок.
Мінімально допустимий переріз провідника – такий переріз, при якому
провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює максимальній тривало
допустимій Qтр. доп , нагрівається струмом КЗ до гранично допустимої
температури за умовами термічної стійкості.
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне струмове
навантаження за півгодинний інтервал часу Imax Ipоз , обчислене за формулою
P
I = роз
pоз (8.18)
3 Uном cosφ
Вибір перерізу провідників виконується за таблицями гл.1.3 ПУЕ «Тривало
допустимі навантаження», при цьому повинна бути виконана умова
Imax Ipоз Iдоп , (8.19 )
де Ідоп – тривало допустимий струм навантаження на проводи, кабелі та шини
для даного перерізу за ПУЕ (або технічними характеристиками конкретних
виробів).
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 87
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
При прокладанні декількох кабелів і більше чотирьох проводів в одній
трубі, траншеї, лотку, коробі і т.п. в розрахункову формулу (8.14) вводиться
коефіцієнт Кпрокл , поправочний коефіцієнт на умови прокладки проводів і
кабелів
I
Ідоп
max . (8.20)
Кпрокл
Згідно ПУЕ допустимі тривалі струми для кабелів, які прокладають у
блоках, слід визначати за емпіричною формулою
Iдоп.бл a b c Iдоп , (8.21)
a, b, c – поправочні коефіцієнти (табл. ПУЕ)
Поправочні коефіцієнти застосовуються до груп однотипних проводів і
кабелів, що мають однакову допустиму температуру нагрівання.
Для груп проводів і кабелів, що мають різні максимальні температури
нагріву, допустиме струмове навантаження розраховується з поправочних
коефіцієнтів, що належать до тієї частини проводів і кабелів, у яких допустима
температура мінімальна.
Якщо у частині ізольованих проводів і кабелів в групі навантаження не
перевищує 30 % допустимого, то вони виключаються із загального числа при
визначенні поправочного коефіцієнту для іншої частини групи.
Допустимі струмові навантаження для кола залежать від числа провідників.
У багатофазній збалансованій системі спільно прокладений нейтральний
провідник не враховується. В цьому випадку допустиме навантаження
чотирижильного кабеля приймається як для трьохжильного, з тим же перерізом
фазних провідників. Чотири і п’ятижильні кабелі можуть мати більше допустиме
струмове навантаження, якщо навантажені тільки три фазні проводи.
Якщо нейтральний провідник пропускає струм, який є наслідком
дисбалансу фазних струмів, то збільшення тепловиділення в нейтральному
провіднику компенсується його відповідним зменшенням в одному або декількох
фазних провідниках. В цьому випадку переріз всіх провідників вибирається по
найбільш навантаженому проводу.
Якщо не потрібно вводити поправочні коефіцієнти для струму в
нейтральному провіднику в залежності від характеру навантаження фазних
провідників, нейтральний провідник вибирається відповідно до параметрів кола
Необхідність введення поправочних коефіцієнтів для струмів може бути
наслідком наявності істотних струмів вищих гармонік в трифазному колі. Якщо
гармонічна складова перевищує 15 %, нейтральний провідник вибирається
перерізом не нижче фазного.
Оскільки струм в нейтральному провіднику визначається струмами фазних
провідників, то струми вищих гармонік в ньому взаємно не компенсується.
Найбільш значущою з гармонік є третя гармоніка. Діюче значення струму третьої
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 88
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
гармоніки в нейтральному проводі може перевищувати діюче значення струму
промислової частоти в фазних провідниках.
У цьому випадку струм в нейтральному провіднику є визначальним при
розрахунках допустимого струмового навантаження кола. Вплив гармонік
враховується поправочними коефіцієнтами. Поправочні коефіцієнти, що наведені
в МЕК60364-5-52:2009 «Електроустановки низьковольтні. Частина 5-52. Вибір і
монтаж електроустаткування. електропроводки», надані для збалансованої
трифазної системи; слід вказати, що ситуація погіршується, якщо в трифазній
системі навантажені тільки дві фази. У цьому випадку струм вищих гармонік в
нейтральному провіднику буде визначатися струмом дисбалансу. Така ситуація
призведе до перевантаження нейтрального провідника.
Поправочні коефіцієнти застосовуються для випадку, коли нейтральний
провідник є жилою чотирьох- або п’ятижильного кабелю, виконаний з того ж
матеріалу і має той же переріз, що і фазні провідники.
Поправочні коефіцієнти відносяться до струмів третьої гармоніки. Якщо
очікуються значні вищі гармоніки, такі як 9-я, 12-я тощо, тобто вони становлять
понад 15 %, поправочний коефіцієнт повинен бути зменшений. Якщо дисбаланс
між фазними навантаженнями перевищує 50 %, то поправочний коефіцієнт може
бути зменшений. Розрахунковий поправочний коефіцієнт для визначення
допустимого струмового навантаження для кабелів з трьома робочими
провідниками приймається, як для кабелю з чотирма робочими провідниками, у
якого струм в четвертому проводі викликаний гармоніками. Поправочні
коефіцієнти також враховують фактор нагріву фазних провідників струмами
гармонік.
Коли значення струму в нейтральному провіднику очікується вище, ніж
фазний струм, розмір кабелю визначається по нейтральному провіднику.
Якщо переріз кабелю визначено по нейтральному провіднику, то необхідно
зменшити розрахункове навантаження для трьох робочих провідників.
Якщо струм в нейтральному провіднику більше, ніж 135 % фазного струму
і переріз кабелю вибирається по нейтральному провіднику, то три фазних
провідника не можуть бути повністю завантажені. Зменшення тепловиділення
фазними провідниками компенсує тепловиділення нейтрального провідника в
такій мірі, що немає необхідності застосовувати інші поправочні коефіцієнти
щодо трьох робочих провідників.
За відсутності спеціальних вимог необхідно виконувати такі вказівки:
Площа поперечного перерізу нейтрального провідника повинна бути,
принаймні, рівною площі поперечного перерізу лінійних провідників у наступних
випадках:
– в однофазних двопровідникових колах, незалежно від площі поперечного
перерізу провідника;
– в багатофазних колах, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників - менше або дорівнює 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію;
– в трифазних схемах, де частка струмів третьої гармоніки і гармонік,
кратним трьом, лежить в межах від 15 % до 33 %.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 89
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Для багатофазних кіл, де площа поперечного перерізу лінійних провідників
більше, ніж 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію, площа поперечного перерізу
нейтрального провідника може бути нижче площі поперечного перерізу лінійних
провідників (звичайно не нижче 50 %), якщо виконуються одночасно такі умови:
– навантаження кола в нормальному режимі розподілено рівномірно між
фазами, третя гармоніка не перевищує 15% струму лінійного провідника;
– нейтральний провідник захищається від надструмів;
– площа поперечного перерізу нейтрального провідника – не менш 16 мм2
по міді або 25 мм2 по алюмінію.
Відносно нульових робочих провідників в чотирипровідній системі
трифазного струму ПУЕ містить наступне формулювання: вони повинні мати
провідність не менше ніж 50 % провідності фазних провідників; у необхідних
випадках вона має бути збільшеною до 100 % провідності фазних провідників.
Вибраний переріз провідника за умовами нагріву тривалим струмом
перевіряється по нагріванню струмом післяаварійного режиму Ітр. ав (в умовах
двотрансформаторних цехових ТП і декількох кабелів одної лінії):
Для подальшого вибору апаратів попередньо визначимо струм на
затискачах вторинної обмотки силового трансформатора цехової ТП за
співвідношенням
ΣSн.тр к з
І р ; (8.22)
3 U н
де ΣSн.тр – загальна потужність силових трансформаторів цеху, кВА;
кз - коефіцієнта завантаження трансформаторної підстанції(таблиця 1.4),.
1000 0,81
Ір 1231 А
3 0,38
Визначимо силові елементи схеми живлення цеху на стороні 0,4 кВ.
