ChSTU repository
ChSTU repository preserves and enables easy and open access to all types of digital content including text, images, moving images, mpegs and data sets
Learn More
Please use this identifier to cite or link to this item:
https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5724| Title: | Система електропостачання заводу з виготовлення газотурбінних двигунів |
| Authors: | Протасов, Сергій Юрійович Білик, Владислав Валентинович |
| Keywords: | електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика |
| Issue Date: | Jun-2025 |
| Abstract: | У випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання з виготовлення газотурбінних двигунів. Було проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. У розділі «Індивідуальне завдання» розглянуто питання запровадження локального гартування робочих частин турбінних лопаток. У розділі «Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових підприємств» визначено економічну ефективність від застосування удосконаленої схеми індукційного нагріву. У розділі «Охорона праці» зроблено аналіз небезпек та шкідливостей, що впливають на працівників дослідницької лабораторії та модернізації системи загального штучного освітлення лабораторії. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5724 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Білик.pdf Restricted Access | 6.68 MB | Adobe PDF | View/Open Request a copy |
Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.
Extracted text
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНОЛОІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(назва факультету)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва кафедри)
«До захисту допущено»
Завідувач кафедри ЕТС
Олександр СИТНИК
______________________
“_____” __________2025 р.
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА
до кваліфікаційної роботи
б а к а л а в р
(освітньо-кваліфікаційний рівень)
ЧДТУ А1 23219 63/03-03
на тему:
«Система електропостачання заводу з виготовлення
газотурбінних двигунів»
(назва теми згідно з наказом)
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу,
групи ЕСЕ – 12ск2
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва спеціальності)
Білик Владислав Валентинович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ Сергій ПРОТАСОВ
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Рецензент ____________ _____________________
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів
без відповідних посилань
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)
Черкаси 2025 року
ЗМІСТ
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ 6
ВСТУП ......................................................................................................................... 7
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ ................................................................................... 8
1.1 Характеристика об’єкта проєктування .......................................................... 10
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху виготовлення
робочих лопаток турбіни ....................................................................................... 11
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання ............ 12
1.4 Характеристика джерела живлення ............................................................... 13
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ ......................................... 14
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів ............. 15
.................................................................................................................................. 22
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень від
однофазних електроприймачів ............................................................................. 23
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від освітлювальних
систем ...................................................................................................................... 27
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової підстанції
.................................................................................................................................. 28
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання ................................................................................................. 29
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій ...... 31
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху .......................... 31
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства ............................ 32
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП) ............................................ 36
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ ................................................................... 40
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ................................ 40
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ........................................................... 42
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ........................................... 44
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ
Ли Зм. № докум. Підпис Дата
Ртоз роб. Білик В.В. Літ Арк. Аркущів
Перев. Протасов С.Ю. Система електропостачання заводу з 3 157
Т. контр. виготовлення газотурбінних двигунів
Н. конт р. Ключка К.М. ФЕТАМ, ЕСЕ-12ск2
Затв. Ситник О.О.
Инв. № подп Подп. и дата Инв. № дубл. Взам. инв. № Подп. и дата
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ
ПОТУЖНОСТІ .......................................................................................................... 51
4.1 Вибір трансформаторів ГПП .......................................................................... 51
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності ..................................................................... 56
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві ................................. 61
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
НАПРУГОЮ 10 (6) кВ.............................................................................................. 64
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі 64
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж ..................................................... 66
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ
1000 В ......................................................................................................................... 70
6.1 Вихідні дані для розрахунків .......................................................................... 70
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках ...................................................................................................................... 72
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ .. 76
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ......... 80
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ...................................... 80
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН .......................................................... 82
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН ............................................. 83
7.4 Вибір трансформаторів струму ...................................................................... 84
7.5 Вибір трансформаторів напруги ..................................................................... 87
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість ....................................................... 88
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ ........................ 89
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху .................................... 89
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем ............................ 91
8.2.1 Загальні відомості ...................................................................................... 91
8.2.2 Розрахунок освітленості ............................................................................ 91
8.2.3. Електропостачання освітлювальних установок .................................... 93
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву ..................... 102
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж ........................ 102
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами нагріву
та захисту ........................................................................................................... 103
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги ......................... 106
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 4
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ .......................... 109
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В ................. 111
8.4.1 Розрахунок опорів елементів мережі ..................................................... 113
8.4.2 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ ................................................................................................... 117
8.4.3 Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ .................................... 119
8.4.5 Розрахунок струму однофазного КЗ ...................................................... 120
8.5 Захист цехових електричних мереж ............................................................. 121
8.5.1 Вибір апаратів захисту ............................................................................ 122
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність .......................................................... 125
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання ................................... 125
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції .. 126
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції .... 127
9 IНДИВIДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Запровадження локального гартування
робочих частин турбінних лопаток ....................................................................... 132
9.1. Основні відомості про індукційне гартування ........................................... 132
9.2. Розробка пристрою перетворення частоти для індукційного нагріву ..... 142
10 ТЕХНІКО ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Визначення економічної ефективності
від застосування удосконаленої схеми індукційного нагріву ............................ 145
11 ОХОРОНА ПРАЦІ ............................................................................................. 147
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, що впливають на працівників
дослідницької лабораторії ................................................................................... 147
11.2 Модернізація системи загального штучного освітлення ......................... 152
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ............................................................... 156
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 5
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І
ТЕРМІНІВ
ВН – висока напруга
ГПП – головна понижуюча підстанція
ЕН – електричне навантаження
ЕП – електроприймачі
КЗ – коротке замикання
КРП – комплектно розподільчий пристрій
КТП – комплектна трансформаторна підстанція
ЛЕП – лінія електропередачі
НБК – низьковольтна батарея конденсаторів
НКУ – низьковольтна комплектна установка
ПЛ – повітряні лінії
ПРА – пускорегулююча апаратура
ПУЕ – правила улаштування установок
РП – розподільчий пункт
РПС – районна підстанція
СЕП ПП – система електропостачання промислового підприємства
ТЕР – техніко-економічні розрахунки
ТП – трансформаторна підстанція
ЦЕН – центр електричних навантажень
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 6
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
ВСТУП
Розвиток усіх без винятку галузей господарства в сучасних умовах в
значної мірі залежить від ефективного використання енергоресурсів.
В свою чергу ефективне використання енергоресурсів неможливе без
раціонально виконаної системи електропостачання (СЕП) підприємства, яка
повинна забезпечувати надійність, безпеку, економічність та зручність
експлуатації.
Сучасна система електропостачання базується на грамотному
проектуванні, точних розрахунках очікуваних електричних навантажень,
аналізі тенденцій у виборі апаратів, схеми і компоновки підстанції
підприємства, тобто в використанні всього набору технологічних і технічних
засобів та способів, які має в своєму арсеналу інженер-електрик.
Дана випускна кваліфікаційна робота бакалавра присвячена саме розробці
такої системи, а саме електропостачанню заводу з виготовлення газотурбінних
двигунів.
У ході проектування з врахуванням умов проектування здійснено
електричні розрахунки по електропостачанню підприємства, в тому числі:
розраховані електричні навантаження по окремим цехам та підприємству в
цілому, зроблений розрахунок освітлення, вибір числа і потужності
трансформаторів ГПП і цехових трансформаторів, передбачена компенсація
реактивної потужності, зроблений розрахунок цеху виготовлення робочих
лопаток турбіни з вибором мережі внутрішнього електропостачання, вибір
устаткування підстанцій.
Розділ «Індивідуальне завдання» розглянуто питання запровадження
локального гартування робочих частин турбінних лопаток.
У розділі «Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових
підприємств» визначено економічну ефективність від застосування
удосконаленої схеми індукційного нагріву.
У розділі «Охорона праці» зроблено аналіз небезпек та шкідливостей, що
впливають на працівників дослідницької лабораторії та модернізації системи
загального штучного освітлення лабораторії.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 7
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції,
розподільчих пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у
цехах. Призначена система для забезпечення вимог виробництва в передачі
електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у відповідній
кількості та якості [1,2].
Як відомо [3], системи електропостачання промислових підприємств можна
умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та комбіновані. Згідно
з завданням на дипломне проектування система електропостачання
промислового підприємства має бути централізованою.
Основними чинниками при проєктуванні системи електроспоживання є
характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в першу чергу
безперебійність електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування, а також вимоги електробезпеки. Але незважаючи на те, що ці
особливості та характеристики є головними чинниками при проєктуванні
системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію побудови раціональної
СЕП вносять загальні вимоги до системи електропостачання, основні з яких
приведемо нижче.
Проєктування системи електропостачання промислових підприємств слід
проводити згідно з [1, 4] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проєктуванні мають бути характеристики
джерел живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування у технологічної частині проєкту, вимоги електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств мають бути
розробляться з урахуванням наступних основних принципів [4]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на
кожної напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
г) Схеми електропостачання і електричних з'єднань підстанцій
мають бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і
резервування було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 8
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
та провідників.
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному
принципу з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення
електроприймачів паралельних технологічних ліній слід здійснювати від різних
секцій шин підстанцій, взаємозв'язані технологічні агрегати повинні живитися
від однієї секції шин. Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися
при будь-яких перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних
потоків.
є) При побудові схеми електропостачання підприємства,
електроприймачі якого вимагають резервування живлення, повинно
проводитися секціонування шин у всіх ланцюгах системи розподілу
електричної енергії, включаючи шини низької напруги цехових
двохтрансформаторних підстанцій.
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися
під навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має
бути обґрунтовано.
ж) Потрібно застосовувати (вживати) , як правило, роздільну роботу
ліній, трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена
паралельна робота елементів електропостачання.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови оточуючого
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового підприємства
належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх близько
розташованих споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально уніфіковані.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання повинні
відповідати ПУЕ. При цьому не слід допускати необґрунтованого віднесення
ЕП до більш високої категорії, а саме [1]:
- ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що виконують
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 9
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
допоміжні технологічні операції, частину обладнання інженерного
забезпечення будівлі, слід відносити до III категорії. Віднесення вказаних
електроприймачів до II категорії приводе до необґрунтованого завищення не
тільки потужності встановлених трансформаторів, але і вимог до резервування
живлення споживачів.
До II категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання,
без якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час після
аварійного режиму.
- електроприймачі, відключення яких приводе до масового недовідпуску
продукції , нерідко відносять не до II категорії, а до І категорій, що мотивується
тім, що наносяться "значні збитки народному господарству".
Зазначимо, що поняття "значні збитки народному господарству" слід
відносити до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного підприємства.
Поняття "категорія електроприймача по надійності електропостачання" не
слід відносити до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць, корпусів
і т. д. Це поняття правомірно тільки по відношенню до індивідуального ЕП. Для
споживача характерно лише поєднання в різних пропорціях електроприймачів
категорій І, II та III.
1.1 Характеристика об’єкта проектування
Підприємство, електропостачання якого ми будемо проектувати в даній
кваліфікаційній роботі, займається виготовленням газотурбінних двигунів та
складові до них. Підприємством випускаються: газотурбінні двигуни та
складові до них. На території підприємства розміщені будівлі і цехи основного
та допоміжного виробництва.
При проектуванні системи електропостачання (СЕП) підприємства ми
враховуємо основні вимоги "Норм технологічного проектування СЕП
промислових підприємств", і відповідних розділів «Правил улаштування
електроустановок 2017».
Структура підприємства приведена на генплану (лист №1) і включає як
цеха основного виробництва, так і допоміжні приміщення та підрозділи.
При проектуванні системи електропостачання враховано рельєф
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної
енергії окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на
підприємстві, характеристику оточуючого середовища.
Головна понижуюча підстанція (ГПП) підприємства розташована з
врахуванням місця знаходження теоретичного центру електричного
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 10
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
навантаження. При цьому було враховано домінуючий напрямок вітру.
Основним високовольтним обладнанням підприємства є понижуючі
трансформатори цехових трансформаторних підстанцій.
При розробці системи електропостачання підприємства враховувалося, що
всі підстанції підприємства телемеханізовані та будуть працювати без
чергового персоналу [9].
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху
виготовлення робочих лопаток турбіни
Силові електроприймачі цеху виготовлення робочих лопаток турбіни
живляться трифазним змінним струмом промислової частоти 50 Гц
номінальною напругою 380 В. Однофазне обладнання складається з
малопотужних установок, що включені на фазу 220 В. Вищих гармонік при
експлуатації обладнання не виникає. Встановлена потужність та інші
характеристики приведено у таблиці 1.1.
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
№ Кількість, Встановлена
Електроприймач cos
поз. шт. потужність, кВт
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Пила маятникова 2 32 0,7
2 Конвеєр 2 22 0,76
3 Верстат коригування кутів 4 7,5 0,82
4 Верстат свердлильний 3 3,5 0,8
5 Верстат заточний 3 3,3 0,83
6 Прес штампувальний 3 18 0,75
7 Верстат горизонтально-фрезерний 6 28 0,9
8 Верстат токарний підготовчій 2 30 0,88
9 Зварювальний випрямляч 2 42 0,9
10 Верстат токарний фінішний 6 26 0,88
11 Верстат зубофрезерний 3 37 0,63
12 Верстат гвинторізний 3 17,5 0,76
13 Тельфер 1 26,4 0,8
14 Верстат вертикально-фрезерний 5 8,2 0,86
15 Піч індукційна 3 60 0,9
16 Піч опору 3 75 0,9
17 Вентилятор витяжний 6 3 0,8
18 Вентилятор приточний 3 22 0,8
60
Однофазні електроприймачі
1 Універсальний верстат 3 1,5 0,89
2 Кутова шліфмашина 3 0,4 0,89
6
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 11
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
В цеху на рівні технологічних зв’язків здійснюється відповідне
резервування.
Основне обладнання цеху відноситься до ІІ категорії. Як відомо [1], до ІІ
категорії слід відносити обладнання без якого не можливе продовження роботи
основного виробництва на час після аварійного режиму.
Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних особливостей
виробничих процесів.
Виробничо - сформоване електрообладнання живляться від власних
розподільних пунктів РП.
План цеху та розташування обладнання зображено на листі 5 графічної
частини, а також на рисунку 1.1.
Особливостями розташування обладнання у приміщенні цеху є такі, що
потребують практично рівномірну освітленість цеху.
Проектом передбачено загальновиробниче освітлення 380/220 В, та
аварійне освітлення 220 В.
Розміри цеху, електропостачання якого ми будемо розраховувати,
складають: 48×72×6, з площею освітлення S=3456 м2.
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання
Проектування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони розташовуються.
При цьому ми повинні виконувати всі вимоги ПУЕ у цієї частини.
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми проектуємо,
розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься кран козловий.
Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих нормальних, тобто є
сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не перевищує 60 % та відсутні
умови, наведені у п. 1.1.10 – 1.1.12 ПУЕ.
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах,
проникати всередину машин, апаратів, відноситься ремонтно-механічний цех
підприємства. Але цей цех відноситься до приміщень з не струмопровідним
пилом [1].
Запилені приміщення, як зі струмопровідним пилом, так і приміщення з
неструмопровідним пилом, відсутні.
Також на підприємстві відсутні приміщення з хімічно активним
середовищем, в яких постійно або протягом тривалого часу містяться агресивні
пари, гази, рідини, утворюються відкладення або цвіль, що руйнують ізоляцію і
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 12
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
струмові дні частини електроустаткування.
Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання
1.4 Характеристика джерела живлення
Живлення даного підприємства здійснюється від районної підстанції
(РПС) енергосистеми 110 та 220 кВ.
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є: обрана
номінальна напруга енергосистеми Uс=110кВ:
- потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1150 МВ • А;
- довжина повітряної лінії Lпл = 65 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на границі
балансової приналежності Qек = 331,22 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 23219 63/03-03 ПЗ 13
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки
провідників (шин, кабелів та ін.) і трансформаторів по пропускній
спроможності і економічній густині струму, а також для розрахунку втрат і
відхилення напруги, вибору апаратів захисту та засобів компенсації реактивної
потужності.
Правильне визначення електричних навантажень при проектуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху.
Поняття «розрахункове навантаження» випливає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи
мережі і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часі
І const Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадкових характер,
використовується співвідношення
t
1
I(t) I(t) dt ,
t
де – тривалість інтервалу усереднення ( t T - ), що приймається
для графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної 3 T0 (у
решті випадків – 3 T0 ); T – інтервал реалізації випадкового процесу; T0 –
постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої температури (за
час, рівний 3 T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого рівня).
Умовно приймають T0 10 хв., 30 хв. незалежно від перетину
провідника, звідки і витікає поняття «півгодинний максимум».
З наведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий
струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж максимального нагріву
провідника або викликає такий же тепловий знос, що й початкове змінне
навантаження I(t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 14
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Ppоз 3 U Ipоз cos . (2.1)
В якості розрахункового навантаження приймають середнє навантаження
P за активною потужністю впродовж часу
t
1
P P(t)dt .
t
Активне розрахункове навантаження Ppоз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Pmax або «максимального навантаження»
Imax Iроз , тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилиних
інтервалах усереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно проводити
згідно методики [5], яка поширюється на всі галузі господарства, адаптована до
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, оскільки
розрахунки на кожній із них мають свою специфіку. На підприємствах
середньої та великої потужності таких рівнів нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності (Ppоз, цеху ) як окремих цехів, так і підприємства (
Ppоз, підпр ) у цілому. Розрахункова потужність Ppоз – це така потужність, при
якій термін службі елементів системи електропостачання дорівнює
розрахунковому.
У розрахунках використовуються такі позначення та співвідношення:
– номінальна потужність, Рном ;
– паспортна потужність, Рпасп ;
– встановлена потужність Ру .
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для
окремого електроприймача встановлена потужність дорівнює:
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 15
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі
pу pном pпасп ;
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному режимі:
pу pном pпасп ТВ ,
де ТВ – тривалість включення в частках одиниці (задається у паспорті, як
правило, у відсотках).
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 16
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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.
n
Pном1 pном n 32 2 64 кВт.
1
n
Рном цеху=Pном.n=1400,3 кВт.
1
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у группу
n n
Qном qном рном Кв tg 0,6 64 1,02 39,2 квар, (2.3)
1 1
де tg – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної потужності.
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв Рном , що відповідає значенню Кр , за
співвідношенням:
Рроз Кp Кв Рном , (2.4)
де Кр f Kв , nе , Ta – коефіцієнт розрахункової потужності, який
залежить від коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості
електроприймачів nе та постійною часу нагріву мережі, для якої розраховують
електричні навантаження.
Згідно [5] приймаються наступні постійні часу нагріву:
– Ta 10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр для таких мереж приймають за
номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1;
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 17
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
– 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 . (2.5)
n
n р2
ном
1
Величину nе можна також визначати за спрощеним співвідношенням
2p
n ном 2 1400,3
е 37,3 шт.
pном max 75
Значення коефіцієнту використання кв за кожним окремим
електроприймачем визначаємо за довідковими даними.
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою
n
кв р
i номi
К 1
в (2.6)
n
рномi
1
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 18
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе для живлячих мереж напругою до 1000 В
n Коефіцієнт використання Кв
е 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 1,0
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0
6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0
7 2,49 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,0 1,0
8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,0 1,0
9 2,27 1,71 1,43 1,16 1,09 1,07 1,01 1,0 1,0
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 19
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
11 2,11 1,61 1,35 1,1 1,06 1,04 1,0 1,0 1,0
12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,05 1,03 1,0 1,0 1,0
13 1,99 1,52 1,29 1,06 1,04 1,01 1,0 1,0 1,0
14 1,94 1,49 1,27 1,05 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0
15 1,89 1,46 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
17 1,81 1,41 1,21 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
18 1,78 1,39 1,19 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе на НН цехових трансформаторів і для
магістральних шинопроводів напругою до 1000 В
Коефіцієнт використання Кв
nе 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 і
більше
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85
Більше 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 20
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому (середньовиважений
коефіцієнт) дорівнює
n
Кв Р
i номi
1 870,5
Кв, цеху 0,62 . (2.7)
n 1400,3
Рномi
1
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) визначаємо розрахункову
активну потужність
n
Рроз цеху Кр Кв, цеху Рном Кр Кв Рном 1,09 870,5 948,85 кВт. (2.8)
i i
1
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховуємо за
співвідношенням
Qроз цеху Кр Кв Рном tgі 1,0 576,3 576,3 . квар (2.9)
i i
і
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ буде додане освітлювальне навантаження
Pроз. оc , Qроз. оc .
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів напругою
до 1 кВ визначається за формулою
S 2
роз Pроз Q2 948,852 576,32
роз 1110,1кВА. (2.10)
Результати розрахунків за формулами (2.2) – (2.10) та вихідні дані цеху
заносяться у відповідні місця таблиці 2.3, виконаної за формою Ф 636–92 [5].
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 21
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 22
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень
від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути по
можливості розподілені рівномірно по фазах.
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені по
фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують як трифазні ЕП
тієї ж сумарної потужності. Якщо нерівномірність перевищує 15 %, умовна
трифазна номінальна потужність приймається рівною потроєній величині
навантаження найбільш завантаженої фази [6].
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних цілей
точністю, умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт) визначається
так:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулою
Рном y 3 Рном max ф або Рном у 3 Sпасп ТВ cosпасп , (2.11)
де Рном max ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт;
Sпасп – паспортна потужність, кВ А , ТВ – відносна тривалість включення в
долях одиниці;
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна трифазна
номінальна потужність Рном у при кількості електроприймачів від одного до
трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі трифазної системи,
визначаються за формулами:
при одному електроприймачі
Рном у 3 Рном. ; (2.12)
при двох або трьох електроприймачах
Рном у 3 Рном max ф . (2.13)
При числі однофазних ЕП більше трьох і однакових значеннях Кв і cos ,
включених на фазну і лінійну напругу, максимальне розрахункове
навантаження визначається за формулою
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 23
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Рроз, у 3 Кв Кр Рном max ф . (2.14)
Величина ne при визначенні Кр для однофазних ЕП визначається за
формулою
2 p
n ном ф
е , (2.15)
3 pном max ф
де pном ф – сума номінальних потужностей однофазних ЕП даного
розрахункового вузла, кВт; pном max ф – номінальна потужність найбільшого
ЕП однофазного струму, кВт.
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cos більше
трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони розподіляються по
фазах по можливості рівномірно, то визначаються середні навантаження за
найбільш завантажену зміну по кожній фазі.
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається додаванням
середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і однофазних
навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним зведенням
останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги.
P(a) Кв,i Раb,i (аb)а,i Кв,i Рac,i (аc)а,i Кв,i Рао,i
P(b) Кв,i Раb,i (аb)b,i Кв,i Рbc,i (bc)b,i Кв,i Рbо,i (2.16)
P(c) Кв,i Раc,i (аc)c,i Кв,i Рbc,i (bc)c,i Кв,i Рcо,i
Q(a) Кв,i Раb,i q(аb)а,i Кв,i Раc,i q(аc)а,i Кв,i Qао,i
Q(b) Кв,i Раb,i q(аb)b,i Кв,i Рbc,i q(bc)b,i Кв,i Qbо,i
Q(c) Кв,i Раc,i q(аc)c,i Кв,i Рbc,i q(bc)c,i Кв,i Qcо,i , (2.17)
де Кв , Кв – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму роботи;
значення інших параметрів приведено для фази а:
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 24
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
– Paв, Pac – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між
фазами аb і ас;
– Pao , Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним та
нульовим проводами);
– (ав)а , (ас)а , q(ав)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень, що включені
на лінійну напругу до фази а (визначаються за довідковими даними, наприклад
[6]).
Для кожної фази (a, b, c):
Q
tg (ф), і
і, ф .
P(ф), і
Визначається найбільш завантажена фаза (наприклад, фаза b);
нерівномірність навантаження по фазах за формулою
pном max ф p
p ном min ф .
pном min ф
Еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних
електроприймачів (у нашому прикладі фази b)
Рном у 3 P(b) ; Qном у 3 Q(b) .
Середньовиважене значення для найбільш завантаженої фази (у нашому
прикладі фази b)
Р
Кв(b)
(b) .
Р1.ab P2.ab Рbc Р
2 b,0
Ефективну кількість однофазних електроприймачів визначаємо по
співвідношенню (2.15)
2 P
ne(o)
(o) .
3 pmax(o)
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 25
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
При відомих ne(o) та Кв(b) з таблиці 2.1, яка є актуальною і для
однофазних навантажень, отримаємо значення Кр .
Умовна розрахункова активна потужність однофазних ЕП для випадку, що
розглядається, дорівнює
Рроз у Кр Кв(b) Ру .
Розрахункова реактивна потужність визначається так:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе :
при nе 10 Qроз 1,1Кв Рном tg ;
(2.18)
при nе 10 Qроз Кв Рном tg . (2.19)
Для прикладу, для фази b
Qроз у 1,1Кр Кв(b) Ру tgі .
i
і
Повна умовна розрахункова потужність Sроз у силових однофазних
електроприймачів напругої до 1 кВ визначається формулою (2.10)
S 2 2
роз у Pроз у Qроз у .
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз b і с,
знаходиться найбільш завантажена фаза по активній потужності, наприклад
фаза с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних
електроприймачів.
Р 3 Р(с) і Q 3 Q(c) .
Таким чином, використовуючи співвідношення (2.11) – (2.19) визначається
еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних електроприймачів.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 26
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Враховуючи те що, однофазне обладнання в нормальних режимах в цеху
не використовується, розрахунки однофазних електроприймачів не здійснюємо.
Рроз у 3 1,5 3 0,4 5,7 кВт.
Qроз у Рном tg 4,5 0,85 1,2 0,85 4,9 квар.
S 2 2 2
роз у Pроз у Qроз у 5,7 4,92 7,5 кВА.
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Для визначення електричних навантажень освітлювальних установок
використовується метод питомої потужності.
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН освітлювальних
установок (��п.ос.ф.) використовуються наступні дані: тип світильника, коефіцієнт
запасу ��з, освітленість ��ф, значення розрахункової висоти ��, площа
освітлювального приміщення ��. По обраному типу світильника, площі
освітлювального приміщення та висоті підвісу світильників згідно [7]
визначаємо питому потужність загального рівномірного освітлення необхідну
для забезпечення необхідного значення норми освітленості.
Максимальну активну потужність освітлювальних установок �� ос.