Тип ввідного автоматичного вимикача приймаємо згідно каталожних даних [21]в
залежності від типу шафи за умовами
Ін.а≥Ін.т.р Ін.т.р>1,1.Ір
1600 ≥1600 1600>1,1 12311354,4А
де Ін.а– номінальний струм автоматичного вимикача А;
Ін.тр– номінальний струм теплового розчіплювача автоматичного вимикача
(каталожні дані), А
Приймаємо ввідний автоматичний вимикач виробництва компанії ВА88-43.
Для забезпечення секціонування, в аварійному режими роботи, ми застосуємо,
секційний вимикач згідно співвідношення:
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 90
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
0,5 (S
н.тр кз )
І ; (8.23)
р.СВ
3 Uн
0,5 (1000 0,72)
Ір.СВ 547 А .
3 0,38
Тип секційного автоматичного вимикача ВА 88-40 приймаємо згідно
каталожних даних [21] в залежності від типу шафи за умовами
Ін.а≥І .
н.т.р Ін.т.р>1,1 Ір
800 А ≥800 А, 800 А >1,1.547=601,7 А,
де Ін.а– номінальний струм автоматичного вимикача А;
Ін.тр– номінальний струм теплового розчіплювача автоматичного вимикача
(каталожні дані), А
Приймаємо шинопровід типу ШМА-68П; Ід.д=1600 А; Uн =0,4 кВ.
Вибір струмоведучих частин
Основним завданням розрахунку цехових електричних мереж є вибір
перерізу кабелів, проводів шино проводів і захисних апаратів згідно ПУЕ (розділ
2.1.31 – 2.1.51).
Для мереж напругою до 1000 В основними вимогами, що визначають вибір
перерізу провідників, є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів
провідників, механічна міцність, втрата напруги, термічна стійкість до струмів
КЗ.
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в
цілому за співвідношенням
Р
Ір
Н ,
3 U cos (8.24)
н
де Рн - номінальна потужність згідно з завданням, кВт ; Uн= 0,38кВ.
Ір Ку.н ІН.ДОП.Л
Умовами вибору ліній живлення [5,6] є виконання співвідношення
де І НДОПЛ - допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
Куп - коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ.
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (таблиця 1.3.3 ПУЕ), умова
прийме вид
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 91
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
ІН.ДОП.Л Іmax1,25Ip
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі живлення
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.1.
Таблиця 8.1 – Розрахункова таблиця вибору ліній живлення цеху
Р I , I , I
Назва споживача н р max. н.доп.л Марка
кВт А А А
1 2 3 4 5 6
Тельфер 15,7 31 38,8 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Зовнішній фрезувальний верстат 14,2 25,1 31,4 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Вутрішній фрезувальний верстат 13,1 23,7 29,7 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Багатопозиційний свердлильний
10 17,9 22,4 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
верст.
Шліфувальний верстат 24 42,9 53,7 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Відрізний верстат 3,2 6 7,5 19 АВВГ(4×2,5)
Горизонтально фрезерний верстат 21 37,1 46,4 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Вертикально фрезерний верстат 18,4 32,9 41,2 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Конвеєр 20 40,6 50,7 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Верстат обємного фрезування 19,6 36,4 45,4 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Токарний верстат 17,3 31,3 39,2 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Запресовочний верстат 8 14,7 18,3 19 АВВГ(4×2,5)
Заточний верстат 2,5 4,5 5,7 19 АВВГ(4×2,5)
Установка очистки масла 10 18,3 22,9 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Маслонасос 5,5 9,6 12 19 АВВГ(4×2,5)
Насос охолоджувальної рідини 7,5 13,3 16,6 19 АВВГ(4×2,5)
Вентилятор витяжний 8 13,8 17,3 19 АВВГ(4×2,5)
Вентилятор приточний 42 72,6 90,8 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Щиток освітлення 23,4 39,5 43,5 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Компресор (220 В) 1,4 6,8 8,5 32 АПвВГ (2х2,5)
Термофен (220 В) 1,8 8,2 10,3 32 АПвВГ (2х2,5)
Конденсаторна установка 250 квар 365 456 480 2АВВГ(3×95)+(1×50)
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); номінального струму автоматичних
вимикачів, та струму теплових розчіплювачів, які захищають приєднанні
електроприймачі; сумарного струму Ір РП споживачів, що приєднані до РП, який
визначається за виразом
Ір.РП ІН КН ,
де Кн - коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку Кн = 0,7.
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [2], за умовами
Ір.РП ІН.ДОП
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 92
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Вибрана кабельно-провідникова продукція, живлення споживачів цеху,
прокладена в кабельних каналах підлоги цеху.
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної має
становити не більше 5 % Uном . Для освітлювальних мереж промислових
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від 5 до
2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення 5 % Uном .
Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту асинхронних
електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його зменшення
може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення зниження напруги
призводить до різкого зменшення світлового потоку.
Розрахунок цехової мережі за умовами допустимої втрати напруги і
побудова епюри відхилення напруги виконується для кола ліній від шин ГПП або
ЦРП до затискачів одного найбільш віддаленого від цехової ТП або найбільш
потужного ЕП для режимів максимальних і мінімальних навантажень
(визначається з добового графіка навантажень), а в випадку
двохтрансформаторної підстанції – і післяаварійного.
Як відомо, існує залежність r0 i x0 від перерізу проводів і кабелів, якою
можна скористатися при розрахунках.
Як правило у розрахунковому ланцюгу «ГПП – найбільш віддалений
потужний споживач» присутня трансформаторна підстанція ТП.
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.4.
Рисунок 8.4 – Розрахункова схема
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути не нижче 0,95 ∙ ��ном. В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах ТП не повинна перевищувати 5%
номінальної напруги, тобто �� ∙ �� ≤ 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30% від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги:
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 93
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
�� ∙ �� = �� − ∆��тр + ��м + ∆��сп ≥ −5, (8.25)
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 [14].
Знайдемо відхилення напруги до найбільш віддаленого споживача.
Оскільки напруга на затискачах найбільш віддалених споживачів повинна
становити не менше 0,95 ∙ ��ном,формула 8.25. матиме вигляд:
��ном − ∆��т − ∆��л ≥ 95 %, (8.26)
де ∆��т – втрати напруги у трансформаторі. ��т = 3,28 %;
∆��л – втрати напруги у лінії, що живить споживача:
δ U1 15 2,7 3,2 5 4,1 5% Uн 525 В
Величину ΔUтр (%) знаходимо за виразом:
S
ΔU м
тр (U cos φ U sin φ),
S a p
н.тр
де Sм - максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора, кВ;
Sнтр - номінальна потужність трансформатора, кВА;
Uа- активна складова напруги к.з трансформатора, %;
100 ΔP
Ua
кз ,
Sн.тр
100 18
Ua 1,8 В ,
1000
Uр- реактивна складова напруги к.з трансформатора, %:
U U2 U2
p кз a ,
Up 5,52 1,82 5,2 В.
813,8
ΔUтр (1,8 0,95 5,2 0,31) 2,7 В.
1000
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 94
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги:
δ U2 Em к з (ΔU тр ΔUм ) ΔUcп 5% ,
де кз = 0,3 - коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень;
+ 5 % - припустиме усталене підвищення напруги від Uн=19 В, згідно [11]:
δ U2 15 0,3 (2,7 4,1) 5 7,8 5% Uн 525 В .
Згідно виконаних розрахунків ми маємо можливість пересвідчитись, що
можлива зміна навантаження цехового трансформатора ні як не буде
відображатися на зміні величини потенціалу напруги у найвіддаленішого
споживача.
Оскільки відхилення напруги не перевищує допустимого значення, обирати
відпайки для цехової КТП не потрібно.
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф та інш.).
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма внутрішніми
електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на єдиній
конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних приєднань тощо.