визначимо згідно виразу:
Pmax ос.=kп Pп.о.ф S, (2.20)
де ��п – коефіцієнт попиту освітлення [7], kп 0,95;
S – площа приміщення, S =3456 м2;
Pп.о.ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м2, яка
визначається за формулою:
Eф k
P =P з.ф
п.о.ф п.ос.табл k , (2.21)
100 k ρ
з.табл
де Pп.ос.табл – питома потужність освітлювальної установки, Вт/м2 [7];
Eф – фактична норма освітленості для виконуваного виду робіт [7],
Eф 200 лк;
kз.ф – фактичний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [7],
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 27
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
kз.ф 1,4;
kз.табл – коефіцієнт запасу табличний для виконуваного виду робіт [7],
kз.табл 1,5 ;
kρ – коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення [7], kρ 1,15.
200 1,8 Вт
Pп.о.ф 14,5 0,3 9,7 ,
100 1,6 м2
Pmax ос. 0,95 9,7 3456 32,1 кВт.
Для газорозрядних ламп максимальна реактивна потужність:
Qmax ос.=Pmax ос.×tg0 , (2.22)
де tg0 – відповідноcos0 для кожного типу ламп.
Qmax ос. 32,10,2 6,4 квар.
Проєктом передбачається: загальне робоче освітлення 380/220В; аварійне
освітлення 220В.
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції
Сумарну активну та реактивну розрахункові потужності на шинах 0.4 кВ
визначаємо за виразами:
P0,38 цеху Рроз цеху Рроз ос. цеху 848,85 32,1 981кВт, (2.23)
Q0,38 цеху Qроз. цеху Qроз ос. цеху 576,36,4582,7 квар. (2.24)
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанції за виразом
2 2
S 2 2
ТП Р0,4 цеху Q0,4 цеху 981 582,7 1083,9 кВА. (2.25)
та заносимо у графу 10 таблиці 2.4.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 28
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Аналогічно для кожного і-го цеху розраховуємо за співвідношеннями
(2.23) – (2.25) Р0,4 цеху , Q0,4, цеху S ТП та отримані значення заносимо у
і
таблицю 2.4.
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання
На вищих рівнях системи електропостачання підприємства розрахункове
(максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання розрахункових
навантажень окремих груп електроприймачів (цехів, підрозділів) з урахуванням
коефіцієнта одночасності збігання максимумів навантаження Ko .
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на шинах
РУНН ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається за даними [5]. У нашому випадку він дорівнює Ко 0,9 .
Приблизну потужність підприємству (на шинах РУНН) SНН ГПП
визначаємо за формулою
N 2
N 2
SННГПП Ко P0,4цеху Q0,4цеху 0,9 6979,92 42852 8190,2 кВА (2.26)
i i
i i
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по підприємству, а приблизна
розрахункова потужність має значення Sпр= 8190,2 кВА.
Дані про електричне навантаження інших цехів підприємства приводимо у
вигляді таблиці 2.4. Значення навантажень відповідають вихідним даним,
характеру і специфіці виробництва, загальної потужності підприємства.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 29
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 30
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху
та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу сукупності факторів на вибір
місця розташування підстанції, доцільно використовувати достатньо точні
методи, які дозволяють визначити координати ЦЕН (при похибці приблизно
510 % ) [3,4,6].
Використовуючи обрані методи, необхідно обчислити координати ЦЕН
ХЦЕН та УЦЕН як для активної так і реактивної потужності. При цьому у якості
навантаження Рроз (Qроз ) має використовуватися розрахункове значення
i і
потужності (активної і реактивної відповідно), що отримано у попередніх
розділах (або міститься у вихідних даних), а у випадку окремих
електроприймачів − номінальна активна і реактивна потужність окремого ЕП.
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунку представляють
у вигляді відповідної таблиці.
Розрахунки ЦЕН, враховуючи достатньо велику кількість
електроприймачів цеху (декілька десятків), доцільно виконувати за допомогою
відповідних прикладних комп’ютерних програмам.
Необхідність (або відсутність) розрахунку координат ЦЕН реактивного
навантаження має бути обґрунтовано.
Якщо добові графіки навантажень істотно змінюються в часі, знайдені
координати ЦЕН не дозволяють остаточно вирішити задачу вибору місця
розташування ГПП. В цьому випадку координати змінюються в часі в межах
зони, обмеженої еліпсом. Параметри еліпсу розраховуються за відомими
методиками.
При вказаних розрахунках враховують наявність у цеху високовольтних
двигунів, які є джерелами реактивної потужності, а також попередньо обраний
спосіб компенсації реактивної потужності.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 31
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства
Головні понижувальні підстанції з метою економії електроенергії і металу
рекомендується розміщувати в центрі електричного навантаження (ЦЕН). Для
встановлення ГПП поблизу ЦЕН підприємства часто існують обмеження, що
накладаються технологічними особливостями, умовами генплану тощо. Перше
уявлення про характер розподілу навантажень по території об’єкта отримують
за допомогою картограми навантажень. Картограму навантажень будують як на
плані розташування приймачів електроенергії в цехах, так і на генеральному
плані всього промислового підприємства [3]. В останньому випадку в якості
приймачів електроенергії розглядаються самі цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень
на картограмі виконують різними способами. Найбільш простий з них полягає в
зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень приймачів за
допомогою кіл. Він полягає в наступному. В якості центру кола вибирають
центр електричного навантаження приймача електроенергії, а радіус кола
пов’язують з розрахунковою потужністю приймача; значення його знаходять з
умови рівності розрахункової потужності в деякому масштабі площі кола
P 2
роз r m
i ,
де Pроз – максимальне електричне навантаження i-го підрозділу; r – радіус
i
кола; m – масштаб.
Кожне коло може бути розділено на сектори, площі яких дорівнюють
відповідно силовому та освітлювальному навантаженні. В цьому випадку
картограма дає уявлення не тільки про значеннях навантажень, але і про їх
структуру.
Оскільки при проектуванні систем промислового електропостачання
вирішують і завдання визначення розташування джерел живлення для
реактивних навантажень, рекомендується мати дві картограми: одну для
активних, іншу для реактивних навантажень [3].
Побудова картограм реактивних навантажень проводиться аналогічним
способом. Реактивні навантаження можуть живитися від конденсаторних
установок, які розташовуються в місцях споживання реактивної потужності, а
також від синхронних компенсаторів і синхронних електродвигунів. У зв’язку з
цим, в загальному випадку, для відшукання оптимальних умов і місць
установки джерел реактивної потужності потрібно знаходити окремо центри
споживання реактивної потужності підприємства [3].
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 32
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають силовому,
а також освітлювальному навантаженням
360 P
роз цеху
с.н ; (2.27)
Р0,4 цеху
360 P
роз ос. цеху
оc.н , (2.28)
Р0,4 цеху
де i – величина сектору у градусах.
Розраховуємо на прикладі вибраного цеху виготовлення робочих лопаток
турбіни вказані параметри картограми електричних навантажень
360 948,85
с.н 348;
981
360 32,1
ос.н 12.
981
Р
r р0,38 1427,5
i 26 мм.
3,14 m 3,14 310
Розрахункові значення заносимо у графу 8 таблиці 2.5
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як точку з
координатами:
n
(Pp.i xi )
Х i1 ; (2.29)
n
Pp.i
i1
n
(Pp yi )i
Y i1 , (2.30)
n
Pp
i i
1
де Х, Y – координати центру електричних навантажень на генплані, см;
xi , yi – координати i-ого навантаження на генплані, см;
Pp i – максимальне навантаження i-ого цеху, кВт.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 33
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Таблиця 2.5 – Дані для побудови картограми ЕН
Розрахункові навантаження , ,
Найменування об’єкта Р , Р , Р , с.н осв.
р р.ос 0,4 цех ri, мм
кВт кВт кВт град град
Цех повітряно-
реактивних двигунів.
1322,8 104,7 1427,5 334 26 38,3
Склад металу.
Цех робочих валів
Котельня. Цех
повітряних гвинтів.
Насосна станція. 615,7 36,4 652,1 340 20 25,9
Зварювальна
лабораторія
Ливарний цех. Цех
підготовчого
602,7 22,1 624,8 347 13 25,3
формування. Склад
готової продукції
Цех робочих лопаток
948,8 32,1 981 348 12 31,7
турбіни
Цех реактивних
двигунів. Будівля 855,4 122,7 978,1 315 45 31,7
управління
Цех редукторів. Цех
контрольно-
612,7 21,8 634,5 348 12 25,5
вимірювальної
апаратури
Механічний цех 442,8 18,3 461,1 346 14 21,8
Цех камер згорання 448,8 22,3 471,1 343 17 22
Цех редукторів.
713,5 36,2 749,7 343 17 27,8
Випробувальний цех
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразів (2.26), (2.27)
заносимо у відповідні графи таблиці 2.6.
Таблиця 2.6 – Дані для визначення ЦЕН заводу
Найменування Р -4 -4
р, Рр.ос, Р0,38 цех, Х, Y, Pр.0,38X10 , Pр0,38Y10 ,
об’єкта кВт кВт кВт м м кВтм кВтм
1 2 3 4 5 6 7 8
Цех повітряно-
реактивних
двигунів. Склад 1322,8 104,7 1427,5 220 330 314050 471075
металу.
Цех робочих валів
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 34
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Продовження табл. 2.6
1 2 3 4 5 6 7 8
Котельня. Цех
повітряних
гвинтів. Насосна
615,7 36,4 652,1 420 300 273882 195630
станція.
Зварювальна
лабораторія
Ливарний цех.
Цех підготовчого
формування. 602,7 22,1 624,8 140 240 87472 149952
Склад готової
продукції
Цех робочих
948,8 32,1 981 320 230 313920 225630
лопаток турбіни
Цех реактивних
двигунів. Будівля 855,4 122,7 978,1 140 160 136934 156496
управління
Цех редукторів.
Цех контрольно-
612,7 21,8 634,5 320 150 203040 95175
вимірювальної
апаратури
Механічний цех 442,8 18,3 461,1 80 70 36888 32277
Цех камер
448,8 22,3 471,1 170 50 80087 23555
згорання
Цех редукторів.
Випробувальний 713,5 36,2 749,7 240 140 179928 104958
цех
1626201 1454748
Визначаємо координати ЦЕН
n
(Pp.i xi)
i1 1626201
Х =230,9
n м,
P 6979,9
p.i
i1
n
(Pp y )
i i
Y i1 1454748
=212,3
n м.
P 6979,9
p
i
i 1
Таким чином, нами розраховані дані для побудови картограми
навантаження (таблиця 2.5) та координати ЦЕН (таблиця 2.6) які ми будемо
використовувати при виборі місця розташування ГПП.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 35
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкта, умови оточуючого середовища, наявність
зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно - будівельні обмеження .
При виборі місця розташування цехової трансформаторної підстанції
потрібно вказати у якій мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо зворотних
потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно розрахованого
ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі нормативи [2].
Правильне розміщення трансформаторних підстанцій – одне з важливих
питань при побудові раціональної системи електропостачання.
При розташуванні ГПП (цехової ТП) враховують зокрема, наступні
вимоги:
а) максимальне приближення до центру електричних навантажень;
б) зведення до мінімуму зворотних потоків енергії до джерела живлення;
в) бажано щоб трансформатори розташовувались на відкритому повітрі;
г) цехові підстанції повинні займати як можна меншу корисну площу
цеху;
д) ГПП (ТП) не повинні створювати перешкод виробничому процесу;
е) виконання вимог електричної та пожежної безпеки.
ГПП (ТП) з метою економії металу і електроенергії рекомендується
встановлювати в центрі електричних навантажень (ЦЕН).
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах дозволяє:
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної енергії;
б) зменшити витрати провідникового матеріалу;
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених річних
витрат.
ГПП (ТП) розташовують як можна ближче до центру електричних
навантажень (ЦЕН) у мертвій зоні обслуговування підйомних кранів, між
колонами тощо.
ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як правило,
прибудовані та вбудовані підстанції.
Для визначення умовного центру електричних навантажень для вибору
місця розташування ТП, доцільно використовувати формули (2.26), (2.27).
Щоб визначити координати кожного електроприймача використовуємо
рисунок 1.1.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 36
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Використовуючи проміжні розраховані дані заносимо в таблицю 2.7,
розраховуємо ЦЕН.
51842,2
Х ЦЕН 22,7 м.
1400,3
25685,5
YЦЕН 18,3 м.
1400,3
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунків вносимо в
таблицю 2.7.
Таблиця 2.7 – Дані для визначення ЦЕН цеху
№ на Найменування ��ном. �� , �� , �� ��
�� ∙ �� �� ∙ �� ЦЕН ЦЕН
плані кВт м ном. м ном. м м
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1.1 Пила маятникова 32 8 256 40 1280
1.2 Пила маятникова 32 8 256 35 1120
2.1 Конвеєр 22 19 418 38 836
2.2 Конвеєр 22 39 858 38 836
Верстат коригування
4.1 7,5 21 157,5 40 300
кутів
4.2 Верстат коригування
7,5 22 165 40 300
кутів
4.3 Верстат коригування
7,5 21 157,5 33 247,5
кутів
4.4 Верстат коригування
7,5 22 165 33 247,5
кутів
5.1 Верстат свердлильний 3,5 28 98 39 136,5
5.2 Верстат свердлильний 3,5 32 112 39 136,5
5.3 Верстат свердлильний 3,5 37 129,5 39 136,5
6.1 Верстат заточний 3,3 23 75,9 33 108,9
6.2 Верстат заточний 3,3 32 105,6 33 108,9
6.3 Верстат заточний 3,3 37 122,1 33 108,9
7.1 Прес штампувальний 18 29 522 33 594
7.2 Прес штампувальний 18 32 576 33 594
7.3 Прес штампувальний 18 35 630 33 594
Верстат горизонтально-
8.1 28 45 1260 39 1092
фрезерний
8.2 Верстат горизонтально-
28 52 1456 39 1092
фрезерний
8.3 Верстат горизонтально-
28 59 1652 39 1092
фрезерний
8.4 Верстат горизонтально-
28 45 1260 35 980
фрезерний
8.5 Верстат горизонтально-
28 52 1456 35 980
фрезерний
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 37
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Продовження табл.. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
8.6 Верстат горизонтально-
28 59 1652 35 980
фрезерний
Верстат токарний
9.1 30 43 1290 12 360
підготовчій
Верстат токарний
9.2 30 43 1290 17 510
підготовчій
10.1 Зварювальний випрямляч 42 50 2100 12 504
10.2 Зварювальний випрямляч 42 50 2100 17 714
Верстат токарний
11.1 26 53 1378 19 494
фінішний
11.2 Верстат токарний
26 57 1482 19 494
фінішний
11.3 Верстат токарний
26 60 1560 19 494
фінішний
11.4 Верстат токарний
26 54 1404 13 338
фінішний
11.5 Верстат токарний
26 58 1508 13 338
фінішний
11.6 Верстат токарний
26 61 1586 13 338
фінішний
12.1 Верстат зубофрезерний 37 54 1998 7 259
12.2 Верстат зубофрезерний 37 58 2146 7 259
12.3 Верстат зубофрезерний 37 62 2294 7 259
13.1 Верстат гвинторізний 17,5 40 700 5 87,5
13.2 Верстат гвинторізний 17,5 45 787,5 5 87,5
13.3 Верстат гвинторізний 17,5 50 875 5 87,5
14 Тельфер 26,4 68 1795,2 12 316,8
Верстат вертикально-
15.1 8,2 42 344,4 38 311,6
фрезерний
15.2 Верстат вертикально-
8,2 46 377,2 38 311,6
фрезерний
15.3 Верстат вертикально-
8,2 50 410 38 311,6
фрезерний
15.4 Верстат вертикально-
8,2 54 442,8 38 311,6
фрезерний
15.5 Верстат вертикально-
8,2 60 492 38 311,6
фрезерний
16.1 Піч індукційна 60 19 1140 15 900
16.2 Піч індукційна 60 23 1380 15 900
16.3 Піч індукційна 60 27 1620 15 900
17.1 Піч опору 75 15 1125 4 300
17.2 Піч опору 75 22 1650 4 300
17.3 Піч опору 75 29 2175 4 300
18.1 Вентилятор витяжний 3 15 45 21 63
18.2 Вентилятор витяжний 3 25 75 21 63
18.3 Вентилятор витяжний 3 35 105 21 63
18.4 Вентилятор витяжний 3 45 135 21 63
18.5 Вентилятор витяжний 3 55 165 21 63
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 38
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Продовження табл.. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
18.6 Вентилятор витяжний 3 65 195 21 63
19.1 Вентилятор приточний 22 2 44 2 44
19.2 Вентилятор приточний 22 2 44 5 110
19.3 Вентилятор приточний 22 2 44 7 154
РАЗОМ 1400,3 51842,2 25685,5 22,7 18,3
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 23219 63/03-03 ПЗ 39
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
Схема електропостачання показує зв’язок між джерелом живлення та
споживачами електроенергії підприємства [3].
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават,
приймальними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП),
підстанції глибокого вводу (ПГВ).
Живлення ГПП, ПГВ від мереж енергосистеми повинне виконуватися не
менше ніж по двох лініях, підключеними до незалежних джерел живлення.
При виході з ладу однієї з живильних ліній, лінії, що залишилися в роботі,
повинні забезпечити все навантаження підприємства. При виході з ладу одного
незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в роботі, повинне
забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II категорії, які необхідні для
функціонування основних виробництв [1].
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови навколишнього
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки. Схеми
електричних з'єднань підстанцій і розподільчих установок повинні вибиратися
виходячи з загальної схеми електропостачання підприємства і задовольняти
наступним вимогам [9]:
- забезпечувати надійність електропостачання споживачів і
перетікання потужності по магістральним зв'язкам у нормальному і після
аварійному режимах;
ураховувати перспективу розвитку;
допускати можливість поетапного розширення;
- широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги протиаварійної
автоматики;
забезпечувати можливість проведення ремонтних і експлуатаційних робіт
на окремих елементах схеми без відключення сусідніх приєднань.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового підприємства
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 40
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх близько
розташованих споживачів [3].
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально уніфіковані.
На основі узагальнюючих вище приведених міркувань, а також загальних
вимог до систем електропостачання, обираємо схему РУВН “110-5Н” –
прохідну двохтрансформаторну ГПП з двостороннім живленням при
необхідності збереження у роботі двох трансформаторів при КЗ (пошкодженні)
на ВЛ в нормальному режимі роботи ПС (при рівномірному графіку
навантажень, приведену на рисунку 3.1 [8].
Рисунок 3.1 – Схема РУВН “110-5Н” підстанції 110/10 кВ
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 41
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Вказаний підхід зберігається при виборі і обґрунтуванні схем РУНН.
В якості трансформаторної підстанції у цеховій мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тим, що при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування,забезпечується швидке розширення
та мобільність електрогосподарства.
На рисунку 3.2 наведена електрична схема типової розподільчої установки
РУ НН 6 (10) кВ у складі цехової ТП [8].
Рисунок 3.2 – Схема РУ НН 6 (10) кВ у складі ТП
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при забрудненій
атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони
повинні відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 42
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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 проектування попередньо визначається переріз живлячих
ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном РУВН і приблизна
потужність SВН ГПП на стороні ВН ГПП.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано втрати
потужності у силових трансформаторах ГПП
N 2
N 2
SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) , (3.1)
i i
SВН ГПП 0,9 (6979,9 163,8)2 (4285189,02)2 8779,7кВ А.
де PT і QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності
ΔР тр 0,02 8190,2 163,8 кВт,
ΔQ тр 0,1 8190,2 189,02 квар.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
S
І = ВН ГПП 8779,7 1,4
роз К
зав.Л 64,5 А, (3.2)
2 3 Uном 3 110
де Кзав.Л =1,4 – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному режимах
з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і безперебійності
електропостачання.
За умовою корони – мінімальний переріз повітряної лінії 110 кВ складає 70
мм2. Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 43
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
повітряної лінії провід АС-70 [12], для якого Ідоп=265 А.
Вибраний переріз лінії живлення перевіряємо на:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи (к – коефіцієнт, що
враховує фактичну розрахункову температуру середовища к=1);
64,5 А ≤1∙265 А,
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
де – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25.
2. 64,5 А <1.1,25.265 А;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з місцем
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її
товщиною і по [1] визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – мінімальний переріз
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм2.
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, остаточно
обираємо для повітряної лінії провід АС-70 [12].
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП
В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній), по
яких передається електроенергія від системи до ГПП підприємства, втрати
напруги мають істотно різну величину.
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу напруги.
Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х
повітряної лінії більше активного опору R: X R , причому для ЛЕП напругою
220 кВ і вище справедливе співвідношення: Х R .
Тому при значних протяжностях таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проектних, значення
кутів зсуву стають великими, як правило, близько 15 25 , 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
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 44
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
аналіз електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної
складової падіння напруги [2].
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X R , кут невеликий (менше
2 3 ).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.3):
Рисунок 3.3 – Схема заміщення фази ділянки мережі
На рисунку 3.3 S1 , S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії U/
ф
U/
ф Iа R Iр X I (RcosXsin) . (3.5)
R R0 L ,
X X 0 L .
Для визначення складових струму використовують відомі співвідношення:
P Q
Ia і ; А; I і
3 U p . (3.6)
і 3 Uі
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 45
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
в лінії U/ /
ф
U//
ф Iа X Iр R I (X cosR sin) . (3.7)
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
Uф1 Uф2 U U //
ф ф2 Uф jUф
(3.8)
Uф2 (IaR IpX) j(IaX IpR) U j
ф1 e ,
де модуль U1ф цієї напруги
U (U U/ )2 (U/ / )2
ф1 ф2 ф ф , (3.9)
та його фаза
U / /
arctg ф
/ .. (3.10)
Uф2 Uф
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф Uф1 Uф2 .В. (3.11)
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі має
вид
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 46
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Рисунок 3.4 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для
будь-якої кількості ділянок лінії отримаємо
n
U/ / 3 U//
ф 3 Ii ri cosi Ii xi sini . (3.12)
i1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
вважати, що падіння напруги U1 дорівнює його поздовжній складовій U/ .
Тоді втрати напруги U приблизно визначається за формулою
/ P
U 3 (I R I X) іR QіX PіR QіX
a p . , (3.13)
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими формулами.
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП визначаються за
загальним виразом
П П0 L , (3.14)
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 47
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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 /
0 Х / /
0 , (3.15)
rпр
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
– магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –
1, для сталі – 1.
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp ,
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij і
визначається з формули
D 3
cp D12 D13 D23 , м (3.16)
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
площині, жили трьохжильного кабелю – по вершинах рівностороннього
трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову розмірність).
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевої частини проводу (Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування
на 15 – 20 %, тобто
F F
rпр 1,15 1,20 cт , (3.17)
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R0 , (3.18)
F
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 48
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
де – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм2 / км ;
F – переріз фазного проводу (жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
29,5 31,5 Ом мм2 / км , для міді 18,019,0 Ом мм2 / км .
Для визначення складових струму використовують співвідношення (3.6):
Pі 6979,9 Q 4285
Ia 36,7 А; I і 22,5 А.
3 Uі 1,73 110 p 3 Uі 1,73 110
R0 = 0,132 Ом/км, X 0 =0,38 Ом/км при Dср = 0,8 м, cos 0,8, sin 0,64 .
Для ділянки мережі довжиною 65 км для провода марки АС 70:
R R0 L , R 0,132 65 =8,58Ом,
X X 0 L , X = 0,38 65= 24,7 Ом.
U /
ф 36,7 8,58+22,5 24,7 870,6 В
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги
в лінії U/ /
ф
U//
ф 22,524,736,7 8,58240,9 В.
модуль U1ф цієї напруги
Uф1 (110000870,6)2 (240,9)2 110870,9 В,
та його фаза
U / /
arctg ф 240,9
/ arctg 0,002 .
Uф2 Uф 110000 870,6
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 49
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Uф Uф1 Uф2 110870,9 110000 870,9 В.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при проектної
потужності
U
ф 870,9
U% 100% 100% 0,79%.
Uном 110000
В результаті аналізу втрат напруги, що отримані за співвідношеннями (3.5)
– (3.18), можна зробити висновок, що вибрані параметри провідника цілком
забезпечують передачу необхідної потужності до ГПП при допустимих втратах
напруги.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 50
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів ГПП
Головними вимогами при виборі трансформаторів ГПП є:
- забезпечення надійності електропостачання відповідно категорії споживача у
нормальних, аварійних і ремонтних умовах так, щоб трансформатор, що
залишився у роботі, забезпечував роботу підприємства на час заміни вибулого
трансформатора з урахуванням можливого обмеження навантаження без збитку
для діяльності підприємства і з використанням допустимого перевантаження;
- забезпечення мінімуму зведених затрат на трансформатори з
урахуванням динаміки росту електричних навантажень.
Розглянемо викладене детальніше. Надійність ГПП забезпечується такими
заходами [4]:
- число трансформаторів ГПП вибирається, виходячи з категорії
споживача:
I категорія - обов'язково два трансформатори;
II категорія - два трансформатори, але це вимагає обґрунтування на
техніко-економічному рівні;
III категорія - один трансформатор.
- навантажувальна здатність трансформатора перевіряється при
вимкненні одного трансформатора. При цьому враховується можливість
тривалого перевантаження трансформатора за рахунок:
а) добового недовантаження;
б) сезонного недовантаження.
Після виявлення усіх перерахованих показників варіантів, що
порівнюються, розглядають питання забезпечення необхідної надійності та
резервування електропостачання при аварійному виході з ладу одного із
трансформаторів.
- схема ГПП будується так, щоб усі її елементи постійно знаходилися
під навантаженням і споживачі І та II категорій мали два джерела
живлення, тобто обидва трансформатори незалежно від навантаження
мають бути постійно ввімкнені.
Приймаємо до установки два трансформатори однакової потужності з
вбудованим регулюванням напруги під навантаженням. Потужність
трансформатора вибирається таким чином, щоб при відключенні одного з
трансформаторів інший міг передавати задану потужність без порушення ПТЕ,
якими передбачається припустиме перевантаження трансформаторів до 40 % у
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 51
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
після аварійному режимі під час максимуму навантаження тривалістю не
більше 6 годин протягом не більше 5 діб [3].
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразом
Ртр 0,02 Sпр ; (4.1)
Qтр 0,1 Sпр , (4.2)
де Sпр. – наближено повна потужність об’єкта проектування, кВА;
ΔР тр 0,02 8190,2 163,8 кВт,
ΔQ тр 0,1 8190,2 189,02 квар.
Загальне навантаження об’єкта визначається виразом
S 2 2
np(6 ст.) SВН ГПП Ко (Р0,38цеху i Ртр ) (Q Q
0,38цеху i тр ); (4.3)
S 0,9 (6979,9163,8)2 (4285189,02)2 8779,7кВ А.
np(6 ст.)
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу
S
S np(6 ст.)
тр ; (4.4)
2 0,7
8779,7
Sтр 6271,2 кВ А.