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб з
врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних
комплектних установок.
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ необхідно
здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність робочій напрузі і
струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі, заданому класу точності,
умовам експлуатації тощо), так і за умовами роботи в разі короткого замикання з
урахуванням термічних і електродинамічних впливів, комутаційної
спроможності.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик (кількості приєднаних електроприймачів, сумарного струму
І роз, РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). І роз, РП визначається за виразом
І роз, РП = Іном КП , (8.41)
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
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 95
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають приєднанні
електроприймачі.
Далі за довідковими даними обирається конкретний тип НКУ, вказуються
його технічні характеристики, включаючи напругу, номінальний струм, апарати
захисту тощо, у тому числі конструктивне виконання та особливості
застосування.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); номінального струму автоматичних
вимикачів, та струму теплових розчіплювачів, які захищають приєднанні
електроприймачі; сумарного струму Ір РП споживачів, що приєднані до РП, який
визначається за виразом
Ір.РП ІН КН ,
де Кн - коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку Кн = 0,7.
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [2], за умовами
Ір.РП ІН.ДОП
Таблиця 8.2 – Вибір перерізу ввідних кабелів РП
Найменування РП Ір.РП ,А Іmax ,А ІН.ДОП.Л ,А Марка
1 2 3 4 5
Розподільчий пункт РП-1 91,8 114,7 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Розподільчий пункт РП-2 97,6 122 135 АВВГ(3×35)+(1×16)
Розподільчий пункт РП-3 195,5 244,3 270 АВВГ(3×120)+(1×70)
Розподільчий пункт РП-4 320,6 400 400 АВВГ(3×240)+(1×120)
Розподільчий пункт РП-5 280 350 400 АВВГ(3×240)+(1×120)
Розподільчий пункт РП-6 182 227,5 240 АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-7 163,6 204,5 240 АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-8 90,7 113,3 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Розподільчий пункт РП-9 228 285 305 АВВГ(3×150)+(1×70)
Вибрана кабельно-провідникова продукція, живлення споживачів цеху,
прокладена в кабельних каналах підлоги цеху.
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання мережі до 1000В
Розрахунок струмів короткого замикання в цехових мережах, тобто
мережах напругою до 1000 В має свої особливості, які регулюються
міждержавним стандартом [15] та керуючими вказівками [1].
При розрахунку струму трифазного КЗ в установках напругою до 1 кВ варто
враховувати не тільки індуктивні й активні опори всіх елементів
короткозамкненого ланцюга, але й активні опори всіх перехідних контактів у
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 96
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
цьому ланцюзі (на шинах, на уведеннях і висновках апаратів, рознімні контакти
апаратів і контакт у місці короткого замикання).
Для обраної ділянки мережі 0,38 кВ розрахункова схема та схема заміщення
схема, що призначені для розрахунку струмів короткого замикання, приведені на
рисунок 8.5.
Рисунок 8.5 - Розрахункова схема і схема заміщення прямої
послідовності частини мережі 0,38 кВ
Активну складову опору трансформатора rтр (Ом) розраховуємо за виразом
ΔР 3
r к.з 10
тр , (8.42)
3 І2
н.тр
де ΔРкз – потужність КЗ трансформатора, кВт;
12,2 103
rтр 0,0018 Ом.
3 1521,1
Ін.тр – номінальний струм вторинної обмотки трансформатора, А;
Sн.тр
І 3
н.тр 10 , (8.43)
3 U н
1000
І 103
н.тр 1521,1 А.
3 380
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 97
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Повний опір дорівнює
U U 2
к.з. н 103
z тр , (8.44)
100 Sн.тр
5,5 3802 103
z тр 0,00794 Ом.
100 1000
Індуктивна складова опору трансформатора хтр (Ом)
х 2 2
тр zтр rтр , (8.45)
х тр 0,007942 0,00182 0,0077 Ом.
Визначимо повний опір схеми заміщення до точки короткого замикання К1
n 2
Z r m
x
(К1) i i , (8.46)
i1 i1
Z r r r r r 2 х х х 2
(К1) тр ав тс ш пр тр ав тс хш ,
2
0,0018 0,00005 0,00002 0,000014 0,00008
Z(К1) 0,008 Ом.
2
0,0077 0,0001 0,00002 0,000006
Величину струму к.з, в розрахунковій точці К1 визначаємо за виразом
І (3) U0
к.з.(К1) , (8.47)
3 Z
де U0 – напруга х.х вторинної обмотки трансформатора, В,U0=1,4.Uн;
Z – повний опір до точки к.з;
І(3) 399
к.з.(К1) 38,07 кА.
3 0,008
Для визначення струму к.з, в розрахунковій точці К2, до опорів точки К1
додамо сумарні опори точки К2, згідно виразу
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 98
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Z(К2) r(К1) r 2
ш rав rл rав rпр х 2
(К1) хш хав хл хав ,
0,00199 0,00008 0,00041 0,000002 0,0223 0,00082
Z(К2) 0,01.
0,0078 0,00006 0,0003 0,00000029 0,000132
де активний rл (Ом) і індуктивний хл (Ом) опір кабельної лінії знаходимо за
виразами
l 3
r л 10
л , (8.48)
γ F
де lл – довжина кабельної лінії, Ом;
γ – провідність матеріалу, (АL=0,032 км/Ом.мм2);
F – поперечний перетин провідника, мм2.
0,005 1000
rл 0,0223 Ом .
32 70
х л lл х0 , (8.49)
хл 0,005 0,0000057 0,00000029 Ом.
Величину струму к.з, в розрахунковій точці К2 визначаємо за виразом
І (3) U 0
к.з.(К2) , (8.50)
3 Z (К2)
І(3) 399
к.з.(2) 23 кА.
3 0,01
Таким чином, струм однофазного короткого замикання значно меньше
струмів як трифазного, так і двофазного короткого замикання.
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави 3.1
ПУЕ [2].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
– збільшення струму внаслідок перевантаження;
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
– збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 99
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
У підрозділі повинно бути ретельно проаналізовано і вказані всі мережі, що
захищаються від перевантаження.
Вказується окремі мережі, у яких забороняється встановлення апаратів
захисту.
Приводяться критерії, за якими допускається відмовлятися від
застосування захисту провідників від перевантаження.
Повинен бути наведений перелік мереж, що згідно ПУЕ мають бути
захищеними від перевантаження, у тому числі силові і освітлювальні мережі,
мережі всередині приміщень (залежно від способу прокладення та характеристик
ізоляції).
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Захист кабельних ліній, що живляться РП та окремі електроприймачі, як
правило, здійснюється автоматичними вимикачами.
Умовами їх вибору є вирази
Ін.т.р 1,1 Ір;
Ін.е.р 1,25 Іп;
де Ін.т.р.,Ін.е.р. - номінальний струм відповідного теплового та електромагнітного
розчіплювача, А;
Іп – пікове навантаження, Іп=(5-7.Ір), А.
При виборі типу вимикача орієнтуємося попередньо на апарати виробництва
компанії ВА . Ці автоматичні вимикачі, призначені для групового захисту
розподільчих пунктів, мають дві системи захисту — електротеплову і
електромагнітну, та виконані згідно ДСТУ EN 50160:2014 зі ступенем захисту не
нижче ІР30.
Для автоматичних вимикачів, що виконані в стандарті DIN, струм
електромагнітного розчіплювача в залежності від характеристики (С, В чи
D)виконується співвідношення:
Ін.е.р (3...5) Ін.т.р; Ін.е.р (5...10) Ін.т.р або Ін.е.р (10...14) Ін.т.р.
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.3.
Таблиця 8.3 – Розрахунок та вибір позиційних автоматичних вимикачів 0,4 кВ
І , 1,1. І Тип І , І , І ,
Найменування обладнання р р н н.т.р н.е.р
А А апарату А А А
1 2 3 4 5 6 7
Тельфер 31 34,1 ВА47-29 63 40 500
Зовнішній фрезувальний верстат 25,1 27,6 ВА47-29 63 32 500
Вутрішній фрезувальний верстат 23,7 26,1 ВА47-29 63 32 500
Багатопозиційний свердлильний верст. 17,9 19,7 ВА47-29 63 20 500
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 100
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 8.3
1 2 3 4 5 6 7
Шліфувальний верстат 42,9 47,2 ВА47-29 63 50 500
Відрізний верстат 6 6,6 ВА47-29 63 8 500
Горизонтально фрезерний верстат 37,1 40,9 ВА47-29 63 50 500
Вертикально фрезерний верстат 32,9 36,2 ВА47-29 63 40 500
Конвеєр 40,6 44,6 ВА47-29 63 50 500
Верстат обємного фрезування 36,4 40 ВА47-29 63 40 500
Токарний верстат 31,3 34,5 ВА47-29 63 40 500
Запресовочний верстат 14,7 16,1 ВА47-29 63 20 500
Заточний верстат 4,5 5 ВА47-29 63 6 500
Установка очистки масла 18,3 20,2 ВА47-29 63 25 500
Маслонасос 9,6 10,6 ВА47-29 63 13 500
Насос охолоджувальної рідини 13,3 14,6 ВА47-29 63 16 500
Вентилятор витяжний 13,8 15,2 ВА47-29 63 16 500
Вентилятор приточний 72,6 79,9 ВА47-100 100 80 1000
Освітлення 39,4 43,5 ВА47-100 100 100 1000
Компресор (220 В) 6,8 7,48 ВА47-29 63 3 150
Термофен (220 В) 8,2 9 ВА47-29 63 3 150
Розподільчий пункт РП-1 91,8 101 ВА88-32 125 125 1250
Розподільчий пункт РП-2 97,6 107,4 ВА88-32 125 125 1250
Розподільчий пункт РП-3 195,5 215,1 ВА88-35 250 250 2500
Розподільчий пункт РП-4 320,6 352,6 ВА88-37 400 400 4000
Розподільчий пункт РП-5 280 308 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-6 182 200,2 ВА88-35 250 250 2500
Розподільчий пункт РП-7 163,6 180 ВА88-35 250 200 2500
Розподільчий пункт РП-8 90,7 99,8 ВА47-100 100 100 1000
Розподільчий пункт РП-9 228 250 ВА88-35 250 250 2500
Конденсаторна установка 365 456 ВА88-40 800 500 8000
Вибрані,згідно ПУЕ (розділ 1.4.19 – 1.4.22), автоматичні вимикачі
встановлені сталевих шафах силових РП, що знаходяться в безпосередній
близькості від сформованих груп технологічного електрообладнання.
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряються за захищеність за умовою:
��сх ∙ ��доп ≥ ��зах ∙ ��зах, (8.51)
де ��сх – поправочний коефіцієнт; для умов цеху ��сх = 1;
��доп – тривалий допустимий струм провідника, А;
��зах – коефіцієнт захисту; для теплового розщіплювача ��зах = 1;
��зах- струм спрацьовування апарату захисту, А.
Для прикладу перевіримо лінію, для якої Ір=72,6 А, Ідоп.л=100 А, Ізах=80 А.
1 ∙ 100 ≥ 1 ∙ 72,6 А.
Таким чином мережа захищена.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 101
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції
Оскільки серед електроприймачів цеху, як правило, відсутні
електроприймачі, що значно впливають на якість електроенергії, то обрану
цехову мережу перевіряють на допустимі відхилення напруги у споживачів.
Хід розрахунків залежить від схемі електропостачання цеху, але в цілому
виконується в наступному порядку.
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути нижче 0,95 Uном . В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах 0,4 кВ ТП не повинна
перевищувати 5 % номінальної напруги, тобто U1 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30 % від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
згідно ДСТУ EN IEC 61000-4-11:2022
т
U1 Ет UТ Uм Uсп 5,
i1
де Ет – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
UТ – втрата напруги в трансформаторі, %;
n
Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача, %;
i1
n – кількість послідовних магістралей до споживача;
Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
5 % – припустиме усталене відхилення напруги згідно 13.
При необхідності, може бути задіяна «добавка» UT , яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» UT регулюється зміною
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта трансформації,
за співвідношенням
W
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 8.7.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 102
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 8.7
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
0 5,0 5,25
-2,5 7,5
-5,0 10 10,8
Нами проведено розрахунок втрат напруги у мережі 10 і 0,38 кВ: а саме –
п. 5.2 (Розрахунок перерізу розподільчих мереж) і п. 8.3.3 (Розрахунок
електричної мережі за втратами напруги).
Так як відхилення по напрузі нами не виявлено, то нема потреби у зміні
відгалужень трансформатора.
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 8.6 приведена комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 103
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.6 – Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо
комплектну трансформаторну підстанцію КТП Харківського електротехнічного
заводу.
Обрана двотрансформаторна підстанція КТП–1000/10/0,4 УЗ призначена
для надійного електропостачання промислових об’єктів, має потужність
трансформаторів 1000 кВ∙А, з захистом і автоматикою.
Склад підстанції КТПЦ-1000/10/0,4-04 У3:
– Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН).
– Силовий трансформатор.
– Кожух виводів силового трансформатору.
Розподільча установка низької напруги (РУНН), що складається з
наступного обладнання:
– шафа вимикача робочого вводу;
– шафа секційного вимикача;
– шафа ліній, що відходять;
– шафа автоматизованої конденсаторної установки;
– шафа управління.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 104
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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 8.7 приведено загальний вид шафи секційного
вимикача, на рисунку 8.8 – загальний вид шафи управління.
Рисунок 8.7 – Загальний вид шафи
секційного вимикача: Рисунок 8.8 – Загальний вид шафи
1 – шафа секційного вимикача; 2 – відсік управління:
збірних шин; 3 – клапан розвантаження; 1 – шафа управління; 2 – відсік збірних
4 – відсік клемного блоку; 5 - відсік шин; 3 – клапан розгрузки; відсік клемного
секційного вимикача; 6 – відсік релейного блоку; 5 – відсік релейного блоку; 6 – відсік
блоку; шинок управління
7 – відсік шинок управління; 8 – відсік шин
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії ТМ 11
(трансформатор масляний), що виготовляється у герметичному гофробаку і не
потребує обслуговування на протязі всього терміну експлуатації. Загальний вид
трансформатору серії ТМ приведено на рисунку 8.9.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 105
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.9 – Загальний вид трансформатору серії ТМГ
Конструкція і компоновка трансформаторної підстанції КТПЦ-
1000/10/0,4-04 У3 приведено на аркуші 7 графічної частини кваліфікаційної
роботи.
Для нашого конкретного випадку обрана однорядна компоновка підстанції,
що більш відповідає реальним умовам цеху, для якого проєктується система
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 106
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – розробка схеми дефектоскопічного
пристрою контролю якості виготовлення різців до добувних комбайнів
На рисунку 9.1 представлена функціональна блок-схема дефектоскопічного
пристрою контролю якості виготовлення різців до добувних комбайнів.
А1 А3 А5 А6
Підсилювач Детектор
УЗ випромінювач УЗ приймач сигналу сигналу
А2 А4 А7
Генератор УЗ Сигнальний
коливань Блок живлення пристрій
220 В; 50 Гц
Рисунок 9.1- Блок-схема дефектоскопічного пристрою контролю якості
виготовлення різців до добувних комбайнів
Дефектоскопічний пристрій складається з таких блоків: блоку живлення
(А4), генератора ультразвукових (УЗ) коливань (А2), УЗ випромінювача (А1), УЗ
приймача (А3), підсилювача сигналу (А5), детектора сигналу (А6) та сигнального
пристрою (А7) зібраних в одному корпусі. Даний пристрій може діагностувати
наявність мікропор та мікротріщин лінійні розміри яких не менше 30 мкм в
корпусах мережних насосів максимального габариту – до 1,5 метри і товщиною
стінок – до 100 мм. УЗ Випромінювальна голівка розміщується на торцях виробу
під кутом до нормалі – до 15. Спрацьовування сигнального пристрою А7
відбувається за наявності дефекту вище вказаного розміру або при їх сумарному
розмірі вище вказаного, при цьому подається застережливий звуковий сигнал,
звучний протягом декількох секунд.