2 0,7
По отриманому значенню потужності вибирається номінальна потужність
трансформатора SномТ. Якщо різниця між потужностями SТP і Sном ТР і незначна
(± 10%), то для розгляду приймається один варіант, в іншому випадку
розглядається варіант з більшою і меншою стандартною потужністю
трансформатора відносно SТР.
За умовами нормального режиму роботи до установки можна було б
прийняти трансформатори номінальною потужністю SномТ=6300 кВА, що
працювали б із допустимим перевантаженням Kз 1,08. Однак при перевірці
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 52
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
на перевантажувальну спроможність трансформаторів в аварійному режимі
вони не підійшли K з.а 2,16. Згідно попередніх розрахунків вибираємо два
силових трансформатора з регулюванням напруги під навантаженням
потужністю 6300 кВА з напругами UВН = 115 кВ; UНН=11 кВ. Марка вибраного
нами трансформатора ТМН 6300/110. Коефіцієнт завантаження в
післяаварійному режимі складе K з.а 1,37, що згідно 6 допустимо впродовж
12 годин.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження [6], в якому
максимальне навантаження буде відповідати Sрозр об'єкта, згідно чого робиться
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
S кВА
9500
9000
Sмакс
8500 8780
8000
7500 7902
7000
7024
6500 Sн.тр
6000 6317
6146
5500
5000 5268 5268
4500
4000 4390
3500
3512 3512 3512
3000
2500
2634 2634
2000
1500
1000
500
0
1 2 4 5 6 8 11 14 16 19 22 23 24
t год
Рисунок 4.1 – Упорядкований добовий графік навантаження для вибору
трансформаторів ГПП
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначаємо згідно
виразу
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 53
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
n
(S 2
i t
1 i )
К І
1i
n (4.5)
Sн.тр ti
i1
де Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора,
за яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора
шт.;
Δtі – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год;
Sі – потужності, що відповідають цім проміжкам часу Δtі , МВА.
((3,51 1) (2,63 1) (2,63 2) (3,51 1) (6,31 1)
1 (6,14 3) (5,26 3) (5,26 3) (4,39 1) (3,51 1))
К1 0,69 .
6,3 (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
(S 2
i ti )1
К 1i
2 m ; (4.6)
Sн.тр ti
i1
` 1 ((7,9 2) (7,02 2) (8,78 3))
К 2 0,45 .
6,3 (2 2 3)
де m – кількість ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
більше від номінальної потужності трансформатора.
Величину К``2 визначаємо за виразом
`` 0,9 S
К np(6 ст.)
2 ,
Sн.тр
`` 0,9 8779,7
К 2 1,25 .
6300
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 54
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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≥1,25.
У післяаварійному режимі (при вимиканні одного з двох трансформаторів)
для надійного електропостачання усіх або значної частини споживачів ПС
передбачається живлення від трансформатора, який залишився у роботі, в
межах допустимого перевантаження.
Таким чином, якщо на ГПП два трансформатора, то номінальна потужність
Sном Т =6300 кВА кожного з них має відповідати двом умовам.
По-перше, номінальна потужність одного з них не повинна бути менше
половини розрахункового повного навантаження Snp(6 ст.) тому що в разі
аварійного вимикання одного з трансформаторів і автоматичним вмиканням
секційного вимикача РУ НН, інший трансформатор бере на себе все
навантаження підстанції. Цю умову можна записати так:
S
Sном Т np(6 ст.) . (4.7)
2
6300 3135,6 .
На основі проведених розрахунків попередньо вибираємо трансформатор
ТМН–6300/110 із номінальними параметрами: Sном.Т=6,3МВА, Uном.В=115 кВ, =,
Uном.Н =11кВ, UКЗ =10,5%, ΔРХХ= 10 кВт, ΔРКЗ= 44 кВт може систематично
перевантажуватися у вибраних умовах.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження [6], в якому
максимальне навантаження буде відповідати об’єкта Sроз, згідно чого робиться
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 55
Зм. 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 [9].
Електроприймачі І категорії необхідно живити від двохтрансформаторних
підстанцій. Двотрансформаторні підстанції рекомендується також
використовувати для живлення споживачів II категорії.
Живлення окремо споруджених об'єктів загальнозаводського призначення
рекомендується виконувати від двохтрансформаторних підстанцій.
Потужність трансформаторів двохтрансформаторних підстанцій слід
визначати таким чином, щоб при відключенні одного трансформатора було
забезпечено живлення електроприймачів, що вимагають резервування у після
аварійному режиму з урахуванням перевантажувальної здібності
трансформаторів.
При значної кількості трансформаторів цехових ТП та розосередженого
навантаження вибір одиничної потужності допускається користуватися
критеріями:
- при питомої густині навантаження до 0,2 кВА/м2 - 1000, 1600 кВА;
- при питомої густині навантаження 0,2-0,5 кВА/м2 - 1600 кВА;
- при питомої густині навантаження більше ніж 0,5 кВА/м2 - 2500, 1600
кВА.
Але ж ці критерії чинні лише при рівномірному навантаженні.
Для енергоємних підприємств рекомендується уніфіковувати одиничні
потужності трансформаторів.
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності на прикладі обраного раніше цеху.
Вибір виконується у два етапи:
1) Вибирається економічне оптимальне число цехових
трансформаторів NТЕ та економічне оптимальне значення потужності НБК
QНК1.
2) Визначається додаткова потужність НБК QНК2 з метою оптимального
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 56
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою 10 кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2 , (4.9)
де QНК1 та QНК2 – сумарні потужності НБК, які визначаються на першому
та другому етапах.
Вибір оптимальної кількості цехових трансформаторів на прикладі нами
розглянутого цеху
Потужність цехових трансформаторів рекомендується визначати за
питомою густиною навантаження, кВА/м2
S
ТПцеху
S ; (4.10)
S
де SТП – в даному випадку максимальне навантаження ТП 4, кВА;
S – площа приміщення, м2.
1083,9
S 0,3 кВА .
3456 м2
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової потужності
SН.ТР , що призначені для живлення технологічно зв'язаних навантажень:
P
N м
min N ; (4.11)
кз Sн.тр
де Рм. – максимальне активне навантаження даної ТП 4, кВт;
кз – коефіцієнт завантаження трансформатора, (для двохтрансформаторних
підстанцій приймається 0,7 – 0,75), а (для однотрансформаторних – 0,95);
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора
Sтп4 1083,9
Sн.тр 774,2 кВА,
2 0,7 2 0,7
Звідки номінальна потужність обраного трансформатора складає
Sн.тр 1000 кВА;
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 57
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
N – дробовий додаток до найближчого цілого числа.
981
Nmin 0,7 2 2 шт ,
0,75 1000
Економічну кількість трансформаторів Ne знаходимо за виразом
N е N min m; (4.12)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [6] у
функції Nmin, N.
Ne 2 0 2 шт.
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax.Т, яка
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона за
виразом
Q (N к S 2 2
max .T е з.ф н.тр) - Рр.0,38 ; (4.13)
де кз.ф – фактичний коефіцієнт завантаження,
S
к мТП 1083,9
з.ф , кз.ф 0,54;
Ne Sн.тр 2 1000
Q 2 2
max .T (2 0,54 1000) - 981 461,1 квар.
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QНК1 складе:
QНК1 Q _
м0,38 QmaxТ ;
де Qм – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш
0,38
завантажену зміну, квар.
QHK1 582,7 - 461,1121,6 квар квар.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 58
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
При QНК1 ≤ 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно. У нашому випадку QНК1≥0 квар, тобто встановлювати батареї потрібно.
Вибір потужності конденсаторних батарей для зниження втрат потужності
у трансформаторах.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QНК2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
QHK 2 Q _
м QHK1 Nе Sн.тр ; (4.14)
0,38
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників
К1 К2, схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі (для радіальної
мережі визначається згідно рисунок 4.8, для магістральної схеми - рисунок
4.9. для двоступеневої схеми живлення трансформаторів від РП 6-10 кВ, на
К
яких відсутні джерела реактивної потужності р1 [6]).
60
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько та
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі - 12, при однозмінній - 24. Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП
ГПП та потужність трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з
даними таблиці 4.7 у залежності від потужності трансформаторів та довжині
живлячої лінії [6].
Q 582,7_121,6_
HK2 (0,18 2 1000) 101,1 квар.
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2<0 додатково встановлювати
конденсаторні батареї не потрібно.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2 =121,6 101,1 222,7 квар.
Орієнтуючись на двотрансформаторну комплектну трансформаторну
підстанцію внутрішньої установки (КТПВ) попередньо приймаємо до
встановлення два трансформатори типу ТМ номінальною потужністю
Sн.тр 1000 кВА,та дві конденсаторні установки марки ККУ-0,4-100-10-21У3
потужністю Qкку=100 квар із напругою живлення U=0,38 кВ кожна.
Аналогічно проводимо розрахунки для інших цехів і результати заносимо
у таблицю 4.1.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 59
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 60
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві
Заходи з компенсації реактивної потужності застосовують на основі ТЕР,
виконаних комплексно на базі єдиного перспективного плану розвитку даного
району з урахуванням балансу реактивної потужності, виходячи із допустимих
меж коливань напруги та спотворення форм кривої напруги і струму,
встановлених ДСТУ EN 50160 та [14].
Вибір засобів компенсації виконується одночасно з вибором усіх елементів
живлячої і розподільної електричної мережі для нормального і післяаварійного
режимів роботи [10].
В якості засобів компенсації реактивної потужності приймають батареї
низьковольтних і високовольтних конденсаторів напругою 0,4 кВ і 6 (10) кВ
відповідно та синхронні електродвигуни 6 (10) кВ, статичних тиристорних
компенсаторів.
Під час вибору компенсуючого пристрою враховувалось:
– забезпечення допустимих навантажень елементів електричної мережі і
трансформаторів;
– використання компенсуючого пристрою в якості одного із засобів
забезпечення якості електроенергії в електричній мережі;
– забезпечення балансу і обумовленого резерву реактивної потужності в
вузлах мережі за наявністю джерел реактивної потужності в допустимих межах;
– забезпечення статичної стійкості роботи мереж і ЕП.
Вибір компенсуючих пристроїв виконувавсь одночасно з вибором інших
основних елементів системи електропостачання підприємства з урахуванням
динаміки зростання ЕН і постійного розвитку системи. Вибір виконують на
основі наступних початкових даних:
– максимальних, мінімальних і післяаварійних режимів реактивних
потужностей, які споживають ЕП підприємства;
– технічних умов енергосистем з вказаною величиною реактивної
потужності, яка передається із мережі енергосистем в мережу підприємства в
режимі найбільших активних навантажень енергосистеми.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно:
– визначати доцільну ступінь використання реактивної потужності
генераторів власних електростанцій підприємства і синхронних двигунів в
мережах на напругу до 1000 В і вище;
– враховувати реактивну потужність, що генерується силовими
трансформаторами, ПЛ, струмопроводом і КЛ напругою вище 20 кВ, а також
КЛ напругою 6 (10) кВ значної протяжності;
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 61
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
– розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної
потужності перетворювальних установок, спеціальних засобів компенсації.
Для підприємств з великою нерівномірністю графіків навантажень
передбачається автоматичне регулювання:
– збудження синхронних електродвигунів;
– потужності частин конденсаторних батарей в залежності від режиму
роботи системи електропостачання;
Кількість і потужність нерегульованих конденсаторних батарей
приймалося за найменшим реактивним навантаженням електричної мережі
підприємства.
Кількість і потужність ступенів регулювання конденсаторних установок
визначають в відповідності з графіком навантажень та з урахуванням технічних
умов енергосистем.
Як правило, слід застосовувати дво- або триступеневе регулювання
конденсаторних батарей з розподілом їх на секції однакової потужності. У разі
невеликої різниці в навантаженнях двох денних змін слід застосовувати
двоступеневе регулювання.
В необхідних випадках для збільшення кількості ступенів регулювання
допускають застосовувати секції компенсуючих пристроїв різної потужності.
У разі наявності на підприємстві декількох конденсаторних установок
застосовується багатоступеневе регулювання сумарної реактивної потужності,
яка генерується усіма конденсаторними установками підприємства, шляхом
різночасного увімкнення окремих батарей у відповідності з графіком
навантаження.
Розподіл компенсуючих пристроїв на різних ступенях системи
електропостачання виконується на підставі ТЕР. Найбільший економічний
ефект забезпечується розташуванням цих засобів близько від ЕП з найбільшим
споживанням реактивної потужності.
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як правило, в
цеху біля розподільчих пунктів або приєднують до магістральних
шинопроводів.
Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В на ТП або на
головній дільниці магістрального шинопроводу допускається лише в тих
випадках, коли установка конденсаторів в цеху можлива за умовами пожежної
безпеки.
Установку конденсаторів напругою 6 (10) кВ передбачають:
– на цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 6 (10) кВ;
– на розосереджених ПГУ або ГПП, безпосередньо від яких виконується
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 62
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
розподіл електроенергії між цеховими підстанціями.
Компенсація реактивної потужності є невід’ємною частиною завдання
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності
одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових
підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [10].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними даними є
максимальна реактивна потужність Qтах та вхідна реактивна потужність Qек ,
що погоджена з енергопостачальною організацією на межі балансової
приналежності.
Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої установки
10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована високовольтними батареями
статичних конденсаторів, визначається за виразом
Qвк кнс Qmax Qт - Qек - Qнк.ф ,
де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження заводу з максимумом навантаження енергосистеми (для
нашого випадку кнс =0,89)
Qmax – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Q т – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторах, квар;
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в
часи її максимуму навантаження, квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних
конденсаторів, квар.
Qек 0,92 4285 819,02 331,22 1730 2700 квар.
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення [10] два
комплекти високовольтних блоків статичних конденсаторів. Марки прийнятих
блоків статичних конденсаторів УКЛ-10,5-1350 У3. Сумарна ємність блоків
статичних конденсаторів складає ΣQБСК10=2700 квар, при номінальній напрузі
живлення 10,5 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 63
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської
мережі
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують магістральною,
радіальною або змішаною схемами [8]. Вибір схеми визначається категорією
надійності споживачів електроенергії, їх територіальнім розміщенням,
особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх за
потужністю підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП.
Радіальні схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи
електропостачання, від джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється не
менш чім двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій джерела
живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-630
кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без резервування,
якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам прокладки ліній
можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції мають споживачів
II категорії, їх живлення повинно здійснюватися двокабельною лінією з
роз'єднувачами на кожному кабелі [8].
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг перед
магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються при
живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують
споживачам під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть
поєднуватись до РУ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів [8].
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів підстанцій;
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 64
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати технологічне
устаткування без переобладнання мережі; використання уніфікованих
елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними способами.
Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна, так як при зникненні
напруги на магістралі всі під'єднанні до неї споживачі втрачають живлення.
Живлення трансформаторних підстанцій окремих корпусів відбувається з
РП 10(6) кВ підстанції підприємства за допомогою кабельних ліній. В більшості
випадків використовуються магістральні схеми живлення підстанцій, при
цьому від кожної магістралі може живитися до 3-4 трансформаторних
підстанцій в залежності від потужності трансформаторів. Для окремо
розташованих, а також дуже відповідальних споживачів можуть
використовуватися радіальні схеми живлення [3].
На підприємствах значної електричної потужності (потужність
трансформатора ГПП 6,3 МВА і вище) доцільно проводити розукрупнення
підстанцій, тобто використовувати додаткові розподільчі пункти 10(6) кВ, які
живляться від розподільчого пункту ГПП двома кабельними лініями. Така
підстанція повинна розташовуватися в центрі навантаження частини підпри-
ємства. При використанні високовольтних двигунів доцільно в цехах, де вони
встановлені, передбачати додатковий розподільчий пункт, щоб скоротити
мережу живлення для кожного двигуна. Від цієї підстанції можна живити
розташовані поблизу підстанції.
Прийняття додаткових розподільчих пунктів 10(6) кВ повинно мати
економічне обґрунтування. При прийнятті в проекті додаткового розподільчого
пункту 10(6) кВ слід враховувати економічні показники:
для схеми з додатковим РП 10(6) кВ;
– збільшення апаратів високої напруги (2 ввідні комірки шиноз'єднувальні, 2
комірки вимірювальних трансформаторів, 1 резервна комірка фідерна);
– річна вартість амортизаційних відрахувань на вказане електрообладнання;
– амортизаційні відрахування на долю будівлі для встановлення
електрообладнання;
для схеми без додаткового розподільчого пункту:
– збільшення довжини кабельних ліній на відстань від РП підстанції до
додаткового РП для підстанцій і високовольтних двигунів, що намічалося
живити від додаткового РП - річна вартість амортизаційних відрахувань на
вказані кабелі;
– збільшення втрат електричної енергії за рахунок збільшення довжини
вказаних кабелів – вартість втрат енергії у вказаних кабелях.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 65
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ вибирають за економічною густиною
струму з перевіркою на умови нагріву довготривалим розрахунковим струмом в
нормальному та післяаварійному режимах, на допустиму втрату напруги і на
термічну стійкість до струмів короткого замикання [9].
При визначенні перерізу жил кабелів для живлення цехових ТП за
розрахункову потужність кожного трансформатора приймають максимальне
навантаження ( Рmax 10 і Qmax 10 ) з врахуванням втрат потужності в
трансформаторі. Втрати активної Рт та реактивної Qт потужності в
трансформаторі з достатньою для практики точністю приймають рівними
відповідно 2 % и 10 % повної максимальної потужності із сторони низької
напруги трансформатора
Рmax 10 = Рроз 0,4 + РТ = Рроз 0,4+ 0,02 Sном Т ; (5.1)
Qmax 10= Qроз 0,4 + QТ = Qроз 0,4 + 0,1Sном Т , (5.2)
де Рроз 0,4 , Qроз 0,4 – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ
(активне, реактивне).
Розрахункову потужність лінії з урахування електричної схеми живлення
визначаємо за співвідношенням
2 2
S Л = Р
i max 10 і + Qmax 10 і ,
де Рmax 10 і , Qmax 10 і – відповідно розрахункова активна і реактивна потужність
лінії і-го трансформатора з врахуванням втрат в трансформаторах, що
розраховані за співвідношеннями %, 5.1 – 5.2). Розраховані дані заносимо у
таблицю 5.1.
Для прикладу виконаємо розрахунки для ГПП-ТП4
Рmax 10 = 981 0,02 1000 1001 кВт,
Qmax 10 = 582,7 0,11000 682,7 квар,
S 2 2
Л _ ТП4 1001 682,7 1211,6 кВА.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 66
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Так як у нас радіальна система, у якої кожний окремий трансформатор
живиться по окремої лінії, для двохтрансформаторних заносимо значення
1 1
Р
2 м10, Q
2 м10 .
Отримані тільки таким чином значення SЛ будуть коректними для
визначення перерізу живлячих кабельних ліній.
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
№ ТП Р0,38, Q0,38, S
ном.т, Рмах10, Q мах10, Sл,
кВт квар кВ∙А кВт квар кВ∙А
ТП1 1427,5 801,4 1600 1459,5 961,4 1747,7
ТП2 652,1 460,4 630 664,7 523,4 846
ТП3 624,8 374,3 630 637,4 437,3 773
ТП4 981 582,7 1000 1001 682,7 1211,6
ТП5 978,1 558,6 1600 1010,1 718,6 1239,6
ТП6 634,5 380,3 1000 654,5 480,3 811,8
ТП7 461,1 275,6 400 469,1 315,6 565,4
ТП8 471,1 334,3 400 479,1 374,3 608
ТП9 749,7 517,4 630 762,3 580,4 958,1
Виконуємо перевірку обраного кабеля на допустимий струм в
нормальному режимі роботи за співвідношенням
Іроз, Л Ідоп К1 К2 ,
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та
повітря К1 1,05 ;
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості числа кабелів
прокладених паралельно;
Ідоп – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних умовах.
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається за
виразом
2 Іроз Л Ідоп К1 К2 К3 ,
де К3 – допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3 .
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 67
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більш 5% Uном і визначається за виразом:
U= 3 Iроз Л LКЛ rо cos + xо sin ,
де LКЛ – довжина лінії, км;
ro , xo – відповідно питомий активний і реактивний опір лінії, Ом/км;
cos – коефіцієнт потужності навантаження лінії.
Для ГПП-ТП 4, який обрано у якості прикладу
S
I л,(ТП4) 1211,6
р.Л,(ТП4) 70 А.
3 Uн 3 10
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2.
Згідно економічної густини струму jек визначаємо стандартний переріз Fек
кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий струм Ідоп,
значення якого заносимо до таблиці 5.2.
І 70
Fек 50 мм2.
jек 1,4
Обираємо переріз кабелів для лінії, що живлять ТП-4.
Згідно розрахованого струму, об’єкта споживання, приймаємо трижильний
алюмінієвий кабель в свинцевій оболонці типу АСБГ(3×50), Іном.каб=140 А.
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи
2 70 140 1,04 0,87 1,25 158,3А.
тобто умова виконується.
Значення cosφ та sinφ знаходимо з відомого співвідношення,
використовуючи дані таблиці 5.1 для відповідної кабельної лінії.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше (5%.Uн=52,5 В) і визначається за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 68
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
ΔU 3 І л L(r0 cos φ x 0 sin φ);
де L – довжина лінії, км; r0,x0 - відповідно питомий активний та реактивний
опір лінії, Ом/км; cosφ – коефіцієнт потужності навантаження лінії.
ΔU 3 70 0,09 (0,769 0,77 0,066 0,64) 8,43В.
Умова виконується. Втрата напруги в лінії не перевищує 52,5 В.
Аналогічно робимо вибір та перевірку інших ТП та кабельних ліній.
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній і дані
заносимо в таблицю 5.2.
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
№ ТП L , S , І , F , I , Прийнята КЛ л роз Л ек доп F, мм2
м кВ∙А А мм2 А
ГПП-ТП1 100 1747,7 101 141,4 205 АСБГ(3×95)
ГПП-ТП2 280 846 48,9 68,46 90 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП3 70 773 44,7 62,58 90 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП4 90 1211,6 70 98 140 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП5 80 1239,6 71,7 100,38 140 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП6 110 811,8 46,9 65,66 90 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП7 240 565,4 32,7 45,78 75 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП8 160 608 35,1 49,14 75 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП9 40 958,1 55,4 77,56 115 АСБГ(3×35)
ГПП-БСК10 10 1350 78 109,2 140 АСБГ(3×50)
де БСК10 – ємкісна потужність блока статичних конденсаторів 10 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 69
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000 В
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Основною причиною порушення нормального режиму роботи СЕП є
виникнення короткого замикання в мережі або в елементах електрообладнання
внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій обслуговуючого
персоналу.
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання, згідно
ПУЕ розділ 1.4.9 – 1.4.13, є прийнята схема електропостачання та величина
потужності короткого замикання на шинах районної підстанції. Розрахункова
схема мережі і схема заміщення зображені на рисунку 6.1.
Sк.з. 110 кВ.
ПЛ
К1
Хс
Хпл
ТР
Rпл
К1
Хтр
К3 К2 К4 К2
К5
Л1 Л2 Л3 Хл3 Хл1 Хл2
Rл3 Rл1 Rл2
К3 К4 К5
ТП-2 ТП-3 ТП-5
Рисунок 6.1 – Електрична схема і схема заміщення розрахунку струмів КЗ у
високовольтній мережі
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту.
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі
опори схеми заміщення приводяться до базисних умов [15].
За базисні умови приймаємо:
Sб 100 МВА, Uб1 115 кВ, Uб2 10,5 кВ
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 70
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
S
I б
б ,
3 Uб
100
Iб1 0,5 ,
3 115
100
Iб1 5,5 .
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях:
– електричної системи
S
Х б
*с ,
Sк.з.
100
Х*с 0,087 .
1150
– повітряної лінії 110, кВ
S
R б
*л r0л lл ,
U 2
б1
100
R *л 0,38 65 0,187;
1152
де lл – довжина повітряної лінії, км;
r0л, x0л– активні та індуктивні опори повітряної лінії, Ом/км
S
X x l б
*л 0л л ,
U 2
б1
100
Х*л 0,06 65 0,029.
1152
– трансформатора ГПП
U S
Х = кз × б .
тр 100 S
н.тр
де Uкз – напруга короткого замикання трансформатора, %;
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 71
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
10,5 100
Х тр 1,66.
100 6,3
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках
В точці К1
Визначаємо сумарний реактивний і активний опір до розглядаємої точки
к.з і визначаємо повний опір
Струм короткого замикання в розглядаємій точці визначаємо за виразом
І
І б1
кз(К1) ,
Х 2 2
сум(К1) R сум(К1)
0,5
Ікз(К1) 2,27 кА ;
0,116 2 0,187 2
Х сум(К1) Х с Х пл ,
Х сум(К1) 0,087 0,029 0,116 ;
R сум(К1) R пл ,
R сум(К1) 0,187 .
Ударний струм короткого замикання в точці К1 визначаємо за виразом:
і уд(К1) 2 Ікз(К1) к уд(К1) ;
де куд – ударний коефіцієнт, що визначаємо за виразом
Rсум(К1)
3,14( )
Х
к уд(К1) 1 е сум(К1) ,
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 72
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
0,187
3,14( )
к уд(К1) 1 2,718 0,116 1,07.
і уд(К1) 2 2,27 1,07 2,93 кА.
В точці К2
І
І б2
кз(К2) ,
Х 2 2
сум(К2) R сум(К2)
5,5
Ікз(К2) 3,07 ;
1,7832 0,187 2
Х сум(К2) Х с Х пл Х тр ,
Х сум(К2) 0,087 0,029 1,66 1,783 ;
R сум(К2) R пл ,
R сум(К2) 0,187 .
Ударний струм короткого замикання в точці К2 визначаємо за виразом:
і уд(К2) 2 Ікз(К2) к уд(К2) ;
і уд(К2) 2 3,07 1,0 4,31кА
Rсум(К2)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К2)
уд(К2) ,
0,187
3,14( )
к 1 2,718 1,783
уд(К2) 1,0.
В точці К3
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 73
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
І
І б2
кз(К3)
Х2
сум(К3) R 2
сум(К3)
5,5
Ікз(К3) 2,17 ;
1,8552 1,727 2
Х сум(К3) Х с Х пл Х тр Х л1 ,
Х сум(К3) 0,087 0,029 1,66 0,072 1,855 ;
R сум(К3) R пл R л1 ,
R сум(К3) 0,187 1,54 1,727 .
Ударний струм короткого замикання в точці К3 визначаємо за виразом:
і уд(К3) 2 Ікз(К3) к уд(К3) ;
і уд(К3) 2 2,17 1,04 3,16 кА
Rсум(К3)
3,14( )
Х
к сум(К3)
уд(К3) 1 е ,
1,727
3,14( )
к 1 2,718 1,855
уд(К3) 1,04.