До складу системи діагностування входять УЗ випромінювач і УЗ приймач.
УЗ Випромінювач виробляє сигнал в ультразвуковому діапазоні стабільної
амплітуди і частоти. Частоту обираємо в межах 25...35 кГц. Звукові хвилі
розповсюджуються в усі сторони від випромінювача і потрапляють в УЗ приймач
різними шляхами. Прямий сигнал йде безпосередньо від випромінювача до
приймача. Окрім цього, на вхід приймального датчика поступають сигнали,
відбиті від різних елементів виробу. Амплітуда і зсув фази відбитого сигналу
щодо прямого мають випадкову, але постійну величину і залежать від розмірів
виробу і місця розташування датчика.
В УЗ приймачі прямий і відбитий сигнали змішуються, утворюючи
сумарний прийнятий сигнал певної амплітуди, який підсилюється в підсилювачі
сигналу А5. За наявності хоча б одного мікродефекту, на який потрапляє звукова
хвиля, фаза і амплітуда відбитого сигналу змінюються, що й фіксується в
детекторі сигналу А6. Наявність поверхні, що відбиває, розміром приблизно в 30
мкм приведе до зміни фази відбитого сигналу на 180°, тому у мікродефектів
великих розмірів поверхні, що відбиває, відбудеться пульсація сумарного
прийнятого сигналу з частотою від 1 до 100 Гц залежно від розмірів і положення
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 107
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
дефектів. При появі в прийнятому сигналі такого роду пульсації спрацьовує
сигнальний пристрій А7 і подається звуковий сигнал.
Опис електричної принципової схеми дефектоскопічного пристрою
контролю якості виготовлення різців до добувних комбайнів. Електрична
принципова схема дефектоскопічного пристрою контролю якості виготовлення
різців до добувних комбайнів показана на рисунку 9.2.
Генератор випромінювача побудований по схемі ємкості трьохточки.
Випромінювач BQ1 включений в ланцюг зворотного зв'язку транзистора VT2.
Частота коливань генератора залежить від резонансної частоти випромінювача
BQ1 і параметрів контуру L1-С3. Потужність випромінювання регулюють
підбором резистора R4, а підстроювання частоти виробляє підбором
конденсатора С3.
C14
R3 R6
HL1
R25
C5 C6 C12
+ + R19
R11 C10 R15
+ R23
C15 +
C3 L1 R7
R1
DA1.2
DA1.1 R17 VT5
VD1 7 10
R12 1 12 6
2 13
+UI
9
+UC VT6
-U 4
BQ1
C13
R21 R26 VD2 R27
C7 BM1
+
VT2 R8
R2 + C1
R4
R13
R20
C11 +
R9 R16
VT1 SB1
R5 R14
+12 В
DD1.1 DD1.2 DD1.4
DD1.3 R18
1 & 5 & R10 12 11
8 &
& VT3 FU1
3 4
2 6 10 13 14
9
BF1 Tp1
7
-12 В
VT4
VD3..VD6
C2 C4 + C8
VS1
C9 + R22 R24
Рисунок 9.2 - Електрична принципова схема дефектоскопічного пристрою
контролю якості виготовлення різців до добувних комбайнів
Приймач складається з ультразвукового мікрофону ВМ1, підсилювача
сигналу, що приймається, на операційному підсилювачі DA1.1, детектора на
елементах R17, VD1, С13, R21, підсилювача сигналу на операційному
підсилювачі DA1.2, і транзисторного ключа VT5-VT6. Параметри детектора
підібрані так, щоб придушення несучої частоти в діапазоні 25...35 кГц було
максимальним, а ослаблення низькочастотних пульсації 1...100 Гц - мінімальним.
Ланцюг C12-R19-C14-R23 задає коефіцієнт посилення і смугу пропускання
операційного підсилювача DA1.2. При появі змінної напруги на його виході
позитивна напівхвиля через конденсатор С10 відкриває транзисторний ключ
VT5-VT6, а негативна напівхвиля через діод VD2 перезаряджає конденсатор С15.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 108
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
220 В; 50 Гц
Сигнальний пристрій включає тригер Шміта на елементах DD1.1, DD1.2,
вузол управління на елементах DD1.3, DD1.4, підсилювач струму на транзисторах
VT3, VT4, тиристор VS1 і випромінювач звукового сигналу BF1. При включенні
живлення заряджає конденсатор С4. Приблизно через 1...1,5 сек на виводу 2
елементу DD1.1 виникає високий рівень. Тепер, якщо спрацює детектор
мікродефектів, транзистори VT1, VT5 і VT6 відкриються, високий рівень на
виводу 1 елемента DD1.1 перемкне тригер. На виході DD1.1 виникне низький
рівень, а на виході тригера (вивід 4 DD1.2) - високий. Ланцюг C8-R16 задає
тривалість короткого звукового сигналу - 0,1 сек, а ланцюг R9-C10 - затримку
подачі тривалого звукового сигналу – 0,5 сек. Ланцюг R9-C4 визначає тривалість
звукового сигналу і затримку роботи пристрою після включення живлення.
Споживаний струм в черговому режимі не перевищує 70 мА, а в режимі подачі
звукового сигналу - 1...2 А.
Як випромінювач BQ1 і приймач ВМ1 використані біморфні п‘єзоелементи,
налаштовані на одну і ту ж резонансну частоту, наприклад 34 кГц. Відстань між
п‘єзоелементами повинна бути 3...5 см. Між ними необхідно прокласти
звукоізоляційну прокладку з поролону. Якщо не знайдеться біморфних
п‘єзоелементів, можна застосувати звичайну високочастотну динамічну головку
і мікрофон, понизивши при цьому частоту випромінювання аж до 10 кГц. Але це
погіршить перешкодозахисну пристрою, оскільки погіршиться частотна
вибірковість приймача. В такому варіанті конструкцію генератора необхідно
змінити.
Звукова сирена BF1 - автомобільний сигнал із струмом споживання 1...2 А.
Котушка L1 намотана на феритовому кільці марки М2000 розмірами 20126 мм
з відведенням від середини. Корпус пристрою повинен бути зроблений із запасом
міцності не менше 2 і надійно закріплений в процесі експлуатації.
Наладку починають з настройки генератора. Для цього необхідно
відключити приймальний п‘єзоелемент ВМ1 і підключити його до осцилографа.
Розташувавши п‘єзоелементи один проти одного і подавши живлення на
генератор, підбором конденсатора С3 і резистора R4 добиваються максимальної
амплітуди сигналу, що приймається. Можна виміряти частоту генератора - вона
повинна відповідати резонансній частоті випромінювача. Потім потрібно
відновити з'єднання, розмістити п‘єзоелементи в корпусі і подати живлення на
весь пристрій. Напруга на виходах операційних підсилювачів DA1.1 і DA1.2
(виводи 10 і 12) повинна бути рівний половині напруги живлення.
Потім перевіряють амплітуду посиленої змінної напруги на виході
операційного підсилювача DA1.1, вона повинна бути рівною 0,1 В. Сильна
відмінність амплітуди від цього значення приведе до деякого погіршення
чутливості. Решта частин пристрою в настройці не має потреби і при
правильному монтажі повинна працювати відразу.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 109
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – розрахунок економічної
ефективності від впровадження дефектоскопічного пристрою контролю
якості виготовлення різців до добувних комбайнів
З метою впровадження новітніх енергозберігаючих заходів в процес
контролю якості виготовлення різців для машин та установок гірничовидобувної
галузі будемо використовувати дефектоскопічний пристрій контролю якості, що
дозволяє повністю ліквідувати показник браку продукції, а от же вивести завод
на більш високий рівень за якістю івипускаємого обладнання. Таки дефектоскопи
будіть встановлені перш за все в ливарному цеху, в випробувальному цеху, в
цехах в виробництва головок добувних комбайнів, в цеху тягових ланцюгів, в
цеху штанг та ланцюгів врубу вальних машин.
Для приблизного розрахунку економічного ефекту від впровадження
новітніх енергозберігаючих заходів та технологій скористаємося порівняльною
характеристикою, щодо спожитої електроенергії за рік, при роботі
технологічного обладнання в одну зміну при 8-годинному робочому дні п‘ять
днів на тиждень, тобто 2112 годин на рік:
C K Cåë t n S ,
де n – кількість виробничих цехів задіяних при виготовленні даного виробу
(в якості прикладу беремо ливарний цех); n = 1;
ΔК – прогнозований коефіцієнт браку; ΔК = 1,1;
Сел – вартість однієї кіловат-години; Сел = 12,23 грн;
S – споживана потужність електрообладнання цеху; S = 813,8 кВА;
t – кількість робочих годин на рік, t = 2112 годин.
C1 1,112,23 2112 1813,8 23122284,6 грн. за рік.
Зменьшивши коефіцієнт браку до нуля ΔК = 1,1 ми зможимо вирахувати
економічний ефект С:
C2 1,0 12,23 2112 1813,8 21020258,7
C С1 С2 ,
С 23122284,6 21020258,7 2102025,9 грн.
Отже, можна зробити висновок про те, що впровадження новітніх
енергозберігаючих заходів на заводі з виготовлення обладнання для
гірничовидобувної галузі є технічно і економічно вигідним і має економічний
ефект: С = 2102025,9 грн. за рік.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 110
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз шкідливих та небезпечних факторів, що виникають в приміщенні
проєктно-технічного відділу
В даному розділі бакалаврської роботи розглядаються можливі шкідливі
фактори, які можуть впливати на працівника, що працює у проєктно-технічному
відділі при розробці проєкту системи електропостачання.
Для виконання поставлених задач опрацьовується значна кількість
теоретичного матеріалу, що звичайно, викликає потребу у використанні
персонального комп’ютера. Тому потрібно забезпечити безпечну та продуктивну
організацію праці працівника, що працює з комп’ютерною технікою у відділу.
Для того щоб запобігти негативному впливу на працівника потрібно
звернути особливу увагу на фактори виробничого середовища, які безпосередньо
впливають на дослідника.
При виконанні досліджень персональний комп’ютер (ПК) використовується
для проведення розрахунків та формування відповідної документації. За ПК
працівник проводить не більше 4 годин на день з перервою не менше 1 години.
Виконання багатьох операцій в відділу призводить до тривалої статичної
напруженості м'язів спини, шиї, рук і ніг, що приводить до швидкого розвитку
стомлення. Основними причинами такого стомлення є: нераціональна висота
робочої поверхні столу і сидіння, відсутність опорної спинки і підлокітників,
незручні кути згинання в плечовому і ліктьовому суглобах, кут нахилу голови,
незручне розміщення документів, монітора, клавіатури, неправильний кут нахилу
екрана, відсутність простору і підставки для ніг.
За рівнем фізичних навантажень робота за комп’ютером класифікується як
легка фізична робота (категорія І) – робота з витратою 120 – 150 ккал/год –
категорія І а.
У відділу розташовано п’ять робочих місць обладнаних комп’ютерною
технікою. Для забезпечення комфортної роботи персоналу столи мають довжину
140 см і ширину 70 см, що задовольняє санітарним нормам. Стільці, що
змінюються за висотою, з напівм'яким сидінням, дозволяють здійснювати
поворот сидіння і спинки стільця в межах 360°. Висота сидіння регулюється в
межах 42-55см. Фактична відстань очей до монітора дорівнює 0,6-0,7 м. Отже,
робоче місце відповідає ДСТУ 8604:2015.
Розміри відділу становлять: довжина 8 м, ширина 5 м, висота від підлоги до
стелі 3,2 м, загальна площа аудиторії 40 м2, площа яка припадає на одну людину
становить 8 м2. Об’єм приміщення складає: 128 м3, об’єм, який припадає на одну
людину становить 25,6 м3. Розміри приміщення за площею та об’ємом
відповідають вимогам ДБН В.2.2-28-2010 «Будинки адміністративного та
побутового призначення».
Велике значення має система освітлення відділу. Під час роботи дослідник
працює з даними, які виводяться програмним забезпеченням на екран монітору.
Найменша розрізненість об’єкту (в даному випадку об’єктом розрізнення і фоном
є: текст на моніторі та власне фон монітора, текст на аркуші паперу та аркуш,
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 111
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
букви на клавіатурі і клавіатура) складає від 0,15 до 0,3 мм, це відповідає високій
точності зорової праці. Розряд зорової праці – ІІ, підрозряд – Г. Контраст
відмінності об’єкту з фоном - великий.
При роботі з комп’ютером використовувалося приміщення з однобічним
природним освітленням. Розмір вікна приміщення становить 2×1,5 м. Робочі
столи розміщені так, що природне світло потрапляє в приміщення спереду. Вікно
завішене шторами, які запобігають виникненню відблисків, затемнених плям на
моніторах при попаданні прямого світла. Згідно з нормами освітлення ДБН
В.2.5.28-2018 «Природне і штучне освітлення» коефіцієнт природного освітлення
(КПО) для даного типу зорової праці дорівнює 1,5%. Робоче місце розташоване
на відстані 0,3м від вікна і в цій точці значення КПО становить 32-34 %. Отже,
рівень природного освітлення є достатнім.
Штучне освітлення створюється світильниками з люмінесцентними
лампами. Освітлювальні установки забезпечують рівномірне освітлення по всій
робочій зоні, відсутність глибокої і різкої тіні, постійність освітлення в часі.
Джерела світла по відношенню до робочих місць слідує розмістити таким чином,
щоб уникнути попадання в очі прямих світлових потоків. Фактичне значення
штучного загального освітлення складає 360 лк, а нормативне значення – 300 лк.
Отже, рівень штучного освітлення відповідає нормативним значенням згідно
ДБН В.2.5.28-2018 «Природне і штучне освітлення».
Мікроклімат визначається діючим на організм людини поєднанням
температури, вологості, швидкості руху повітря і теплового випромінювання
нагрітих поверхонь. В основному він впливає на тепловий стан організму і його
теплообмін з навколишнім середовищем. Незважаючи на те що параметри
мікроклімату приміщень можуть значно коливатися, температура тіла людини
залишається постійною (+36,6 ºС). Властивість людського організму
підтримувати тепловий баланс називається терморегуляцією.
Нормальне протікання фізіологічних процесів в організмі можливо лише
тоді, коли виділяється організмом тепло безупинно передається в навколишнє
середовище. Тепловіддача відбувається трьома основними способами:
конвекцією, випромінюванням і випаровуванням.
Зниження температури і підвищення швидкості руху повітря сприяють
посиленню конвективного теплообміну та процесу тепловіддачі при
випаровуванні поту, що може привести до переохолодження організму. У свою
чергу, при високій температурі практично всі виділяється організмом тепло
віддається в навколишнє середовище при випаровуванні поту. Якщо мікроклімат
характеризується не тільки високою температурою, але і значною вологістю
повітря, піт залишається на поверхні шкіри, що виснажує організм і не забезпечує
необхідну тепловіддачу. Чим вище відносна вологість, тим повільніше
випаровується піт і тим швидше настає перегрів тіла.