В точці К4
І
І б2
кз(К4)
Х 2
сум(К4) R 2
сум(К4)
5,5
Ікз(К4) 2,64 ;
1,849 2 0,956 2
Х сум(К4) Х с Х пл Х тр Х л2 ,
Х сум(К4) 0,087 0,029 1,66 0,066 1,849 ;
R сум(К4) R пл R л2 ,
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 74
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
R сум(К4) 0,187 0,769 0,956
Ударний струм короткого замикання в точці К4 визначаємо за виразом:
і уд(К4) 2 Ікз(К4) к уд(К4) ;
і уд(К4) 2 2,64 1,02 3,78 кА
Rсум(К4)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К4)
уд(К4) ,
0,956
3,14( )
к 1 2,718 1,849
уд(К4) 1,02.
В точці К5
І
І б2
кз(К5)
Х 2 R 2
сум(К5) сум(К5)
5,5
Ікз(К5) 2,84 ;
1,847 2 0,592 2
Х сум(К5) Х с Х пл Х тр Х л3 ,
Х сум(К5) 0,087 0,029 1,66 0,064 1,847 ;
R сум(К5) R пл R л3 ,
R сум(К5) 0,187 0,405 0,592 .
Ударний струм короткого замикання в точці К5 визначаємо за виразом:
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 75
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
і уд(К5) 2 Ікз(К5) к уд(К5) ;
і уд(К5) 2 2,84 1,01 4,02 кА
Rсум(К5)
3,14( )
Х
к уд(К5) 1 е сум(К5) ,
0,592
3,14( )
к 1 2,718 1,847
уд(К5) 1,01.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Точка Х*к, в.о. R*к, в.о. Z*к, в.о. Ік.з. кА Іуд. кА
К1 0,116 0,187 0,22 2,27 3,4
К2 1,783 0,187 1,79 3,07 4,31
К3 1,855 1,727 2,53 2,17 3,16
К4 1,849 0,956 2,08 2,64 3,78
К5 1,847 0,592 1,94 2,84 4,02
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі
110 кВ
Для розрахунку струму однофазного замикання на землю приймаємо
електричну схему трансформатора 110/10 кВ і складаємо схему заміщення
(рисунок 6.2 а; в) з струмом короткого замиканням в точці А. На базі цих схем
приводимо схему нульової послідовності (рисунок 6.3). Розрахунок ведемо у
відносних одиницях [15].
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної ліні визначаємо через
опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n, величина якого
залежить від конструктивного виконання лінії, згідно виразу
х л0 n x пл ,
де - коефіцієнт n в залежності від типу монтажу лінії, n=3,5 для дволанцюгової
лінії без тросів.
х л0 3,5 0,029 0,1.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 76
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
А
Sк.з
а).
А
Хс Хл Хтр1 Хтр2
в).
Рисунок 6.2 – Електрична схема і схема заміщення для розрахунку
однофазного КЗ
А
Хс0 Хл0 Хтр1 0 Хтр2 0
Uл 0
Рисунок 6.3 – Схема для розрахунку опору нульової послідовності
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від схеми
з’єднання обмоток трансформатора - при схемі з’єднання зірка з нульовим
виводом-трикутник (рисунок 6.3) мають ті ж значення, як і прямої
послідовності.
Однофазний струм короткого замикання на шинах 110 кВ підстанції
визначаємо через трифазний струм КЗ
S1
к k S3
к ,
де к – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ, від шин районної
підстанції, 0 k 1,5 , при КЗ, у віддаленій точці (поблизу трансформатора
ГПП) k=1,5.
S1
к 1,5 1150 1725 кВА.
Струм однофазного КЗ, на шинах заводської підстанції визначаємо
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 77
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
виразом:
1 S1
I к
kc ,
3 U1
де U1 - номінальна напруга на шинах заводської підстанції, U1=110 кВ.
1725
I 1kc 9,1 кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи ( xco у відносних одиницях)
визначаємо з виразу
I 1кc 3 1
;
Iб x c1 x c2 x co
з цього виразу находимо xС0
3 1 І
х б
со х х ,
І (1) с1 с2
кс
де хс1, хс2 – відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи,
х с1 х с2 х с .
3 1 5,5
х со 0,087 0,087 1,65 Ом.
9,1
Згідно з рисунком 6.3 визначаємо результативний опір схеми нульової
послідовності для однофазного струму КЗ, як паралельне з’єднання двох гілок
хо х со х ло х тр1о х тр2о
(1,65 0,1) (1,661,66)
х 0 1,1.
(1,65 0,1) (1,661,66)
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 78
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Струм однофазного КЗ, у віддаленій точці визначаємо за виразом
1 3 1 I
ІkA1
б , кА;
х рез1 х рез2 х о
х рез1 х рез2 х с1 х л1 0,087 0,029 0,116 Ом
І (1) 3 1 5,5
kА1 12 кА.
0,116 0,116 1,1
.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 79
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
Головна понижувальна підстанція (наведена на листі № 3 графічної
частини) складається:
- з двох понижувальних трансформаторів ТМН-6300/110.
- вимірювальних трансформаторів струму і напруг;
- розподільних установок;
- апаратури керування;
- апаратури захисту.
Знижувальні трансформаторні підстанції електроенергетичних систем за
призначенням поділяються на:
• районні;
• місцеві.
Районні підстанції живляться від ліній високої напруги 220…750 кВ і
призначені для постачання електроенергії великим районам з потужними
споживачами або для доставки електроенергії до найближчих пунктів
перетворення її параметрів, тобто до суміжних підстанцій. Вторинна напруга
районної ПС становить 35…110 кВ [8].
Високовольтне електрообладнання районної ПС розміщається, переважно,
на відкритій площадці. Трансформатори та вимикачі монтуються на бетонній
основі, а решта обладнання (роз’єднувачі, розрядники, вимірювальні
трансформатори, збірні шини) монтуються на стальних конструкціях.
Місцеві підстанції живляться від ліній 35…110 кВ, тобто від ліній
вторинної напруги районних ПС і призначені для постачання електроенергії
споживачам, які розташовані неподалік, що є випадком для нашої системи
електропостачання. Вторинна напруга місцевих ПС становить 6…10 кВ [8].
Залежно від розміщення устаткування наша підстанція відкритого типу –
устаткування розташоване на відкритому повітрі.
На рис. 7.1 зображена принципова схема такого типу підстанції.
На кожній підстанції влаштовується контур заземлення, який утворюють
вбиті у землю металеві труби чи кутники, сполучені між собою металевими
штабами (стрічками). До контуру заземлення приєднуються корпуси всього
електрообладнання, металеві конструкції, блискавковідводи. Заземлення
захищає електрообладнання від грозових та внутрішніх перенапруг і
обслуговуючий персонал від уражень струмом.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 80
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Рисунок 7.1 – Принципова схема трансформаторного пункту: 1 – трижильний
високовольтний кабель 110 кВ, що живить ПС; 2 – силовий трансформатор; 3 –
високовольтний вимикач; 4 – роз’єднувач (для створення видимого розриву під час
проведення ремонтних робіт); 5 – вимірювальний трансформатор напруги; 6 –
вимірювальний трансформатор струму; 7 – секція шин (для приєднання до силового
трансформатора кабелів низької напруги); 8 – постійно розімкнутий секційний роз’єднувач,
якого замикають коли одного з силових трансформаторів виводять у ремонт; 9 –
чотирижильні кабелі (приєднання до шин) якими електроенергія передається до
освітлювального та силового навантаження; 10 – плавкі запобіжники (для захисту приєднань
від перевантажень і коротких замикань)
Розподільні установки та підстанції, як правило, виконуються як
комплектні. Комплектна розподільна установка(КРУ) складається з повністю
чи частково закритих шаф або блоків із вмонтованими в них комутаційними та
іншими апаратами, пристроями захисту і автоматики, що поставляються у
складеному чи повністю підготовленому для складання вигляді [8].
На підстанціях не тільки змінюються параметри електроенергії, але й
відбувається її розподіл. Для розподілу електроенергії використовуються
розподільні установки, які є невід’ємною частиною підстанції. Загальний потік
електроенергії, якій проходить через силові трансформатори, розподільні
установки розподіляють на менші потоки і спрямовують їх до різних пунктів з
метою перетворення параметрів чи споживання електроенергії, тобто до
суміжних підстанцій.
Схеми розподільних установок електричних станцій та підстанцій складні.
Основним їхнім елементом є шини (система металевих штаб, труб або проводів,
до яких приєднані відгалуження) та вмикачі (основні комутаційні апарати
призначені для вмикання ЛЕП та їх вимикання у нормальних і аварійних
режимах).
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 81
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
При цьому як розрахунковий тип КЗ слід приймати трифазне коротке
замикання - для визначення електродинамічної та термічної стійкості апаратів;
для вибору апаратів за комутаційною здатністю - за більшим із значень, які ми
отримали для випадків трифазного і однофазного КЗ [15].
Апарати також повинні відповідати умовам навколишнього середовища,
виду установки (відкрита чи закрита), температурі, вологості, запиленості та
іншим показникам.
У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою
апаратурою є високовольтні вимикачі і роз'єднувачі.
Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо
обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою
таблиці 7.1, у якої в першу графу заносяться відповідні розрахункові дані, і
відповідні каталожні дані.
Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії ВГТ-110ІІ* 40/2500У1 з
допустимим нижнім робочим значенням температури оточуючого повітря -
45°С, допустимою швидкістю вітру до 40 м/с, сейсмічності - до 9 балів та
приводом ШПЕ-44. Результати вибору зводимо в таблицю 7.1
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [12].
Алгоритм вибору роз'єднувача відрізняється від алгоритму вибору
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка
струму відключення.
До силової апаратури мережі живлення відносяться вимикачі,
роз’єднувачі, що вибираються згідно ПУЕ розділ 1.4.19 – 1.4.22, по
максимальному струму і номінальній напрузі та перевіряються на
електродинамічну і термічну стійкість до струмів КЗ
Результати вибору заносимо до розрахункових таблиць.
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВГТ-110ІІ*40/2500 У1
Uн=110 кВ Uн=110 кВ
Imax=45,7 А Iн=2500 А
іуд =3,4 кА Iм.м.ск.= 102 кА
Іnt =2,27 А Iвідкл. =40 кА
В 2 2
к І t t ф 3,4 0,035 0,4 В І2 2
к m t m 102 0,035 3,57
де Ім.м.ск. – номінальний допустимий струм термічної стійкості вимикача
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 82
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
на проміжку часу tm, с;
Вк – тепловий імпульс струму, що характеризує кількість теплоти, яка
виділяється в апараті під час дії струмів КЗ;
Iвідкл. – струм спрацювання апарату захисту, кА;
tф – час спрацювання апарату захисту, с.
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані роз’єднувача
марки РГН-110/1000 УХЛ1
Uн=110 кВ Uн=110 кВ
Imax=45,7 А Iн=1000 А
іуд =3,4 кА Iм.м.ск.= 80 кА
Іnt =2,27 кА Iвідкл. =31,5 кА
де It.cт. – струм термічної стійкості роз`єднувача;
Iед.ст.- струм електродинамічної стійкості роз`єднувача.
Апаратура вважається правильно вибраним, якщо каталожні дані більше
(дорівнюють) розрахунковим.
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення.
Високовольтні вимикачі на напругу 10 (6) кВ вибираються так, як і на
напругу 110 кВ; при виборі слід орієнтуватися на сучасні вимикачі. Умови
вибору вимикача навантаження напругою 10 (6) кВ ті ж самі, що і силових
вимикачів. У якості вимикачів навантаження використовуються вимикачі типу
ВН, ВНП та інші сучасні.
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення.
Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач
навантаження типу ВВ/N10M-630A з вбудованим електромагнітним приводом
[12].
Плавкі запобіжники напругою вище 1000 В вибирають за конструктивним
виконанням, номінальною напругою та струмом, граничному струму
відключення та потужності, роду установки.
Вибираємо ввідний вимикач навантаження напругою 10 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 83
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВВ/N10M-630A
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Imax(ввід)=483,3 А Iн=1000 А
іуд =4,3 кА Iм.м.ск.= 52 кА
Іnt =3,07 кА Iвідкл. =20 кА
В 2
к І t t ф 4,32 0,12 2,2 Вк І2 2
m t m 52 0,12 324,4
де Imax(ввід) – розрахунковий струм ввідного вимикача, А;
S
І розр
мах(ввід) ,
3 10,5
8779,7
Імах(ввід) 483,3 А.
3 10,5
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВВ/N10M-630A
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Imax(секційний)=241,6 А Iн=630 А
іуд =4,3 кА Iм.м.ск.= 52 кА
Іnt =3,07 кА Iвідкл. =20 кА
В І2 t 4,32
к t ф 0,12 2,2 В 2
к Іm t m 522 0,12 324,4
де Imax(секційний) – розрахунковий струм ввідного вимикача, А;
0,5 S
І розр
мах(секційний) = ,
3 10,5
0,5 8779,7
Імах(секційний) = =241,6 А.
3 10,5
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, для живлення вимірювальних приладів,
вибираються [12]:
– за номінальною напругою
Uвст Uном ; (7.1)
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 84
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
– за номінальним струмом
Іроб.max І1ном , (7.2)
причому номінальний струм повинен бути якомога ближче до робочого
струму установки, оскільки недовантаження первинної обмотки призводить до
збільшення похибок;
– за конструкцією і класом точності;
– за електродинамічною стійкістю.
Слід враховувати, що електродинамічна стійкість у каталозі може
задаватися у двох формах: задано номінальний струм електродинамічної
стійкості iдин або кратність номінального струму електродинамічної стійкості
Кдин .
Умови перевірки на електродинамічну стійкість аналогічні умовам, що
використовуються при виборі вимикачів, але конкретна форма залежить від
параметра, яким стійкість задана у каталозі.
Термічна стійкість у каталозі також може задаватися у одній з двох форм:
– задана кратність номінального струму термічної стійкості Ктер і
допустимий час tтер протікання струму Iтер ;
– задано номінальний струм термічної стійкості Iтер і допустимий час tтер
його протікання.
Далі виконують перевірку за відомими методиками на термічну стійкість.
Для забезпечення обраного класу точності необхідно проводити
розрахунок і перевірку навантаження вторинної обмотки і його співвідношення
з нормованим для даного класу точності.
Попередньо обираємо трансформатор струму напругою 10 кВ типу
ТШЛП-10К.
Таблиця 7.5 – Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані до
трансформатора струму марки
ТШЛП-10К; (600/5)
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Imax(ввід)= 483,3 А Iн=2000 А
іуд =4,3 кА ід= 70 кА
Вк І2
t t ф 4,32 0,12 2,2 Вк І2
t t т.с. 70 1 70
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 85
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Номінальний струм вторинної обмотки I2Н =5 А, допустима потужність S2Н
вторинної обмотки при cos = 0,8 клас точності 0,5 складає 15, ВА.
Сумарний опір приладів, Ом:
ΣSприл
rприл ,
I 2
2Н
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної
та реактивної енергії та ін.),Sприл 7 ВА.
7
rприл 0,28 .
52
Опір контактів rк 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів, Ом:
S 2
2 Н I2 Н (rприл rк )
rпров ,
I2
2 Н
1552 (0,28 0,1)
rпров 0,22.
52
Довжина проводів lпров 25 (м).
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp lпров 25 (м).
Переріз з'єднувальних проводів, мм2:
l
p ρ
Fпров. ,
rпров.
25 0,02
Fпров 2,27.
0,22
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом F 2,5
мм2 .
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф .
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 86
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
rпров.ф rприл. rн 0,6 (Ом),
0,2+0,28=0,48<0,6.
Якщо виконується умова тоді обраний трансформатор струму забезпечить
допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
Вибір типу трансформаторів напруги визначається його призначенням. У
результаті аналізу потрібно обрати кількість необхідних однофазних або
трифазних трансформаторів.
Трансформатори напруги обираються:
– за класом напруги в місці встановлення
Uвст Uном ; (7.3)
– за конструкцією і схемою з’єднання;
– за класом точності;
– за вторинним навантаженням
S2 S2ном , (7.4)
де S2ном – номінальна потужність вторинної обмотки у обраному класі
точності. При визначенні потужності враховується схема з’єднання.
Результати розрахунку по формулам (7.1) - (7.4) навантаження основної
обмотки трансформатора для зручності подають у вигляді таблиці 7.6.
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ 1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМИ-10-66У3. Розрахунок навантаження
основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
Потужність, що
Кількість cos споживається
Прилад Тип споживається
котушок
котушкою, Вт tg P, Q, S,
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
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 87
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Так як номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі
точності 0,5 S2H 120 ВА більше ніж Sф 0,077 ВА, трансформатор напруги
буде працювати з допустимою похибкою.
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Кабелі і шини вибирають за номінальними параметрами (струмом і
напругою) і перевіряють на термічну і динамічну стійкість при КЗ.
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання визначаємо за формулою
І
t tф
Fmin , (7.5)
С
де tф – фіктивний термін дії КЗ;
C – коефіцієнт, що визначається обмеженням допустимої температури
нагрівання кабелю в залежності від його матеріалу, А с / мм2 [12].
Фіктивний термін дії КЗ можна визначити за приблизним виразом
tпр tзах tвідкл , (7.6)
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії відключаючої апаратури, с.
tпр=0,08+0,12=0,2с.
У такому разі
3160 0,2
Fmin 17 мм2 .
83
Розглянутий нами відрізок кабельної лінії ГПП-ТП4 має переріз F=50 мм2
повністю задовольняє умовам термічної стійкості, під час дії ударних струмів
КЗ Аналогічно виконуємо перевірку інших відрізків високовольтних кабельних
ліній, що застосовуються у кваліфікаційній роботі.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 88
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1000 В,
з якої найбільш поширена – напруга 380 В [14].
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори:
– вимоги до надійності електропостачання і резервування,
– режими роботи електроприймачів,
– розміщення їх по території цеху,
– номінальні струми та напруги,
– вплив мікроклімату виробничих приміщень.
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
За способами ізоляції мережі діляться на дві групи: такі, що виконані
голими проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і такі, що
виконані кабелями і ізольованими проводами (електропроводки).
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного призначення та
конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
В процесі експлуатації цехова мережа повинна відповідати вимогам
надійності, можливості росту навантаження, економічності, можливості зміни
місця розташування електроприймачів, безпеці та зручності експлуатації.
Крім вказаних вимог до цехових мереж при її проектуванні і монтажу слід
враховувати умови оточуючого середовища, ступінь відповідальності
установки, ступінь пожежонебезпечності, індустріальності виконання монтажу.
Найважливішою умовою безпеки мереж і зручності їх обслуговування є
правильний їх вибір, який залежить також від технологічного призначення
приміщень цехів. Різноманітні місцеві фактори також впливають на
конфігурацію та схему цехової мережі.
При проектуванні розподілу електроенергії в цехах головне завдання
полягає у виборі раціональної схеми мережі. Розподіл електричної енергії в
цехових мережах може виконуватися за магістральною, радіальною, змішаною
чи замкнутою схемою залежно від територіального розміщення навантажень, їх
величини, від необхідності високого ступеня надійності живлення та інших
характерних особливостей об'єкта, що проектується.
Магістральні схеми широко застосовуються в приміщеннях з нормальним
середовищем і рівномірним розподілом технологічного обладнання.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 89
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Радіальні схеми живлення використовують в приміщеннях з любою
середою. Від ТП відходять лінії, які живлять безпосередньо потужні
електроприймачі, або розподільчі пункти (шафи) - ШР і силові шафи, від яких
окремими лініями живляться більш дрібні ЕП. Розподільчі шафи як правило
живляться від цехової ТП кабелями, марка і спосіб прокладки яких
визначається характером середовища в приміщенні.
З урахуванням приведеного вище міркування оберемо схему
електропостачання споживачів цеху та розподілимо їх по відповідним РП,
беручі до уваги технологічні зв'язки, місце розташування обладнання, план
цеху та інші фактори.
При розподілі споживачів по РП використаємо результати розрахунків
електричних навантажень обраного у якості прикладу механообробного цеху
приведених в пункті 1.2.
Враховуючи всі вище приведені міркування, обираємо для живлення
цехових споживачів радіальну схему електропостачання, перевагою якої є
більш висока надійність і зручність експлуатації Схема, що відповідає
приведеним вище критеріям, представлена на рис 8.1.
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 90
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної та
електричної частин [7].
В світлотехнічної частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічають найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні характеристики
освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проектуванні світлотехнічної частини слід також враховувати умови
експлуатації освітлювальної установки.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок загального рівномірного освітлення цеху проводиться методом
світлового потоку (методом коефіцієнта використання).
k з Е min S z
Ф , (8.1)
N η
де kз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником kз 1,5[7];
Еmin – мінімальна освітленість Еmin 200лк ;
S – площа освітлювального приміщення S=3456 м2;
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення z=1,1 – 1,15;
N – прийнята кількість світильників, шт. ;
- коефіцієнт використання світлового потоку; �� = 0,6.
З таблиці 10.4 [7] приймаємо λе=Lв/h=1, тоді отримаємо відстань між
світильниками
Lв λе h, (8.2)
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 91
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Lв 1 5,8 5,8 м.
Приблизну кількість світильників визначаємо за виразом
A B
N , (8.3)
L2
в
48 72
N 102,7 103 шт.
5,82
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається з довідкових
таблицям [7] в залежності від типу прийнятого світильника, коефіцієнтів
відбиття від поверхонь приміщення і від індексу приміщення і, який
визначається за виразом:
А В
і ; (8.4)
h(А В)
де ��, ��, ℎ – відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу
світильника, м.
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника не
повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не перевищувати
більше ніж на 20 % розрахункового значення. В протилежному випадку
змінюється кількість світильників і розрахунок повторюється.
48 72
і 4,97.
5,8 (48 72)
1,6 200 3456 1,15
Ф 17628 лм.
103 0,67
Приймаю до встановлення 103 світильників світильник типу ПВЛМ з
чотирма лампами типу ЛБ 65/80 G13d, Рл=0,065 кВт, що має світловий потік
Фл=4400 лм.
Розраховую кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад
розміщення світильників приведений на рисунку 8.2.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 92
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.2 – Розміщення світильників в цеху
Після прийняття схеми розміщення світильників проводимо перевірку
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу:
n
Ф св μ e i
Е i1 , (8.5)
1000 k з
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника; Фсв = 17600 лм;
– коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників;
μ = 1,2;
∑ e – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових
ізолюкс.
17600 1,1 150
Е 1815 лк.
1000 1,6
8.2.3. Електропостачання освітлювальних установок
Відповідно до ПУЕ для живлення світильників загального освітлення
повинна застосовуватися напруга не вище 380/220 В змінного струму при
заземленій нейтралі та не вище 220 В змінного струму при ізольованій нейтралі
і у мережах постійного струму.
Для живлення окремих ламп варто використовувати напругу не вище
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 93
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
220В, що допускається для усіх стаціонарних світильників незалежно від
висоти їхньої установки у приміщеннях без підвищеної небезпеки. В
приміщеннях із підвищеною небезпекою та особливо небезпечних при
установкі світильників загального освітлення з лампами розжарення на висоті
менше ніж 2,5 м при відсутності спеціальної конструкції світильника (виключає
доступ до лампи без застосування необхідного інструмента) використовується
напруга не вище 42 В.
Світильник з люмінесцентними лампами на напругу 127–220 В можна
встановлювати на висоті менше ніж 2,5 м від підлоги за умови неможливості
випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових, шинопроводів та натрієвих ламп,
розрахованих на напругу 380 В та пускорегулюючих апаратів для
газорозрядних ламп, які мають спеціальні схеми (наприклад, трифазні, із
послідовним з’єднанням ламп), застосовується напруга не вище 380 В в тому
числі фазна напруга систем 660/380 В із заземленою нейтраллю при дотриманні
наступних умов:
введення в світильник або ПРА має виконуватися проводом чи кабелем із
мідними жилами та ізоляцією, розрахованою на напругу не менше, чим 660 В;
забороняється уводити в світильник двох або трьох проводів різних фаз
системи 660/380;
нанесення на світильник відмінного знаку із вказівкою використовуваної
напруги «380 В» при встановленні світильника у приміщеннях підвищеною
небезпекою та особливо небезпечних;
забезпечення одночасного відключення всіх фазних проводів, що
вводяться у світильник; це стосується також і багатолампових світильників
системи 380/220 В, за винятком світильників, що встановлюються у
приміщеннях без підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення із лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В у приміщеннях без
підвищеної небезпеки та не вище 42 В для приміщень із підвищеною
небезпекою та особливо небезпечних. Допускається застосування напруги до
220 В для світильників спеціальної конструкції: ті, які є складовою частиною
аварійного освітлення, під’єднаного до незалежного джерела живлення; ті, що
встановлюються в приміщеннях із підвищеною небезпекою (але не особливо
небезпечних).
Для місцевого освітлення допускається застосовувати світильники із
люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В за умовою неможливості
випадкових доторкань до їх струмоведучих частин. Застосування
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 94
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
люмінесцентних ламп місцевого освітлення у вологих, особливо сирих, жарких
і приміщеннях та хімічно активним середовищем допускається тільки у
арматурі спеціальної конструкції.
Для живлення ручних світильників переносного освітлення уприміщеннях
з підвищеною небезпекою і особливо небезпечних повинна використовуватись
напруга не вище 42 В, а при особливо несприятливих умовах – не вище 12 В.
Схеми живлення освітлювальних установок повині забезпечувати:
необхідний рівень надійності живлення;
регламентовані рівні напруги та постійність напруги джерела
живлення;
простоту та зручність експлуатації;
економічність установки.
В більшості випадків освітлювальні навантаження живляться від силових
цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ з заземленою нейтраллю
вторинної обмотки.
Використання самостійних освітлювальних трансформаторів обмежується
у випадку, коли характер силового навантаження не надає можливості
забезпечити необхідну якість напруги, а також при використанні для силових
навантажень напруги вище 380 В та коли система напруг 380/220 або 220/127 В
недопустима для освітлювальної установки за умовами безпеки.
Освітлювальні мережі поділяються на лінії живлення та групові лінії. Лінія
живлення з’єднує джерело живлення із груповими щитками освітлення. Групові
лінії призначені для приєднання світильників до групових щитків.
Групові щитки мають ввідний апарат захисту та апарати захисту на кожну
відходячу групову лінію. Згідно ПУЕ на групових лініях струм захисних
апаратів не повинен перевищувати 25 А за винятком ліній, які живлять лампи
розжарювання одиничною потужністю 500 Вт та більше чи газорозрядні лампи
потужністю 125 Вт та більше; в цьому випадку струм захисного апарата не
повинен перевищувати 63 А.