Недостатня вологість призводить до інтенсивного випаровування вологи зі
слизових оболонок, що призводить до їх пересихання, розтріскування, а потім і
до зараження хвороботворними мікробами. Тому при тривалому перебуванні
людей в закритих приміщеннях рекомендується підтримувати відносну вологість
30 - 70%.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 112
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Вода і солі, що виділяються з організму разом з потом, повинні
відновлюватися, оскільки їх втрата призводить до зневоднення організму, а потім
до згущення крові та порушення діяльності серцево-судинної системи. При
рясному потовиділенні маса організму людини за рахунок випаровування вологи
зменшується, допустимим вважається її зниження на 2 - 3%.
Тривалий вплив високої температури (особливо з підвищеною вологістю)
може привести до значного накопичення тепла в організмі і його перегрівання
вище допустимого рівня - гіпертермії (стан, при якому температура тіла
підвищується до +38 - 40 град. Цельсія).
Фактичні значення основних параметрів мікроклімату наступні:
1) Температура повітря:
- в теплий період року 22-24 ˚С;
- в холодний період року 15-18 ˚С;
2) Вологість повітря:
- в теплий період року 45-60 %;
- в холодний період року 40-50 %;
3) Швидкість руху:
- в теплий період року – 0,1 м/с;
- в холодний період року – 0,1 м/с.
Згідно ДСН 3.3.6.042–99 «Санітарні норми мікроклімату виробничих
приміщень» нормативні значення основних факторів мікроклімату наступні:
1) Температура повітря:
- в теплий період року 22-28 ˚С допустима (оптимальна 23-25 ˚С);
- в холодний період року 21-25 ˚С допустима (оптимальна 22-24 ˚С);
2) Вологість повітря:
- в теплий період року 40-60 %;
- в холодний період року 40-60 %;
3) Швидкість руху:
- в теплий період року – 0,1 м/с (допустима – 0,1...0,2 м/с);
- в холодний період року – 0,1 м/с (допустима – менше 0,1 м/с).
З вищенаведених даних мікроклімату видно, що лише показники
температури в холодний період року не задовольняють норму згідно ДСН
3.3.6.042 – 99.
Також важливе значення має параметр шуму. Персональні комп’ютери
створюють на робочих місцях працюючих шум, рівень якого досягає 35 дБА.
Згідно ДСН 3.3.6.037 – 99 «Санітарні норми виробничого шуму, ультразвуку та
інфразвуку» цей рівень повністю відповідає нормативному рівню, який становить
50 дБА. Тому, фактичне значення шуму не перевищує допустиме, а отже
негативно не впливає на працівника.
Основними джерелами електромагнітного поля на робочих місцях є
монітори комп’ютерів, а також системні блоки. Найбільше впливає
електромагнітне поле на органи зі слабкою терморегуляцією, що мають
недостатню кількість кровоносних судин або слабкий кровообіг. До таких органів
відносяться: головний мозок, око (кришталик), шлунок, сечовий міхур і т.п.
Функціональні зміни виявляються в передчасній стомленості, млявості,
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 113
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
головному болі. При систематичному опроміненні спостерігається зміна
кров'яного тиску (гіпертонія, гіпотонія), уповільнення пульсу, трофічні явища
(випадіння волосся, ламкість нігтів, лущення шкірного покриву). Величина
напруженості, що живить комп’ютерне обладнання 220 В, і споживана
потужність менше ніж 3000 Вт, що не перевищує нормативне значення, визначене
в ДСН 198 «Державні санітарні норми і правила при виконанні робіт в
невимкнених електроустановках напругою до 750 кВ включно» та ДСН 239-96
«Державні санітарні норми і правила захисту населення від впливу
електромагнітних випромінювань».
Електропроводка в даному приміщенні прихованого типу, що забезпечує
захист працюючих у відділу від доторкання до оголених проводів. Обладнання
встановлене в приміщенні живиться напругою 220 В і споживає потужність 2500
Вт. Деяке обладнання, зокрема персональний комп’ютер, має металевий корпус,
тому згідно з ДСТУ Б В.2.5-82:2016 у відділу передбачена система захисного
заземлення.
Інструктаж з техніки електробезпеки складений згідно НАОП 1.1.10-4.09-87
«Програми навчання безпеки праці робітників, до професій яких пред'являються
підвищені вимоги з техніки безпеки». Вступний інструктаж проводиться з усіма
працівниками, які щойно прийняті на роботу (постійну або тимчасову) незалежно
від їх освіти, стажу роботи за цією професією або посади. Первинний інструктаж
проводиться на робочому місці до початку роботи на робочому місці. Інструктаж
проводить інженер по техніці безпеки, відповідно до НАОП 0.00-4.12-05 «Типове
положення про навчання з питань охорони праці».
Відділ за вибухопожежонебезпекою відноситься до приміщень типу В,
згідно з ДСТУ Б В.1.1-36:2016. В даному відділу забезпечуються необхідні заходи
щодо протидії виникнення пожежно-небезпечних ситуацій згідно з НАПБ
А.01.001-2014 «Правила пожежної безпеки в Україні»:
- будівельні конструкції необхідного ступеня вогнестійкості. Стіни
виготовлені з цегли, оштукатурені та пофарбовані водоемульсійною фарбою.
Стеля виготовлена методом перекриття приміщення залізобетонними плитами, а
підлога з кахельної плитки. Всі матеріали застосовані для будівництва та
оздоблення відділу пройшли перевірку і були дозволенні органами державного
санітарно-епідеміологічного нагляду;
- приміщення обладнане порошковим вогнегасником ВП-5, який
знаходиться на стіні біля дверей з вільним доступом до нього;
- план евакуації розміщений на стіні з вільним доступом до неї. Для
попередження пожежі у відділу використовується електрична пожежна
сигналізація POLON 4000 та теплові датчики типу (ИПД-1) у кількості 4 шт.
Інструкції на випадок пожежі складенні відповідно до НАПБ А.01.001-2014
«Правила пожежної безпеки в Україні».
Після проведення аналізу відділу та умов праці за робочим місцем можна
зробити висновок, що всі фактори роботи в даному приміщенні являються
сприятливими окрім системи опалення. Тому пропонується замінити систему
опалення, щоб параметри мікроклімату відділу відповідали нормам ДСН
3.3.6.042-99.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 114
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
11.2 Модернізація системи водяного опалення відділу
Основний поділ опалювального обладнання ґрунтується на способах
передавання тепла нагрівальними приладами до опалюваних приміщень.
Опалювання поділяється на опалювання випромінюванням та конвекційне. Цей
поділ виникає з пропорції потоку тепла, яке віддається через нагрівальні прилади
до приміщення.
Типовими випромінюючими нагрівачами є:
випромінювачі;
випромінюючі смуги;
площинні нагрівальні системи (стельові, стінні та підлогові).
Конвекційними нагрівачами є:
нагрівальні прилади з чавунних та сталевих ланок,
конвектори.
Повітряне обігрівання, в тому числі вентиляторні конвектори, є майже 100-
відсотковим конвекційним обігріванням.
Питання, який вид обігрівання приміщень є корисніший - випромінюванням
чи конвекцією, — постійно сприяє новим технологічним розв’язкам. Наприклад,
це стосується встановлення продуктивності (к.к.д.) енергетичного
випромінювання тепла визначеного типу нагрівального приладу або радіусу
теплової дії нагрівального приладу.
Ці два види постачання тепла дають різні результати, які практично можуть
викликати приємні відчуття або тепловий дискомфорт.
Наприклад, відчуття людиною втрати тепла внаслідок випромінювання в
напрямку холодних площин (з поверхні пічки) не може компенсуватися за
рахунок більш інтенсивного поглинання випромінювання інших частин тіла.
У такому випадку міняємо позицію нашого тіла відносно джерела тепла.
Крім того, інтенсивний рух повітря (навіть досить нагрітого по відношенню до
температури в приміщенні) при тепловому відчутті можна відбирати як
неприємний охолоджуючий потік.