В конструктивному виконанні лінії живлення виконуються шинопроводів
у мережах з заземленою нейтраллю та трифазними у мережах з ізольованою
нейтраллю. Групові лінії бувають однофазними (одна фаза і нейтральний
провід), двофазними (дві фази), двофазними із нульовим проводом (дві фази і
нульовий провід), трифазними (три фази) та трифазними шинопроводів (три
фази і нейтральний провід). Останній тип лінії використовується найбільш
часто, так як дозволяє зменшити переріз провідникового матеріалу і
забезпечити рівномірне навантаження фаз, а також знизити коефіцієнт
пульсації при живленні світильників від різних фаз.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 95
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Середня довжина групових ліній системи напругою 380/220 В складає 80
м, для системи з напругами 220/127 В – 60 м, довжина двопровідних групових
ліній – відповідно 35 і 25 м.
Відрізняють радіальні, магістральні та змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рис. 8.3). Радіальні схеми використовують при
високих навантаженнях групових щитків (приблизно 100–200 А) та
забезпечують більш високу надійність живлення. Магістральні схеми
дозволяють заощаджувати провідний матеріал та апаратуру на розподільчих
пунктах, але мають меншу надійність живлення. Змішані схеми отримали
найширше поширення через їхню гнучкість.
Рисунок 8.3 – Типи схем електропостачання освітлювальних
установок: а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Для живлення освітлювальних установок обираю радіальну схему
відповідно для умови забезпечення високої надійності живлення.
Систему аварійного освітлення планують живити перехресним способом, а
саме від іншого трансформатора по відношенню до трансформатора робочого
освітлення (рисунок 8.4).
Рисунок 8.4– Схема електропостачання освітлювальних установок від
двохтрансформаторної підстанції
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 96
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення
Розрахункова потужність освітлювальних установок визначається за
допомогою світлотехнічного розрахунку після вибору потужності та кількості
світильників, тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
Для освітлювальних установок з лампами розжарювання розрахункова
потужність (Рроз, кВт) визначається за виразом
п
Рроз кп Рном.і ,
і1
де кп– коефіцієнт попиту;
п
Рном.і – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт;
і1
п – кількість груп світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА
Рвст N Р св ,
Рвст 103 0,26 26,7 кВт.
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, що складає для люмінесцентних ламп зі
стартерною схемою запалювання 1,25; при безстартерних схемах запалювання
1,3; для ламп ДРЛ – 1,12; ДРИ, ДНаТ – 1,15; ДКсТ – 1,1.
Коефіцієнти попиту для розрахунку навантажень робочого освітлення в
живлячій мережі приведені в таблиці 4.1 [7].
Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок мережі
аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за припустимим струмом
навантаження.
Провідники освітлювальної мережі повинні задовольняти вимоги у
відношенні гранично допустимого нагрівання при нормальних режимах роботи.
Нагрівання провідників викликається проходженням по них електричного
струму. Межі нагрівання суворо нормується ПУЕ [1], при цьому кожному
перерізу проводу або кабелю в залежності від його конструкції і роду
прокладання відповідає допустимий нормований струм (Ідоп, А). У такий спосіб
у практичних розрахунках користуються готовими таблицями довгостроково
допустимих навантажень, регламентованих ПУЕ і нормативами.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 97
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Зазначені таблиці складені для визначених температурних режимів
повітря і землі, що складають відповідно +250С та +150С, при відмінності
фактичних температур від зазначених використовується таблиця коефіцієнтів
перерахування, що приведена в ПУЕ [1].
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є
Ідоп І роз ,
де Іроз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі. Розрахунковий
струм в залежності від системи виконання мережі визначається виразами:
- для однофазних двопровідних мереж (1ф + N)
Рроз 103
І роз ;
Uф cos
- для двофазних трипровідних мереж (2ф + N)
Рроз 103
І роз ;
2 Uф cos
- для трифазних чотирипровідних мереж (3ф + N)
Р 3
роз 10 Рроз 103
І роз .
3 U л cos 3 Uф cos
де Рроз– розрахункова потужність, кВт;
Uф, Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cosφ– коефіцієнт потужності, для мереж з лампами розжарювання
cosφ=1; для мереж з люмінесцентними лампами cosφ=0,95; для газорозрядних
ламп типу ДРЛ, ДРИ, ДНаТ з конденсаторами cosφ=0,9; без конденсаторів –
cosφ=0,57.
Враховуючи, що кількість світильників, що підключаються на одну фазу
групової мережі не повинна перевищувати для ламп ДРЛ 20 штук, приймаємо
симетричне розподілення ламп.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 98
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Групові лінії освітлювальної мережі цеху виконуємо у вигляді трифазних
чотири провідних мереж (3ф+N).
Розрахунковий струм провідника від шин 0,4 кВ до магістральних щитків
робочого освітлення при обраній схемі визначається за співвідношенням:
Р
І вст
р.осв ,
3 U н cos φ
А.
26,7
Ір.св 45,2 А
3 0,38 0,9
Згідно отриманих даних обираємо переріз живлячого провідника щитка
освітлення за співвідношенням
Ідоп = 1,25 ∙ Іроз
Ідоп = 1,25 ∙ Іроз = 1,25 ∙ 45,2 = 56,5 А
Для живлення обираємо алюмінієвий чотирижильний кабель типу
АВВГ(3×10)+(1×6) з допустимим струмом Ідоп.=65 А.
Розрахунок цехової освітлювальної мережі за втратами напруги
Даний метод розрахунку передбачає забезпечення допустимих рівнів
напруг на джерелах світла.
Зниження напруги щодо номінальної пов’язане зі зменшенням світлового
потоку світильників і, як наслідок, рівнів освітленості на робочих місцях.
Збільшення напруги щодо номінальної пов’язане з додатковою витратою
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо
важливе для ламп розжарювання.
Відповідно до ДСТУ ЕN 50160:2014 напруга в найбільш віддалених
лампах внутрішнього освітлення промислових підприємств, а також
прожекторних установок зовнішнього освітлення повинна бути не нижча
97,5%Uном, а в найбільш віддалених лампах аварійного і зовнішнього
освітлення, виконаного світильниками – не нижча 95%Uном.
У мережах 12–42 В допускаються втрати напруги до 10% Uном, якщо
рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша напруга ламп не повинна
перевищувати 105%Uном.
У післяаварійних режимах на затисках газорозрядних ламп напруга не
повинна бути нижчою 90%Uном, на інших лампах – не нижчою 88%Uном.
Величина допустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 99
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
джерела живлення до найбільш віддаленої лампи повинна складати:
∆��м = ��хх − ∆��тр − �� , (8.6)
де ∆��м – допустима втрата напруги в мережі;
��хх – напруга холостого ходу трансформатора (на 5% вища від
номінальної);
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі;
�� – мінімально допустима напруга на затисках лампи.
Розрахунок допустимої величини втрати напруги в освітлювальній мережі
в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися і в
іменованих одиницях (вольтах).
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається за виразом:
∆��тр = �� ∙ �� ∙ cos �� + �� ∙ sin �� , (8.7)
де �� , �� – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого
замикання трансформатора (��КЗ), %;
cos �� – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
�� – коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення розрахункового
навантаження трансформатора до його номінальної потужності).
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (%) визначаються за виразами:
100 ∙ ��КЗ
�� = ; (8.8)
��ном.тр
�� = ��КЗ − ��а , (8.9)
де ��КЗ – втрати потужності короткого замикання трансформатора, кВт;
��ном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без урахування
індуктивного опору провідників.
100 ∙ 8,5
�� = = 0,85 %;
1000
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 00
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
�� = 5,5 − 0,85 = 5,43 %;
∆��тр = 0,87 ∙ (0,85 ∙ 0,9 +5,43 ∙ 0,44) = 2,74 %;
∆��м = 105 − 2,74 − 97,5 = 4,76 %
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається за виразом:
��
∆�� = , (8.10)
�� ∙ ��
де �� – момент освітлювальногонавантаження, кВт∙м;
�� – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника [7, ст. 40 таблиця 14];
�� – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими
співвідношеннями.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки:
�� = �� ∙ �� , (8.11)
де �� – відстаньвід щитка до найвіддаленішого світильника лінії;
�� – потужність лінії.
Рисунок 8.6 – Схема підключення світильників
�� = �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� ;
�� = 8 ∙ 2,45 + 16 ∙ 2,45 + 24 ∙ 2,45 + 32 ∙ 2,45 + 40 ∙ 2,45 + 48 ∙ 2,45
= 411,6 кВт ∙ м;
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 01
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
411,64
∆�� = = 0,55 %
46 ∙ 16
От же умова виконується, втрата напруги у найбільш віддаленій точці не
перевищує 5%.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шино проводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1 кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової
електричної мережі номінальна напруга мережі Iном, результати розрахунку
навантаження цеху (розділ 1).
Для мереж напругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів короткого
замикання.
Перевірці на економічну густину струму, згідно п. 1.3.28 ПУЕ [1] не
підлягають:
мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ за числа
годин використання максимуму навантаження підприємств до 4000 - 5000;
- відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1 кВ, також
освітлювальні мережі промислових підприємств;
- збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих і закритих
розподільчих установок всіх напруг;
- мережі тимчасових споруд, а також пристрої з терміном служби 3-5 років.
Вибір перерізу провідників по технічним умовам включає: вибір по
умовам теплового нагріву; по їх пропускної спроможності і умовами захисту;
термічну стійкість до струмів короткого замикання; втрати напруги; механічна
міцність.
На механічну міцність перевіряються голі проводи і приймаються перерізи
з умов механічної міцності для алюмінієвих F> 35 мм2 і стальних F>25 мм2.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 02
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам щодо
гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а й
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При
перевірці на нагрів приймається півгодинний максимум струму, найбільший з
середніх півгодинних струмів даного елемента мережі.
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи електроприймачів
в якості розрахункового струму для перевірки перерізу провідників по
нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить від відповідного
режиму (повторно-короткочасний, короткочасний, тривалий).
Вимоги для нормальних навантажень та післяаврійних перевантажень
стосуються кабелів і встановлених на них з’єднувальних та кінцевих муфт й
окінцевань.
Основною умовою вибору перерізу провідників є величина нагрівання їх
електричним струмом у нормальному, форсованому та аварійному режимах.
Якщо температура нагрівання перевищить допустиму, то залежно від величини
перевищення й тривалості часу, елемент може бути пошкоджений, що
спричинить порушення нормальної роботи системи, а в гіршому випадку
(загоряння ізоляції) може привести до пожежі. Тому для всіх видів провідників
та умов їх застосування головним у виборі перерізу є нагрівання, яке
визначається двома ефектами теплового впливу: максимально допустимою
температурою та тепловим зносом ізоляції для даного режиму й класу ізоляції.
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням,
використовують сумарний вплив на строк служби провідника максимальної
температури і тривалості зносу ізоляції за розглянутий період. При різких піках
навантаження більшу небезпеку становить можливість перевищення
максимально допустимої температури. Якщо графік навантаження рівномірний,
більшу вагу має складова теплового зносу ізоляції.
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму, від того, чи потрібно захищати мережу від перевантаження, від
температури умов оточуючого середовища, характеру приміщення і типу
ізоляції провідника. Попередньо необхідно обрати марку провідника,
визначитися з умовами його прокладання, а потім виконати розрахунок.
Переріз провідника цехової мережі обирається за розрахунковим струмом
таким чином, щоб провідники при струмах навантаження, які відповідають
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 03
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
роботі у тривалому режимі і умовам нормованої для них температури
середовища, не перегрівалися більше допустимих.
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне струмове
навантаження за півгодинний інтервал часу Іроз .
Основним завданням розрахунку цехових електричних мереж є вибір
перерізу кабелів, проводів шино проводів і захисних апаратів.
Для мереж напругою до 1000 В основними вимогами, що визначають вибір
перерізу провідників, є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів
провідників, механічна міцність, втрата напруги, термічна стійкість до струмів
КЗ.
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в
цілому за співвідношення
Р
I ном
розр ,
3 U ном cos
де Рном – номінальна потужність згідно з завданням, кВт ;
Uн = 0,38 кВ.
Умовами вибору ліній живлення [1] є виконання співвідношення:
I роз К у.п Iн.доп.л .
де Iн.доп.л – допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
Куп – коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ.
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (табл. 1.3.3 ПУЕ),
співвідношення прийме вид
Iн.доп.л I макс 1,25 I р ,
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі живлення
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.1
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 04
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Таблиця 8.1 – Вибір перерізу живлячого кабелю
I , I , I ,
Назва споживача р макс. доп.кабелю
Марка
А А А
Пила маятникова 69,5 86,9 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Конвеєр 44 55 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Верстат корегування кута 13,9 17,4 19 АВВГ(4×2,5)
Верстат свердлильний 6,7 8,3 19 АВВГ(4×2,5)
Верстат заточний 6 7,6 19 АВВГ(4×2,5)
Прес штампувальний 36,5 45,6 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Верстат горизонтально-фрезерний 47,3 59,2 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Верстат токарний підготовчій 51,9 64,8 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Зварювальний випрямляч 71 88,7 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Верстат токарний фінішний 44,9 56,2 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Верстат зубофрезерний 89,3 111,7 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Верстат гвинторізний 35 43,8 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Тельфер 50,2 62,7 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Верстат вертикально-фрезерний 14,5 18,1 19 АВВГ(4×2,5)
Піч індукційна 101,4 126,8 135 АВВГ(3×35)+(1×16)
Піч опору 126,8 158,5 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Вентилятор витяжний 5,5 6,9 19 АВВГ(4×2,5)
Вентилятор приточний 40,3 50,4 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Універсальний верстат (220 В) 6,8 8,5 32 АПвВГ (2х2,5)
Кутова шліфмашина (220 В) 1,7 2,1 32 АПвВГ (2х2,5)
Щиток освітлення ЩО 45,2 56,5 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально) номінального струму
автоматичних вимикачів, та струму теплових розщіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі; сумарного струму І роз РП споживачів, що
приєднані до РП, який визначається за виразом
��роз.РП = ��роз ∙ ��П, (8.12)
де ��П – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі [10].
Наприклад, для РП 1:
��роз.РП = (22 + (2 ∙ 32) + (75 ∙ 4)) ∙ 0,74 = 238,6 А.
Для інших РП розрахунок здійснюється аналогічно, отримані значення
заношу до таблиці 8.2.
Робимо послідуючі розрахунки так само, дані заносимо в таблицю 8.2.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 05
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Таблиця 8.2 – Вибір перерізу кабелів та шинопроводів
Iроз.РП, I , I ,
Найменування РП макс. доп.кабелю
Марка
А А А
1 2 3 4 5
Розподільчий пункт РП-1 238,6 298,2 305 АВВГ(3×150)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-2 206 257,5 305 АВВГ(3×150)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-3 195,8 244,7 305 АВВГ(3×150)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-4 72,5 90,6 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Розподільчий пункт РП-5 33 41,2 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Розподільчий пункт РП-6 304,2 380,2 400 2АВВГ(3×70)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-7 290 362,5 400 2АВВГ(3×70)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-8 270 337,5 345 АВВГ(3×185)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-9 423,1 528,8 540 2АВВГ(3×120)+(1×35)
Розподільчий пункт РП-10 380,4 475,5 480 2АВВГ(3×95)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-11 120,9 151,1 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Конденсаторна установка 152 190 200 АВВГ(3×70)+(1×25)
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.3.12 ПУЕ, застосовуємо коефіцієнти, наведені в
табл. 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху враховуємо за допомогою
відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3.
В умовах після аварійного режиму перевірку ввідних кабелів до
розподільчих пунктів РП не здійснюємо, так як при включенні АВР на шинах
0,38 кВ, релейний захист автоматично відключає таку кількість споживачів, що
підключені до секцій шин РУНН, що післяаварійний струм не перебільшує
Ірозрп.
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної має
становити не більше 5 % Uном . Для освітлювальних мереж промислових
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від 5
до 2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення
5 % Uном . Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту
асинхронних електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його
зменшення може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення
зниження напруги призводить до різкого зменшення світлового потоку.
Розрахунок цехової мережі за умовами допустимої втрати напруги і
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 06
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
побудова епюри відхилення напруги виконується для кола ліній від шин ГПП
або ЦРП до затискачів одного найбільш віддаленого від цехової ТП або
найбільш потужного ЕП для режимів максимальних і мінімальних навантажень
(визначається з добового графіка навантажень), а в випадку
двотрансформаторної підстанції – і післяаварійного.
Як відомо, існує залежність r0 i x0 від перерізу проводів і кабелів, якою
можна скористатися при розрахунках.
Як правило у розрахунковому ланцюгу «ГПП – найбільш віддалений
потужний споживач» присутня трансформаторна підстанція ТП.
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.7.
Рисунок 8.7 – Розрахункова схема
Повний розрахунок відхилення напруги послідовно уздовж ланцюга
РУ НН ГПП – потужний споживач включає в себе визначення відхилення
напруги на двох ділянках – Л1 та Л2.
Наша мета – визначення відхилення напруги цехової мережі від КТП до
споживача, тобто на ділянці Л2
Відхилення напруги δU відносно Uном в любої точці мережі
розраховується згідно співвідношення
U UЦЖ (%) UТ (%) - U(%),
де UЦЖ (%) – відхилення в центрі живлення,
UТ (%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором,
U(%) – сума втрат напруги від центра живлення до розрахункової
точці мережі.
Втрати напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше встановлених [14] та ДСТУ EN 50160:2014.
Співвідношення для нашого випадку з врахуванням того, що напруга на
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 07
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
затискачах найбільш віддалених електроприймачів не повинна бути нижче
КU U , має вид
Uном - UТ - UЛ2 КU U% ,
де UТ , UЛ2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми
(рисунок 8.7),
КU – коефіцієнт, що враховує відхилення напруги згідно [14] або ДСТУ
EN 50160:2014.
Розрахунок втрати напруги на ділянці Л2 від шин цехової підстанції до
віддаленого споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить
споживача від РП, так як його переріз менше ніж переріз кабелю від шин ТП до
РП. Отримані таким чином відхилення напруги будуть більше реальних, але в
тому разі, коли і вони не будуть перевищувати норму, реальні відхилення тим
більше будуть задовольнять нормі.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються формулою
U UЛ2 3 Iроз Л LКЛ rо cos xо sin .
Втрати напруги UТ на цеховому трансформаторі
S
U max
Т (Uа cos Uр sin) ,
Sном Т
де Smax – максимальне навантаження одного трансформатора,
Sном Т – номінальна потужність трансформатора,
Р
Uа КЗ 100% – активна складова напруги КЗ,
Sном Т
U 2 2
р UКЗ - Uа – реактивна складова напруги КЗ.
Значення РКЗ , UКЗ – каталожні дані для конкретного трансформатора,
1
значення Smax як правило, лежить в діапазоніSmax SТП SТП .
2
При необхідності, може бути задіяна «добавка» UT , яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» UT регулюється зміною
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 08
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
трансформації, за співвідношенням
W
U2 U 2
1 .
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі.
Значення UT , залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.3.
Таблиця 8.3 – Значення UT , залежно від відгалуження
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
0 5,0 5,25
–2,5 7,5
–5,0 10 10,8
��ном 1083,9
��р = = = 62,6 А;
√3 ∙ 10 √3 ∙ 10
де ��ном- повна потужність цеху, кВа;
��кл – довжинакабеля, який живить споживача; ��кл = 80 м;
�� , �� – активнийта індуктивний опори кабелю АСБГ(3х16) Ідоп = 90 А; �� =
2,4 Ом/км, �� = 0,084 Ом/км .
∆��л = √3 ∙ 62,6 ∙ 0,08 ∙ (2,4 ∙ 0,92 + 0,084 ∙ 0,4) = 19,4 В = 1,4%
100 − 3,08 − 1,4 = 95,5 ≥ 95 %.
Таким чином відхилення напруги вздовж ланцюга «РУ НН КТП –
віддалений потужний споживач» не виходить за допустимі значення.
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф тощо).
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 09
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
внутрішніми електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на єдиній
конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних приєднань тощо.
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб з
врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних
комплектних установок.
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ необхідно
здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність робочій напрузі і
струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі, заданому класу точності,
умовам експлуатації тощо), так і за умовами роботи в разі короткого замикання
з урахуванням термічних і електродинамічних впливів, комутаційної
спроможності.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик ( кількості приєднаних електроприймачів, сумарного струму
Іроз,РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). Іроз, РП визначається за виразом
Іроз, РП Іном КП ,
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання
автоматичних вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом
автоматичних вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі.
Вибір розподільчого пункту
Пункт розподільний ПР11 (рисунок 8.8) призначений для розподілу
електричної енергії, захисту електричних установок при перевантаженнях і
струмах короткого замикання, для нечастих оперативних включень і
відключень електричних ланцюгів і пусків асинхронних двигунів. ТзОВ «ВКТ
Електрощит» в якості офіційного представника заводу «Електрощит» реалізує
апарати даних і інших моделей за цінами виробника.
Розрахований на номінальну напругу Uном =660 В.
.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 10
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.8 –Пункт розподільчий ПР11
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за методикою,
передбаченою ГОСТ 28249–93 [12]. Стандартом встановлено методику
розрахунків максимальних і мінімальних значень струму при симетричних і
несиметричних КЗ, види яких визначені відповідно до ГОСТ 26522–85.
Методика призначена для розрахунку струмів КЗ, необхідних для вибору і
перевірки електрообладнання за умовами КЗ, для вибору комутаційних
апаратів, уставок релейного захисту і заземлюючих пристроїв згідно ПУЕ.
Величини, що підлягають визначенню і допустимі погрішності їх розрахунку
залежать від цілі розрахунку.
Розрахунку для вибору та перевірки електрообладнання за умовами КЗ
підлягають:
– початкове значення періодичної складової струму КЗ;
– аперіодична складова струму КЗ;
– ударний струм КЗ;
– дійсне значення періодичної складової струму в довільний момент часу, аж
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 11
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
до розрахункового часу розмикання ушкодженого ланцюга.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1кВ слід
враховувати:
– індуктивні опори всіх елементів короткозамкненого ланцюга, включаючи
силові трансформатори, провідники, трансформатори струму, реактори,
струмові котушки автоматичних вимикачів;
– активні опори елементів короткозамкненого ланцюга;
– активні опори різних контактів і контактних з’єднань;
– значення параметрів синхронних і асинхронних двигунів.
При розрахунках струмів КЗ допускається:
– максимально спрощувати всю зовнішню мережу по відношенню до місця
КЗ і індивідуально враховувати тільки автономні джерела електроенергії і
електродвигунів, що безпосередньо примикають до місця;
– не враховувати струм намагнічування трансформаторів;
– не враховувати насичення магнітних систем електричних машин;
– не враховувати вплив асинхронних електродвигунів, якщо їх сумарний
номінальний струм не перевищує 1% початкового значення періодичної
складової струму в місці КЗ, розрахованого без врахування
електродвигунів.
Струм КЗ електроустановок напругою до 1 кВ рекомендується
розраховувати в іменованих одиницях. У схемі заміщення параметри елементів
розрахункової схеми слід привести до ступеня напруги мережі, на якій
знаходиться точка КЗ.
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання наступна:
– відповідно до принципової схеми обирати умови розрахунку;
– скласти розрахункову схему та схему заміщення, обчислити параметри її
елементів;
– обрати метод розрахунку струму КЗ;
– здійснити розрахунок;
– оцінити отримані результати.
Відповідно до цільового призначення розрахунку необхідно встановити
розрахункові умови короткого замикання для елемента СЕП, який аналізується.
Розрахункові умови КЗ – найбільш складні, але достатньо важливі, в яких
може опинитися елемент електроустановки через різні види коротких замикань.
До сукупності первинних характеристик розрахункових умов входять
розрахункова схема, вид струму КЗ, точка, вид і тривалість КЗ.
Розрахункова схема – це схема з’єднань елементів СЕП, де існують
розрахункові умови КЗ для елемента, що розглядається. При виборі
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 12
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
розрахункової схеми слід враховувати передбачені для даної електроустановки
умови її усталеної роботи і не зважати на короткочасні зміни схеми, не
передбачені для сталої експлуатації (наприклад, під час перемикань).
Розрахункова схема містить реальні елементи на різних ступенях напруги з
електромагнітними зв’язками, опорами втрат і розсіювання.
З можливістю застосування методів теорії електричних кіл у розрахунках
струмів КЗ будемо вважати, що КЗ симетричне і аналіз перехідного процесу
будемо здійснювати по одній фазі.
Особливістю розрахунків струмів КЗ в електроустановках напругою до 1
кВ є знаходження, як правило, всіх елементів короткозамкненого кола на
одному ступені напруги, що позбавляє необхідності приводити значення
еквівалентів схеми заміщення до цього ступеня.
Розрахункові місця КЗ визначають на основі принципової схеми. Такими
місцями мають бути точки КЗ, що знаходяться поблизу споживачів, обладнання
та елементи мережі (шини РУ, РП тощо), в яких встановлюють апаратуру, яку
слід перевіряти на дію струмів КЗ.
Місце КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ в більшості систем
електропостачання промислових підприємств характеризується як значно
електрично віддалене від джерел електроенергетичної системи. Встановлена
потужність електроустановок помітно перевищує споживану, тому на стороні
низької напруги знижувальних трансформаторів амплітуду аперіодичної
складової струму КЗ від енергосистеми можна вважати незмінною. Це
обґрунтовує припущення, що електроустановки напругою до 1 кВ промислових
підприємств підключені до джерела необмеженої потужності через
еквівалентний індуктивний опір �� .
8.4.1 Розрахунок опорів елементів мережі
Для здійснення розрахунку струмів короткого замикання складаємо схему
заміщення (рисунок 8.9) та знаходимо опори всіх елементів схеми.
При розрахунку струмів КЗ в електроустановках, які отримують живлення
безпосередньо від мережі енергосистеми, допускається вважати, що понижуючі
трансформатори підключені до джерела незмінної за амплітудою напруги через
еквівалентний індуктивний опір системи. Значення цього опору, приведене до
ступеня нижчої напруги мережі розраховуємо за формулою:
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 13
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
��ср.НН
�� = , (8.13)
√3 ∙ ��відкл.ном ∙ ��ср.ВН
де ��ср.НН – середня номінальна напруга мережі, що підключена до обмотки
нижчої напруги трансформатора, В;
��ср.ВН – середня номінальна напруга мережі, що підключена до обмотки
вищої напруги трансформатора, В;
��відкл.ном – номінальний струм відключення вимикача, який встановлений
на стороні вищої напруги понижуючого трансформатора, кА.
400
�� = = 0,44 мОм.
√3 ∙ 20 ∙ 10,5 ∙ 10
Активний та індуктивний опір нульової послідовності знижувального
трансформатора, обмотки якого з’єднані за схемою Δ/Y0 при розрахунках КЗ в
мережі низької напруги необхідно приймати рівними відповідним активним
опорам прямої послідовності.
Приведений до ступеня низької напруги мережі активний та індуктивний
опір прямої послідовності знижувального трансформатора визначають за
формулами:
��КЗ ∙ ��НН ном.
�� = ∙ 10 ; (8.14)
��
100 ∙ ��КЗ ��
�� = �� − ∙ НН ном.
к ∙ 10 , (8.15)
�� ��
де �� – номінальна потужність трансформатора, кВА;
��КЗ – втрати короткого замикання, кВт;
��НН – номінальна напруга обмотки низької напруги трансформатора, кВ;
��к – напруга короткого замикання, %.
8,5 ∙ 0,4
�� = ∙ 10 = 1,36 мОм;
1000
100 ∙ 8,5 0,4
�� = 5,5 − ∙ ∙ 10 = 54,9 мОм.
1000 1000
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 14
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Схема заміщення прямої послідовності для розрахунку КЗ
Рисунок 8.9 – Схема заміщення прямої послідовності для розрахунку
КЗ в цеховій мережі
На схемі заміщення введені позначення:
Хс- індуктивний еквівалентний опір системи, зведений до нижчої напруги,
через який підключено трансформатор КТП;
rQ1 - активний опір вимикача 10 кВ;
ХQ1 - індуктивний опір вимикача 10 кВ;
rР - активний опір роз’єднувача 10 кВ;
ХР - індуктивний опір роз’єднувача 10 кВ;
rТ - активний опір прямої послідовності знижувального трансформатора,
приведений до ступеня низької напруги мережі;
ХТ - індуктивний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі;
rК - активний опір контактних з'єднань вимикача QF1;
rQF1 - активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF1;
XQFl - індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF1;
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 15
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
rТА - активний опір первинної обмотки трансформатору струму;
ХТА - індуктивний опір первинної обмотки трансформатору струму;
rQF2 - активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF2;
XQF2 - індуктивний опір струмових котушок розчіплювана вимикача QF1;
rКQ - активний опір контактних з'єднань вимикача QF2 зі стороні
кабелю L1;
rKLl - активний опір контактних з'єднань кабелю L1;
rLl - активний опір кабелю L1;
ХL1 - реактивний опір кабелю L1;
rQF3 - активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF3;
XQF3 - індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF3;
rKL2 - активний опір контактних з'єднань кабелю L2 ;
rL2 - активний опір кабелю L2;
XL2 - реактивний опір кабелю L2.
Активний та індуктивний опір нульової послідовності трансформатора
цехової КТП, обмотки якого з'єднані по схемі A/Y0, при розрахунках КЗ в
мережі низької напруги приймаємо рівними відповідним активним та
індуктивним опорам прямої послідовності.
Активний опір контактних з'єднань.
Згідно [11] приймаємо наступні значення активних опорів контактних
з'єднань комутаційних апаратів і кабелів
rК= rКQ = 1,0 мОм;
rКL1= rКL2 = 0,1мОм;
Активні та індуктивні опори котушок автоматичних вимикачів.
Розрахунок струмів короткого замикання в електроустановках напругою
до 1 кВ слід вести з урахуванням індуктивних і активних опорів котушок
розчіплювачів максимального струму автоматичних вимикачів, при цьому
приймати значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності
рівними відповідним опорам прямої послідовності. Значення опору котушок
розчіплювачів автоматичних вимикачів обираємо в залежності від
номінального струму вимикача згідно таблиці 21 в додатку 6 [13]:
rQF2 = 0,65 мОм;
rQF3 = 2,15 мОм;
XQF1 = 0,1 мОм;
XQF2 = 0,17 мОм;
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 16
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
XQF3 = 1,2 мОм.
Активний та індуктивний опір трансформаторів струму.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ слід
враховувати активний та індуктивний опір первинних обмоток всіх
багатовиткових вимірювальних трансформаторів струму, які існують в ланцюгу
КЗ. Значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності
приймають рівними значенням опорів прямої послідовності. Активним та
індуктивним опором одновиткових трансформаторів ( на струми більш ніж 500
А) можна зневажити.
Параметри деяких багатовиткових трансформаторів струму обираємо
згідно таблиці 20[13]:
- rТА= 1,7 мОм;
- ХТА = 2,7 мОм.
Активний та індуктивний опір кабелю.
Значення параметрів прямої (зворотної ) і нульової послідовностей кабелю,
який використовується в короткозамкненому ланцюгу, приймаємо згідно [13].
�� = �� ∙ ��
�� = �� ∙ ��
�� = �� ∙ ��
�� = �� ∙ ��
З урахуванням питомих значень, параметри кабелів (для ділянок СШ→РП1
та РП→1)дорівнюють:
�� = 0,549 ∙ 65 = 35,6 мОм;
�� = 0,065 ∙ 65 = 4,22 мОм;
�� = 9,61 ∙ 7 = 67,27 мОм;
�� = 0,098 ∙ 7 = 0,686 мОм.
8.4.2 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП - точка КЗ».
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 17
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
�� (К ) = ��Т + ��К + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� + ��
+ �� + �� ;
�� (К ) = 3,43 + 1 + 0,25 + 1 + 1,7 + 1 + 0,65 + 1 + 0,1 + 35,6 + 0,1 + 2,15
+ 0,1 + 67,27 = 115,37 мОм.
Х (К ) = ХС + ХТ + Х + Х + Х + Х + Х + Х ;
Х (К ) = 0,5 + 13,54 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 4,22 + 1,2 + 0,686 = 23,11 мОм.
Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «трансформатор
цехової КТП – точка К3 (споживач поз. 1/1)
�� (К ) = 115,37 + 23,11 = 117,66 мОм.
Струм короткого замикання (начальне дійсне значення періодичної
складової трифазного струму КЗ Іп0=ІКЗ(К3)) у точці (К3)
1,05 ∙ 380
ІКЗ(К ) = = 1960 А.
√3 ∙ 117,66 ∙ 10
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП - точка К2 (РП-1)».
�� (К ) = ��Т + ��К + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� ;
�� (К ) = 3,43 + 1 + 0,25 + 1 + 1,7 + 1 + 0,65 + 1 + 0,1 + 35,6 + 0,1
= 45,83 мОм.
Х (К ) = ХС + ХТ + Х + Х + Х + Х ;
Х (К ) = 0,5 + 13,54 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 4,22 = 21,23 мОм.
�� (К ) = 45,83 + 21,23 = 50,5 мОм.
Струм короткого замикання у точці (К2)
1,05 ∙ 380
ІКЗ(К ) = = 4567 А.
√3 ∙ 50,5 ∙ 10
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 18
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
ланцюга «трансформатор цехової КТП - точка К1 (шини 0,4 кВ в КТП)».
�� (К ) = ��Т + ��К + �� + �� + �� +;
�� (К ) = 3,43 + 1 + 0,25 + 1 + 1,7 = 7,38 мОм.
Х (К ) = ХС + ХТ + Х + Х ;
Х (К ) = 0,5 + 13,54 + 0,1 + 2,7 = 16,84 мОм.
�� (К ) = 7,38 + 16,84 = 18,38 мОм.
Струм короткого замикання у точці (К1)
1,05 ∙ 380
ІКЗ(К ) = = 12548 А.
√3 ∙ 18,38 ∙ 10
Отримані значення струму КЗ заносимо до таблиці 8.4
8.4.3 Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ
Найбільше початкове значення аперіодичної складової струму КЗ в
загальному випадку вважають рівним амплітуді періодичної складової струму в
початковий момент КЗ:
�� = √2 ∙ ��п ; (8.16)
�� (К ) = √2 ∙ ��п (К ) = √2 ∙ 12548 = 17,7 кА.
�� (К ) = √2 ∙ ��п (К ) = √2 ∙ 4567 = 6,3 кА.
�� (К ) = √2 ∙ ��п (К ) = √2 ∙ 1960 = 2,7 кА.
Ударний струм трифазного КЗ:
��уд = √2 ∙ ��п ∙ ��уд, (8.17)
де ��уд– ударний коефіцієнт, що визначається за співвідношенням, для
кожної точки окремо
Rсум
3,14( )
Х
к сум
уд 1 е ,
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 19
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
,
, ( )
�� = 1 + 2,718 ,
уд(К ) = 1,25,
,
, ( )
�� ,
уд(К ) = 1 + 2,718 = 1,23,
,
, ( )
��уд(К ) = 1 + 2,718 , = 1,53.
��уд(К ) = √2 ∙ 12,5 ∙ 1,25 = 21,8 кА,
��уд(К ) = √2 ∙ 4,56 ∙ 1,23 = 7,85 кА,
��уд(К ) = √2 ∙ 1,9 ∙ 1,25 = 3,3 кА.
Значення ударного струму КЗ ��уд заносимо до таблиці 8.4.
Таблиця 8.4 – Результати розрахунку струмів короткого замикання
Точка КЗ �� , мОм �� , мОм ��к.з, кА �� , кА ��уд, кА
К1 7,38 16,84 12,5 17,7 21,8
К2 21,23 45,83 4,56 6,3 7,85
К3 21,11 115,37 1,9 2,7 3,3
8.4.5 Розрахунок струму однофазного КЗ
Особливу увагу в мережах напругою до 1 кВ з глухо заземленою
нейтраллю слід приділяти розрахунку однофазного КЗ.
Якщо електропостачання електроустановки напругою до 1 кВ
здійснюється від енергосистеми за допомогою понижуючого трансформатора,
розрахунок струму ( )
��КЗ однофазного короткого замикання з достатньою
точністю можна здійснювати за наступною спрощеною формулою:
( ) √3 ∙ ��ср.НН
��КЗ = , (8.19)
(2�� + �� ) + (2�� + �� )
де �� , �� – результуючі (сумарні) активний та індуктивний опори прямої
послідовності ланцюга КЗ;
�� , �� –результуючі (сумарні) активний та індуктивний опори нульової
послідовності відносно точки КЗ.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 20
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
�� = �� + ��р + ��ТА + ��кв + ��к + �� ш + �� кб + �� пл + ��д; (8.20)
�� = �� + ��р + ��ТА + ��кв + �� ш + �� кб + �� пл, (8.22)
де �� , �� – активний та індуктивний опір нульової послідовності
понижуючого трансформатора;
��р, ��р – активний та реактивний опір нульової послідовності реактора;
��ТА, ��ТА – активний та індуктивний опір нульової послідовності
трансформатора струму;
��кв, ��кв – активний та індуктивний опір нульової послідовності струмових
котушок вимикача;
��к – активний опір контактних з’єднань;
�� ш, �� ш – активний та індуктивний опір нульової послідовності
шинопроводу;
�� кб, �� кб – активний та індуктивний опір нульової послідовності кабелю;
�� пл, �� пл – активний та індуктивний опір нульової послідовності
повітряної лінії;
��д – активний опір електричної дуги.
Згідно вихідних даних частка однофазних електроприймачів є незначною,
а їх склад не постійним. Тому з урахуванням цих факторів, а також того, що
вище були розраховані трифазні максимальні струми КЗ, розрахунок струмів
однофазного КЗ здійснювати не потрібно.
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист цехових електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно
глави 3.1 ПУЕ [1].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
- збільшення струму внаслідок перевантаження;
- збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
- збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всых елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
Перевантаження є найменш небезпечне і вряді випадків допускається
відмовлятися від застосування захисту провідників від перевантаження.
Згідно гл. 3.1 ПУЕ мають бути захищеними від перевантаження:
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 21
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
- мережі всередині приміщень, виконані, виконані відкрито
прокладеними провідниками з горючою зовнішньою оболонкою або
ізоляцією;
- освітлювальні мережі в службово-побутових приміщеннях
промислових підприємств, включаючи мережі для побутових і
переносних електроприймачів, а також у пожежонебезпечних зонах;
- силові мережі на промислових підприємствах – тільки в разі, якщо за
умовами технологічного процесу або за режимами роботи мережі
може виникати тривале перевантаження провідників;
- мережі всіх видів у вибухонебезпечних зонах.
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Приводяться особливості місць встановлення та розташування апаратів
захисту.
У якості апаратів захисту, як правило, мають застосовуватися автоматичні
вимикачі або запобіжники. На сучасних підприємствах найбільше поширені
більш досконалі автоматичні вимикачі, які мають очевидні переваги. При
виборі автоматичних вимикачів слід орієнтуватися на апарати типу ВА, які
відповідають ДСТУ 3020-95, виконані стандарті DIN, мають одно-, дво-, три- і
чотириполюсне виконання.
Вибір автоматичних вимикачів в загальному випадку проводять з
врахуванням електричних характеристик електроустановок, умов експлуатації,
експлуатаційних вимог: селективності відключення, вимогам до дистанційного
керування та індикації і тощо. У цілому при такому виборі слід, в першу чергу,
користуватися технічною документацією на конкретні апарати. При виборі
уставок струму автоматичних вимикачів необхідно враховувати різницю в
характеристиках і погрішності у роботі розчеплювачів.
Існують наступні вимоги до вибору автоматичних вимикачів, яких слід
дотримуватися при виконанні випускної роботи бакалавра:
– номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги мережі;
– відключаюча здатність повинна бути розрахована на максимальні струми
КЗ, що протікають по елементу, що захищається;
– номінальний струм розчеплювача повинен бути не менше найбільшого
розрахункового струму навантаження, що тривало протікає по елементу, що
захищається
Iном.роз. Iроз ;
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 22
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному режимі
роботи елементу, що захищається, тому струм уставок сповільненого
спрацювання розчеплювача, що регулюються, слід обирати за умовою
Iном.роз (1,11,3) Iроз
(для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим розчеплювачом
достатньо виконання попередньої умови);
– при допустимих короткочасних перевантаженнях елемента, що
захищається, автоматичний вимикач не повинен спрацьовувати; це досягається
вибором уставки миттєвого спрацювання електромагнітного розчеплювача за
умовою
Iном.розч.е (1,25 1,35) iп ,
де іп – пікове навантаження елементу, що захищається.
Іп – пікове навантаження групи елементів, що захищається.
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.5.
У таблиці 8.5 введені такі позначення:
ІНА.В.– номінальний (установчій) струм автоматичного вимикача;
Iроз – номінальний струм розчеплювача вимикача (незалежно від його
виду);
ІНТ.Р. – номінальний струм теплового розчеплювача;
ІНЕ.Р. – номінальний струм електромагнітного розчеплювача;
ІП – струм пікового навантаження: ІП (5 7) Iроз .
Як варіант, можуть використовуватися апарати серії ВА: автоматичні
вимикачі, що призначені для групового захисту розподільчих пунктів, які
мають дві системи захисту – електротеплову і електромагнітну, та виконані
згідно ДСТУ EN 60529:2018 зі ступенем захисту не нижче ІР30.
Для автоматичних вимикачів серії ВА, що виконані в стандарті DIN, для
струму електромагнітного розчеплювача в залежності від характеристики
(С, В чи D) виконується співвідношення:
ІНЕ.Р. 35 ІНТ. Р ; ІНЕ.Р. 510 ІНТ.Р. або ІНЕ.Р. 1014 ІНТ.Р. .
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 23
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Керуючись вказаними вище критеріями: формулам , згідно каталожним
даних [20] обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.5.
Після визначення типу і параметрів вимикачів, обрана схема головних
з’єднань комплектної трансформаторної підстанції КТБ буде мати вид, що
приведений на окремому листу графічної частини.
Таблиця 8.5 – Вибір автоматичних вимикачів
Ір, 1,1. Ір Тип Ін, І , І
Найменування обладнання н.т.р н.е.р,
А А апарату А А А
1 2 3 4 5 6 7
Пила маятникова 69,5 76,5 ВА47-100 100 80 1000
Конвеєр 44 48,4 ВА47-29 63 50 500
Верстат корегування кута 13,9 15,3 ВА47-29 63 16 500
Верстат свердлильний 6,7 7,3 ВА47-29 63 8 500
Верстат заточний 6 6,7 ВА47-29 63 8 500
Прес штампувальний 36,5 40,2 ВА47-29 63 50 500
Верстат горизонтально-фрезерний 47,3 52,1 ВА47-29 63 63 500
Верстат токарний підготовчій 51,9 57 ВА47-29 63 63 500
Зварювальний випрямляч 71 78,1 ВА47-100 100 80 1000
Верстат токарний фінішний 44,9 49,4 ВА47-29 63 50 500
Верстат зубофрезерний 89,3 98,3 ВА47-100 100 100 1000
Верстат гвинторізний 35 38,5 ВА47-29 63 40 500
Тельфер 50,2 55,2 ВА47-29 63 63 500
Верстат вертикально-фрезерний 14,5 16 ВА47-29 63 16 500
Піч індукційна 101,4 111,6 ВА88-32 125 125 1250
Піч опору 126,8 139,4 ВА88-33 160 160 1600
Вентилятор витяжний 5,5 6 ВА47-29 63 6 500
Вентилятор приточний 40,3 44,4 ВА47-29 63 50 500
Освітлення 45,2 49,7 ВА47-29 63 50 500
Універсальний верстат 6,8 7,5 ВА47-29 63 4 300
Кутова шліфмашина 1,7 1,9 ВА47-29 63 4 300
Освітлення 33,1 36,4 ВА47-29 63 40 500
Розподільчий пункт РП-1 238,6 262,5 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-2 206 226,6 ВА88-35 250 250 2500
Розподільчий пункт РП-3 195,8 215,4 ВА88-35 250 250 2500
Розподільчий пункт РП-4 72,5 79,8 ВА47-100 100 80 1000
Розподільчий пункт РП-5 33 36,3 ВА47-29 63 40 500
Розподільчий пункт РП-6 304,2 334,6 ВА88-37 400 400 4000
Розподільчий пункт РП-7 290 319 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-8 270 297 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-9 423,1 465,4 ВА88-40 800 500 8000
Розподільчий пункт РП-10 380,4 418,4 ВА88-40 800 500 8000
Розподільчий пункт РП-11 120,9 133 ВА88-33 160 160 1600
Конденсаторна установка 152 167,2 ВА88-35 250 200 2500
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 24
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряються за захищеність за умовою:
��сх ∙ ��доп ≥ ��зах ∙ ��зах, (8. 23)
де ��сх – поправочний коефіцієнт; для умов цеху ��сх = 1;
��доп – тривалий допустимий струм провідника, А;
��зах – коефіцієнт захисту; для теплового розщіплювача ��зах = 1;
��зах- струм спрацьовування апарату захисту, А.
Для прикладу перевіримо лінію, для Ір= 40,3А, Ідоп.л=63А, Ізах=50 А.
1 ∙ 63 ≥ 1 ∙ 50 А
Таким чином мережа захищена.
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання
Цим розрахунком проводиться перевірка обраного провідника на його
термічну стійкість до струмів КЗ.
Для цього розрахунку необхідно знати:
1) дійсний час t протікання струму КЗ, який дорівнює
t tзах tвим ,
де tзах – час дії захисту ;
tвим – час вимикання апарату;
2) усталене значення струму КЗ, І ;
3) надперехідне значення струму КЗ, І/ / ;
4) приведений час tпр , протягом якого стале (значення струму КЗ І
виділяє таку ж кількістю тепла, що й змінний в часі струм КЗ за дійсний час t .
Приведений час tпр визначається складовими часу періодичної tпр(п) і
аперіодичною tпр(а) складових струму КЗ:
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 25
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
tпр tпр(п) tпр(а) .
Значення tпр(п) при дійсному часу t 5 c знаходиться по кривих
залежності tпрп f / / , де / / I/ / / I .
Криві приведеного часу періодичної складової струму КЗ в залежності від
для різних значений t беруть з довідкової літератури.
Приведений час аперіодичної складової струму КЗ
t / /
пр(а) 0,005 .
При дійсному часі t 1 c величину tпра не враховують.
Переріз кабелю на термічну стійкість в трифазному КЗ перевіряється за
формулою
I tпр
Smin ,
С
де C – коефіцієнт, що відповідає різниці виділеної теплоти в провіднику
після і до КЗ.
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції
Оскільки серед електроприймачів цеху, як правило, відсутні
електроприймачі, що значно впливають на якість електроенергії, то обрану
цехову мережі перевіряють на допустимі відхилення напруги у споживачів.
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
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 23219 63/03-03 ПЗ 1 26
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
�� ∙ �� = �� − ∆��тр + ��м + ∆��сп ≥ −5, (8.24)
де �� – величина додаткової напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі, %;
∑ ��м – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача, %;
�� – кількість послідовних магістралей до споживача;
∆��сп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
−5% - припустиме усталене відхилення напруги згідно [14].
Знайдемо відхилення напруги до найбільш віддаленого споживача.
Оскільки напруга на затискачах найбільш віддалених споживачів повинна
становити не менше 0,95 ∙ ��ном, формула 8.24. матиме вигляд:
��ном − ∆��т − ∆��л ≥ 95 %, (8.25)
де ∆��т – втрати напруги у трансформаторі.
∆��л – втрати напруги у лінії, що живить споживача:
Нами проведено розрахунок втрат напруги у мережі 10 і 0,38 кВ: а саме –
п. 5.2 (Розрахунок перерізу розподільчих мереж) і п. 8.3.3 (Розрахунок
електричної мережі за втратами напруги).
Так як відхилення по напрузі нами не виявлено, то нема потреби у зміні
відгалужень трансформатора.
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування, забезпечується швидке розширення
та мобільність електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 27
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
утворюються простими у будівельному відношенні. Повністю закриті
комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у виробничих
приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
На рисунку 8.10 приведена типова комплектна трансформаторна
підстанція внутрішньоцехового розташування.
Рисунок 8.10 – Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо
комплектну трансформаторну підстанцію 2КТПЦ ТОВ «Харківського
електромеханічного заводу».
Обрана двотрансформаторна підстанція 2КТПЦ–1000/10/0,4 УЗ
призначена для надійного електропостачання промислових об’єктів, має
потужність трансформаторів 1000 кВ∙А, з захистом і автоматикою.
Склад підстанції 2КТПЦ–1000/10/0,4–04 У3:
1. Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН).
2. Силовий трансформатор.
3. Кожух виводів силового трансформатору.
4. Розподільча установка низької напруги (РУНН), що складається з
наступного обладнання:
- шафа вимикача робочого вводу;
- шафа секційного вимикача;
- шафа ліній, що відходять;
- шафа автоматизованої конденсаторної установки;
- шафа управління.
5. Шинна перемичка. Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна
трансформаторна може бути виконана як однорядною, так і дворядною. З
врахуванням особливостей цеху, обираємо компактне дворядне виконання.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 28
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Для прикладу на рисунку 8.11 приведено загальний вид шафи секційного
вимикача, на рисунку 8.12 – загальний вид шафи управління.
Рисунок 8.11 – Загальний вид шафи Рисунок 8.12 – Загальний вид шафи
секційного вимикача: 1 – шафа управління: 1 – шафа управління; 2 –
секційного вимикача; 2 – відсік збірних шин; відсік збірних шин; 3 – клапан розгрузки;
3 – клапан розвантаження; 4 – відсік відсік клемного блоку; 5 – відсік релейного
клемного блоку; 5 – відсік секційного блоку; 6 – відсік шинок управління
вимикача; 6 – відсік релейного блоку; 7 –
відсік шинок управління; 8 – відсік шин
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії ТМ
1000/10 (трансформатор масляний герметичний), що виготовляється у
герметичному гофробаку і не потребує обслуговування на протязі всього
терміну експлуатації. Загальний вид трансформатору серії ТМ приведено на
рисунку 8.13.
В таблиці 8.6 приведені остовні технічні характеристики
Таблиця 8.6 – Технічні характеристики 2КТПЦ-1000/10/0,4 У3
Найменування параметра Значення параметра
Потужність силового трансформатора, кВА 1000
Номінальна напруга на стороні ВН, кВ 10
Найбільша робоча напруга на стороні ВН, кВ 12
Номінальна напруга на стороні НН, кВ 0,4
Номінальний струм збірних шин ВН, А 58
Номінальний струм збірних шин НН, А 1250
Струм термічної стійкості на протязі 1 с на стороні ВН, кА 20
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 29
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.13 – Загальний вид трансформатору серії ТМ
Вимоги стійкості до зовнішнього середовища обраної КТПВ наступні:
- температура оточуючого повітря – від мінус 25 до плюс 50 °С;
- висота над рівнем моря – не більше 1000 м;
- середньорічне значення відносної вологості повітря – 75% при
температурі +15 °С;
- оточуюче середовище не вибухонебезпечне, не містить
вибухонебезпечного пилу, агресивних газів в концентраціях, що
можуть пошкодити метали та ізоляцію;
- верхнє значення відносної вологості повітря – 98% при температурі
+25 °С;
- атмосферний тиск – від 86,6 до 106,7 кПа.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 30
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Таблиця 8.7 – Класифікація виконання 2КТПЦ-1000/10/0,4 У3
Призначена для встановлення масляного
За типом силового трансформатора
трансформатора типу ТМ
За способом виконання нейтралі
З глухозаземленою нейтраллю
трансформатора на стороні НН
За взаємним розташуванням виробів Дворядне виконання
За виконанням високовольтного ввода Через пристрій ПВН
Наявність ізоляції шин в РУНН З ізольованими шинами
За видом оболонок і ступенем захисту згідно
ІР31
ДСТУ EN 60529:2018
За способом установки автоматичних
З викотними вимикачами
вимикачів в РУНН
Шафи високовольтного вводу з вимикачами навантаження ВВ/N10М
призначені для комутації електричних мереж трифазного змінного струму з
ізольованою нейтраллю частотою 50 Гц, з номінальною напругою 6(10) кВ і
застосовуютсья в якості ПВН КТПВ.
ПВН представляють собою металеву оболонку закритого виконання.
Обираю до встановлення ПВН типовиконання ШВВ-3 з встановленим
обладнанням:
- вимикачем вакуумним типу CNC ВВ/N10М 630A;
- роз’єздувачем типу РВЗ-10/630 У2;
- трансформаторами струму типу ТПОЛ-10-1.
Для забезпечення безпечної роботи обслуговуючого персоналу силові
шири, що йдуть від ПВН до силового трансформатора, розташовані в коробі,
що закріплений на боковій стінці ПВН. Для локалізації дуги, що виникає при
КЗ в ПВН, в пристрої передбачене вікно, в якому закріплений клапан
зкидування тиску.
Установки конденсаторні для компенсації реактивної потужності ККУ-0,4-
100-10-21У3 призначені для підвищення автоматичного регулювання
коефіцієнта потужності (cos ��) електроустановок промислових підприємств і
розподільчих мереж напругою 0,4 кВ частотою 50 Гц. Установки
забезпечуються заданий cos �� в періоди максимальних та мінімальних
навантажень, а також виключають можливість виникнення режиму генерування
реактивної потужності.
План КТП наведений на аркуші 7 (Вид і план КТП) графічної частини
випускної роботи.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 31
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
9 IНДИВIДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Запровадження локального гартування
робочих частин турбінних лопаток
9.1. Основні відомості про індукційне гартування
Індукційний нагрів для термічної обробки, запропонований і розроблений
професором В.П.Вологдіним, є найбільш продуктивним і прогресивним
способом нагріву. При застосуванні його для поверхневого гартування можна
отримати різний по глибині загартований шар і гартувати деталі різноманітної
конфігурації; можна також повністю автоматизувати процес гартування.
Розрізняють два методи поверхневого індукційного гартування.
При поверхневому гартуванні (поверхневому нагріві) глибина нагріву до
температур гартування приблизно дорівнює глибині загартованого шару.
Структура серцевини при цьому залишається без зміни, тому її зміцнюють
попередньою термічною обробкою (нормалізацією або поліпшенням). Для
поверхневого нагріву деталі необхідно сконцентрувати велику кількість
електричної енергії в невеликому об'ємі металу (питома потужність 0,5-1,5
кВт/см2) і проводити нагрів з великими швидкостями (30-300 °С/с). Час нагріву
при цьому складає 1,5-20 с.
При об'ємно-поверхневому гартуванні (глибинному нагріві) глибина
нагріву до температур гартування більше шару з мартенситною структурою,
який визначається прожарюваною стали. Тому по даному методу необхідно
гартувати сталі, що прожарюються на меншу глибину, чим товщина нагрітого
шару. У ділянках деталі, лежачих глибше за зону мартенситної структури, але
нагрітих до температур гартування, утворюються зміцнені зони із структурою
трооститу або сорбіту гартування.
У зв'язку з нагрівом на велику глибину значно знижуються питома
потужність (до 0,05-0,2 кВт/см2) і швидкість нагріву в області фазових
перетворень (до 2-10 °С/с); час нагріву складає 20-100 с. Об'ємно-поверхневе
гартування застосовують для навантажених деталей (шестерень, осей,
хрестовин тощо). Основна відмінність індукційного нагріву від нагріву в печах
й інших нагрівальних пристроях полягає в тому, що тепло не підводиться до
деталі від зовнішніх джерел (конвекцією або випромінюванням), а виділяється
безпосередньо в самій деталі.
Розглянемо принципову схему нагріву, рисунок 2.1.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 32
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Рисунок 9.1 – Схема індукційного нагріву: 1 – деталь; 2 – індуктор
Змінний електричний струм підводиться до індуктора 2. Гартовану деталь
1 поміщають в індуктор. Усередині індуктора виникає змінне магнітне поле, що
індукує в поверхні деталі електрорушійну силу, під дією якої в металі
виникають електричні вихрові струми (струми Фуко), що викликають нагрів
деталі до високої температури. Тепло виділяється на тих ділянках деталі, які
піддаються дії змінного магнітного поля і електричного струму. Це забезпечує
високу швидкість нагріву і дозволяє проводити місцевий нагрів.
Характерним є розподіл струмів по перетину провідника (деталі).
Щільність протікаючого змінного струму значно більше у поверхні, чим у
внутрішніх шарах провідника. Такий нерівномірний розподіл змінного струму в
провіднику називається поверхневим ефектом. Завдяки цьому ефекту деталь
нагрівається на певну глибину, а серцевина - трохи за рахунок теплопровідності
або зовсім не нагрівається. Щільністю струму в глибоко розташованих шарах
деталі нехтують; вважають, що ця частина провідника як би вільна від струму.
Це допущення відноситься до тих шарів провідника, в яких щільність струму
знижується приблизно в 3 рази в порівнянні з щільністю струму на поверхні
провідника. Умовно вважається, що змінний струм йде не з нерівномірною, а з
однаковою щільністю по шару провідника певної глибини. Цей шар
називається глибиною проникнення струму. Такий умовний розподіл щільності
струму доцільний у зв'язку з тим, що на умовній глибині проникнення струму
виділяється близько 87% всього тепла, що виділяється вихровими струмами.
Приблизно така глибина проникнення струму: .
пр ≈ 600 f-½ мм.
Враховуючи зміну глибини проникнення струму при різній температурі,
процес індукційного нагріву можна представити в такій послідовності.
Спочатку швидко нагрівається шар певної глибини, рівний глибині
проникнення струму в холодний метал. Після втрати цим шаром магнітних
властивостей глибина проникнення струму збільшується і починає швидко
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 33
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
нагріватися наступний шар, розташований глибше, а підвищення температури у
вже нагрітому шарі сповільнюється. Після втрати магнітних властивостей
другим шаром починає швидко нагріватися третій шар і так далі Така
послідовність нагріву вказує на те, що при індукційному нагріві тепло швидко
розповсюджується у зв'язку із зміною магнітних властивостей. Нагріваючи в
межах глибини проникнення струму в гарячий метал протікає активно і
здійснюється за рахунок перетворення електричної енергії в теплову. Такий
нагрів називається активним нагрівом за допомогою струму. Нагрів металу в
межах глибини проникнення струму в гарячий метал і відбувається швидко (за
секунди).
За межі цієї глибини проникнення струму (у глибоколежачі шари) тепло
може розповсюджуватися лише в результаті теплопровідності.
Розподіл температури по перетину деталі при активному нагріві за
допомогою струму або в результаті теплопровідності різне. Нагріваючи за
допомогою активного струму характеризується малим перепадом температури
в межах нагрітого шару і крутим спадом у внутрішньому шарі, що ще не
втратив магнітних властивостей. При нагріві унаслідок теплопровідності
перепад температури великої (перегрів поверхневих шарів деталі). Підвищення
температури поверхні деталі при нагріві унаслідок теплопровідності необхідне
для прискорення процесу теплопередачі, оскільки розповсюдження тепла в
результаті теплопровідності здійснюється поволі. Щоб при нагріві унаслідок
теплопровідності отримати задану глибину загартованого шару, доводиться
проводити нагрів тривалий час, що приводить до перенесення значної кількості
тепла в серцевину деталі (великі теплові втрати), у зв'язку з чим витрата енергії
збільшується. Тому якщо необхідно нагрівати поверхню деталі на певну
глибину, то потрібно застосовувати нагрів заданого шару за допомогою
активного струму. Це досягається правильним вибором певних значень
швидкості нагріву і частоти струму. Крізний нагрів деталі забезпечується
великим діапазоном параметрів нагріву, але і в цьому випадку необхідно
здійснювати швидкий нагрів, щоб зменшить теплові втрати випромінюванням з
поверхні деталі і збільшити продуктивність нагрівальних пристроїв.
Індуктори. Якість деталей, загартованих при нагріві за допомогою СВЧ, у
великій мірі залежить від конструкції індуктора, його установки і відстані між
індуктором і деталлю, що нагрівається. Індуктори виготовляють з мідних
трубок, по яких для охолоджування пропускають воду. Виготовляють також
індуктори, в яких нагріваюча частина комбінується з душовим пристроєм, що
охолоджує, через який на нагріту деталь поступає рідина, що охолоджує. Для
рівномірного нагріву необхідно, щоб відстань від індуктора до деталі була в
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 34
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
усіх точках однакова. Зазвичай зазор між індуктором і деталлю, що
нагрівається, складає 1,5-3 мм. Циліндрові деталі рівномірно нагріваються
завдяки обертанню в індукторі. Для деталей кожного типу виготовляють
окремий індуктор, конфігурація якого відповідає формі гартованої деталі.
Розрізняють індуктори для нагріву: 1) зовнішній поверхні циліндрових
деталей; 2) внутрішній поверхні циліндрових деталей; 3) плоскої і складної
поверхонь деталей. У одному і тому ж індукторі не можна нагрівати різні
формою і розміру деталі.
Найбільш поширені конструкції одно - і багатовиткових індукторів,
рисунок 9.2.
Рисунок 9.2 – Індуктори для нагріву: а, д – зовнішніх поверхонь циліндрових
деталей; б, в – зовнішніх поверхонь конічних деталей; е, з – плоских поверхонь деталей
методом переміщення; г, ж – з душовим охолоджуванням
Звичайні індуктори мають низький ККД (60-70%) унаслідок розсіяння
електромагнітного поля. Зменшення потоку розсіяння і концентрація
електромагнітного поля в потрібному напрямі досягається застосуванням
індукторів з магнітопроводом. За наявності магнітопровода, з трьох сторін що
охоплює активну частину індуктора, відбувається концентрація магнітного
поля між індуктором і поверхнею, що нагрівається. При цьому різко зростає
ККД індуктора. Магнітопроводи у вигляді пакету, набраного з тонких (0,2 мм),
ізольованих один від одного листів трансформаторної сталі, придатні для
індукторів, що працюють при частотах до 10 000 Гц.
При роботі на великих частотах такий магнітопровід не придатний,
оскільки швидко нагрівається. Щоб в процесі нагріву на великих частотах
магнітопровід мало нагрівався, його виготовляють з матеріалів, що мають при
таких частотах малі втрати на гістерезис і вихрові струми. Такими матеріалами
є магнітодіелектрики і нові матеріали - оксифери (феріти). Магнітодіелектрики
є порошком магнітом‘ягкого матеріалу, змішаним і спресованим з ізолюючою
речовиною (діелектриком), наприклад, бакелітом, нітролаком, полістиролом і
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 35
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
інше. Як матеріал для магнітодіелектриків застосовують карбонільне залізо
невідновлене; карбонільне залізо відновлене, наприклад, що відпалює в
атмосфері водню; альсифери - залізо-кремній-алюмінієві сплави; оксифери
(феріти) - порошок оксидів металів, змішаний, спресований і спечений при
1100-1400 °С. У виробничих умовах якнайкращі результати виходять при
використанні магнітопроводів, виготовлених з карбонільного заліза
(відновленого) із оксиферів.
Якщо необхідно загартувати окремі частини деталі, то доцільно
застосовувати спосіб послідовного гартування, при якому оброблювана
поверхня нагрівається і охолоджується по частинах, наприклад, послідовне
гартування кожної шийки колінчастого валу, кожного кулачка розподільного
валика, кожного зуба крупномодульного зубчатого колеса і тому подібне. Для
точної установки деталі в індукторі і забезпечення певного і однакового нагріву
і охолодження кожної деталі, що нагрівається, від чого залежить якість
індукційного гартування, застосовують спеціальні пристосування, установки,
автомати і напівавтомати різних конструкцій.
Режим індукційного нагріву визначається частотою струму, питомою
потужністю і часом нагріву. Частота струму визначає економічну ефективність
індукційного нагріву. Найбільш високий ККД індуктора (0,7-0,8) виходить у
тому випадку, коли найменша бажана частота струму, необхідна для здійснення
індукційного нагріву, які змінюються залежно від питомої потужності і часу
нагріву: f1 = 5000 / D2, Гц, де D - діаметр деталі, що нагрівається, см.
Отримувані дані тільки орієнтування: по ним проводиться гартування
декількох дослідних деталей, після аналізу яких режим нагріву може бути
встановлений ясніше. Індукційний гарт проводять на спеціальних установках,
струм до яких подається від машинних або лампових генераторів. Машинні
генератори мають частоти від 1000 до 10 000 Гц при потужності 60-1000 кВт, а
лампові генератори - частоту до 100 000 Гц і потужність від 5 до 220 кВт.
Властивості сталі після індукційного гартування. Результати індукційного
гартування залежать від вибору марки сталі, режимів попередньої термічної
обробки, режимів індукційного нагріву, охолоджування і низької відпустки. В
порівнянні із звичайним гартуванням індукційне гартування додає сталі вищу
твердість (на HRC 1-2) і міцність при відносно меншому пониженні в'язкості, а
також вища межа витривалості. Ці переваги обумовлені подрібненням зерен
аустеніту. Із збільшенням швидкості нагріву (з підвищенням ступеня
перенагрівання) різко зростає число центрів перліто-аустенітного перетворення.
Тому утворюється дуже дрібне початкове зерно аустеніту (через відсутність
витримки при температурі гарту зростання зерна не відбувається). Подрібнення
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 36
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
зерна аустеніту приводить до зменшення розмірів кристалів мартенсіту. При
індукційному нагріві можна отримати зерно аустеніту 12-15-го балу (при
нагріві в печах – 7-10-й бал). Для отримання дрібного зерна аустеніту при
індукційному гарті необхідно застосовувати сталі, мало схильні до зростання
зерна аустеніту, а також піддавати гарту деталі з мелкодисперсной початковою
структурою
Розглянемо основні чинники, що визначають високий комплекс
властивостей при індукційному гарті.
Швидкість нагріву при індукційному гартуванні велика, а час нагріву
малий (декілька секунд). Тому для завершення перетворень сталеву деталь
потрібно нагрівати до вищих температур, ніж нормальна температура
гартування при нагріві в печах. Чим більше в сталі вуглецю, тобто ніж менше
надлишкового феріту, тим менше вплив швидкості нагріву на температуру
гартування. Температура індукційного гартування залежить не тільки від
хімічного складу стали, але і від початкової структури і швидкості нагріву.
Початкова структура сталі може бути різною: вона залежить від того, якій
попередній термічній обробці піддавалася сталь: відпалу, нормалізації або
поліпшенню. Найбільш вузький інтервал оптимальних температур індукційного
гартування - для сталі, що відпалює; найбільш широкий - для покращуваної.
Цей інтервал розширюється головним чином в результаті пониження його
нижньої межі. Це пояснюється тим, що початкові структури відрізняються
ступенем дисперсності фаз. Чим дисперсніша початкова структура, тим
швидше протікає перетворення при нагріві (перетворення перліту на аустеніт
протікає повільніше, ніж сорбіту). Таким чином, дисперсність початкової
структури визначає режим нагріву і, отже, розмір зерна аустеніту. При
нормалізованій структурі доевтектоїдної сталі можна отримати зерно аустеніту
11-12-го балу; при гарті покращуваних структур отримують наддрібне зерно
аустеніту 14-15-го балу. Швидкість нагріву в області фазових перетворень
визначається глибиною нагріву.
При об'ємно-поверхневому гартуванні доцільно нагрівати деталі з
ізотермічною витримкою, щоб нагрівати їх на задану глибину. В результаті
порушення режиму нагріву в структурі доевтектоїдних сталей залишається
феріт або виходить мартенсіт нерівномірної будови. Наявність в структурі
голчатого мартенсіту є ознакою перегріву.
При індукційному гартуванні необхідно охолоджувати швидко, без
підстужування нагрітої поверхні і розповсюдження тепла вглиб деталі. Можна
застосовувати різні способи охолодження: гартування водою або маслом,
занурення у воду або масло.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 37
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Широко застосовують охолоджування душем або потоком води (водою).
Цей спосіб забезпечує велику інтенсивність охолоджування, фіксує в мартеніті
найбільшу кількість вуглецю (якщо швидкість охолодження в інтервалі
температур мартенситного перетворення менше 600 °С/с, відбувається
відпустка мартеніту), що дозволяє отримати найбільш високу твердість. При
правильній конструкції пристрою, що охолоджує, забезпечується велика
рівномірність охолоджування; це дозволяє проводити гартування деталей без
утворення тріщини. При такому способі можливо дозоване охолодження для
проведення самовідпустку. Охолоджування потоком води в порівнянні з душем
забезпечує більш рівномірну подачу води на гартовану поверхню.
Транзисторні індукційні установки. Транзисторні індукційні генератори не
вимагають попереднього прогрівання, у них нехтує мала потужність холостого
ходу. ККД лампових індукційних установок, як правило, не перевищував 60%,
транзисторні генератори СВЧ в основному мають ККД більше 90%.
Генератори на тиристорах, що з'явилися услід за ламповими установками
СВЧ, як правило, займали нішу достатньо потужних індукційних установок
призначених насамперед для нагріву заготовок для гарячого штампування при
кузнепресовій обробці і індукційній плавці металів.
Як лампові, так і тиристорні індукційні установки дуже вимогливі до
параметрів вихідного коливального контура, який, як відомо, визначається
ємністю конденсатора, індуктивністю індукційної котушки і частотою
генерації. Частота генерації в попередніх поколіннях індукційних установок
якщо і мінялася взагалі, то в дуже вузьких межах. ГОСТ задавав це значення в
±10%. І тому експлуатаційникам доводилося з великою точністю підбирати
резонанс індукційної установки за допомогою зміни кількості витків і діаметру
індуктора (індукційної котушки) або коли це було неможливо, наприклад, в
індукційній плавильній печі, за допомогою перемикання секцій конденсаторних
батарей.
Проте якщо врахувати, що в процесі індукційного нагріву стали після
точки Кюрі (близько 760 С) втрачаються феромагнітні властивості, то стає
зрозуміло, що внесена металом, що нагрівається, в індукційну котушку
додаткова індуктивність постійно міняється. І для підтримки максимального
ККД всієї системи в процесі нагріву необхідно безперервно міняти ємкість
конденсатора або змінювати в широкому діапазоні резонансну частоту. У
цьому і полягає головна відмінність транзисторних індукційних установок від
застарілих лампових і тиристорних.
Це дозволяє підключити до транзисторного генератора індукційну
плавильну піч і провести повну плавку на фіксованій ємкості конденсаторних
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 38
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
батарей. На початку плавки генератор виробляє знижену частоту, а після того,
як метал поступово втрачає феромагнітні властивості, частота генерації плавно
збільшується до необхідних значень, таким чином, зберігаючи максимальний
ККД системи в цілому.
Теж саме відбувається при індукційному нагріві сталевих (металевих)
заготовок в цілях паяння, зварки і гартуванні. Індуктивність системи постійно
міняється, і генератор безперервно підстроює під неї робочу частоту.
За рахунок нижчої частоти генерації, яка, як відомо, гірше
розповсюджується в просторі і нижчого і відповідно безпечної робочої напруги.
Наприклад, вихідна напруга на індукційній котушці у високочастотних
індукційних нагрівачів складає величину близько 100 В і практично безпечно
для експлуатуючого персоналу. Звичайно, тільки у разі надійного заземлення
установки.
Класифікація індукційних нагрівачів. Сучасні індукційні нагрівачі
класифікуються насамперед по робочій частоті, точніше по діапазону робочих
частот, який визначає і сферу застосування індукційних установок:
- середньочастотні індукційні нагрівачі (СЧ). Як правило, середньочастотні
високовольтні (СЧВ) установки середньої потужності мають вихідну напругу
100-550 В і порівняно невеликі струми 100-200 А. Це дозволяє навантажувати
на вихід СВЧ генератора індукційні котушки великої індуктивності з великою
кількістю витків. Що зручно для виготовлення широких індукційних котушок
для індукційних плавильних печей тиглів і довгих котушок для індукційних
ковальських нагрівачів. Сучасні транзисторні середньочастотні індукційні
установки, зібрані на модулях JGBT, мають потужність від 5 до 5000 кВт (5
МВт). Як правило, на виході такої індукційної установки коштує
водоохолоджуваний конденсатор або конденсаторна батарея.
- високочастотні індукційні нагрівачі (ВЧ). Як правило, мають вихідний
діапазон частот 20-40 або 30-100 кГц. На виході такої індукційної установки
завжди є знижувальний високочастотний трансформатор, який слід
навантажувати на індукційну котушку з кількістю витків від 1 до 4. Діаметр
індукційної котушки росте із збільшенням потужності СВЧ генератора.
Наприклад, індукційну нагрівальну установку потужністю 15 кВт можна
навантажити на 4-х виткову індукційну котушку діаметром 40 мм або на
одновиткову котушку діаметром 120 мм при вихідному струмі 800 А. А
установку індукційного нагріву потужністю 80 кВт можна навантажити на
чотирьох виткову індукційну котушку діаметром 60 мм або дво виткову
котушку діаметром 500 мм при вихідному струмі 3300 А. Глубіна гарячого
проникнення індукційного поля в цьому частотному діапазоні складає 2-3 мм.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 39
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
При необхідності подальшого нагріву в глибину деталі збільшується час
нагріву. Нагрів в цьому випадку відбувається за рахунок теплопередачі. Все це
дозволяє ефективно використовувати високочастотні індукційні установки для
поверхневого гартування шестерень, валів і коліс кранів. Нагріву деталей перед
вигинанням, для паяння різців, фрез і бурових коронок. Для колективного
нагріву заготовок при гарячому штампуванні (висадці) болтів. Дані СВЧ
установки з успіхом використовуються для зварки і наварювання
високоміцного шару металу при відновленні деталей. Застосовуються для
зварювання при виробництві прямошовних сталевих труб. Високочастотні
установки СВЧ, мабуть, є самими універсальними в області використання серед
всіх індукційних нагрівачів.
- надвисокочастотні індукційні нагрівачі (НВЧ). Вони мають вихідний
діапазон частот від 100 кГц до 1,5 МГц. Глибина гарячого проникнення
індукційного поля складає біля 1 мм. Виходячи з цього їх основне призначення
поверхневого гартування сталевих деталей і нагрів тонких дротів і пластин.
Дані СВЧ установки хороші для гартування деталей на глибину біля 1 мм. Така
мала глибина гартування дозволяє отримати мінімальні повідці (деформації)
деталей, що виникають унаслідок гартівного напруження. Це особливо важливо
при малому розмірі (діаметрі) гартованих деталей і великій їх довжині або
площі. НВЧ індукційні установки навантажуються на індукційні котушки з
кількістю витків від 0,5 до 2-х. Надвисокочастотні індукційні нагрівачі
середньої потужності мають перемикану кількість вхідних витків вихідного
НВЧ трансформатора з метою узгодження з кількістю витків індукційної
котушки.
Органи управління. Сучасні індукційні нагрівачі володіють достатньо
хорошими «мізками», коли мова йде про системі і алгоритмах управління
потужністю і підбором робочої частоти. Для самого експлуатаційника все
виглядає гранично просто. Ви обертаєте ручку потенціометра і змінюєте
вихідну потужність генерації в діапазоні від 15 до 100% від максимальної.
Менше 15% потужність не отримати, послідує зрив генерації, але сам апарат не
дасть вам цього зробити.
Так само просто робоча частота НВЧ генератора, автоматично
підстроюється до нових параметрів коливального контура, у зв'язку із зміною
індуктора або зміною феромагнітних властивостей деталі, що нагрівається. При
включенні кнопки «Пуск», генерація НВЧ енергії відбувається навіть на
порожньому індукторі, звичайно, якщо він підходить вашому індукційному
нагрівачу. Проте потужність при цьому обмежена. НВЧ нагрівач самостійно
здатний розрізняти чи знаходиться деталь в індукторі і чи потрібно зараз
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 40
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
видавати задану потужність. Якщо деталі немає, потужність знижується і
спалахує індикатор «Низьке завантаження» індуктора. Відповідно вносячи
деталь до індуктора, ви викликаєте автоматичну подачу заданої потужності.
Тобто в принципі в деяких швидкоплинних режимах нагріву індукційну
установку можна взагалі не вимикати.
Одноблочні індукційні нагрівачі потужністю до 30 кВт включно, мають
робочий цикл 70-80%, це означає, що після декількох хвилин нагріву необхідно
зробити невелику паузу для охолоджування устаткування. Насправді це не
викликає ніяких незручностей при звичайній експлуатації, оскільки завжди є
деяка пауза при зміні деталі, що нагрівається. Більш того, часто на один НВЧ
генератор навантажують два високочастотні трансформатори для організації
відразу двох робочих місць по паянню або гарту деталей, бо час заміни деталей
може бути набагато більше часу самого нагріву.
Сучасні індукційні нагрівачі обладнані багатоступінчатою системою
безпеки і захисту від перевантажень.
Індукційні котушки. Індукційна котушка (індуктор) є хороший провідник
електричного струму, розташований на невеликій відстані від поверхні, що
нагрівається. Провідником найчастіше служить кругла або прямокутна мідна
трубка діаметром від 1 до 50 мм, що охолоджується водою або антифризом.
Мідна трубка дозволяє підводити до поверхні, що нагрівається, потужність 1,5
кВт/см2. Підведення більшої потужності, за твердженням деяких авторів,
приводить до закипання води, що охолоджує, і вигорання трубки в місці
утворення бульбашок.
Велике значення для хорошої роботи індуктора має забезпечення
достатнього потоку рідини, що охолоджує. Часто для забезпечення
охолоджування високоточних індукційних котушок потужних індукційних
плавильних печей і індукційних ковальських нагрівачів робиться декілька
підведень і відведень води. Збільшення діаметру мідної трубки позитивно
позначається на збільшенні індукційної потужності, що підводиться. А ось
збільшення товщини мідної трубки часто марно, оскільки струм в індукційній
котушці все одно притискається до зовнішньої поверхні трубки і не
розтікається по всьому її перетину із-за скін-ефекту.
При порівняно невеликій питомій потужності, індуктор може бути
виконаний з мідної пластини. Наприклад, для нагріву крупних деталей
встановлюваних в замки за допомогою температурного розширення. Це ротори
електричних машин і тому подібне Для охолоджування мідних пластин до них
іноді приварюють мідну трубку по центру пластини або зигзагоподібно.
Для виготовлення індукційних котушок застосовують як круглу, так і
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 41
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
прямокутну мідну трубку. Прямокутні трубки мають ККД на 2-3% більше, ніж
круглі.
9.2. Розробка пристрою перетворення частоти для індукційного
нагріву
Пристрій перетворення частоти з використанням операційного
підсилювача і релейної автоматики теплового захисту схеми, що розробляється
в даному розділі призначений для високочастотного поверхневого гартування
робочих лопаток турбіни. Особливістю даної схеми в порівнянні з
аналогічними є стабілізація частоти індукційного струму та схема релейного
автомату за для уникнення перегріву гартувального індуктора.
Функціональна блок-схема пристрою перетворення частоти для
індукційного нагріву. На рисунку 9.3 представлена функціональна блок-схема
пристрою перетворення частоти для індукційного нагріву.
220В 50Гц
Часозадаючий Перешкодостійкий Блок
Інвентор регулятор
ланцюг потужності живлення
Індуктор
L
Генератор висо- Блок гене- Виконавчий
кої частоти рації гармонік пристрій C
Рисунок 9.3 - Блок-схема пристрою перетворення частоти для індукційного
нагріву
Розроблюваний пристрій складається з таких блоків та вузлів. Випрямлена
напруга блоком живлення поступає на перешкодостійкий регулятор
потужності, основне призначення якого – гнучке регулювання потужністю
схеми, і, відповідно, гартуючого індуктора, що дозволяє суттєво розширити
діапазон габаритів деталей, які підлягають гартуванню. Стабілізована і
відрегульована напруга поступає на часозадаючий ланцюг, який формує часові
імпульси, що відповідають частоті до 20 кГц. Далі, через інвентор на
операційному підсилювачі DA1, сигнал поступає на генератор високої частоти
виконаному на транзисторному каскаді і, далі, на виконавчий пристрій, а саме –
гартувальний індуктор L-С. Окрім схеми керування режимами роботи
високочастотного гартувального автомату, пристрій містить релейну схему
автомату теплового захисту індуктора від перегріву (наприклад, при невірно
обраному режимі гартування).
Опис електричної принципової схеми пристрою перетворення частоти для
індукційного нагріву. Принципова електрична схема пристрою перетворення
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 42
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
частоти для індукційного нагріву зображена на рисунку 9.4.
220В 50Гц
KT1.1 R13
C6 C7 VD9 C14
S1 + + +
C4
DA1
FU1 VT5
1 Vcc VB 8 R20
C1 VD6 R12
2 7
RT HO
3 6
CT VS
4 Com LO 5
VT6
R21
C8
Т1
VD7
R22 C15
R1
R15
VD2 C10 R18 C13
R25
VT3
VD1
VT1 R8 R10
R5
R19 C16 VD10
VT4
R6 C11
DD1.3
13 1 12 R11 R14
R3 R9
C17
C2
VD3 R16 R23
VD4 KT1
R2 R4 L1
R7
VD5 C18
DD1.1 DD1.2 DD1.4 DD1.5 DD1.6 VT2
1 1 2 3 1 4 5 1 6 9 1 8 11 1 10
C5
VD8
C9 R17 R24
C19
C12 VT7
C3
+
Рисунок 9.4 – Принципова електрична схема пристрою перетворення
частоти
Через плавку вставку FU1 і завадознешкоджуючий фільтр C1 мережева
напруга регулюється схемою регулятора потужності з високою
перешкодостійкістю. На логічних елементах DD1.1, DD1.2 виконаний тригер
Шмітта, а на логічних елементах DD1.4-DD1.6 - генератор. Оскільки
управління тринистором VD7 необхідно здійснювати не в кожному
напівперіоді, а в кожному другому напівперіоді коли до електродів триністора
прикладена пряма напруга, на вхід тригера Шмітта (верхній по схемі вивід
резистора R3) поступають імпульси з частотою 50 Гц, на виході тригера при
цьому є меандр. На елементах С2, R3, R9 виконано диферинціюючий ланцюг,
завдяки якому на вхід елементу DD1.3 поступають короткі (15...20 мкс)
імпульси, відповідні початку кожного другого напівперіоду. Крім того, на вхід
елементу DD1.3 через діод VD3 поступають імпульси з виходу генератора. На
виході елементу DD1.3 є короткі негативні імпульси, які відкривають
транзистор VT1 і подають струм на електрод керуючого триністора.
Джерело живлення мікросхеми і ланцюга управління тирістором виконане
по однонапівперіодній схемі на елементах R1, VD1, VD2. Завдяки великій
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 43
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
скважності імпульсів струму, що протікають через електрод керуючого
триністора (скважність дорівнює 50...70) і наявності накопичувального
конденсатора С3 вдалося забезпечити амплітуду імпульсів струму через
керуючий електрод близько 100 мА при середньому струмі через резистор R1
близько 3 мА.
Тирістор VD7 встановлений на радіаторі з поверхнею охолоджування
близько 300 см2. Електрична ізоляція його корпусу не потрібна, оскільки у
тирістора з корпусом сполучений анод.
Максимальна потужність навантаження визначається допустимим прямим
струмом тирістора і для вказаного на схемі типу складає 8 кВт з прямим
струмом 20 А.
Далі, відрегульована і згладжена мережева напруга на діодний міст VD6.
Інвертор на мікросхемі IR2153 (DA1) і транзисторах IRF840 (VT5, VT6)
перетворить випрямлену напругув симетричні прямокутні імпульси.
Частота імпульсів залежить від номіналів елементів часозадаючого
ланцюга R12-С8 і в даному випадку дорівнює 33 кГц. Між імпульсами на
виходах LO і НО мікросхеми, польовими транзисторами VT5 і VT6, що
управляють, автоматично витримуються паузи в 1,2 мкс. Це запобігає
одночасному відкриттютранзисторів з протіканням через них "накрізного"
струму.
Напруга живленнямікросхеми DA1 на її вивід 1 через гасячий резистор
R12, причому внутрішній стабілітрон не допускає збільшення різниці
потенціалів між виводами1 і 4 понад 15,6 В. В робочому режимі тут 9...10 В.
Щоб забезпечити безшумність роботи індуктора окремі елементи
магнітопроводу зварюються. Накопичувальний високовольтний конденсатор
С19 ємністювід 0,1 до 1,2 мкФ (залежно від потужності установки). Як лінія
зв'язку для передачі ВЧ потужності до гартувального індуктора зазвичай
використовують ВЧ-дріт. Крім того, для забезпечення рівномірності нагріву,
індуктор повинен в місці гартування достатньо велике число типів хвиль.
Для того, щоб забезпечити безпеку використання гартувального автомату,
відкрита неробоча частина індуктора заповнюється спеціальною пластмасою
що поглинає енергію коливань високої частоти.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 44
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
10 ТЕХНІКО ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Визначення економічної
ефективності від застосування удосконаленої схеми індукційного нагріву
З метою впровадження новітніх енергозберігаючих заходів в процес
індуктивного загартовування робочої частини лопатки в цеху робочих лопаток
турбіни на підприємстві з виготовлення газотурбінних двигунів будемо
використовувати схему зниження енергозатрат індукційних печей, що дозволяє
зменшити енергетичні витрати цеху і, таким чином, зменшити загальний час
виготовлення партії виробів за одну зміну на 16%. Таким чином, за умов не
змінення виготовлення кількості виробів за одну робочу зміну, можна вважати,
що використання даної схеми дозволяє зменшити коефіцієнт завантаженості
індукційних печей на 18%, тобто ΔКВ = К .
В 0,18 = 0,5.0,18 = 0,09. Номінальна
потужність індукційних печей Р = 60 кВт; при cos φ = 0,9
(tg = 0,48). Модифікація печей є сучасною та компактною, а саме
технологічне обладнання стає більш ефективним та керованим, не містить
додаткового механічного оснащення і не потребує спеціально створених умов
навколишнього середовища.
Визначаємо основні електричні характеристики електрообладнання.
Реактивна та повна спожита потужність обладнання:
Q P tg ;
Q 60 0,48 28,8 квар;
S P2 Q2 ;
S 602 28,82 66,55 кВА.
Розглянувши попередні розрахунки ми можемо зробити висновок, що
впровадження новітніх енергозберігаючих заходів в процес індуктивного
загартовування робочої частини лопатки в цеху робочих лопаток турбіни
дозволить зменшити потужність живлячого (цехового) трансформатора, а
також до значного зниження ударних струмів, що виникають при комутаційних
переключеннях.
Для приблизного розрахунку економічного ефекту від впровадження
новітніх енергозберігаючих заходів та технологій скористаємося порівняльною
характеристикою, щодо спожитої електроенергії за рік, при роботі
технологічного обладнання в одну зміну при 8-годинному робочому дні п‘ять
днів на тиждень, тобто 2112 годин на рік:
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 45
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
C n Kв Cел t S ,
де n – кількість установок; n = 3;
ΔКВ – зменшення коефіцієнту завантаженості технологічного обладнання
за рахунок використання пристрою контролю; ΔКВ = 0,09;
Сел – вартість однієї кіловат-години; Сел = 12,71 грн;
S – споживана потужність електрообладнанням; S = 66,55 кВА;
t – кількість робочих годин на рік, t = 2112 годин.
C 3 0,09 12,71 2112 66,55 482337,8 грн. за рік.
Отже, можна зробити висновок про те, що впровадження новітніх
енергозберігаючих заходів в процес індуктивного загартовування робочої
частини лопатки в цеху робочих лопаток турбіни на підприємстві з
виготовлення газотурбінних двигунів є технічно і економічно вигідним і має
економічний ефект: С = 482337,8 грн. за рік.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 46
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, що впливають на працівників
дослідницької лабораторії
Усі роботи, щодо виконання даної роботи проводяться в приміщенні
дослідницької лабораторії, де проводяться роботи щодо розрахунків та
моделювання різноманітних процесів, що виникають в системах
електропостачання підприємств. Проведення подібного виду робіт неможливе
без використання сучасного персонального комп’ютера (ПК) для відповідних
розрахунків та побудови планів та схем. Тому для більш продуктивної та
безпечної праці співробітників лабораторії необхідно створити раціональні та
безпечні умови праці під час роботи з в приміщенні лабораторії.
Проаналізуємо фактори, що впливають на здоров'я і працездатність
співробітника, який працює у лабораторії. За рівнем фізичних навантажень дана
робота відноситься до категорії I а, оскільки не потребує навіть деякого
фізичного навантаження при роботі з ПК.
Робоче місце співробітника є постійним і складається зі столу (для
вільного переміщення спеціаліста за столом встановлено рухоме крісло, яке
повторює анатомію тіла людини), в лівій і правій частині якого встановлений
персональний комп'ютер. Робоче місце знаходиться в окремому приміщенні,
мебльованому столами зі встановленими на них ПК. Монітори комп'ютерів
розміщені так, щоб відстань від очей користувача до екрану складала не менше
70 cм, кут зору 30о, для мінімізації впливу випромінювання на зір.
Розміри лабораторії становлять: ширина – 4,5 м, довжина – 8 м, висота
стелі – 3 м, площа приміщення складає 36 м2. Лабораторія розрахована на
максимальну кількість працюючих 4 особи. Звідси площа, яка припадає на одну
людину, дорівнює 9 м2. Об’єм приміщення становить 108 м3. Звідси об'єм, який
припадає на одну людину, дорівнює 27 м3, що відповідає вимогам ДБН
В.2.2.28-2010.
Лабораторія розташована в північній частині будівлі, стіни мають світле
забарвлення із коефіцієнтом відбиття світла 50-54%, колір має матову
структуру.
В лабораторії в холодний період року функціонує система
централізованого водяного опалення, яка відповідає ДБН В.2.5.67-2013
«Опалення, вентиляція та кондиціювання». Для її забезпечення встановлено три
сталевих радіатори, що дозволяють підтримувати температуру повітря в
холодний період року – 22 - 24 °С.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 47
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Важливе значення мають фактори мікроклімату в робочому приміщенні,
так як вони безпосередньо впливають на здоров’я та самопочуття дослідника.
Згідно з ДСН 3.3.6.042-99 нормативні значення основних факторів
мікроклімату наступні:
1. Температури повітря:
В теплий період року – 20-24 °С (допустима – 20-28 °С). ;
В холодний період року – 21-24 °С (допустима – 21-25 °С).
2. Вологість повітря:
В теплий період року – 40-60 %;
В холодний період року – 40-60 %.
3. Швидкість руху повітря:
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) .
Фактичні значення даних параметрів становлять відповідно:
1. Температури повітря:
В теплий період року – 24-25 °С ;
В холодний період року –20-21 °С .
2. Вологість повітря:
В теплий період року – 42-50 %;
В холодний період року – 52-55 %.
3. Швидкість руху повітря:
В теплий період року – 0,1 м/с;
В холодний період року – 0,15 м/с.
Фактичні параметри мікроклімату повністю відповідають нормативним
вимогам згідно ДСН 3.3.6.042-99.
Оскільки працівник проводить велику кількість часу поряд із системним
блоком комп’ютера, то шум також являється важливим фактором виробничого
середовища. Головним джерелом шуму є вентилятор охолодження в
системному блоці комп’ютера та принтер.
Згідно з ДСН 3.3.6.037-99 «Санітарні норми рівнів шуму на робочих
місцях» нормативне значення еквівалентного рівня шуму при даному видові
діяльності та типу робочого місця складає 50 дБА, а рівень фактичного шуму в
приміщенні становить 47-49 дБА, що відповідає нормативному.
На робочому місці величина напруженості електромагнітного поля не
перевищує нормативне значення, визначене в ДСН 3.3.6.096-2002.
Умови праці співробітників лабораторії при роботі з обладнанням крім
стану параметрів виробничого середовища, визначаються також
характеристиками використовуваного устаткування, якістю робочих матеріалів
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 48
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
у робочій зоні, конструкцією робочих меблів та її розмірними
характеристиками. Тип робочого крісла обирається у відповідності ДСТУ
8604:2015 та в залежності від тривалості роботи: при тривалій - масивне, при
короткочасній - крісло легкої конструкції, в якому легко пересуватися.
Ширина столу 0,9 м, усі предмети, що знаходяться на ньому розташовані
на відстані не більш 75 см від працівника, отже вони знаходяться в робочій
зоні.
Висота столу 74 см; висота стільця 40 см (можливе індивідуальне
налаштування). Робота з обладнанням, зокрема з комп’ютером ведеться
відповідно до рекомендацій безпечної роботи згідно ДСанПіН 3.3.2.007-98.
Робоча поза працюючого безпосередньо пов’язана з тривалим очікуванням
закінчення обробки результатів комп’ютером, що в свою чергу призводить до
періодичного перебування в незручній, фіксованій позі до 25% від загальної
тривалості роботи.
Ступінь складності завдання полягає в передачі інформації, обробці
отриманих результатів, визначаючи їх вірність та коректність, що відповідає
допустимому класові умов праці.
Раціонально виконане освітлення виробничих приміщень надає
позитивного психофізіологічного впливу на працюючих, сприяє підвищенню
продуктивності праці, забезпеченню її безпеки, знижує втому і травматизм на
виробництві, зберігає високу працездатність в процесі праці.
До освітлення надаються певні вимоги:
освітлення на робочих місцях повинно бути достатнім для виконання
даної роботи;
освітлення повинно бути рівномірним по робочій поверхні;
на робочій поверхні не повинно бути тіні, особливо рухливої;
в полі зору не повинно бути прямого і відбитого блиску;
спектральний склад світла повинен відповідати характеру роботи (ця
вимога особливо суттєва для забезпечення правильної кольоропередачі);
світлові установки не повинні бути джерелом додаткових небезпек та
шкідливостей;
установки повинні бути економні, прості та надійні до роботи.
Приміщення лабораторії - це приміщення з однобічним природним
освітленням, північно-східною орієнтацією віконних отворів. Природне
освітлення забезпечується крізь вікна. Розміри чотирьох вікон приміщення
однакові і становлять 1,31,4 м. Робочі столи розташовані таким чином, що
вікна знаходяться збоку від працюючого. Вікна обладнані світлорозсіююючими
шторками. При цьому у полі зору працюючого забезпечується оптимальне
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 49
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
співвідношення яскравості робочих та навколишніх поверхонь та обмежене
відбивання світла від екрану та функціональної клавіатури.
Згідно з ДБН В.2.5-28-2018 нормування природного освітлення
проводиться за допомогою коефіцієнта природного освітлення (КПО), розряд
зорової праці – II в, найменший об’єкт розрізнення – 0,25 мм, що відповідає
високому ступеню точності зорової праці. Контрастність найменшого об’єкту
розрізнення та фонів: між текстом на моніторі та фоном, між текстом на аркуші
паперу та аркушем, букв на клавіатурі. Фактичне значення КПО становить 15-
18 %, що відповідає вимогам ДБН В.2.5-28-2018.
Для темного часу доби передбачене штучне освітлення. При штучному
освітленні нормується величина освітленості в люксах (Лк), яка вибирається в
залежності від характеристик зорової праці з урахуванням найменшого розміру
об'єкта розрізнення, фону, контрасту об'єкта розрізнення з фоном.
Лабораторія обладнана трьома світильниками ЛСП 02В, кожний з яких має
дві люмінесцентні лампи. Фактичний рівень штучного освітлення складає 220-
230 лк. Отже рівень штучного освітлення на робочому місці не є достатнім для
виконання зорової праці ІІ розряду, відповідно ДБН В.2.5-28-2018. Тому
система загального штучного освітлення потребує модернізації.
Особливістю роботи співробітника лабораторії з монітором ПК є
підвищене зорове напруження, що пов'язане із спостереженням за інформацією
на екрані, а також з іншими негативними факторами.
Зокрема працівник втомлюється від постійного ефекту миготіння,
нестійкості та нечіткості зображення, необхідності частої переадаптації очей до
рівня освітлення екрану дисплея та загального освітлення приміщення.
Негативно впливає потреба пристосування до різновіддалених об’єктів.
Електропроводка в даному приміщенні прихованого типу. Приміщення
відноситься до 3 типу: приміщення без підвищеної небезпеки ураження людини
електричним струмом (відсутні чинники підвищеної та особливої небезпеки,
такі як: струмопровідна підлога, струмопровідний пил, агресивне середовище
що пошкоджує ізоляцію). Обладнання, встановлене в ньому живиться
напругою 220 В і споживає невелику потужність. Системний блок ПК має
металевий корпус, тому згідно ДСТУ Б В.2.5-82-2016 в лабораторії повинна
бути передбачена магістраль захисного занулення.
Інструктаж з техніки електробезпеки, що проводиться з працівниками
лабораторії, складений враховуючи ДНАОП 0.00-1.32-01. Правила будови
електроустановок, ДБН В.2.5-27-2006 та ПУЕ.
Проте, найбільш досконалі пристрої і нові технічні заходи з техніки
безпеки не досягають своєї мети, якщо співробітник не розуміє їх призначення.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 50
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Тільки свідоме ставлення до заходів, направлених на застереження небезпеки при
виконанні дослідних робіт, повне знання виконуваних операцій, призначення
приладів, пристроїв, обладнання, матеріалів, правильних способів користування
ними створить умови для безпечного виконання роботи. Тому під час роботи з
електрообладнанням працівник зобов'язаний виконувати ряд правил, а саме:
- при раптовому припиненні подачі електроструму потрібно негайно
вимкнути електрообладнання;
- категорично забороняється ремонтувати електрообладнання, вмикати
та вимикати його, якщо це не передбачено в ході роботи;
- категорично забороняється проводити будь-які перемикання на
головному розподільному щиті;
- не знімати запобіжні кожухи;
- у випадку виявлення неполагодженого електрообладнання,
вимірювальних приладів і дротів, терміново вимкнути напругу;
- у випадку враження електричним струмом слід терміново
звільнити потерпілого від дії струму і прийняти міри по наданню першої
допомоги, при необхідності викликати лікаря.
Лабораторія відноситься до приміщень з категорією
вибухопожежонебезпеки типу В, згідно з ДСТУ Б В.1.1-36:2016 (горючі та
важкогорючі рідини, тверді горючі та важкогорючі речовини, а також
речовини, здатні горіти тільки при взаємодії з водою, киснем повітря або один з
одним.). В даному приміщенні забезпечуються необхідні заходи щодо протидії
виникнення пожежонебезпечних ситуацій згідно з НАПБ А.01.001-2004
«Правила пожежної безпеки України». Інструкції на випадок пожежі складенні
відповідно до «Типових правил пожежної безпеки для промислових
підприємств». План евакуації розміщений на стіні з вільним доступом до неї.
Для попередження пожеж в ній використовується електрична пожежна
сигналізація променевого типу та димові датчики у кількості 2 шт відповідно
ДБН В.2.5.56-2014.
Приміщення обладнане порошковим вогнегасником ВП-5У, який
закріплений у підставці на стіні поряд з дверима, відповідно «Правил
експлуатації та типових норм належності вогнегасників».
З усіма працівниками перед допуском до роботи проводять вступний та
первинний інструктажі згідно типового положення про навчання з питань
охорони праці (ДНАОП 0.00-4.12-05). Допуск до роботи відбувається після
проведення перевірки знань із вступного та первинного інструктажів. Перевірка
здійснюється згідно затвердженого переліку запитань.
Вступний інструктаж з питань охорони праці проводиться з усіма
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 51
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
працівниками, які щойно прийняті на роботу (постійну або тимчасову)
незалежно від їх освіти, стажу роботи за цією професією або посади.
Первинний інструктаж проводиться з працівниками та студентами на робочому
місці до початку роботи. Запис про проведення вступного інструктажу робиться
у спеціальному журналі.
Повторний інструктаж проводиться на робочому місці з усіма
працівниками та студентами: на роботах з підвищеною небезпекою - 1 раз у
квартал, на інших роботах - 1 раз на півріччя.
В результаті проведеного аналізу можливо зробити висновок про те, що
найбільш важливим чинником, що впливає на безпеку праці дослідника є
недостатність штучного освітлення на робочому місці. Тому необхідно
модернізувати систему загального штучного освітлення в приміщенні
лабораторії.
11.2 Модернізація системи загального штучного освітлення
Штучне освітлення передбачається у всіх виробничих та побутових
приміщеннях, де недостатньо природного світла, а також для освітлення
приміщень у темний період доби. При організації штучного освітлення
необхідно забезпечити сприятливі гігієнічні умови для зорової роботи і
одночасно враховувати економічні показники.
Освітленість робочих поверхонь у виробничих приміщеннях регламен-
тується ДБН В.2.5-28-2018 і визначається, в основному, характеристикою
зорової роботи. Норми носять міжгалузевий характер. На їх основі, як правило,
розробляють норми для окремих галузей промисловості.
В ДБН В.2.5-28-2018 вісім розрядів зорової роботи, із яких перші шість
характеризуються розмірами об'єкта розрізнення. Для І–V розрядів, які окрім
того мають ще й по чотири підрозряди (а, б, в, г), нормовані значення залежать
не тільки від найменшого розміру об'єкта розпізнавання, але і від контрасту
об'єкта з фоном та характеристики фону. Найбільша нормована освітленість
складає 5000 лк (розряд І а), а найменша – 20 лк (розряд VІІІ г).
При проектуванні системи штучного освітлення необхідно вирішити
наступне: вибрати систему освітлення, тип джерела світла, тип світильників,
визначити розташування світлових приладів, виконати розрахунки штучного
освітлення та визначити потужності світильників та ламп.
Для всіх виробничих приміщень проектують систему загального чи
комбінованого освітлення. При виконанні робіт І– IV розрядів рекомендується
використовувати, як правило, комбіновану систему освітлення, оскільки
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 52
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
досягнення необхідної освітленості при загальній системі освітлення вимагає
великих витрат електричної енергії і є недоцільним. З цієї ж точки зору слід
надавати перевагу локалізованому освітленню, в тому числі й в системі
комбінованого, дотримуючись при цьому допустимих норм нерівномірності
освітлення (ДБН В.2.5-28-2018). Освітленість робочої поверхні, створювана
світильниками загального освітлення в системі комбінованого, повинна
складати не менше 10 відсотків нормованої для комбінованого освітлення,
однак у всіх випадках не менше 150 лк при газорозрядних лампах і 50 лк – при
лампах розжарювання.
З гігієнічної точки зору система загального освітлення більш досконала,
оскільки дає можливість більш рівномірно розподілити світлову енергію.
Вибираючи джерела світла, слід надавати перевагу світлодіодним
світильникам, які енергетично більш економічні. Окрім того, вони за
спектральними характеристиками максимально наближаються до природного
світла, що важливо при використанні суміщеного освітлення.
Розрахунок штучного освітлення виконується за методом коефіцієнта
використання світлового потоку:
Звисання світильника зі стелі hс становить 0,3 м, висота робочої поверхні
hр становить 0,8 м. Висота підвішування світильників над підлогою hп
становить 2,40 м. Висота підвішування світильників над робочою поверхнею h
становить 1,6 м.
Основною задачею розрахунку штучного освітлення є визначення
необхідної кількості світильників N для забезпечення нормативного рівня
штучного освітлення за формулою:
Eн K з S z
N
F , (11.1)
л
де Ен – нормований рівень загального штучного освітлення, лк
(ДБН В.2.5-28-2018).
Fл – світловий потік світильника, лм.
Кз – коефіцієнт запасу, який враховує зниження освітлення в процесі
експлуатації, Кз = 1,4;
S – площа приміщення, яка освітлюється, S = 8 · 4,5 = 36 м2;
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, приймаємо рівним 1,05;
η – коефіцієнт використання світлового потоку.
Для визначення коефіцієнту використання світлового потоку знаходиться індекс
приміщення і. Індекс приміщення знаходимо за формулою:
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 53
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
А В
i Н 0,8 , (11.2)
А В
де А, В і Н– відповідно довжина, ширина та висота приміщення. Тоді:
8 4
i 1,2
3 0,8 8 4
Для освітлення лабораторії обираємо світильник cвітлодіодний EcoSpace
стельовий «Грильято» EL-ДВО-01-028-3068-40Н, який має наступні технічні
характеристики:
- Споживана потужність - 28 Вт;
- Живляча напруга та частота - 207-253 В/50 Гц;
- Ступінь захисту - IP40;
- Маса світильника - 3,1 кг;
- Індекс кольоропередачі Ra - понад 80;
- Світловий потік - 2800 лм;
- Кольорова температура - 3500-4700 К;
- Ресурс роботи світильника - понад 50 000 год;
- Діапазон робочих температур від +1 до +45 °C;
- Габаритні розміри світильника ВхШхД - 85х595х595 мм.
Рисунок 11.1- Зовнішній вигляд світильника cвітлодіодного EcoSpace
стельового «Грильято» EL-ДВО-01-028-3068-40Н
Коефіцієнт використання світлового потоку світлодіодного світильника
при індексі приміщення, який дорівнює 1,2 і групі світильника – 2, буде
дорівнювати η = 57%.
Знаходимо кількість світильників за формулою 11.1:
300 36 1,4 1,05
N 9,94 10
2800 0,57
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 54
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Відповідно до вищенаведених розрахунків можна зробити висновок, що
для влаштування системи загального штучного освітлення цілком достатньо
десяти світлодіодних світильників типу EL-ДВО-01-028-3068-40Н. Для
живлення світильників в даному приміщенні можна використати дріт з мідними
струмопровідними жилами перетином 1,0 - 1,5 мм2
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 55
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2017. – 736 с.
2. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт
України. Характеристики напруги електропостачання в електричних
мережах загальної призначеності.
3. Електропостачання промислових підприємств. Посібник для курсового та
дипломного проектування / 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 проектування 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 проектування систем
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 56
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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:
Держспоживстандарт України, 2009. 51 с.
16. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра для
здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм
навчання [Електронний ресурс] / [Упоряд. : Ситник О.О., Яценко І.В.,
Ключка К. М., Самойлик О.В.] ; М-во освіти і науки України, Черкас. держ.
технол. ун-т. – Черкаси : ЧДТУ, 2022. – 98 с.
17. Соловей О.І. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств / О.І. Соловей, О.О. Ситник, В.П. Розен, В.В.
Демиденко, Г.В. Курбака, А.В. Чернявський та С.М. Мильніченко //
Черкаси: ЧДТУ, 2012, с. 247.
Арк.
ЧДТУ А1 23219 63/03-03 ПЗ 1 57
Зм. Арк № докум. Підпис Дата