Якщо в опалюваному приміщенні є умови для доброго самопочуття, то
температура повітря значно не відхиляється від середньої (можливо рівномірної)
температури повітря оточуючих поверхонь, а температура нагрівальних
поверхонь не надто перевищує температуру тіла людини. Тому частіше надають
перевагу площинному, низькотемпературному опаленню.
Підвищення температури нагрівального приладу, тобто концентрація
джерела тепла в приміщенні, приводить до інтенсифікації та зонування
випромінювання тепла, збільшуючи або інтенсивність теплового
випромінювання, або швидкість руху повітря в приміщенні. Очевидно, що при
встановленні температури нагрівальних приладів не можна перебільшувати, бо
навіть температура поверхні нагрівальних приладів порядку 80-90 °С, крім
погіршення умов доброго самопочуття, не є безпечною для здоров’я.
Обмеження температури поверхні нагрівальних приладів викликане тим, що
при температурах вищих від 60 °С розпочинаються процеси сухої дистиляції
органічних рідин та припікання їх на поверхні нагрівального приладу. Продукти
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 115
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
цих процесів подразнюють слизові оболонки верхніх дихальних шляхів,
викликаючи відчуття сухості, особливо неприємні при заниженій відносній
вологості повітря в приміщенні під час морозів.
В даний час використовуються декілька типів радіаторів: алюмінієві,
біметалічні, чавунні, сталеві конвектора.
Радіатори водяного опалення діляться на дві групи:
секційні-чавунні, алюмінієві, біметалічні (з алюмінію і сталі);
панельні-сталеві.
Чавунні секційні радіатори стійкі до корозії, володіють великою тепловою
потужністю на одиницю довжини приладу і можуть застосовуватися в системах
опалення з низькою якістю теплоносія.
Альтернативою чавуну є алюміній, з якого виробляються більш ефектні на
вигляд і менш металомісткі алюмінієві або біметалічні (сталь + алюміній)
радіатори. Гідність цих опалювальних приладів в тому, що вони прогрівають
приміщення швидше, ніж чавунні радіатори, і добре керуються термостатичним
вентилями.
Біметалічні радіатори зовні схожі на алюмінієві, але завдяки застосуванню
сталевих труб, всередині кожної секції, витримують внутрішній тиск до 25 атм. і
вище. Потужність кожної секції (при висоті 500 мм) 160 Вт. Застосовуються, як
правило, для облаштування міських квартир.
Сталеві панельні радіатори середні за теплопровідністю між чавунними і
алюмінієвими радіаторами. Панельні радіатори виконуються з штампованих,
стійких до корозії сталевих листів, утворюють ряд вертикальних паралельних
каналів, які об'єднуються горизонтальним колектором. Радіатори виконуються
однорядні, дворядними, трьохрядний, з ребрами і без нього. При цьому кожен
радіатор покритий багатошарової термостійкою емаллю.
Обчислення тепловитрат в приміщенні відбувається за формулою:
Q = S∙T/R, (11.1)
де Q - тепловтрати через перешкоду, Вт
S - площа перешкоди, м2
Т - різниця температур між внутрішнім та зовнішнім повітрям, 50°С
R - значення теплоопору перешкоди, м2·°С/Вт
Розраховуємо тепловтрати через стіни приміщення відділу.
Тепловтрати через зовнішню стіну, де R = 0,712 - опір теплопередачі стіни
завтовшки в 2 цеглини (50 см) та площа стіни Sстіни83,21,32415,2м2 будуть
становити:
15, 2 50
Q1 1067, 4 Вт
0,712
Тепловтрати через вікна, де R = 0,37 - опір теплопередачі звичайного вікна
з подвійною рамою та площа вікна S вікна 1,3 2 2,6 м2 становлять:
2,6 4 50
Q2 1405 Вт
0,37
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 116
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
З урахувань втрат на вентиляцію (25%), загальні тепловтрати в приміщенні
відділу будуть становити:
Q (1067 ,4 1405 ) 1,25 3090 ,5 Вт
Для підтримання оптимальної температури повітря в приміщенні відділу в
холодну пору року потрібна система опалення потужністю не менше 3090,5 Вт.
Обираємо алюмінієвий багатосекційний радіатор високого тиску Ferroli –
TITANO. Ці радіатори виготовляються на найсучаснішому в Європі заводі групи
компаній Ferroli. Це високотехнологічне автоматизоване виробниче
підприємство із власною лабораторією, яка здійснює контроль якості сировини й
готової продукції, та службою дослідження й розробок, де створюються нові
моделі й проводяться роботи з удосконалення технології та поліпшення
технічних параметрів продукції.
Особливості конструкції алюмінієвих радіаторів Ferroli забезпечують
максимально ефективну тепловіддачу та комфорт у приміщенні. Усі алюмінієві
радіатори Ferroli відрізняються винятковою надійністю й тривалим терміном
служби:
• Радіатори проходять ретельний контроль якості відповідно до
європейських норм EN 442. У тому числі 100% радіаторів на виході з
виробництва піддаються гідравлічним випробуванням. Такі заходи гарантують
відповідність технічних характеристик проєктним даним.
• Радіатори складаються з литих алюмінієвих секцій, виготовлених з
високоякісного алюмінієвого сплаву (AlSi9Cu EN AB-46100) за технологією
лиття під тиском відповідно до нормативу UNI EN 1676. Радіатори зібрані на
сталевих ніпелях, що мають спеціальне антикорозійне покриття внутрішньої
поверхні.
Фарбування радіаторів здійснюється після ретельного очищення та обробки
їх поверхні. Спочатку на радіатор наноситься фарба методом анафорезу при
температурі 150 °С. На наступному етапі наноситься порошкова емаль методом
розпилення з наступною полімеризацією при температурі 180 °С. Такий метод
фарбування забезпечує не тільки чудовий зовнішній вигляд, але й надійний та
довговічний захист покриття. Точність і рівномірність фарбування також
піддається ретельному контролю.
Дизайн радіаторів розроблений з урахуванням підвищених вимог до
зовнішнього вигляду та компактності, що дозволяє використовувати їх навіть у
найвишуканіших інтер’єрах.
Кожна батарея алюмінієвих радіаторів Ferroli покривається поліетиленовою
термоусадочною плівкою та укладається в міцну картонну коробку.
Параметри води-теплоносія:
• водневий показник (Рh) води – не менше 7 і не більше 8;
• швидкість води на вході – 0,6 м/с;
• вміст заліза (Fe) – <0,5 мг/кг, вміст міді (Сu) – <0,1 мг/кг.
Згідно отриманих розрахункових даних обираємо три десятисекційних
радіатори Ferroli-TITANO (рис.11.1), загальною потужністю 3198 Вт.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 117
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 11.1 - Зовнішній вигляд алюмінієвого багатосекційного
радіатора високого тиску Ferroli – TITANO
Таблиця 11.1 - Технічні характеристики радіатора системи опалення
Матеріал Алюміній
Кількість секцій
10
одного радіатора
Висота, мм 581,5
Ширина секції, мм 80
Тиск робочий, бар 30
Вага секції, кг 1,014
Об’єм води, л 0,32
Монтаж Бічний верхній
Теплова потужність
106,6
секції, Вт
Рисунок 11.2 – Рекомендовані варіанти під’єднання радіаторів
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 118
Змн. 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.
Обчислення сили струму (ІЕС 60909- 0:2001, IDТ). Видання офіційне. Київ:
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 119
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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.
18. Методичні вказівки до виконання розділу «Охорона праці» в дипломних
проєктах (випускних роботах) бакалаврів /Укл.: В.І.Биков, О.С.Кожем’якін,
В.Л.Цікановський, С.В.Ротте – Черкаси: ЧДТУ, 2014. – 33 с.
Арк.
ЧДТУ А1 22446 63/03-03 ПЗ 120
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата