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/5727| Title: | Система електропостачання ліфтобудівного заводу |
| Authors: | Кисельова, Ганна Олексіївна Гриценко, Роман Сергійович |
| Keywords: | електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика |
| Issue Date: | Jun-2025 |
| Abstract: | У випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання ліфтобудівного заводу. Було проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. .В індивідуальному завданні запропоновано удосконалення технології ерозійного захисту тросів ліфтів. В економічному розділі пояснювальної записки визначено економічний ефект від удосконалення технології ерозійного захисту тросів ліфтів. В розділі з охорони праці розглянуто можливість модернізації системи водяного опалення в технічній лабораторії. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5727 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Гриценко.pdf Restricted Access | 6.93 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 23222 63/03-03
на тему:
«Система електропостачання ліфтобудівного заводу»
(назва теми згідно з наказом)
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу,
групи ЕСЕ – 12ск2
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва спеціальності)
Гриценко Роман Сергійович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ Ганна КИСЕЛЬОВА
(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
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ .................................................................................... 7
1.1 Характеристика об'єкта проєктування .............................................................. 9
1.3 Характеристика цехів об'єкта, особливості їх електропостачання .............. 10
1.4 Характеристика джерела живлення ................................................................ 11
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ .......................................... 12
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів .............. 13
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень від
однофазних електроприймачів .................................................................................. 22
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від освітлювальних
систем ....................................................................................................................... 26
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової підстанції
................................................................................................................................... 27
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання .................................................................................................. 28
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій ....... 30
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ..................................................................... 37
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ................................. 37
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ............................................................ 38
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ............................................ 41
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ
ПОТУЖНОСТІ ........................................................................................................... 47
4.1 Вибір трансформаторів головної понижуючої підстанції ............................ 47
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності ...................................................................... 49
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві .................................. 54
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
НАПРУГОЮ 10 (6) кВ ............................................................................................... 55
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі 55
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж ...................................................... 56
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ
Арк Зм. № докум. Підпис Дата
Розраб. Гриценко Р.С. Літ Лист Листів
Перев. Кисельова Г.О.
Система електропостачання 3 127
Т. контр.
Н. контр. Ключка К.М. ліфтобудівного заводу ФЕТАМ, ЕСЕ-12ск2
Затв. Ситник О.О.
Инв. № подп Подп. и дата Инв. № дубл. Взам. инв. № Подп. и дата
6 РОЗРАХУНОКСТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ
1000В ........................................................................................................................... 60
6.1 Вихідні дані для розрахунків ........................................................................... 60
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках ....................................................................................................................... 62
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ ... 65
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ........... 68
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ....................................... 68
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН ........................................................... 68
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН .............................................. 69
7.4 Вибір трансформаторів струму ....................................................................... 70
7.5 Вибір трансформаторів напруги...................................................................... 72
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість ........................................................ 72
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ ......................... 74
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху ..................................... 74
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем ............................. 75
8.2.1 Загальні відомості ....................................................................................... 75
8.2.2 Розрахунок освітленості ............................................................................ 76
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок ...................................... 79
8.2.4 Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги ...................... 83
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву ........................ 86
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж .......................... 86
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами нагріву
та захисту .............................................................................................................. 87
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги ............................ 91
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ ............................ 93
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання мережі до 1000В ........................ 95
8.5 Захист цехових електричних мереж ............................................................... 98
8.5.1 Вибір апаратів захисту ............................................................................... 98
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції ... 100
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції .... 101
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Удосконалення технології ерозійного
захисту тросів ліфтів ................................................................................................ 105
9.1. Загальні відомості про корозійний захист металевих конструкцій шляхом
гальванічного осадження цинкових покриттів .................................................. 105
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 4
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
9.2. Розробка пристрою контролю товщини цинкового покриття в процесі
гальванічного осадження ..................................................................................... 111
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – визначення економічного ефекту від
удосконалення технології ерозійного захисту тросів ліфтів ............................... 115
11 ОХОРОНА ПРАЦІ .............................................................................................. 117
11.1 Аналіз умов праці дослідника при роботі в технічній лабораторії ......... 117
11.2 Модернізація системи водяного опалення лабораторії ............................ 120
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ................................................................ 126
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 5
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І
ТЕРМІНІВ
ВН – висока напруга
ГПП – головна понижуюча підстанція
ЕН – електричне навантаження
ЕП – електроприймачі
КЗ – коротке замикання
КРП – комплектно розподільчий пристрій
КТП – комплектна трансформаторна підстанція
ЛЕП – лінія електропередачі
НБК – низьковольтна батарея конденсаторів
НКУ – низьковольтна комплектна установка
ПЛ – повітряні лінії
ПРА – пускорегулююча апаратура
ПУЕ – правила улаштування установок
РП – розподільчий пункт
РПС – районна підстанція
СЕП ПП – система електропостачання промислового підприємства
ТЕР – техніко-економічні розрахунки
ТП – трансформаторна підстанція
ЦЕН – центр електричних навантажень
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 6
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції, розподільчих
пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у цехах. Призначена
система для забезпечення вимог виробництва в передачі електроенергії від
джерела живлення до місця споживання її у відповідній кількості та якості [1, 2].
Як відомо [3, 4], системи електропостачання промислових підприємств
можна умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та комбіновані.
Згідно з завданням на дипломне проектування система електропостачання
промислового підприємства має бути централізованою.
Основними чинниками при проектуванні 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 проектуванні
системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію побудови раціональної
СЕП вносять загальні вимоги до системи електропостачання, основні з яких
приведемо нижче.
Проектування системи електропостачання промислових підприємств
проводимо згідно з [1, 4] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проектуванні є характеристики джерел
живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування у технологічної частині проекту, вимоги електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств розробляємо з
урахуванням наступних основних принципів [4]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на
кожної напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
г) Схеми електропостачання і електричних з'єднань підстанцій
мають бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і
резервування було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання
та провідників.
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному принципу
з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення електроприймачів
паралельних технологічних ліній слід здійснювати від різних секцій шин
підстанцій, взаємозв'язані технологічні агрегати повинні живитися від однієї
секції шин.
Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися при будь-яких
перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних потоків.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 7
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
є) При побудові схеми електропостачання підприємства, електроприймачі
якого вимагають резервування живлення, повинно проводитися секціонування
шин у всіх ланцюгах системи розподілу електричної енергії, включаючи шини
низької напруги цехових двохтрансформаторних підстанцій.
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися під
навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має бути
обґрунтовано.
ж) Потрібно застосовувати (вживати) , як правило, роздільну роботу ліній,
трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена паралельна
робота елементів електропостачання.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження обумовлюється значеннями і характером навантаження та
розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При цьому враховуються
також архітектурно-будівельні і експлуатаційні вимоги, розміщення
технологічного обладнання, умови оточуючого середовища, вимоги
вибухопожежної та екологічної безпеки.
Система електропостачання промислового підприємства враховує
черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно порушувати чи
знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового підприємства
належить враховуємо потребу у електроенергії сторонніх близько розташованих
споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення є максимально уніфіковані.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання
відповідають ПУЕ. При цьому не допускається необґрунтованого віднесення ЕП
до більш високої категорії, а саме:
- ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що виконують
допоміжні технологічні операції, частину обладнання інженерного забезпечення
будівлі, відносимо до III категорії.
Віднесення вказаних електроприймачів до II категорії приводе до
необґрунтованого завищення не тільки потужності встановлених
трансформаторів, але і вимог до резервування живлення споживачів.
До II категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання,
без якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час після
аварійного режиму.
- електроприймачі, відключення яких приводе до масового недовідпуску
продукції , нерідко відносять не до II категорії, а до І категорій, що мотивується
тім, що наносяться "значні збитки народному господарству".
Зазначимо, що поняття "значні збитки народному господарству" відносяться
до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного підприємства.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 8
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
1.1 Характеристика об'єкта проєктування
Підприємство, електропостачання якого ми будемо проектувати в даній
кваліфікаційній роботі бакалавра, займається виготовленням ліфтів.
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 генплані (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
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.
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії
Силові електроприймачі цеху виготовлення тросів живляться трифазним
змінним струмом промислової частоти 50 Гц номінальною напругою 380 В.
Однофазне обладнання складається з малопотужних установок, що включені на
фазу 220 В. Вищих гармонік при експлуатації обладнання не виникає.
Встановлена потужність та інші характеристики приведено у таблиці 1.1.
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
Встановлена
№ Кількість,
Електроприймач потужність, cos
поз. шт.
кВт
1 2 3 4 5
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Тельфер 4 7,5 0,78
2 Розмотуючий верстат 6 5,2 0,88
3 Розтяжний верстат 6 56 0,84
4 Намотувальний верстат 9 4,2 0,8
5 Плетільний верстат 3 86,6 0,88
6 Контактний зварювальний апарат 3 5,5 0,94
7 Ванна знежирення 3 3,6 0,82
8 Верстат прохідного анодування 3 48,7 0,95
9 Промивочна ванна 3 1,4 0,81
10 Вентилятор витяжний 12 5 0,8
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 9
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 1.1
1 2 3 4 5
11 Вентилятор приточний 4 17 0,86
12 Насос холодної води 2 5,2 0,85
13 Прес 1 3,8 0,9
70
Однофазні електроприймачі
1 Зварювальний апарат 3 7,2 0,72
2 Термопрес 3 7,2 0,72
6
В цеху виготовлення тросів на рівні технологічних зв’язків здійснюється
відповідне резервування.
Основне обладнання цеху відноситься до ІІ категорії. Як відомо [1], до ІІ
категорії слід відносити обладнання без якого не можливе продовження роботи
основного виробництва на час після аварійного режиму.
Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних особливостей
виробничих процесів.
Виробничо - сформоване електрообладнання живляться від власних
розподільних пунктів РП.
План цеху та розташування обладнання зображено на листі 5 графічної
частини, а також на рисунку 1.1.
Особливостями розташування обладнання у примащені цеху є такі, що
потребують практично рівномірну освітленість цеху.
Проектом передбачено загально-виробниче освітлення 380/220 В, та
аварійне освітлення 220 В.
Розміри цеху, електропостачання якого ми будемо розраховувати,
складають: 60×54×6 м. з площею освітлення S=3240 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 виконуємо 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 складське
обладнання. Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих
нормальних, тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не
перевищує 60 % та відсутні умови, наведені уп. 1.1.10-1.1.12 ПУЕ.
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах, проникати
всередину машин, апаратів [5, 6].
Але ці цехи відноситься до приміщень з не струмопровідним пилом.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 10
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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=2400 МВ • А;
довжина повітряної лінії Lпл = 80 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на границі
балансової приналежності Qек = 76,1 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 23222 64/03-03 ПЗ 11
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки
провідників (шин, кабелів та ін.) і трансформаторів по пропускній спроможності
і економічній густині струму, а також для розрахунку втрат і відхилення напруги,
вибору апаратів захисту та засобів компенсації реактивної потужності.
Правильне визначення електричних навантажень при 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 3T0 (у решті
випадків – 3T0);
T – інтервал реалізації випадкового процесу;
T0 – постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої
температури (за час, рівний 3 T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого рівня).
Умовно приймають T0 10 хв., 30 хв. незалежно від перетину
провідника, звідки і витікає поняття «півгодинний максимум».
З наведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий
струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж максимального нагріву
провідника або викликає такий же тепловий знос, що й початкове змінне
навантаження I(t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Ppоз 3 U Ipоз cos. (2.1)
В якості розрахункового навантаження приймають середнє навантаження
P за активною потужністю впродовж часу
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 12
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
t
1
P
P(t)dt .
t
Активне розрахункове навантаження Ppоз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Pmax або «максимального навантаження» Imax Iроз ,
тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилиних інтервалах
усереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно проводити
згідно методики [7], яка поширюється на всі галузі господарства, адаптована до
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, оскільки
розрахунки на кожній із них мають свою специфіку. На заводах середньої та
великої потужності таких рівнів нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина розрахункової
потужності (Ppоз, цеху )як окремих цехів, так і підприємства (Ppоз, підпр ) у цілому.
Розрахункова потужність Ppоз – це така потужність, при якій термін службі
елементів системи електропостачання дорівнює розрахунковому.
У розрахунках використовуються такі позначення та співвідношення:
– номінальна потужність, Рном ;
– паспортна потужність, Рпасп ;
– встановлена потужність Ру .
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р, для одного електроприймача – р . При цьому для окремого
електроприймача встановлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі
pу pном pпасп ;
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному режимі:
pу pном pпасп ТВ ,
де ТВ – тривалість включення в частках одиниці (задається у паспорті, як
правило, у відсотках).
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 13
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебрична
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у групу
ЕП
n
Рном рном , (2.2)
1
де n – кількість електроприймачів у групі.
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
n n
Qном qном рном tg , (2.3)
1 1
де tg – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної потужності.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 14
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв Рном, що відповідає значенню Кр , за
співвідношенням:
Рроз Кp Кв Рном , (2.4)
де Кр f Kв, nе, Ta – коефіцієнт розрахункової потужності, який залежить від
коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості електроприймачів nе та
постійною часу нагріву мережі, для якої розраховують електричні навантаження.
Згідно [7] прийняти наступні постійні часу нагріву:
– Ta 10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр для таких мереж приймають за
номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1;
– Ta 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр приймають згідно таблиці 2.2;
– Ta 30 хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова потужність
для цих елементів визначається за умовою Кр 1.
Відмітимо, що добуток Кв Рном є проміжною допоміжною розрахунковою
величиною, але не середнім значенням очікуваного навантаження, як це
вважалося раніше.
Величину ефективної кількості електроприймачів nе визначаємо за
співвідношенням
n 2
Pном
n 1
е n . (2.5)
n р2
ном
1
Величинуnе можна також визначати за спрощеним співвідношенням
2 p
nе
ном . (2.5)
pном max
Якщо знайдене за співвідношенням (2.5) число nе буде більше за n (n –
дійсне число ЕП), тоді слід прийняти n nе . Якщо рном max / pном min 3 , де
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 15
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
pном min – номінальна потужність найменшого електроприймача групи, тоді
також приймаємо ne n .
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр для
різних Кв в залежності від nе для живлячих мереж напругою до 1000 В
n Коефіцієнт використання 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
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
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 16
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр для
різних Кв в залежності від nе на НН цехових трансформаторів і для
магістральних шинопроводів напругою до 1000 В
Коефіцієнт використання Кв
nе 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 і
більше
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85
Більше 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8
Значення коефіцієнту використання кв за кожним окремим
електроприймачем визначаємо за довідковими даними.
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою
n
кв р
i номi
Кв
1 (2.6)
n
рномi
1
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 17
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому (середньовиважений
коефіцієнт) дорівнює
n
Кв Р
i номi
К 1
в, цеху . (2.7)
n
Рномi
1
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) для визначення розрахункової
активної потужності прийме вигляд
n
Рроз цеху Кр Кв, цеху Рном Кр Кв Рном . (2.8)
i i
1
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховується за
співвідношенням
Qроз цеху Кр Кв Р
i ном tgі . (2.9)
i
і
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ повинно бути додане освітлювальне
навантаження Pроз. оc , Qроз.оc .
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів напругою
до 1 кВ визначається за формулою
S 2 2
роз Pроз Qроз (2.10)
Результати розрахунків та вихідні дані цеху заносяться у відповідні місця
таблиці 2.3, виконаної за формою Ф 636–92 [2].
Використовуючи вихідні дані таблиці 2.1, співвідношення (2.1) - (2.11) та
графік рисунок 2.2 [7], розраховуємо в якості прикладу величину розрахункового
активної та реактивної потужності окремого цеха, а саме цеху виготовлення
тросів.
Результати розрахунків заносимо у відповідні графи таблиці 2.3, що
виконана по формі Ф636-92.
Визначимо номінальну групову потужність другої групи електроприймачів
(розмотуючий верстат) Рном,2. При цьому, так як електроприймачі згруповані
таким чином, що мають однакову величину коефіцієнта використання Кв та
номінальну потужність, співвідношення (2.1) приймає вид
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 18
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
n
Pном,2 pном n 5,2 6 31,2 кВт.
3
Визначаємо розрахункову величину Кв Рном,2 , для цієї ж групи,
використовуючи значення Кв з таблиці 2.3 (стовпчик 5); значення додатку К .
в Рном,
заносимо у стовпчик 8 таблиці 2.3.
Кв Рном,2 0,8 31,2 25 кВт.
Визначаємо чергову розрахункову величину таблиці 2.1, та заносимо її у
відповідну графу таблиці 2.3.
Кв Рном,2 tgφ 0,8 31,2 0,54 13,5квар .
Проводимо аналогічні розрахунки для інших сформованих груп
електроприймачів та заносимо результати розрахунків у таблицю 2.3.
У графах 8 та 9 у підсумкової строки записуємо сумарні значення величин
Кв Рном та Кв Рном tgφ ,
а саме:
Кв Рном та Кв Рном tgφ.
Визначаємо величину ефективної кількості електроприймачів nе за
спрощеним співвідношенням (2.5):
2pном 2 1022,1
nе 23,6 24 шт.
pном м ax 86,6
Для розрахунку групового середньовиваженого коефіцієнту використання
по цеху в цілому використовуємо формулу (2.7)
n
Кв, і Рном і
К 1 777,4
в, цеху 0,76.
n
Р 1022,1
ном і
1
По графіку рисунок 2.2 для визначених величин nе=24 та Кв, цеху 0,76
знаходимо коефіцієнт розрахункової потужності Кр.цеху який дорівнює Кр,цеху =1,07.
За співвідношенням (2.8) знаходимо розрахункову активну потужність
цеху, який розраховуємо у якості прикладу
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 19
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
n
Рроз. цеху Кр Кв. цеху Рном.цеху Кр Кв. i Рном і 1,07 777,4 831,2кВт.
1
Так, як величина ефективної кількості електроприймачів nе>10,
реактивна потужність силових електроприймачів напругою до 1 кВ по цеху
визначається співвідношенням (1.9), тобто являє собою число підсумкової строки
графи 9:
Qроз.цеху (Кв Рном tgφ) 446,3квар.
Повну розрахункова потужність Sпр силових електроприймачів напругою
до 1 кВ по цеху визначається формулою (1.10)
S P2 2 2 2
роз.цеху роз.цеху Qроз.цеху 831,8 446,3 943,9 кВА.
Таким чином, нами виконано розрахунок повної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ окремого цеха , а саме цеху з виготовлення
виготовлення тросів.
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших цехів.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 20
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 21
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень
від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути
розподілені рівномірно по фазах.
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені по
фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують як трифазні ЕП
тієї ж сумарної потужності [6, 17]. Якщо нерівномірність перевищує 15 %, умовна
трифазна номінальна потужність приймається рівної потроєної величині
навантаження найбільш завантаженої фази.
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних цілей
точністю умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт) визначається
наступним чином:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулою
Рном, у 3 Рном.max ф або Рном, у 3 Sпасп ТВ cosпасп ,
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 електроприймачу
Рном, у 3 Рном. ;
при двох або трьох електроприймачах
Рном, у 3 Рном.max ф . (2.11)
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cos більш
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 кожної фазі.
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається складанням
середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і однофазних
навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним зведенням останніх
до навантажень однієї фази та фазної напруги з використанням таблиці.
Наприклад, для фази а маємо
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 22
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
P(a) Кв Раb (аb)а Кв Рac (аc)а Кв Рао ; (2.12)
Q(a) Кв Раb q(аb)а Кв Раc q(аc)а Кв Qао , (2.13)
де Pab, 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);
(аb)а , (ас)а , q(аb)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень(таблиця 2.4),
що включені на лінійну напругу до фази а;
Кв, Кв – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму роботи.
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз b і с,
знаходиться найбільш завантажена фаза по активної потужності, наприклад фаза
с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних
електроприймачів.
Р 3 Р(с) і Q 3 Q(c) .
Таблиця 2.4 – Коефіцієнти зведення навантажень
Коефіцієнти Коефіцієнт потужності навантаження
зведення 0,3 0,4 0,5 0,6 0,65 0,7 0,8 0,9 1,0
(аb)а,,(bс)b ,(са)с 1,4 1,17 1,0 0,89 0,84 0,8 0,72 0,64 0,5
(аb)b, , (bс)с, (са)а –0,4 –0,17 0 0,11 0,16 0,2 0,28 0,36 0,5
q(аb)а,, q(bс)b , q(са)с 1,26 0,86 0,58 0,38 0,3 0,22 0,09 – –
0,05 0,29
q(аb)b,, q(bс)с , q(са)а 2,45 1,44 1,16 0,96 0,88 0,8 0,67 0,53 0,29
Однофазними електроприймачами в цеху є наступні установки:
- Зварювальний апарат-3 шт;
- Термопрес – 3 шт.
Розрахуємо умовну трифазну номінальну потужність Pу для
групи однофазних електроприймачів, потужність яких приведена до ТВ =100%,
що підключені наступним чином:
- зварювальний апарат: напруга фазна Uф 220В ; рф,0 7,2 кВт ;
cos 0,72 ; Кв ,a0 0,4 ;
- термопрес: напруга лінійна UЛ 380В ; рЛ 7,2 кВт ; cos 0,72 ;
Кв 0,4 .
Визначаємо загальне середнє навантаження окремих фаз (А, В, С) згідно
співвідношень (2.12–2.13), які записано для більш загального випадку:
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 23
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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
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
Визначимо навантаження фаз, використовуючи відповідні коефіцієнти
зведення навантажень з таблиці 2.4
P(a) P(b) P(c) 0,4 7,2 0,8 0,4 7,2 0,28 0,4 7,2 6 кВт ,
Середнє реактивне навантаження, віднесене до фаз А, В, С дорівнює
відповідно:
Q(a) Q(b) Q(c) 0,4 7,2 0,22 0,4 7,2 0,8 0,4 7,2 0,96 5,7 квар
Для найбільш навантаженої фази (В)
Q
tg (b)
b ,
P(b)
12 (квар)
tg(a) tg(b) tg(c) 1,44 .
8,3 (кВт)
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 24
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Середньовиважене значення коефіцієнту навантаження Кв(а) для
найбільш навантаженої фази
Р
К (b)
в(b) ,
Р1.ab P2.ab Рbc Р
2 b,0
6
Кв(а) 0,42 .
7,2 7,2 7,2
2
Умовна трифазна номінальна потужність Рном у найбільш навантаженої
фази (В), що розраховується за співвідношення (2.11), складає:
Ру 3 P(b) ; Ру 3 6 18 кВт .
Qу Pу tg(b) ; Qу 18 0,95 17,1квар .
Ефективну кількість однофазних електроприймачів визначаємо по
співвідношенню:
2 P
n (o)
e(o) .
3 pmax.(o)
2 18
ne(o) 2 .
3 6
За таблиці 2.1 при ne(o) 2 та Кв(b) 0,42 отримаємо Кр 1,98 .
Рроз у Кр Кв(b) Ру ,
Рроз у 1,98 0,42 18 14,9 кВт .
Розрахункова реактивна потужність визначається наступним чином:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе :
при nе 10 Qроз 1,1 Кв Рном tg ;
при nе 10 Qроз Кв Рном tg .
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 25
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Qроз у 1,1Кр Кв(b) Ру,і tgі ,
і
Qроз у 1,114,9 0,96 15,7 квар .
Повна умовна розрахункова потужність Sроз у силових однофазних
електроприймачів напругої до 1 кВ визначається формулою (2.10):
S 3 2 3 2
роз у 14,9 10 15,7 10 21,6 кВ А .
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
В відповідності до категорій пожежозахисту приміщення, згідно ПУЕ
(глава 6.5), ми обираємо тип світильників, їх висоту підвісу, та розташування в
робочій зоні цеху елеваторних зерносушильних машин. Загальні геометричні
розміри виробничої зони цеху становлять 54×54×6 м. з площею освітлення
S=2916 м2.
Для визначення електричних навантажень (ЕН) освітлювальних установок
використовується метод питомої потужності. Для знаходження питомої
фактичної потужності ЕН освітлювальних установок (Рп.о.ф.) використовуються
слідуючи дані: тип світильника, коефіцієнт запасу к3., освітленість Еф, значення
розрахункової висоти h, площа освітлювального приміщення S. По обраному типу
світильника, площі освітлювального приміщення та висоті підвісу світильників
визначається питома потужність загального рівномірного освітлення,
необхідного для забезпечення норми освітленості.
Для освітлення цеху ми використаємо стельові світильники ПВЛМ з
чотирма лампами типу ЛБ-65-4. Світильники розташовані під стелею на висоті
h=5,8 м, від рівня підлоги
Виконаємо розрахунки освітлювального навантаження цеху:
Визначимо активну потужність освітлювальних установок Рм.о. згідно виразу
Рроз.ос.цеху=кп Рп.о.ф S, (2.12)
де кп – коефіцієнт попиту освітлення [9];
S – площа приміщення, м2;
Рроз.ос.цеху 0,95 9,78 3240 26800 Вт,
Р 2
п.о.ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м ,
визначається за формулою
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 26
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Е ф к з.ф
р п.о.ф Р п.о.табл к , (2.13)
100 к р
з.табл
де Рп.о.табл – питома потужність освітлювальної установки [9], Вт/м2;
Еф – фактична освітленість для виконуваного виду робіт [9], лк;
кз.ф – фактичний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [9];
кз.табл – табличний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [9];
кр - коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення [9].
200 1,8
рп.о.ф 14,5 0,3 9,7 Вт/м2
100 1,6
Реактивну потужність навантаження системи загального освітлення цеху
визначаємо за виразом
Q =Р
роз.ос.цеху роз.ос.цеху tgо , (2.14)
де tgφ0 – реактивна складова кута зсуву фаз.
Qроз.ос.цеху 26,8 0,2 5,4 квар.
Розрахунок освітлювального навантаження інших цехів та підрозділів
підприємства виконуємо аналогічно. Живлення зовнішньої системи освітлення
підприємства виконано від силового трансформатора, що живить будівлю
управління.
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової підстанції
Сумарні активну та реактивну розрахункові потужності на шинах 0,4 кВ
визначаємо за виразами
P0,38 цеху Рр. цеху Рр. ос. цеху , (2.15)
Q0,38 цеху Qр. цеху Qр. ос.цеху . (2.17)
Отримаємо
P0,38 цеху Рр. цеху Рр.ос. цеху 831,8 26,8858,6 кВт,
Q0,38 цеху Qр. цеху Qр.ос. цеху 446,35,4 451,7 квар.
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанцій за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 27
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 2
Sр.цеху Р0,38 цеху і Q0,38 цеху і , (2.18)
SТП7 2 2
Р 2
0,38 цеху Q0,38 цеху 858,6 451,72 921,6кВА.
Дані розрахунків навантаження цехової підстанції SТПі за формулою (2.18) по
усім цехам заносимо у таблицю 2.4.
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання
На вищих рівнях системи електропостачання підприємства розрахункове
(максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання розрахункових
навантажень окремих груп електроприймачів (цехів, підрозділів) з урахуванням
коефіцієнта одночасності збігання максимумів навантаження Ko .
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на шинах
РУНН ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається за даними [5].
Приблизну потужність підприємства (на шинах РУНН) SНН ГПП
визначаємо за формулою
N 2 2
N
SНН ГПП Ко P0,4 цеху Q0,4 цеху . (2.18)
i i
i i
SНН.ГПП 0,9 10012,72 5803,12 11572,8 кВА
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по підприємству, а приблизна
розрахункова потужність має значення SНН.ГПП =11572,8 кВА.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.4.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 28
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 29
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху
та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій
Картограмою навантажень називають план, на якому зображена картина
середньої інтенсивності розподілу навантажень приймачів електроенергії.
Картограму навантажень будуємо як на плані розташування приймачів
електроенергії в цехах, так і на генеральному плані всього підприємства. Якщо
картограму будують на генеральному плані підприємства, то як приймачі
електроенергії розглядаємо самі цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень на
картограмі виконують різними способами [1, 6]. Найбільш простий з них
складається в зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень
приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. Як центр кола вибирають
центр електричного навантаження (ЦЕН) приймача електроенергії, а радіус кола
зв'язують із розрахунковою потужністю приймача електроенергії; значення його
знаходять із умови рівності розрахункової середньої активної потужності групи
електроспоживачів площі кола
Р 2
р,0,38і π ri m
де rp.i - радіус кола групи споживачів, π = 3,14 ; m- кВт/мм2 – масштаб
P
r 0,38 і
i , (2.19)
π m
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають силовому,
а також освітлювальному навантаженням:
360 P
α р, цеху i
с.н ; (2.20)
Р0,38цеху
360 P
α р, цеху i
оc.н , (2.21)
Р0,38 цеху
Розраховуємо на прикладі вибраного нами цеху вказані параметри
картограми електричних навантажень
Р
r р0,38(ТП8) 1269,2
ТП8 74,4 мм.
3,14 m 3,14 73
360 831,8 360 26,8
с.н 349. о.н 11°.
858,6 858,6
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 30
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розрахункові значення заносимо у графу 8 таблиці 2.5.
Таблиця 2.5 – Дані для побудови картограми ЕН
Найменування Рроз.цеху Рв.н, Рроз.осв.цеху Р0,38.цеху r,
α α α
кВт кВт кВт кВт в.н. с.н. о.н. мм
Цех гальванічного
613,5 - 78,1 691,6 - 319 41 54,9
покриття. Склади
Цех пасажирських
773,2 - 19,8 793 - 351 9 58,8
ліфтів
Цех підготовки
металобрухту 1103,5 1400 76,4 1179,9 195 154 11 71,7
Ливарний цех
Цех малих вантажних
674,8 - 21,3 696,1 - 349 11 55,1
ліфтів
Цех ліфтів
спеціального 812,8 - 54,2 867 - 337 23 61,5
призначення
Цех панорамних ліфтів 718,5 - 31,1 749,6 - 345 15 57,2
Цех тросів 831,8 - 26,8 858,6 - 349 11 61,2
Цех вантажних ліфтів.
1212,4 - 56,8 1269,2 - 344 16 74,4
Цех блоків керування
Цех підйомників.
719,8 - 28,5 748,3 - 346 14 57,1
Механічний цех
Цех інтерьєрного
оздоблення. Насосна
655,9 - 103,5 759,4 - 311 49 57,6
станція. Будівля
управління
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як точку
з координатами:
n
(Pp.i xi )
Х i1 ; (2.22)
n
Pp.i
i1
n
(Pp y
i i )
Y i1 , (2.23)
n
Pp
i i
1
де Х,Y– координати центру електричних навантажень на генплані, мм;
xi , yi – координати i-ого навантаження на генплані, мм;
Pp i – максимальне навантаження i-ого цеху, кВт.
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразу (2.22), (2.23)
заносимо у відповідні графи таблиці 2.6.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 31
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 32
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Визначаємо координати ЦЕН
n
(Pp.i xi )
i1 2495527
Х 181,8м,
n
P 10012,7
p.i
i1
n
(Pp yi )
i
i 1 1898283
Y 270,3 м.
n
P 10012,7
p
i
i 1
Таким чином, нами розраховані дані для побудови картограми навантаження
(таблиця 2.5) та координати ЦЕН (таблиця 2.6) які ми будемо використовувати
при виборі місця розташування ГПП.
Центр електричних навантажень цеху.
Цехові ТП з метою економії метала і електроенергії рекомендується
встановлювати в умовному 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.
У багато прогінних цехах великої ширини ТП розміщуються переважно
біля колон, між колонами або у внутрішньоцехових приміщеннях з таким
розрахунком, щоб не займати площу цеху, яка обслуговується кранами. Якщо
відстань між колонами недостатня для того, щоб розмістити між ними
підстанцію, то допускається її розташування на площі цеху так, щоб одна з колон
знаходилась у межах периметра розміщення ПС.
ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як правило,
прибудовані та вбудовані підстанції.
У цехах з вибухонебезпечним середовищем цехові підстанції виносяться за
їх межі.
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу декілька факторів на вибір місця
розташування ТП, доцільно використовувати достатньо точний метод
(погрішність 5–10 %), суть якого полягає в наступному. Координати обчислюють
ЦЕН по формулах:
– для активної потужності:
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 33
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
п
Рроз х
i i
Х i1
ЦЕН цеху(Р) п , (2.24)
Рроз i
i1
п
Рроз у
i i
У i1
ЦЕН цеху(Р) п ; (2.25)
Рроз i
i1
– для реактивної потужності:
п
Qроз х
i i
Х i1
ЦЕН цеху(Q) п ,
Qроз i
i1
п
Qроз у
i i
У i1
ЦЕН цеху(Q) п ,
Qроз i
i1
де Pроз і Qроз – номінальна активна і реактивна потужності електроприймачів,
і і
xi, yi – координати відповідного споживача.
Встановлення ТП у точці, координати якої розраховують за формулами
(2.24) та (2.25) дозволяє суттєво зменшити використання кольорового металу за
рахунок оптимізації довжини кабелів з врахуванням їх перерізу.
Для кожного споживача заносимо його встановлену потужність та
координати у відповідні стовбці таблиці 2.7. Координати ЦЕН отримаємо також
в міліметрах після того, як у таблицю 2.7 буде внесено останній споживач.
Таблиця 2.7 – Розрахунок центру електричних навантажень
№ на Н а й м енування Pi, Xi,
кВт Pi∙X
Yi,
i P ∙Y Х Y
плані м м i i цен цен
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1 Тельфер 7,5 7 52,5 11 82,5
2 Тельфер 7,5 22 165 11 82,5
3 Тельфер 7,5 40 300 11 82,5
4 Тельфер 7,5 54 405 54 405
5 Розмотуючий верстат 5,2 2 10,4 60 312
6 Розмотуючий верстат 5,2 22 114,4 60 312
7 Розмотуючий верстат 5,2 40 208 60 312
8 Розмотуючий верстат 5,2 2 10,4 3 15,6
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 34
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
9 Розмотуючий верстат 5,2 22 114,4 3 15,6
10 Розмотуючий верстат 5,2 40 208 3 15,6
11 Розтяжний верстат 56 10 560 60 3360
12 Розтяжний верстат 56 25 1400 60 3360
13 Розтяжний верстат 56 45 2520 60 3360
14 Розтяжний верстат 56 10 560 3 168
15 Розтяжний верстат 56 25 1400 3 168
16 Розтяжний верстат 56 45 2520 3 168
17 Намотувальний верстат 4,2 19 79,8 60 252
18 Намотувальний верстат 4,2 39 163,8 60 252
19 Намотувальний верстат 4,2 49 205,8 60 252
20 Намотувальний верстат 4,2 19 79,8 3 12,6
21 Намотувальний верстат 4,2 39 163,8 3 12,6
22 Намотувальний верстат 4,2 49 205,8 3 12,6
23 Намотувальний верстат 4,2 5 21 40 168
24 Намотувальний верстат 4,2 20 84 40 168
25 Намотувальний верстат 4,2 37 155,4 40 168
26 Плетільний верстат 86,6 5 433 13 1125,8
27 Плетільний верстат 86,6 20 1732 13 1125,8
28 Плетільний верстат 86,6 37 3204,2 13 1125,8
29 Контактний
5,5 8 44 30 165
зварювальний апарат
30 Контактний
5,5 22 121 30 165
зварювальний апарат
31 Контактний
5,5 40 220 30 165
зварювальний апарат
32 Ванна знежирення 3,6 5 18 48 172,8
33 Ванна знежирення 3,6 20 72 48 172,8
34 Ванна знежирення 3,6 37 133,2 48 172,8
35 Верстат прохідного
48,7 5 243,5 49 2386,3
анодування
36 Верстат прохідного
48,7 20 974 49 2386,3
анодування
37 Верстат прохідного
48,7 37 1801,9 49 2386,3
анодування
38 Промивочна ванна 1,4 5 7 50 70
39 Промивочна ванна 1,4 20 28 50 70
40 Промивочна ванна 1,4 37 51,8 50 70
41 Вентилятор витяжний 5 14 70 59 295
42 Вентилятор витяжний 5 14 70 50 250
43 Вентилятор витяжний 5 14 70 42 210
44 Вентилятор витяжний 5 14 70 36 180
45 Вентилятор витяжний 5 14 70 28 140
46 Вентилятор витяжний 5 14 70 20 100
47 Вентилятор витяжний 5 30 150 59 295
48 Вентилятор витяжний 5 30 150 50 250
49 Вентилятор витяжний 5 30 150 42 210
50 Вентилятор витяжний 5 30 150 36 180
51 Вентилятор витяжний 5 30 150 28 140
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 35
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
52 Вентилятор витяжний 5 30 150 20 100
53 Вентилятор приточний 17 52 884 34 578
54 Вентилятор приточний 17 52 884 36 612
55 Вентилятор приточний 17 52 884 38 646
56 Вентилятор приточний 17 52 884 40 680
57 Вентилятор приточний 17 52 884 42 714
58 Насос холодної води 5,2 51 265,2 41 213,2
59 Насос холодної води 5,2 51 265,2 42 218,4
60 Прес 3,8 50 190 45 171
РАЗОМ 1022,1 27251,3 31459,4 26,7 30,8
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.
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.
Так як компенсацію реактивної потужності здійснювати будемо
безпосередньо на шинах ТП, координати ЦЕН реактивного навантаження цеху не
розраховуємо.
Розрахункові координати ЦЕН (на рис.1.1) складають:
Х ЦЕН 26,7 мм ; YЦЕН 30,8 мм.
З урахуванням розрахованих координат обираємо місця розташування
цехової трансформаторної підстанції, враховуючи наступні міркування. Цехові
трансформаторні підстанції повинні розташовуватися поза межами цеху тільки
при неможливості розміщення її на території цеху, або у випадку, коли частина
навантаженню розташована поза межами цеху.
Застосування цехових ТП, що розташовуються поза межами цеху,
доцільно у наступних випадках:
- при живленні від однієї підстанції декілька цехів;
- при наявності у цеху вибухонебезпечних виробництв;
- при неможливості розміщення підстанцій на території цеху за міркуванням
виробничого характеру.
Таким чином, розміщуємо нашу ТП однозначно в цеху.
Обрана підстанція повинна займати мінімум корисної площі цеху,
відповідати вимогам електричної та пожарної безпеки, та не створювати
перешкод виробничому процесу.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 36
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
При виборі головної схеми електропостачання підприємства основними
чинниками є характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в
першу чергу вимоги до безперебійності електропостачання з урахуванням
можливості забезпечення резервування у технологічної частині проекту, вимоги
електробезпеки [2].
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану 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:
- забезпечувати надійність електропостачання споживачів і
перетікання потужності по магістральним зв'язкам у нормальному і після
аварійному режимах;
- ураховувати перспективу розвитку;
- допускати можливість поетапного розширення;
- широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги
протиаварійної автоматики;
- забезпечувати можливість проведення ремонтних і
експлуатаційних робіт на окремих елементах схеми без відключення
сусідніх приєднаній.
Система електропостачання промислового 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.
Узагальнюючі вище приведені міркування, а також загальні вимоги до
систем електропостачання, що приведені у п. 1.1, обираємо схему ГПП, приведену
на рисунку 3.1
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 37
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 3.1 - Електрична частина ГПП
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при забрудненій
атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони повинні
відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого нагріву з
урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а також режимів
у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу струмів між лініями.
Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається згідно ПУЕ.
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірені, при
необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
На цьому етапі 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
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 38
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
потужності у силових трансформаторах ГПП
2 2
N N
SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) . (3.1)
i i
де PT і QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
S
І = ВН ГПП
роз К зав.Л , (3.2)
2 3 Uном
де Кзав.Л – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному режимах
з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і безперебійності
електропостачання.
Вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення перевіряється на
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм
післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і
мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів і умов:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А
Іроз к Ідоп , (3.3)
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру середовища;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
2 Іроз к кдоп Ідоп.Т , (3.4)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп 1,25;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності, відповідно до місця
розташування підприємства, визначається величина стінки ожеледі, за її
товщиною визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ у залежності від
напруги.
Використовуючи формули (3.1) – (3.4) обираємо для повітряної лінії провід
певної марки з необхідним перерізом.
Як розрахункова потужність приймаємо максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 39
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Ртр 0,02 Sпр;
Qтр 0,1Sпр,
де Sпр. – приблизна повна потужність об’єкта проектування, кВА;
Ртр 0,02 11572,8 231,46 кВт,
Qтр 0,111572,8 1157,3 квар .
Загальне навантаження об’єкта визначається виразом
SВН ГПП 0,9 (10012,7 231,46)2 (5803,11157,3)2 12385,1 кВА.
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу
S
S ВН.ГПП
тр ;
2 0,7
12385,1
Sтр 8846,5 кВА.
2 0,7
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
12385,1
ІрозПЛ = 65,1 А ,
3 110
Переріз лінії живлення (мм2) визначаємо за виразом
І
Fек ,
jек
де jек - нормоване значення економічної густини струму jек=1,4 А/мм2.
65,1
Fек 46,5 мм2.
1,4
Розрахунковий економічно вигідний переріз закругляємо до найближчого
стандартного перерізу Fст.
Вибраний переріз лінії живлення перевіряється на допустимий струм
нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм після аварійного режиму,
на мінімальний переріз згідно механічної міцності і мінімальний переріз за
умовою корони згідно виразів і умов:
- на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А;
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 40
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Ір к Ідоп ,
де Ідоп - допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к - коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища к=1;
За умовою корони – мінімальний переріз повітряної лінії 110 кВ
складає 70 мм2.
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70 [1,6], для якого Ідоп=260 А.
65,11120А ;
- на допустимий струм в після аварійному режимі (режим
відключення однієї з ліній живлення)
2 Ір к кдоп Ідоп
де кдоп - допустиме короткочасне перевантаження, кдоп = 1,25;
2. 65,1<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 [10] визначається мінімальна площа перерізу;
- на мінімальний переріз за умовою корони - мінімальний переріз
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм .
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70 [13].
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП
В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній), по яких
передається електроенергія від системи до ГПП 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: XR , причому для ЛЕП напругою
220 кВ і вище справедливе співвідношення: ХR .
Тому при значних протяжностях таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проектних, значення кутів
зсуву стають великими, як правило, близько 1525 , зі збільшенням до
3555 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі потужностей, близьких до
нормативних по статичній стійкості. У цих випадках врахування поперечної
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 41
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
складової U// вносить уточнення в розрахунки напруги, що істотно
перевищують погрішності інформації про параметри мережі, а тому аналіз
електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної складової
падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менше XR , кут невеликий (менше
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 3.2).
На рисунку 3.2 S1, S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і індуктивний).
Повздовжня (по напряму U /
2ф ) складова падіння напруги в лінії Uф
U/
ф Iа R Iр X I (RcosXsin) . (3.5)
Рисунок 3.2 – Схема заміщення фази ділянки мережі
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги
в лінії U / /
ф
U//
ф Iа X Iр R I (X cosR sin) . (3.6)
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 42
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Uф1 Uф2 Uф Uф2 Uф jU//
ф
(3.7)
U (I R I X) j(I X I R) U e j
ф2 a p a p ф1 ,
де модуль U1ф цієї напруги
U / 2 // 2
ф1 (Uф2 Uф) (Uф ) (3.8)
та його фаза
U/ /
arctg ф
/ . (3.9)
Uф2 Uф
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф Uф1 Uф2 . (3.10)
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі має
вид
Рисунок 3.3 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної
мережі
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для будь-
якої кількості ділянок лінії отримаємо
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 43
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
n
U / / 3 U/ /
ф 3 Ii ri cosi Ii xi sini . (3.11)
i1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
вважати, що падіння напруги U1дорівнює його поздовжній складовій U/ . Тоді
втрати напруги U приблизно визначається за формулою
/ P R Q X P R Q X
U U 3 (Ia R Ip X) і і і і , (3.12)
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими формулами.
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП визначаються за
загальним виразом
ПП0 L , (3.13)
де r0, x0 – значення подовжнього або поперечного параметра, віднесеного до
1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по емпіричній
формулі, Ом/км
D
X0 0,144 lg cp 0,0157 Х/ Х/ / , (3.14)
r 0 0
др
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
– магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів – 1,
для сталі – 1 .
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp ,
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij і
визначається з формули
D 3
cp D12 D13 D23 ,м. (3.15)
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 44
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
площині, жили трьохжильного кабелю – по вершинах рівностороннього
трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову розмірність).
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевої частини проводу ( Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування на
15 – 20 %, тобто
F F
rпр 1,15 1,20 cт . (3.16)
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R0 , (3.17)
F
де – питомий активний опір матеріалу проводу, Оммм2 / км;
F – переріз фазного проводу (жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
29,531,5 Ом мм2 / км , для міді 18,019,0 Ом мм2 / км .
Для визначення складових струму використовують відомі співвідношення:
P
I і Q
a ; I і
p (3.18)
3 Uі 3 Uі
Проектна потужність підприємства Рі=10012,7 кВт; Qі=5803,1 квар,
R0=0,34 Ом/км, Х0=0,318 Ом/км при Dср=0,8м.
Тоді для ділянки мережі:
R R0 L, R=0,34 80=27,2 Ом,
Х Х0 L, Х=0,318 80=25,4 Ом.
Активну і реактивну складову струму обчислюємо за формулою (3.18)
10012,7
Ia 52,6 А;
3 110
Iр
5803,1
30,5 А.
3 110
Використовуючи формули (3.3) і (3.4) визначимо повздовжню і поперечну
складову падіння напруги
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 45
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Uф 52,6 27,2 30,5 25,4 2205 В.
U 52,6 27,230,525,4 656 В.
Модуль напруги на початку ділянки визначимо за формулою (3.5);
Uф1 (110 2,2)2 106 (0,7)2 106 112,2 кВ.
Модуль падіння напруги Uф визначається співвідношенням (3.7)
Uф (2,2)2 106 (0,7)2 106 2308,7 В.
Втрата напруги розраховується за співвідношенням (3.6)
Uф 112,2 103 110 103=2200 В.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при проектній
потужності Рі=10012,7 кВт; Qі=5803,1 квар складає
U
U(%) ф %;
Uном
2,2 103
U(%) 100=2,0 %.
110 103
Таким чином, вибрані параметри повітряної лінії задані практично без
втрат напруги передавати розрахункову потужність на підприємство.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 46
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів головної понижуючої підстанції
Трансформатори ГПП повинні забезпечити надійне електропостачання в
нормальному, аварійному і післяаварійному режимі.
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразами
РТ 0,02Sпр; (4.1)
QТ 0,1Sпр , (4.2)
де Sпp(6 ст.) – приблизна повна потужність об’єкта, що визначається на 6 ступені,
кВА.
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом
N 2 2
N
Snp(6 ст.) SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) (4.3)
i i
Номінальна потужність SТ кожного з двох трансформаторів ГПП
попередньо оцінюється згідно виразу
S
S np(6 ст.)
Т . (4.4)
2 0,7
По отриманому значенню потужності вибирається номінальна потужність
трансформатора Sном Т . Якщо різниця між потужностями SТ іSном Тнезначна
10 % , то для розгляду приймається один варіант, в іншому випадку
розглядається варіант з більшою і меншою стандартною потужністю
трансформатора відносно SТ .
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження, в якому
максимальне навантаження буде відповідати Sпp(6 ст.) об’єкта, згідно чого
робиться масштаб по осі навантажень (рисунок 4.1).
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 47
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Попередньо вибираємо трансформатор ТДН-10000/110 із номінальними
параметрами Sном ТР=10 МВ А, Uном В=115 кВ, Uном Н=11 кВ, UКЗ=10,5%, ∆РХХ= 17,5 кВт, ∆РКЗ=
50 кВт .
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження [13], в якому
максимальне навантаження буде відповідати Sрозр об'єкта, згідно чого робиться
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
Sмакс
S кВА 13500
13000
12500
12000
11500 12385
11000
10500 Sн.тр 11147
10000
9500
9000 9908
8500
8000 8911 8670
7500
7000
6500 7431 7431
6000
5500 6193
5000
4500
4000 4954 4954 4954
3500
3000 3716 3716
2500
2000
1500
1000
500
0
1 2 4 5 6 8 11 14 16 19 22 23 24
t год
Рисунок 4.1 – Упорядкований добовий графік навантаження для
вибору трансформаторів ГПП
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначаємо згідно
виразу
n
(S2 Δt )
1 i i
К1
1i ; (4.5)
S n
н.тр Δt i
i1
де Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора, за
яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора, шт;
Δtі – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год;
Sі – потужності, що відповідають цім проміжкам часу Δtі , МВА.
((4,95 1) (3,71 1) (3,71 2) (4,95 1) (8,91 1)
1 (8,67 3) (7,43 3) (7,43 3) (6,19 1) (4,95 1))
К1 0,51 .
10 (11 2 11 3 3 3 11)
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 48
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Коефіцієнт перевантаження трансформатора К2 визначаємо за більшим
значенням із двох величин К`2 та К``2.
Величину К`2 обчислюємо за формулою, згідно виразу
m
(S2
i Δt i )
1
К ` 1i
2 ; (4.6)
S m
н.тр Δt i
i1
де m – кількість ступенів потужності графіка навантаження, за яких його більше
від номінальної потужності трансформатора;
` 1 ((11,14 2) (9,9 2) (12,3 3))
К 2 0,34 .
10 (2 2 3)
Величину К``2 визначаємо за виразом
`` 0,9 12385,1
К 2 1,11.
10000
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1 за
допомогою таблиць [6] визначаємо допустиме систематичне перевантаження
К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним перевантаженням,
коли виконується умова
К2доп≥К2
1,4≥1,11
На основі розрахунків обраний нами трансформатор може систематично
перевантажуватися у вибраних умовах.
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності
Цехові трансформаторні підстанції ТП, що живлять силові та, як правило,
освітлювальні електроприймачі, є основними електроустановками систем
розподілення електроенергії напругою до 1000 В.
Цехові трансформаторні підстанції підрозділяються за кількістю,
одиничною потужністю, схемі з'єднання, способу охолодження трансформаторів,
схемі розподільчого пристрою низької напруги.
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, головним чином,
вимогами надійності живлення споживачів [4].
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 49
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Електроприймачі І категорії необхідно 6живити від двотрансформаторних
підстанцій. Двотрансформаторні підстанції рекомендується також
використовувати для живлення споживачів II категорії.
Живлення окремо споруджених об'єктів загальнозаводського призначення
рекомендується виконувати від двохтрансформаторних підстанцій.
Потужність трансформаторів двохтрансформаторних підстанцій слід
визначати таким чином, щоб при відключенні одного трансформатора було
забезпечено живлення електроприймачів, що вимагають резервування у після
аварійному режиму з урахуванням перевантажувальної здібності
трансформаторів.
При значній кількості трансформаторів цехових ТП та розосередженого
навантаження вибір одиничної потужності допускається користуватися
критеріями:
- при питомої густині навантаження до 0,2 кВА/м2 - 1000, 1600 кВА;
- при питомої густині навантаження 0,2-0,5 кВА/м2 - 1600 кВА;
- при питомої густині навантаження більше ніж 0,5 кВА/м2 - 2500, 1600 кВА.
Але ж ці критерії чинні лише при рівномірному навантаженні.
Для енергоємних підприємств рекомендується уніфіковувати одиничні
потужності трансформаторів.
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів (НБК)
у такій послідовності на прикладі обраного раніше цеху.
Вибір виконується у два етапи:
1)Вибирається економічне оптимальне число цехових
трансформаторів NТЕ та економічне оптимальне значення потужності НБК
QНК1.
2) Визначається додаткова потужність НБК QНК2 з метою
оптимального зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі
напругою 10 кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2, (4.7)
де QНК1 та QНК2 - сумарні потужності НБК, які визначаються на першому
та другому етапах.
Вибір оптимальної кількості цехових трансформаторів
Потужність цехових трансформаторів рекомендується визначати за
питомою густиною навантаження, кВА/м2
SТПцеху 921,6
δs 0,28. (4.8)
S 3240
де SТПцеху - в даному випадку максимальне навантаження цеху, кВА;
S- площа приміщення, м2.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 50
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової потужності
SН.ТР, що призначені для живлення технологічно зв’язаних навантажень:
P
N м
min ΔN; (4.9)
к з Sн.тр
де Рм. – максимальне активне навантаження даної ТП, кВт;
кз – коефіцієнт завантаження трансформатора, (для двохтрансформаторних
підстанцій приймається 0,7 – 0,75), а (для однотрансформаторних – 0,95);
Sн.тр – номінальна потужність трансформатору, кВА;
N – дробовий додаток до найближчого цілого числа.
858,6
Nmin 0,19 2 шт .
0,75 630
Економічну кількість трансформаторів Ne знаходимо за виразом
Nе Nmin m, Ne 2 0 2 шт. (4.10)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [11] у
функції Nmin, N.
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax.Т, яка
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона за
виразом
Qmax .T (N к 2 2
е з.ф Sн.тр) - Рр.0,38 ; (4.11)
де кз.ф – фактичний коефіцієнт завантаження,
S
к мТП
з.ф , (4.12)
Ne Sн.тр
921,6
к з.ф 0,73 .
2 630
Qmax.T (2 0,73 630)2 - 858,62 335 квар.
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів QНК1
складе:
Q _
НК1 Qм0,38 QmaxТ; (4.13)
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 51
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
де Qм – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш
0,38
завантажену зміну, квар.
QHK1 451,7 - 335 116,7 квар.
При QНК1 ≤ 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно. У нашому випадку QНК1 ≥0 квар, тобто встановлювати батареї потрібно.
Вибір потужності конденсаторних батарей для зниження втрат
потужності у трансформаторах.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QНК2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
Q Q _ _
HK 2 м Q HK1 γ N S
0,38 е н.тр ; (4.14)
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників К1 К2,
схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі (для радіальної мережі
визначається згідно рисунок 4.8, для магістральної схеми - рисунок 4.9. для
двоступеневої схеми живлення трансформаторів від РП 6-10 кВ, на яких відсутні
К
джерела реактивної потужності γ р1 [11]).
60
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько та
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній роботі
- 12, при однозмінній - 24. Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та
потужність трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з даними
таблиці 4.7 у залежності від потужності трансформаторів та довжині живлячої
лінії [11].
QHK2 451,7_116,7_ (0,18 2 630) 108,2 квар.
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2<0квар додатково встановлювати
конденсаторні батареї не потрібно.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2, (4.15)
QНКΣ=116,7+108,2=224,9 квар.
Приймаємо згідно ПУЕ (глава 5.6), дві конденсаторні установки марки ККУ-
0,4-100-5-21У3 потужністю Qкку=100 квар і напругою живлення U=0,4 кВ.
Сумарна ємнісна потужність цеху буде становити ∑Qкку=200 квар
Аналогічно проводимо розрахунки для інших цехів і результати заносимо
у таблицю 4.1.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 52
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 53
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві
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.
Нові "Правила користування електричною та тепловою енергією" передбачають
нормування споживання реактивної потужності Q безпосередньо у іменованих
одиницях, тобто поряд з нормуванням активної потужності нормується і
реактивна.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно "Вказівок щодо
проектування компенсації реактивної потужності у електричних мережах
промислових підприємств [11].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними даними є
максимальна реактивна потужність Qм та вхідна реактивна потужністьQек , що
погоджена з енергопостачальною організацією на межі балансової
приналежності.
Максимальна реактивна потужність на шинах розподільчого пункту 10 кВ
підстанції, яка повинна бути скомпенсована високовольтними батареями
статичних конденсаторів визначається за виразом:
Qек кн.с Qм Q _Q _
тр ек Qнкф, (4.16)
де кнс – коефіцієнт, що враховує не співпадіння за часом найбільшого
навантаження підприємства з максимумом навантаження енергосистеми (для
нашого випадку кнс =0,89);
Qм – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Qтр – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторі ГПП, квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних конденсаторних
батарей, квар;
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в часи її
максимуму навантаження, квар.
Q ек 0,92 5803,1 1157,3 76,1 2820 3600 квар.
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення [2] два комплекти
високовольтних блоків статичних конденсаторів УКЛ-10,5-1800 У1. Сумарна
ємність блоків статичних конденсаторів складає ΣQБСК10=3600 квар, при
номінальній напрузі живлення 10,5 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 54
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської
мережі
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують магістральною,
радіальною або змішаною схемами [5]. Вибір схеми визначається категорією
надійності споживачів електроенергії, їх територіальнім розміщенням,
особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх за
потужних заводах, розташованих у різних напрямках від ГПП. Радіальні схеми
забезпечують глибоке секціонування усієї системи електропостачання, від
джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється не
менш чім двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій джерела
живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-630
кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без резервування,
якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам прокладки ліній можливий
її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції мають споживачів II категорії,
їх живлення повинно здійснюватися двокабельною лінією з роз'єднувачами на
кожному кабелі.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг перед
магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються при
живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують
споживачам під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть
поєднуватись до РУ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів підстанцій;
висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати технологічне
устаткування без переобладнання мережі; використання уніфікованих елементів,
які дозволяють вести монтаж індустріальними способами.
Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна, так як при зникненні
напруги на магістралі всі під'єднанні до неї споживачі втрачають живлення.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 55
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
З урахуванням особливості розташування цехів відносно ГПП, категорії
надійності споживачів, обираємо радіальну схему, приклад якої наведено на
рисунку 5.1.
Рисунок 5.1 - Одноступенева радіальна схема розподілення електроенергії
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ, згідно ПУЕ (розділ 3.3.35 – 2.3.53),
вибираємо за економічною густиною струму з перевіркою на умови нагріву
довготривалим розрахунковим струмом в нормальному та післяаварійному
режимах, на допустиму втрату напруги і на термічну стійкість до струмів
короткого замикання.
За розрахункову потужність кожного трансформатора приймаємо
максимальне навантаження з врахуванням втрат потужності в трансформаторі.
Дані для розрахунків беремо з таблиці 1.4. Втрати активної ΔРт та реактивної
Qт потужності в трансформаторі з достатньою для практики точністю
приймаємо рівними відповідно 2% і 10% повної максимальної потужності із
сторони низької напруги трансформатора
Рм10 Рр0,38 Рт Рр0,38 0,02 Sн.тр , (5.1)
Qм10 Qр0,38 Qт Qр0,38 0,1Sн.тр (5.2)
де Рр0,38; Qр0,38 – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ
Дані для розрахунків (Рр0,38, Qр0,38, Sн.тр ) беремо з таблиці 4.1 та заносимо у
таблицю 1.5 (графа 2, 3 і 4 відповідно).
Величини Рм10Qм10 розраховуємо за співвідношеннями (5.1) і (5.2) та заносимо
у графи 5 і 6 табл. 5.1 відповідно.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 56
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Для прикладу
Р =858,6+0,02.
м10 630=871,2 кВт ,
Q = 451,7+0,1.
М10 630=514,7 квар.
Розрахункову потужність радіальної лінії визначаємо згідно електричної
схеми живлення і розрахункових потужностей по виразу
2 2
SЛ Рм10 Qм10 , (5.3)
SЛ(ГППТП7) 871,22 514,72 1011,9 кВА.
де Рм10 і Qм10 – відповідно розрахункова активна і реактивна потужність лінії
кожного з трансформаторів, що живиться від цієї лінії;
Дані розрахунків по цьому та інших ТП заносимо до таблиці 5.1 (графа8).
Отримані тільки таким чином значення SЛ будуть коректними для визначення
перерізу живлячих кабельних ліній.
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
Кільк. Р , Q , S Р , Q ,
№ ТП т-рів р0,38 р0,38 н.тр , м10 м10 Sл
шт. кВт квар кВА кВт квар кВА
ТП-1 2 691,6 377,6 630 704,2 440,6 830,7
ТП-2 2 793,0 493,1 630 805,6 556,1 978,9
ТП-3 2 1179,9 696,1 1000 1199,9 796,1 2888,3
ТП-4 2 696,1 431,5 630 708,7 494,5 864,2
ТП-5 2 867 512,1 630 879,6 575,1 1050,9
ТП-6 2 749,6 447,6 630 762,2 510,6 917,4
ТП-7 2 858,6 451,7 630 871,2 514,7 1011,9
ТП-8 2 1269,2 902,1 1000 1289,2 1002,1 1632,9
ТП-9 2 748,3 519,6 630 760,9 582,6 958,3
ТП-10 2 759,4 509,9 630 772 572,9 961,3
Розрахунковий струм у кабельної лінії на кожної ділянки (ГПП-ТП7) в
нормальному режимі визначається як
S
I Л,і
р.Л,і (5.4)
3 Uн
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 57
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Для цеху, який обрано у якості прикладу
1011,9
IЛ(ГППТП7) 58,5 А .
3 10
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2 (графа 4).
Згідно економічної густини струму jеквизначаємо стандартний переріз Fек
кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий струм Ідоп, значення
якого заносимо у графу 6 таблиці 5.2.
І 58,5
Fек 41,8мм2.
jек 1,4
Розрахунковий переріз кабелів для лінії (ГПП – ТП7) Fек=41,8 мм2, тому
приймаємо трижильний алюмінієвий силовий кабель в свинцевій оболонці типу
АСБГ (3×35), Іном.каб=115 А.
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи за співвідношенням [6]
Iр.Л IдопК1K2 ;
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та
повітря К1=1,05;
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості кабелів
прокладених паралельно К2=0,9;
Ідоп – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних
умовах
58,5 115 1,05 0,9 108,7 А.
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається за
виразом
2 Iл IдопК1K2К3
де К3 - допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3=1,25
Для нашого випадку
2 58,5 115 1,04 0,87 1,25 130 А,
тобто умова виконується.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не більше
(5%.Uн=52,5 В) і визначається за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 58
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
U 3 Ір.Л Lкл (r0 cosφ x0 sinφ), (5.5)
де L – довжина лінії, км;
r0,x0 - відповідно питомий активний та реактивний опір лінії, Ом/км;
cosφ – коефіцієнт потужності навантаження лінії
Значення cosφ та sinφ знаходимо з відомого співвідношення,
використовуючи дані таблиці 5.1 для відповідної кабельної лінії.
Для лінії ГПП–ТП7
Р 871,2
сosφ м10 0,86 ,
Sл 1011,9
sin 1 0,862 0,48.
Втрата напруги в кабельної лінії, що розглядається у якості прикладу, буде
U 3 58,5 0,2 (0,0610,86 1,10,48) 11,8В.
Таким чином, умова виконується, так як
U 11,8 0,05 Uном 52 В.
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній і дані
заносимо в таблицю 5.2.
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Ділянка Lкл, SЛ, IрЛ, Fек, Iдоп, Прийнята F
Прийнята F, мм2
кабелю м кВА А мм2 А мм2
ГПП-ТП1 140 830,7 48 34,3 90 35 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП2 150 978,9 56,6 40,4 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП3 190 2888,3 167 119,3 310 185 АСБГ(3×185)
ГПП-ТП4 210 864,2 50 35,7 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП5 310 1050,9 60,7 43,4 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП6 300 917,4 53 37,9 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП7 200 1011,9 58,5 41,8 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП8 170 1632,9 94,4 67,4 205 95 АСБГ(3×95)
ГПП-ТП9 410 958,3 55,4 39,6 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП9 230 961,3 55,6 39,7 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-БСК10 10 1800 104 74,3 205 95 АСБГ(3×95)
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 59
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
6 РОЗРАХУНОКСТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000В
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Основною причиною порушення нормального режиму роботи СЕП
є виникнення короткого замикання в мережі або в елементах електрообладнання
внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій обслуговуючого
персоналу.
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання, згідно ПУЕ
(розділ 1.4.9 – 1.4.13), є прийнята схема електропостачання та величина
потужності короткого замикання на шинах районної підстанції. Розрахункова
схема мережі і схема заміщення зображені на рисунках 6.1 і 6.2
Величинами вихідних даних для розрахунку струмів короткого замикання
є прийнята схема електропостачання, величина потужності короткого замикання
на шинах районної підстанції та конкретні дані елементів схеми заміщення.
ТП-1 ТП-7 ТП-3
Рисунок 6.1 - Розрахункова схема Рисунок 6.2 - Схема заміщення
розрахунку КЗ для розрахунку струмів КЗ
Для розрахункової схеми (рисунок 6.1) складаємо схему заміщення,
виходячи з розрахункових умов і враховуючи прийняті у стандарті [15]
припущення. Схему складаємо однолінійною.
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
- номінальна напруга енергосистеми UС=110 кВ:
- потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=2400 МВА;
- довжина повітряної лінії lл=80 км.
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту.
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі опори
схеми заміщення приводяться до базисних умов.
За базисні умови приймаємо:
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 60
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
За базисні умови приймаємо:
Sб 100 МВА, Uб1 115 кВ, Uб2 10,5 кВ .
S
Iб
б ,
3 Uб
100
Iб1 0,5кА,
3 115
100
Iб 2 5,5кА.
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях:
– електричної системи
S
Х б
с ,
Sк.з.
100
Х с 0,042 .
2400
– повітряної лінії 110, кВ
S
R б
пл r0л lл ,
U 2
б1
100
R пл 0,38 80 0,23;
1152
S
Xпл x 0л l
б
л ,
U2
б1
100
Хпл 0,06 80 0,036.
1152
– трансформатора ГПП
Uкз S
Хтр б ,.
100 Sн.тр
де Uкз – напруга короткого замикання трансформатора [8], %;
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 61
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
10,5 100
Хтр 1,05.
100 10
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках
В точці К1
Визначаємо сумарний реактивний і активний опір до розглядаємої точки к.з
і визначаємо повний опір
Струм короткого замикання в розглядаємій точці визначаємо за виразом
І
І б1
кз(К1) ,
Х 2 2
сум(К1) R сум(К1)
0,5
Ікз(К1) 2,06 кА ;
0,0782 0,232
Хсум(К1) Хс Хпл ,
Хсум(К1) 0,042 0,036 0,078;
R сум(К1) R пл ,
R сум(К1) 0,23.
Ударний струм короткого замикання в точці К1 визначаємо за виразом:
і уд(К1) 2 Ікз(К1) к уд(К1) ;
де куд – ударний коефіцієнт, що визначаємо за виразом
Rсум(К1)
3,14( )
Х
к уд(К1) 1 е сум(К1) ,
0,23
3,14( )
к 0,078
уд(К1) 1 2,718 1,13.
і уд(К1) 2 2,06 1,13 3,25 кА.
В точці К2
І
І б2
кз(К2) ,
Х 2 2
сум(К2) R сум(К2)
5,5
Ікз(К2) 4,78 кА.
1,1282 0,232
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 62
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Хсум(К2) Хс Хпл Х тр ,
Хсум(К2) 0,042 0,036 1,05 1,128;
R сум(К2) R пл ,
R сум(К2) 0,23.
Ударний струм короткого замикання в точці К2 визначаємо за виразом:
і уд(К2) 2 Ікз(К2) к уд(К2) ;
і уд(К2) 2 4,78 1,01 6,75кА,
Rсум(К2)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К2)
уд(К2) ,
0,23
3,14( )
к уд(К2) 1 2,718 1,128 1,01.
В точці К3
І
І б2
кз(К3) ,
Х 2 R 2
сум(К3) сум(К3)
5,5
Ікз(К3) 2,58кА.
1,192 1,772
Хсум(К3) Хс Хпл Х тр Х л1 ,
Хсум(К3) 0,042 0,036 1,05 0,062 1,19 ;
R сум(К3) R пл R л1 ,
R сум(К3) 0,231,54 1,77 .
Ударний струм короткого замикання в точці К3 визначаємо за виразом:
і уд(К3) 2 Ікз(К3) к уд(К3) ;
і уд(К3) 2 2,58 1,06 3,84 кА
Rсум(К3)
3,14( )
Х
к уд(К3) 1 е сум(К3) ,
1,77
3,14( )
к 1,19
уд(К3) 1 2,718 1,06.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 63
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
В точці К4
І
І б2
кз(К4) ,
Х 2 2
сум(К4) R сум(К4)
5,5
Ікз(К4) 3,08кА.
1,1892 1,332
Хсум(К4) Хс Хпл Х тр Х л2 ,
Хсум(К4) 0,042 0,036 1,05 0,0611,189 ;
R сум(К4) R пл R л2 ,
R сум(К4) 0,231,11,33 .
Ударний струм короткого замикання в точці К4 визначаємо за виразом:
і уд(К4) 2 Ікз(К4) к уд(К4) ;
і уд(К4) 2 3,08 1,05 4,53 кА
Rсум(К4)
3,14( )
Х
к уд(К4) 1 е сум(К4) ,
1,33
3,14( )
к уд(К4) 1 2,718 1,189 1,05.
В точці К5
І
І б2
кз(К5) ,
Х 2 2
сум(К5) R сум(К5)
5,5
Ікз(К5) 4,36 кА.
1,1842 0,4382
Хсум(К5) Хс Хпл Х тр Х л3 ,
Хсум(К5) 0,042 0,036 1,05 0,056 1,184;
R сум(К5) R пл R л3 ,
R сум(К5) 0,23 0,208 0,438.
Ударний струм короткого замикання в точці (К5) визначаємо за виразом:
і уд(К5) 2 Ікз(К5) к уд(К5) ;
і уд(К5) 2 4,36 1,02 6,2 кА
Rсум(К5)
3,14( )
Х
к сум(К5)
уд(К5) 1 е ,
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 64
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
0,438
3,14( )
к уд(К5) 1 2,718 1,184 1,02.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1.
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Точкак.з Хк, в.о. Rк, в.о. Zк, в.о. Ік.з. кА іуд. кА
К1 0,078 0,23 0,24 2,06 3,25
К2 1,128 0,23 1,15 4,78 6,75
К3 1,19 1,77 2,13 2,58 3,84
К4 1,189 1,33 1,78 3,08 4,53
К5 1,184 0,438 1,26 4,36 6,20
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ
Для розрахунку струму однофазного замикання на землю приймаємо
електричну схему трансформатора 110/10 кВ і складаємо схему заміщення
(рисунок 6.3 а; в) з струмом короткого замиканням в точці А. На базі цих схем
приводимо схему нульової послідовності (рисунок 6.4). Розрахунок ведемо у
відносних одиницях.
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної ліні визначаємо через
опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n, величина якого
залежить від конструктивного виконання лінії, згідно виразу
хл0 n xпл, (6.11)
де n - коефіцієнт вибирається залежності від типу монтажу лінії, n=3,5 для
одноланцюгової лінії без тросів.
х л0 3,5 0,036 0,13 .
А
Sк.з
а).
А
Хс Хл Хтр1 Хтр2
в).
Рисунок 6.3 – Електрична схема і схема заміщення для розрахунку
однофазного КЗ
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 65
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
А
Хс0 Хл0 Хтр1 0 Хтр2 0
Uл 0
Рисунок 6.4 – Схема для розрахунку опору нульової послідовності
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від схеми
з’єднання обмоток трансформатора - при схемі з’єднання зірка з нульовим
виводом-трикутник (рисунок 6.4) мають ті ж значення, як і прямої послідовності.
Однофазний струм короткого замикання на шинах 110 кВ заводської
підстанції визначаємо через трифазний струм КЗ
S1
к k S3
к , (6.12)
де к – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ, від шин районної
підстанції, 0 k 1,5 , при КЗ, у віддаленій точці (поблизу трансформатора
ГПП) k=1,5.
S1к 1,5 2400 3600 кВА.
Струм однофазного к.з., на шинах підстанції визначаємо виразом
1
I1
Sк
kc ,
3 U1
де U1 - номінальна напруга на шинах підстанції, U1=110 кВ.
1 3600
Ikc 18,9 кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи ( xco у відносних одиницях) визначаємо
з виразу
I1кc 3 1
;
Iб xc1 xc2 xco
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 66
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
з цього виразу находимо xС0
3 1 І
х б
со х х
(1) с1 с2 ,
Ікс
де хс1, хс2 – відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи,
хс1 хс2 хс .
3 1 5,5
х со 0,042 0,042 0,79 .
18,9
Згідно з рисунком 1.3 визначаємо результативний опір схеми нульової
послідовності для однофазного струму к.з, як паралельне з’єднання двох гілок
хо хсо хло хтр1о хтр2о
(0,79 0,13) (1,051,05)
х 0 0,6 .
(0,79 0,13) (1,051,05)
Струм однофазного к.з., у віддаленій точці визначаємо за виразом
1 3 1 I
І б
kA1 ;
хрез1 хрез2 хо
хрез1 хрез2 хс1 хл1 ;
х рез1 х рез2 х с1 х л1 0,042 0,036 0,078 ,
(1) 3 1 5,5
ІkА1 20,8 кА.
0,078 0,078 0,6
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 67
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
В розділи приводяться дані, які стосуються конструкції та особливості
компоновки як самої комплектної трансформаторної підстанції (КТП), так і
розподільчих установок високої і низької напруги. Вказується область
застосування КТП, основні вимоги до місць встановлення,характеристика
ізоляції, категорії розміщення тощо.
Приводяться основні параметри і характеристики КТП. Вказується склад
підстанції, при необхідності – особливості схеми головних кіл. Матеріали можуть
ілюструватися фрагментами розрізу підстанції (або іншими кресленнями) та
зображеннями окремих елементів підстанції.
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою
апаратурою є високовольтні вимикачі і роз'єднувачі.
Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо
обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою
таблиці 1.8, у якої в першу графу заносимо відповідні розрахункові дані, і графу
2 - відповідні каталожні дані, а графа 3 містить умови вибору апаратів.
Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії
ВГТ-110ІІ*-40/2500У1 з допустимим нижнім робочим значенням
температури оточуючого повітря - 45°С, допустимою швидкістю вітру до 40 м/с,
сейсмічності - до 9 балів та приводом пружинного типу.
Результати вибору зводимо в таблицю 7.1
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=110 кВ Uн=110 кВ Uн Uном
Iмах=65,1 А Iн=2500 А Ір Іном
іуд =3,25 кА Iм.м.ск.= 102 кА іу Іm.дин
Іnt =2,06 А Iвідкл. =40 кА Іn.t Івідкл
В І2 t 1022
В І2 t 3,252 0,0350,369 к m m В І2
к t ф t
к Т T
0,035 3,57
де ІТ – нормований струм термічної стійкості апарата;
Вк – тепловий імпульс струму короткого замикання;
Im.дин – амплітудне значення повного струму електродинамічної стійкості
вимикача;
tТ – нормований час термічної стійкості апарата.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 68
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [13].
Алгоритм вибору роз'єднувача відрізняється від алгоритму вибору
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка струму
відключення.
Попередньо по номінальним даним обираємо роз'єднувач серії РГН-
110/1000 УХЛ1.
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=110 кВ Uном=110 кВ Uн Uном
Iмах=65,1 А Iном=1000 А Ір Іном
іуд =3,25 кА Im.дин= 80 кА іу Іm.дин
ІТ 40 кА; tТ 3 с;
Іnt =2,06 кА 2
2 6 2 В І t
ІТ tТ 4800 10 В с к Т T
Остаточно, по даним таблиці 1.9 обираємо роз'єднувач серії РГН-110/1000
УХЛ1, який на протязі терміну експлуатації (30 років) не вимагає технічного
обслуговування [18].
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення
Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач навантаження
вакуумний типу NEO ВВ/N10M-630A з вбудованим електромагнітним приводом
[13].
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=10 кВ Uном=10 кВ Uн Uном
Iмах(ввід)=681,8 А Iном=1000 А Ір Іном
іуд =6,75 кА Im.дин= 52 кА іу Іm.дин
Іnt =4,78 кА Iвідкл. =20 кА Іn.t Івідкл
2 2 І
Т 20 кА; tТ 3 с;
В 2
к Іt tф 6,75 0,12 5,46
І2
Т tТ 6 2 Вк ІТ t1200 10 В с T
При розрахунках розрахункового струму ввідного вимикача 10 кВ значення
Ір визначаємо за співвідношенням
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 69
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Sрозр
Імах(ввід) ,
3 10,5
12385,1
Імах(ввід) 681,8 А.
3 10,5
При розрахунках розрахункового струму секційного вимикача 10 кВ
значення Ір визначаємо за співвідношенням
0,5 Sрозр
Імах(секційний) ,
3 10,5
0,5 12385,1
І
мах(секційний) 340,9 А.
3 10,5
Попередньо по номінальним даним обираємо секційний вимикач
вакуумний типу NEO ВВ/N10M-630A з вбудованим електромагнітним приводом
[13].
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=10 кВ Uн=10 кВ Uн Uном
Iмах(секційний)=340,9 А Iн=630 А Ір Іном
іуд =6,75 кА Iм.м.ск.= 52 кА іу Іm.дин
Іnt =4,78 кА Iвідкл. =20 кА Іn.t Івідкл
2 2 В 2
к Іm t 522
Вк Іt tф 6,75 0,125,46 m Вк І2
Т tT
0,12 324,4
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, згідно ПУЕ (розділ 1.6.6 – 1.6.8), вибираємо за
номінальною напругою, первинному та вторинному струмам, за родом
встановлення, конструкції, класу точності та перевіряємо на термічну стійкість
при короткому замиканні таблиця 6.1.
Попередньо обираємо трансформатор струму напругою 10 кВ типу ТШЛП-
10К
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 70
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 7.5 – Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн=10 кВ Uном=10 кВ
Iмах(ввід)=681,8 А Iном=1000 А
ідин kдин 2 Іном1
іуд =6,75 кА
30 1,4 1000 кА=42 103 кА
2 І 31,5 кА; t 4 с;
Вк І t Т Т
t ф 6,752 0,12 5,46
І2
Т tТ 3969 106 В2 с
Номінальний струм вторинної обмотки I2Н =5 А, допустима потужність S2Н
вторинної обмотки при cos = 0,8 клас точності 0,5 складає 15, ВА.
Сумарний опір приладів, Ом:
ΣS
прил
rприл , (7.1)
I 2
2Н
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної та
реактивної енергії та ін.),Sприл7 (ВА).
7
rприл 0,28 .
52
Опір контактів rк 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів, Ом:
S 2
r 2 Н I2 Н (rприл rк )
пров , (7.2)
I2
2 Н
15 52 (0,28 0,1)
rпров 0,22.
52
Довжина проводів lпров 25 м.
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp lпров25 м.
Переріз з'єднувальних проводів, мм2:
l ρ
F p
пров . , (7.3)
rпров .
25 0,02
Fпров 2,27.
0,22
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 71
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом F 2,5 мм2 .
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф .
rпров.ф rприл. rн 0,6 Ом,
0,2+0,28=0,48<0,6.
Якщо виконується умова тоді обраний трансформатор струму забезпечить
допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМИ–10–66УЗ. Розрахунок навантаження
основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
Потужність, що
Кількість cosφ споживається
Прилад Тип споживається
котушок
котушкою, Вт tgφ 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 0,077
Так як номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі
точності 0,5 S2H 120 ВА більше ніж Sф 0,077ВА, трансформатор напруги
буде працювати з допустимою похибкою.
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання, згідно ПУЕ (розділ 1.4.16 – 1.4.18), визначаємо за
співвідношенням [2]:
l tпр 4530 0, 2
Fmin 24 мм. (7.4)
С 83
де tпр – приведений час дії струмів КЗ, А;
tt∞ – ударний струм КЗ, що діє на вибраний нами відрізок лінії, кА;
С – коефіцієнт, що відповідає різниці теплоти, яка в провіднику після і до
короткого замикання (для кабелів з алюмінієвою жилою С = 85 ).
Приведений час можна визначити по виразу
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 72
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
tпр=tзах+tвідкл=0,08+0,12=0,2 с.
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії вимикаючої апаратури, с.
Розглянутий нами відрізок кабельної лінії (ГПП-ТП7), що має переріз F=35
мм2 повністю задовольняє умовам термічної стійкості, під час дії ударних струмів
к.з.
Аналогічно виконуємо перевірку інших відрізків високовольтних кабельних
ліній, що застосовуються в нашій роботі.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 73
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1000 В,
з якої найбільш поширена – напруга 380 В.
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори:
– вимоги до надійності електропостачання і резервування,
– режими роботи електроприймачів,
– розміщення їх по території цеху,
– номінальні струми та напруги,
– вплив мікроклімату виробничих приміщень.
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
За способами ізоляції мережі діляться на дві групи: такі, що виконані
голими проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і такі, що виконані
кабелями і ізольованими проводами (електропроводки).
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного призначення та
конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способів їх виконання
здійснюється при проектуванні на основі вивчення технології виробництва, умов
оточуючого середовища, вимог електробезпеки та пожежної безпеки згідно ПУЕ.
У цьому підрозділі бакалаврської роботи на основі всебічного аналізу і
виявлення основних визначальних факторів (таких, як, наприклад розміщення
технологічного обладнання на плані цеху, надійність електропостачання
електроприймачів, характер навантаження та її розподіл по площі цеху та багато
інших) вибирається конкретний вид схеми. Кожний вид схем має свою найбільш
доцільну область застосування.
На рисунку 8.1 приведена проста радіальна схема цехової електричної
мережі.
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 74
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми живлення
використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше розповсюдженні
змішані схеми, але для конкретного випадку саме така «рафінована» схема може
виявитися найбільш раціональною.
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
На промислових заводах близько 10% енергії, що споживається,
витрачається на електричне освітлення.
Правильне виконання освітлювальних установок сприяє раціональному
використанню електроенергії, поліпшенню якості продукції, знижує
втомлюваність працівників, зменшує кількість аварій та випадків травматизму.
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної та
електричної частин [9].
В світлотехнічній частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічаються найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні характеристики
освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Першим етапом проектування системи освітлення об’єкту є його аналіз,
необхідний для отримання повного уявлення про об’єкт освітлення. На другому
етапі обирається вид і система освітлення.
Норми освітлення побудовані на основній класифікації робіт, основною
ознакою яких є найменший розмір об’єктів, шинопроводів розрізняти в
залежності від розряду робіт, що виконуються; коректуються рівні освітленості,
якісні показники освітлювальних установок (показник засліпленості
(дискомфорту), пульсації освітленості, передача кольору, нерівномірність
розподілу освітленості) [9].
Світлотехнічна частина 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.
Штучне освітлення проектується двох видів: загальне і комбіноване, коли
до загального додається місцеве освітлення робочих місць. Якість і економічність
освітлювальних установок залежить від правильності вибору системи освітлення.
Систему загального освітлення застосовуються для освітлення всього
приміщення, в тому числі і робочих поверхонь. Загальне освітлення може
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним розміщенням
світильників під стелею освітлюваного приміщення. Освітлення з рівномірним
розміщенням світильників застосовують, якщо в виробничих приміщеннях
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 75
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
технологічне устаткування розміщене рівномірно по всій площі з однаковими
умовами зорової роботи і необхідно забезпечити рівномірне освітлення. Якщо в
приміщеннях є робочі поверхні, що вимагають різних умов освітлення, то для
створення на них необхідної освітленості світильники розміщують локалізовано,
залежно від розміщення робочих поверхонь або виробничого устаткування.
Локалізоване освітлення необхідно передбачати в приміщеннях із
стаціонарним крупним устаткуванням (венткамери, пічні відділення тощо), у
приміщеннях, де робочі місця розміщені групами, зосереджені на окремих
дільницях, а також у приміщеннях, на різних дільницях яких виконуються роботи
різної точності, що вимагають неоднакових рівнів освітленості.
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого) застосовують у
приміщеннях з точними зоровими роботами, які вимагають високого ступеня
освітленості. Освітленість робочих місць, що створюють світильники загального
освітлення при комбінованій системі, має становити 10% від нормованої для
комбінованого освітлення. Використання в приміщеннях тільки місцевого
освітлення нормами заборонено.
За функціональним призначенням електричне освітлення поділяють на
робоче, аварійне і спеціальне (чергове), охоронне, вказівне.
Робоче освітлення влаштовують в усіх приміщеннях. Воно створює на
робочих поверхнях нормовану освітленість.
Аварійне освітлення необхідне там, де при раптовому вимиканні робочого
освітлення можливі вибух або пожежа, масовий травматизм, тривале порушення
технологічного процесу, а також порушення роботи відповідних об’єктів
(водопостачання, вузли зв’язку, пожежні пости, електрощитові і т. 76тощо.). Це
освітлення називають аварійним освітленням для продовження роботи, воно має
створювати на робочих місцях 5% нормованого робочого освітлення при системі
загального освітлення, але не менш як 2 лк.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок освітлення цеху може проводиться методом світлового потоку
(методом коефіцієнту використання), або іншим відомим методом. Для прикладу
нижче приведено розрахунки методом світлового потоку:
к Е
Ф з min S z , (8.1)
N
де кз– коефіцієнт запасу, визначається за довідником [9];
Еmin – мінімальна освітленість, лк;
S– площа освітлювального приміщення, м2;
E
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z cp 1,11,15 ;
Emin
N – прийнята кількість світильників, шт.;
– коефіцієнт використання світлового потоку.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 76
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається по довідковим
таблицям в залежності від типу прийнятого світильника, коефіцієнтів відбиття від
поверхонь приміщення і від індексу приміщення “і”, останній визначається за
виразом
A B
i , (8.2)
(A B) h
де А, В, h – відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу світильника,
м.
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника не
повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не перевищувати
більше ніж на 20 % розрахункового значення. В противному разі змінюється
кількість світильників і розрахунок повторюється.
Приймаємо е Lв / h 1, тоді отримаємо відстань між світильниками
Lв е h. (8.3)
Розраховуємо кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад
розміщення світильників приведений на рисунку 8.2.
Після прийняття схеми розміщення світильників проводиться перевірка
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу
n
Фсв ei
Е i1 , (8.4)
1000 к3
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника, лм;
– коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників, 1,11,2;
n
e – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових ізолюкс,
i
i1
лк;
n – кількість врахованих світильників.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 77
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.2 – Приклад розміщення світильників цеху:
hc – відстань від стелі до світильника, Lв – відстань між світильниками,
l – відстань від крайнього ряду до стіни; Lа – відстань між рядами
Виконаємо розрахунок освітлення цеху методом світлового потоку.
Виходячи із розряду зорової праці, згідно ПУЕ (розділ 6.1.1 – 6.1.11), по нормам
освітленості [9] визначаємо освітленість системи загального освітлення цеху
Ен 200 лк.
К з Еmin S zFp , (8.5)
N К в
де Кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [9];
Emin – мінімальна освітленість, лк;
S – площа освітлювального приміщення, м2;
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z=1,1 – 1,15;
N – прийнята кількість світильників, шт;
Кв – коефіцієнт використання світлового потоку.
З таблиці 10.4 [9] приймаємо λе=Lв/h=1, тоді отримаємо відстань між
світильниками
Lв λе h, (8.6)
Lв 15,8 5,8 м.
Приблизну кількість світильників визначаємо за виразом
A B
N , (8.7)
L2
в
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 78
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
54 60
N 96,3 96 шт.
5,82
Коефіцієнт використання світлового потоку визначаємо по довідниковим
таблицям [22], в залежності від прийнятого типу світильника, коефіцієнтів
відбиття, від поверхонь приміщень і від індексу приміщення, що визначається за
виразом
А В
і ;
h(А В)
(8.8)
54 60
і 4,9.
5,8 (54 60)
де h – висота підвісу світильника, м.
1,6 200 3240 1,15
Fp 18476,9 лм.
96 0,67
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймаємо
світильник типу ПВЛМ з чотирма лампами Feron типу LB-65, Рл=0,065 кВт, що
має світловий потік Фл=4400 лм. Загальний світловий потік від світильника буде
становити Фсв=17600 лм.
Обрані лампи за світловим потоком відрізняється від розрахункового на
F
% cв Fр 18476,9 17600
100% 100% 0,04% (8.9)
Fр 17600
що є допустимо.
Згідно результатів проведеного розрахунку ми можемо зробити висновки,
що встановлена в приміщенні цеху світлова арматура загального призначення з
лампами типу LB-65 в повній мірі задовольняє вимогам СНіП ІІ-4-79, що до
загальних вимог освітленості в робочій зоні цеху.
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Відповідно до ПУЕ для живлення світильників загального освітлення
повинна застосовуватися напруга не вище 380/220 В змінного струму при
заземленій нейтралі і не вище 220 В змінного струму при ізольованій нейтралі і у
мережах постійного струму.
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище 220В,
що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від висоти їхньої
установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У приміщеннях з
підвищеною небезпекою і особливо небезпечних при установці світильників
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 79
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
загального освітлення з лампами розжарювання на висоті менше ніж 2,5 м при
відсутності спеціальної конструкції світильника (що виключає доступ до лампи
без застосування інструмента) використовується напруга не вище 42 В.
Світильник з люмінесцентними лампами на напругу 127–220 В
допускається встановлювати на висоті менше ніж 2,5 м від підлоги за умови
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових, натрієвих ламп, розрахованих на
напругу 380 В, і пускорегулюючих апаратів для газорозрядних ламп, що мають
спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з послідовним з’єднанням ламп),
застосовується напруга не вище 380 В, у тому числі фазна напруга системи
660/380 В із заземленою нейтраллю при дотриманні наступних умов:
- введення у світильник чи ПРА має виконуватися проводом або кабелем з
мідними жилами і ізоляцією, розрахованою на напругу не менше, ніж 660
В;
- забороняється вводити у світильник двох чи трьох проводів різних фаз
системи 660/380;
- нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою застосовуваної
напруги «380 В» при установці світильника в приміщеннях підвищеною
небезпекою і особливо небезпечних;
- забезпечення одночасного відключення усіх фазних проводів, що
вводяться у світильник; це стосується і багатолампових світильників
системи 380/220 В, за винятком світильників, які встановлюються в
приміщеннях без підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В в приміщеннях без
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною небезпекою і
особливо небезпечних. Допускається застосування напруги до 220 В для
світильників спеціальної конструкції: тих, що являються складовою частиною
аварійного освітлення, під’єднаного до незалежного джерела живлення; тих, що
встановлюються у приміщеннях з підвищеною небезпекою (але не особливо
небезпечних).
Для місцевого освітлення допускається застосовувати світильники з
люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В за умови неможливості
випадкових доторкань до їх струмоведучих частин. Застосування
люмінесцентних ламп місцевого освітлення в сирих, особливо сирих, жарких і
приміщеннях з хімічно активним середовищем допускається тільки в арматурі
спеціальної конструкції.
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в приміщеннях
з підвищеною небезпекою й особливо небезпечних має застосовуватись напруга
не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах – не вище 12 В.
Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати:
- необхідний рівень надійності живлення;
- регламентовані рівні напруги і постійність напруги джерела живлення;
- простоту і зручність експлуатації;
- економічність установки.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 80
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
У більшості випадків освітлювальні навантаження живляться від силових
цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ із заземленою нейтраллю
вторинної обмотки.
Використання самостійних освітлювальних трансформаторів обмежується
випадками, коли характер силового навантаження не дає можливості забезпечити
необхідну якість напруги, коли використовується для силових навантажень
напруга вище 380 В і коли система напруг 380/220 або 220/127 В неприпустима
для освітлювальної установки за умовами безпеки.
В освітлювальних мережах розрізняються лінії живлення та групові лінії.
Лінія живлення з’єднує джерело живлення з груповими щитками освітлення.
Групові лінії слугують для приєднання світильників до групових щитків.
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати захисту на
кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ струм захисних апаратів на
групових лініях не повинен перевищувати 25 А за винятком ліній, що живлять
лампи розжарювання одиничною потужністю 500 Вт і більше або газорозрядні
лампи потужністю 125 Вт і більше; у цьому випадку струм захисного апарата не
повинен перевищувати 63 А.
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рис. 8.3). Радіальні схеми використовуються при
високих навантаженнях групових щитків (близько 100–200 А) і забезпечують
більш високу надійність живлення. Магістральні схеми дозволяють
заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на розподільчих пунктах,
однак мають меншу надійність живлення. Змішані схеми одержали найбільше
поширення через їхню гнучкість.
Рисунок 8.3 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок:
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Для здійснення живлення освітлювальних установок обираю радіальну
схему для забезпечення високої надійності живлення.
Систему аварійного освітлення планується живити перехресним способом,
тобто від іншого трансформатора по відношенню до трансформатора робочого
освітлення (рисунок 8.4).
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 81
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.4– Схема живлення освітлювальних установок від
двотрансформаторної підстанції
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на
підставі світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості
світильників, тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА:
��роз = кп ∙ кдод ∙ ��ном , (8.10)
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, для ламп LB-65 кдод = 1,12 [9].
Згідно коефіцієнт попиту для дрібних будівель виробничого характеру
складає кп = 1,0.Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок
мережі аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
��роз = 1 ∙ 1,12 ∙ 0,26 = 28 кВт.
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за допустимим
струмом навантаження
Провідники освітлювальної мережі повинні задовольняти вимоги у
відношенні гранично допустимого нагрівання при нормальних режимах роботи.
Нагрівання провідників викликається проходженням по них електричного
струму.
Межі нагрівання суворо нормуються ПУЕ, при цьому кожному перерізу
проводу або кабелю в залежності від його конструкції і способу прокладання
відповідає допустимий нормований струм (Iдоп, А).
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 82
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
У практичних розрахунках користуються готовими таблицями з
допустимими тривалими навантаженнями, що нормовані ПУЕ і нормативною
документацією.
Зазначені таблиці складені для визначення температурних режимів повітря
і землі, що складають відповідно +25°С та +15°С. Якщо фактичні температури
відрізняються від табличних, користуються коефіцієнтами перерахунку, що
наведені в ПУЕ.
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є:
��доп > ��роз,
де ��роз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі.
Розрахунковий струм для трифазних мереж визначається за виразом:
��роз ∙ 10 ��роз ∙ 10
��роз = = , (8.11)
√3 ∙ �� ∙ cos �� 3 ∙ ��ф ∙ cos ��
л
де ��роз – розрахункова потужність, кВт;
��ф, ��л – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cos �� – коефіцієнт потужності, для ламп типу LB-65 – cos �� = 0,9.
28
Іроз 47,3 А.
3 0,38 0,9
Визначений показник струму використаємо для вибору кабельно-
провідникової продукції та комутуючого обладнання.
8.2.4 Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги
Даний метод розрахунку передбачає забезпечення допустимих рівнів
напруг на джерелах світла.
Зниження напруги щодо номінальної пов’язане зі зменшенням світлового
потоку світильників і, як наслідок, рівнів освітленості на робочих місцях.
Збільшення напруги щодо номінальної пов’язане з додатковою витратою
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо
важливе для ламп розжарювання.
Відповідно до ДСТУ СОУ НЕК 03.120.4-14:2021 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.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 83
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
У мережах 12–42 В допускаються втрати напруги до 10% Uном, якщо
рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша напруга ламп не повинна
перевищувати 105%Uном.
На затисках газорозрядних ламп напруга не повинна бути нижчою 90%Uном,
на інших лампах – не нижчою 88%Uном.
Величина допустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від
джерела живлення до найбільш віддаленої лампи повинна складати:
∆��м = ��хх − ∆��тр − �� ,
де ∆��м – допустима втрата напруги в мережі;
��хх – напруга неробочого ходу трансформатора (на 5% вища від
номінальної);
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі;
�� – мінімально допустима напруга на затисках лампи.
Розрахунок допустимої величини втрати напруги в освітлювальній мережі
в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися і в
іменованих одиницях (вольтах).
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається за виразом:
∆��тр = �� ∙ �� ∙ cos �� + �� ∙ sin �� , (8.12)
де �� , �� – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (��КЗ), %;
cos �� – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
�� – коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення розрахункового
навантаження трансформатора до його номінальної потужності).
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (%) визначаються за виразами:
100 ∙ ��КЗ
�� = ; (8.13)
��ном.тр
�� = ��КЗ − ��а , (8.14)
де ��КЗ – втрати потужності короткого замикання трансформатора, Вт;
��ном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без урахування
індуктивного опору провідників.
100 ∙ 8,5
�� = = 1,4 %;
630
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 84
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
�� = 5,5 − 1,4 = 5,32 %;
∆��тр = 0,87 ∙ (1,4 ∙ 0,9 +5,32 ∙ 0,44) = 3,1 %;
∆��м = 105 − 3,1 − 95,2 = 6,7 %.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається за виразом:
��
∆�� = , (8.15)
�� ∙ ��
де �� – момент освітлювальногонавантаження, кВт∙м;
�� – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника [13];
�� – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими
співвідношеннями.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для кожної
окремої ділянки:
�� = �� ∙ �� , (8.16)
де �� – відстань між лініями живлення світильників;
�� – потужність лінії.
Рисунок 4.1 – Схема підключення світильників
�� = �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� ;
�� = 6 ∙ 0,26 + 12 ∙ 0,26 + 18 ∙ 0,26 + 24 ∙ 0,26 + 30 ∙ 0,26 + 36 ∙ 0,26 + 42 ∙ 0,26
+ 48 ∙ 0,26 + 54 ∙ 0,26 = 70,2 кВт ∙ м;
70,2
∆�� = = 0,08 %.
54 ∙ 16,8
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 85
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
От же умова виконується, втрата напруги у найбільш віддаленій точці
перевищує 5%. Тому ми встановлюємо щиток освітлення в безпосередній
близькості від КТП і першої лінії освітлювальної мережі.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шинопроводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1 кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової
електричної мережі, номінальна напруга мережі Uном , результати розрахунку
навантаження цеху.
Для мереж напругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів короткого
замикання.
В цьому підрозділі необхідно визначити мережі та її елементи, що не
підлягають перевірці на економічну густину струму. Їх треба окремо
проаналізувати та обов’язково вказати ( у вигляді переліку або таблиці).
Вибір перерізу провідників здійснюється за таблицях [13] або згідно
технічної документації на них (що є більш прийнятним) . При цьому повинна
виконуватися умова
Ipоз Iдоп , (8.17)
де Iдоп – допустимий тривалий струм навантаження в кабелі, проводі и шині для
даного перерізу згідно ПУЕ.
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.3.12-1.3.15 і 1.3.22 ПУЕ, слід застосовувати
коефіцієнти, наведені в таблиці 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху слід також враховувати за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно ПУЕ.
Обраний переріз провідника по умовам нагріву довготривалим струмом
необхідно перевіряти за нагрівом струмом післяаварійного режиму відповідно до
схеми цехової мережі. Отримані дані заносяться у таблицю.
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів кабелів,
проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні забезпечувати
допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що нормуються стандартом
по якості електроенергії. Для кожної ділянки цехової мережі за розрахованим
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 86
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
півгодинним максимумом навантаження і значенням максимального пускового
або пікового струму вибирається переріз провідника, а також тип і значення
уставок апаратів захисту від ненормальних режимів в мережі: тривалих, не
передбачених перевантажень мережі і коротких замикань.
Вихідними даними для проведення розрахунків є:
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів захисту;
– Uном мережі;
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки мережі
Рmax ;
– пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми;
– номінальні потужності ЕП.
Вибір перерізу провідника пов’язаний з вибором апаратів захисту, тому
вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів виконується
спільно.
Потрібно врахувати вимоги ПУЕ щодо особливості вибору перерізу
провідників для мереж напругою до 1 кВ, а саме: акцентувати на те, які вимоги
та умови є визначальними – економічні, нагрів провідників, їх механічна
міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів КЗ.
Вказати, які силові мережі до 1 кВ згідно рекомендацій ПУЕ не підлягають
розрахунку по економічної густини струму.
Вказати, чи враховується фактор економічної густини струму зв’язку зі
спільним живленням силового та освітлювального навантажень
Вибір перерізів провідників за технічними умовами включає:
– вибір за умовою теплового нагрівання;
– за їх пропускною спроможністю та умовами захисту;
– за втратами напруги;
– за термічною стійкістю до струмів КЗ;
– механічну міцність;
– за умовою виникнення корони.
Необхідно оцінити вплив і врахування цих факторів при виборі
перерізу для кабельних і повітряних ліній, так як перелічені фактори по -
різному впливають залежно від номінальної напруги, конструктивного виконання
(кабель, шинопровід), призначення мережі (силова, рухливих ЕП, освітлювальна
тощо). Тому рішення слід приймати для кожного конкретного випадку на підставі
вимог і довідкових даних ПУЕ та інших нормативних документів.
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами нагріву
та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам щодо
гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а й
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих нерівномірностей
розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При перевірці на нагрів
приймається півгодинний максимум струму, найбільший з середніх півгодинних
струмів даного елемента мережі.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 87
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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 ( Іmax або Іроз ), від того, чи потрібно захищати мережу від
перевантаження чи ні, від температурних умов навколишнього середовища,
характеру приміщення і типу ізоляції провідника. Перш за все необхідно вибрати
марку провідника, визначитися з умовами його прокладки і потім виконувати
розрахунок.
Мінімально допустимий переріз провідника – такий переріз, при якому
провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює максимальній тривало
допустимій Qтр. доп , нагрівається струмом КЗ до гранично допустимої
температури за умовами термічної стійкості.
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне струмове
навантаження за півгодинний інтервал часу Imax Ipоз , обчислене за формулою
P
I роз
pоз = (8.18)
3 Uном cosφ
Вибір перерізу провідників виконується за таблицями гл.1.3 ПУЕ «Тривало
допустимі навантаження», при цьому повинна бути виконана умова
Imax Ipоз Iдоп , (8.19 )
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 88
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
де Ідоп – тривало допустимий струм навантаження на проводи, кабелі та шини
для даного перерізу за ПУЕ (або технічними характеристиками конкретних
виробів).
При прокладанні декількох кабелів і більше чотирьох проводів в одній
трубі, траншеї, лотку, коробі і т.п. в розрахункову формулу (8.14) вводиться
коефіцієнт Кпрокл , поправочний коефіцієнт на умови прокладки проводів і
кабелів
I
І max
доп . (8.20)
Кпрокл
Згідно ПУЕ допустимі тривалі струми для кабелів, які прокладають у
блоках, слід визначати за емпіричною формулою
Iдоп.бл a b c Iдоп , (8.21)
a, b, c – поправочні коефіцієнти (табл. ПУЕ)
Поправочні коефіцієнти застосовуються до груп однотипних проводів і
кабелів, що мають однакову допустиму температуру нагрівання.
За відсутності спеціальних вимог необхідно виконувати такі вказівки:
Площа поперечного перерізу нейтрального провідника повинна бути,
принаймні, рівною площі поперечного перерізу лінійних провідників у наступних
випадках:
– в однофазних двопровідникових колах, незалежно від площі поперечного
перерізу провідника;
– в багатофазних колах, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників - менше або дорівнює 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію;
– в трифазних схемах, де частка струмів третьої гармоніки і гармонік,
кратним трьом, лежить в межах від 15 % до 33 %.
Для багатофазних кіл, де площа поперечного перерізу лінійних провідників
більше, ніж 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію, площа поперечного перерізу
нейтрального провідника може бути нижче площі поперечного перерізу лінійних
провідників (звичайно не нижче 50 %), якщо виконуються одночасно такі умови:
– навантаження кола в нормальному режимі розподілено рівномірно між
фазами, третя гармоніка не перевищує 15% струму лінійного провідника;
– нейтральний провідник захищається від надструмів;
– площа поперечного перерізу нейтрального провідника – не менш 16 мм2
по міді або 25 мм2 по алюмінію.
Відносно нульових робочих провідників в чотирипровідній системі
трифазного струму ПУЕ містить наступне формулювання: вони повинні мати
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 89
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
провідність не менше ніж 50 % провідності фазних провідників; у необхідних
випадках вона має бути збільшеною до 100 % провідності фазних провідників.
Вибір струмоведучих частин
Основним завданням розрахунку цехових електричних мереж є вибір
перерізу кабелів, проводів шино проводів і захисних апаратів згідно ПУЕ (розділ
2.1.31 – 2.1.51).
Для мереж напругою до 1000 В основними вимогами, що визначають вибір
перерізу провідників, є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів
провідників, механічна міцність, втрата напруги, термічна стійкість до струмів
КЗ.
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в
цілому за співвідношенням
Р
Ір
Н , (8.24)
3 Uн cos
де Рн - номінальна потужність згідно з завданням, кВт ; Uн= 0,38кВ.
Умовами вибору ліній живлення [5, 6] є виконання співвідношення
Ір Ку.н ІН.ДОП.Л ,
де І НДОПЛ - допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
Куп - коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21 ПУЕ.
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (таблиця 1.3.3 ПУЕ), умова
прийме вид
ІН.ДОП.Л Іmax1,25Ip .
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі живлення
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.1.
Таблиця 8.1 – Розрахункова таблиця вибору ліній живлення цеху
Р I , I
Назва споживача н р max., Iн.доп.л
Марка
кВт А А А
1 2 3 4 5 6
Тельфер 7,5 14,6 18,3 19 АВВГ(4×2,5)
Розмотуючий верстат 5,2 9 11,2 19 АВВГ(4×2,5)
Розтяжний верстат 56 101,4 126,8 135 АВВГ(3×35)+(1×16)
Намотувальний верстат 4,2 8 10 19 АВВГ(4×2,5)
Плетільний верстат 86,6 149,7 187,1 200 АВВГ(3×70)+(1×35)
Контактний зварювальний апарат 5,5 8,9 11,1 19 АВВГ(4×2,5)
Ванна знежирення 3,6 6,7 8,3 19 АВВГ(4×2,5)
Верстат прохідного анодування 48,7 78 97,5 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Промивочна ванна 1,4 2,6 3,3 19 АВВГ(4×2,5)
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 90
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 8.1
1 2 3 4 5 6
Вентилятор витяжний 5 9,5 11,9 19 АВВГ(4×2,5)
Вентилятор приточний 17 30,1 37,6 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Насос холодної води 5,2 9,3 11,6 19 АВВГ(4×2,5)
Прес 3,8 6,4 8 19 АВВГ(4×2,5)
Щиток освітлення ЩО 28 47,3 59,1 65 АВВГ(3х10)+(1х6)
Конденсаторна установка 100 152 190 200 АВВГ(3×70)+(1×35)
Однофазні електроприймачі
Автомат зварювальний 7,2 26,3 28,9 34 АВВГ(2х2,5)
Термопрес 7,2 45,5 50,1 80 АВВГ(2х10)
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); номінального струму автоматичних
вимикачів, та струму теплових розчіплювачів, які захищають приєднанні
електроприймачі; сумарного струму Ір РП споживачів, що приєднані до РП, який
визначається за виразом
Ір.РП ІН КН,
де Кн - коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку Кн = 0,7.
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [2], за умовами
Ір.РП ІН.ДОП
Вибрана кабельно-провідникова продукція, живлення споживачів цеху,
прокладена в кабельних каналах підлоги цеху.
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної має
становити не більше 5 % Uном . Для освітлювальних мереж промислових
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від 5 до
2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення 5 % Uном .
Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту асинхронних
електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його зменшення
може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення зниження напруги
призводить до різкого зменшення світлового потоку.
Розрахунок цехової мережі за умовами допустимої втрати напруги і
побудова епюри відхилення напруги виконується для кола ліній від шин ГПП або
ЦРП до затискачів одного найбільш віддаленого від цехової ТП або найбільш
потужного ЕП для режимів максимальних і мінімальних навантажень
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 91
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
(визначається з добового графіка навантажень), а в випадку
двохтрансформаторної підстанції – і післяаварійного.
Як відомо, існує залежність r0 i x0 від перерізу проводів і кабелів, якою
можна скористатися при розрахунках.
Як правило у розрахунковому ланцюгу «ГПП – найбільш віддалений
потужний споживач» присутня трансформаторна підстанція ТП.
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.4.
Рисунок 8.4 – Розрахункова схема
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути не нижче 0,95 ∙ ��ном. В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах ТП не повинна перевищувати 5%
номінальної напруги, тобто �� ∙ �� ≤ 5%.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
m
U E
1 m Uтр Uм U
сп 5,
i1
де Еm – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
ΔUтр – втрата напруги в трансформаторі, %;
n
Uм - сумарна втрата напруги в лініях до споживача, %;
i1
n- кількість послідовних магістралей до споживача;
ΔUсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
– 5% - припустиме усталене відхилення напруги згідно [11]:
δ U1 15 3,42 14,9 5 8,4 5% U н 525 В
Величину ΔUтр (%) знаходимо за виразом
S
ΔU м
тр (U a cos φ U
S p sin φ),
н.тр
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 92
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
де Sм - максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора, кВ;
Sнтр - номінальна потужність трансформатора, кВА;
100 ΔP
U кз
a - активна складова напруги к.з трансформатора, %;
Sн.тр
Up U2 2
кз Ua - реактивна складова напруги к.з трансформатора, %.
958,3
ΔU тр (0,93 0,95 4,4 0,31) 3,42 В.
630
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги
δ U2 Em к з (ΔU тр ΔUм ) ΔUcп 5% .
де кз = 0,3 - коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень;
+ 5 % - припустиме усталене підвищення напруги від Uн=19 В, згідно [11].
δ U 2 15 0,3 (3,42 14,9) 5 4,47 5% U н 525 В
Згідно виконаних розрахунків ми маємо можливість пересвідчитись, що
можлива зміна навантаження цехового трансформатора ні як не буде
відображатися на зміні величини потенціалу напруги у найвіддаленішого
споживача.
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф та інш.).
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма внутрішніми
електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на єдиній
конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних приєднань тощо.
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб з
врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних
комплектних установок.
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ необхідно
здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність робочій напрузі і
струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі, заданому класу точності,
умовам експлуатації тощо), так і за умовами роботи в разі короткого замикання з
урахуванням термічних і електродинамічних впливів, комутаційної
спроможності.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 93
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик (кількості приєднаних електроприймачів, сумарного струму
І роз, РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). І роз, РП визначається за виразом
І роз, РП = Іном КП , (8.41)
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання
автоматичних вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом автоматичних
вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають приєднанні
електроприймачі.
Далі за довідковими даними обирається конкретний тип НКУ, вказуються
його технічні характеристики, включаючи напругу, номінальний струм, апарати
захисту тощо, у тому числі конструктивне виконання та особливості
застосування.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); номінального струму автоматичних
вимикачів, та струму теплових розчіплювачів, які захищають приєднанні
електроприймачі; сумарного струму Ір РП споживачів, що приєднані до РП, який
визначається за виразом
Ір.РП ІН КН,
де Кн - коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку Кн = 0,7.
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [2], за умовами
Ір.РП ІН.ДОП
Таблиця 8.2 – Вибір перерізу ввідних кабелів РП
Найменування РП Ір.РП ,А Іmax ,А ІН.ДОП.Л ,А Марка
1 2 3 4 5
Розподільчий пункт РП-1 369,8 462,2 480 2АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-2 355,2 444 480 2АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-3 268,5 335,6 345 АВВГ(3×185)+(1×95)
Розподільчий пункт РП-4 57 71,2 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Розподільчий пункт РП-5 268,5 335,6 345 АВВГ(3×185)+(1×95)
Розподільчий пункт РП-6 57 71,2 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Розподільчий пункт РП-7 268,5 335,6 345 АВВГ(3×185)+(1×95)
Розподільчий пункт РП-8 160 200 200 АВВГ(3×70)+(1×35)
Вибрана кабельно-провідникова продукція, живлення споживачів цеху,
прокладена в кабельних каналах підлоги цеху.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 94
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання мережі до 1000В
Розрахунок струмів короткого замикання в цехових мережах, тобто
мережах напругою до 1000 В має свої особливості, які регулюються
міждержавним стандартом [15] та керуючими вказівками [13].
При розрахунку струму трифазного КЗ в установках напругою до 1 кВ варто
враховувати не тільки індуктивні й активні опори всіх елементів
короткозамкненого ланцюга, але й активні опори всіх перехідних контактів у
цьому ланцюзі (на шинах, на уведеннях і висновках апаратів, рознімні контакти
апаратів і контакт у місці короткого замикання).
Для обраної ділянки мережі 0,38 кВ розрахункова схема та схема заміщення
схема, що призначені для розрахунку струмів короткого замикання, приведені на
рисунок 8.5.
Величину струму к.з, визначаємо за виразом
(3) U
І 0
к.з. ,
3 Z
де U0 – напруга х.х вторинної обмотки трансформатора, В, U0=1,05.Uн;
Z – повний опір до точки к.з.
Для визначення трьохфазного струму к.з. в першій контрольній точці (К1),
спочатку визначимо опори елементів її схеми заміщення, згідно рисунку 8.5.
Рисунок 8.5 - Розрахункова схема і схема заміщення прямої
послідовності частини мережі 0,38 кВ
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 95
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Активну складову опору трансформатора rтр (Ом) розраховуємо за виразом
згідно [13]
Р 103
r к.з
тр ,
3 І2
н.тр
де ΔРкз – потужність к.з. трансформатора [13], кВт;
5,9 103
rтр 0,0021 Ом.
3 958,3
Ін.тр – номінальний струм вторинної обмотки трансформатора, А.
S
І н.тр 103
н.тр ,
3 Uн
630
Ін.тр 103 958,3 А.
3 380
Повний опір дорівнює
U 2 3
z к.з. Uн 10
тр ,
100 Sн.тр
4,5 3802 103
z тр 0,0103 Ом.
100 630
Індуктивна складова опору трансформатора
х z2
тр тр r2
тр ,
х тр 0,01032 0,00212 0,0101 Ом.
Визначимо повний опір схеми заміщення до точки короткого замикання К1
n 2 m
Z
(К1) ri xi ,
i1 i1
2 2
Z(К1) rтр rав rтс rш rпр хтр хав хтс хш ,
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 96
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
0,0021 0,00014 0,00002 0,00003 0,000082
Z(К1) 0,01 Ом.
0,0101 0,00008 0,00002 0,0000142
Величину струму к.з, в розрахунковій точці К1 визначаємо за виразом
І(3) U
0
к.з.(К1) ,
3 Z
де U0 – напруга х.х вторинної обмотки трансформатора, В, U0=1,05.Uн;
Z – повний опір до точки к.з.
532
І(3)
к.з.(К1) 29,4 кА.
3 0,01
Для визначення струму к.з, в розрахунковій точці К2, до опорів точки К1
додамо сумарні опори точки К2, згідно виразу
2 2
Z(К2) r(К1) rш rав rл rав rпр х(К1) хш хав хл хав ,
2
0,00237 0,0001 0,0001 0,0223 0,00017 0,00008
Z(К2) 0,0123 Ом. .
2
0,0101 0,00013 0,00025 0,0000306 0,00065
де активний rл (Ом) і індуктивний хл (Ом) опір кабельної лінії знаходимо за
l 103
виразами r л
л ,
F
де lл – довжина кабельної лінії, км;
γ – провідність матеріалу, (АL=0,032 км/Ом.мм2);
F – поперечний перетин провідника, мм2.
0,005 1000
rл 0,0223 Ом
32 70
хл lл х0 ,
х л 0,005 0,0000057 0,0000306 Ом.
Величину струму к.з в розрахунковій точці К2 визначаємо за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 97
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
І(3) U0
к.з.(К2) ,
3 Z(К2)
532
І (3)
к.з.(2) 18,7 кА.
3 0,0123
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави 3.1
ПУЕ [2].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
– збільшення струму внаслідок перевантаження;
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
– збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
У підрозділі повинно бути ретельно проаналізовано і вказані всі мережі, що
захищаються від перевантаження.
Вказується окремі мережі, у яких забороняється встановлення апаратів
захисту.
Приводяться критерії, за якими допускається відмовлятися від
застосування захисту провідників від перевантаження.
Повинен бути наведений перелік мереж, що згідно ПУЕ мають бути
захищеними від перевантаження, у тому числі силові і освітлювальні мережі,
мережі всередині приміщень (залежно від способу прокладення та характеристик
ізоляції).
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Захист кабельних ліній, що живляться РП та окремі електроприймачі, як
правило, здійснюється автоматичними вимикачами.
Умовами їх вибору є вирази
Ін.т.р 1,1 Ір;
Ін.е.р 1,25 Іп ;
де Ін.т.р.,Ін.е.р. - номінальний струм відповідного теплового та електромагнітного
розчіплювача, А;
Іп – пікове навантаження, Іп=(5-7.Ір), А.
При виборі типу вимикача орієнтуємося попередньо на апарати виробництва
компанії ВА . Ці автоматичні вимикачі, призначені для групового захисту
розподільчих пунктів, мають дві системи захисту — електротеплову і
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 98
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
електромагнітну, та виконані згідно ГОСТ 14254-96 зі ступенем захисту не нижче
ІР30.
Для автоматичних вимикачів, що виконані в стандарті DIN, струм
електромагнітного розчіплювача в залежності від характеристики (С, В чи
D)виконується співвідношення:
Ін.е.р (3...5) Ін.т.р; Ін.е.р (5...10) Ін.т.р або Ін.е.р (10...14) Ін.т.р.
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.3.
Таблиця 8.3 – Розрахунок та вибір позиційних автоматичних вимикачів 0,4 кВ
І , 1,1. І Тип І , І , І ,
Найменування обладнання р р н н.т.р н.е.р
А А апарату А А А
1 2 3 4 5 6 7
Тельфер 14,6 16,1 ВА47-29 63 20 500
Розмотуючий верстат 9 9,9 ВА47-29 63 10 500
Розтяжний верстат 101,4 111,6 ВА88-32 125 125 1250
Намотувальний верстат 8 8,8 ВА47-29 63 10 500
Плетільний верстат 149,7 164,7 ВА88-35 250 250 2500
Контактний зварювальний апарат 8,9 9,8 ВА47-29 63 10 500
Ванна знежирення 6,7 7,3 ВА47-29 63 10 500
Верстат прохідного анодування 78 85,8 ВА47-100 100 100 1000
Промивочна ванна 2,6 2,9 ВА47-29 63 3 500
Вентилятор витяжний 9,5 10,5 ВА47-29 63 13 500
Вентилятор приточний 30,1 33,1 ВА47-29 63 40 500
Насос холодної води 9,3 10,2 ВА47-29 63 13 500
Прес 6,4 7,1 ВА47-29 63 8 500
Щиток освітлення ЩО 47,3 52 ВА47-29 63 63 500
Однофазні електроприймачі
Автомат зварювальний 26,3 28,9 ВА47-29 63 63 315
Термопрес 45,5 50,1 ВА47-29 63 32 160
Розподільчі пункти
Розподільчий пункт РП-1 369,8 406,8 ВА88-40 800 500 8000
Розподільчий пункт РП-2 355,2 390,7 ВА88-37 400 400 4000
Розподільчий пункт РП-3 268,5 295,3 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-4 57 62,7 ВА47-29 63 63 500
Розподільчий пункт РП-5 268,5 295,3 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-6 57 62,7 ВА47-29 63 63 500
Розподільчий пункт РП-7 268,5 295,3 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-8 160 176 ВА88-35 250 200 2500
Конденсаторна установка 152 167,2 ВА88-35 250 200 2500
Вибрані,згідно ПУЕ (розділ 1.4.19 – 1.4.22), автоматичні вимикачі
встановлені сталевих шафах силових РП, що знаходяться в безпосередній
близькості від сформованих груп технологічного електрообладнання.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 99
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряються за захищеність за умовою:
��сх ∙ ��доп ≥ ��зах ∙ ��зах,
де ��сх – поправочний коефіцієнт; для умов цеху ��сх = 1;
��доп – тривалий допустимий струм провідника, А;
��зах – коефіцієнт захисту; для теплового розщіплювача ��зах = 1;
��зах- струм спрацьовування апарату захисту, А.
Для прикладу перевіримо лінію, для якої Ір=149,7 А, Ідоп.л=250 А.
1 ∙ 250 ≥ 1 ∙ 250 А
Таким чином мережа захищена.
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції
Оскільки серед електроприймачів цеху, як правило, відсутні
електроприймачі, що значно впливають на якість електроенергії, то обрану
цехову мережу перевіряють на допустимі відхилення напруги у споживачів.
Хід розрахунків залежить від схемі електропостачання цеху, але в цілому
виконується в наступному порядку.
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути нижче 0,95 Uном . В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах 0,4 кВ ТП не повинна
перевищувати 5 % номінальної напруги, тобто U1 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30 % від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
згідно ДСТУ EN IEC 61000-4-11:2022
т
U1 Ет UТ Uм Uсп 5,
i1
де Ет – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
UТ – втрата напруги в трансформаторі, %;
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 100
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
n
Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача, %;
i1
n – кількість послідовних магістралей до споживача;
Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
5 % – припустиме усталене відхилення напруги згідно 13.
При необхідності, може бути задіяна «добавка» UT , яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» UT регулюється зміною
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта трансформації,
за співвідношенням
W
U2 U 2
1 .
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі. Значення
UT , залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.7.
Таблиця 8.7
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
0 5,0 5,25
-2,5 7,5
-5,0 10 10,8
Нами проведено розрахунок втрат напруги у мережі 10 і 0,38 кВ: а саме –
п. 5.2 (Розрахунок перерізу розподільчих мереж) і п. 8.3.3 (Розрахунок
електричної мережі за втратами напруги).
Так як відхилення по напрузі нами не виявлено, то нема потреби у зміні
відгалужень трансформатора.
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного обладнання
підвищується якість систем електропостачання, надійність її роботи, зручність і
безпека обслуговування, забезпечується швидке розширення та мобільність
електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер електричних
апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення утворюються
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 101
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
простими у будівельному відношенні. Повністю закриті комплектні установки
можна розташовувати безпосередньо у виробничих приміщеннях без
улаштування будівельних оболонок.
На рисунку 8.6 приведена комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування.
Рисунок 8.6 – Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо
комплектну трансформаторну підстанцію 2КТП Харківського електротехнічного
підприємства.
Обрана двотрансформаторна підстанція 2КТП–630/10/0,4 УЗ призначена
для надійного електропостачання промислових об’єктів, має потужність
трансформаторів 630 кВ∙А, з захистом і автоматикою.
Склад підстанції 2КТПЦ-630/10/0,4-04 У3:
– Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН).
– Силовий трансформатор.
– Кожух виводів силового трансформатору.
Розподільча установка низької напруги (РУНН), що складається з
наступного обладнання:
– шафа вимикача робочого вводу;
– шафа секційного вимикача;
– шафа ліній, що відходять;
– шафа автоматизованої конденсаторної установки;
– шафа управління.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 102
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Шинна перемичка, зібрана з вказаних окремих блоків комплектна
трансформаторна може бути виконана як однорядною, так і дворядною. З
врахуванням особливостей цеху, обираємо компактне дворядне виконання.
Для прикладу на рисунку 8.7 приведено загальний вид шафи секційного
вимикача, на рисунку 8.8 – загальний вид шафи управління.
Рисунок 8.7 – Загальний вид шафи Рисунок 8.8 – Загальний вид шафи
секційного вимикача: управління:
1 – шафа секційного вимикача; 2 – відсік 1 – шафа управління; 2 – відсік збірних шин;
збірних шин; 3 – клапан розвантаження; 3 – клапан розгрузки; відсік клемного блоку;
4 – відсік клемного блоку; 5 - відсік 5 – відсік релейного блоку; 6 – відсік шинок
секційного вимикача; 6 – відсік релейного управління
блоку;
7 – відсік шинок управління; 8 – відсік шин
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії ТМ
(трансформатор масляний), що виготовляється у герметичному гофробаку і не
потребує обслуговування на протязі всього терміну експлуатації. Загальний вид
трансформатору серії ТМ приведено на рисунку 8.9.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 103
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.9 – Загальний вид трансформатору серії ТМГ
Конструкція і компоновка трансформаторної підстанції 2КТПЦ-
630/10/0,4-04 У3 приведено на графічної частини дипломної роботи.
Для нашого конкретного випадку обрана однорядна компоновка підстанції,
що більш відповідає реальним умовам цеху, для якого проектується система
План КТП наведений на аркуші 7 (Компоновка КТП) графічної частини
випускної роботи.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 104
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Удосконалення технології ерозійного
захисту тросів ліфтів
9.1. Загальні відомості про корозійний захист металевих конструкцій
шляхом гальванічного осадження цинкових покриттів
Корозія металів — процес руйнування металів і сплавів внаслідок хімічної
або електрохімічної взаємодії із зовнішнім середовищем, в результаті якої метали
окислюються і втрачають властиві ним властивості. Щорічно в світі в результаті
корозії втрачається 10...15% металу, що виплавляється, або 1...1,5% всього
металу, накопиченого і експлуатованого людиною. Найбільшою мірою корозії
піддаються чорні метали (сталь і чавун).
Хімічна корозія — руйнування металів і сплавів в результаті окислення при
взаємодії з сухими газами (О2, SO2 тощо) при високих температурах або з
органічними рідинами — нафтопродуктами, спиртом і тому подібне.
Електрохімічна корозія — руйнування металів і сплавів у воді і водних
розчинах. Для розвитку корозії досить, щоб метал був просто покритий
якнайтоншим шаром адсорбованої води (волога поверхня). Із-за неоднорідності
будови металу при електрохімічній корозії в нім утворюються гальванічні пари
(катод - анод), наприклад між зернами (кристалами) металу, що відрізняються
один від одного хімічним складом. Атоми металу з анода переходять в розчин у
вигляді катіонів. Ці катіони, з'єднуючись з аніонами, що містяться в розчині,
утворюють на поверхні металу шар іржі. В основному метали руйнуються від
електрохімічної корозії.
Для підвищення довговічності і збереження декоративності
металоконструкції захищають від корозії. Сутність більшості способів захисту
від корозії — запобігати поверхні металу від проникнення до неї вологи і газів
шляхом створення на ній металозахисного шару. Існують й інші методи,
наприклад електрохімічний захист, за допомогою установки прожектора з
активнішого металу на металоконструкцію, що захищається.
Найбільш простий, але недовговічний метод захисту металу — нанесення
на його поверхню водонепроникних неметалічних покриттів (бітумних, масляних
і емалевих фарб). Останніми роками все більше застосування знаходить метод
захисту від корозії покриттям металу тонким шаром пластмаси.
Захистити метал від корозії можна також, покриваючи його шаром іншого
більш корозійностійкого металу: оловом, цинком, хромом, нікелем тощо.
Захисний шар металу наносять шляхом нікелювання, хромування, лудіння,
цинкування і свинцування. Покриття цинком використовують для захисту від
корозії заставних деталей залізобетонних виробів, водопровідних труб,
покрівельної жерсті. Захисний шар наносять термічним (зануренням в розплав
металу або розпилюванням розплаву) або гальванічним (електролітичним
осадженням із розчину солей) методом.
Гальванічне покриття – це металева плівка завтовшки від долів мікрона до
десятих долів міліметра, що наноситься на поверхню неметалевих і металевих
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 105
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
виробів методом гальваніки для додання ним твердості, зносостійкості,
антикорозійних, антифрикційних, декоративних властивостей.
Зміна характеристик поверхневих шарів неметалевих і металевих виробів
набуває велику актуальність. Сучасні вимоги до надійності устаткування при
збільшенні навантажень на нього, необхідність в захисті металевих деталей від
агресивних середовищ і дуже високих або, навпаки, низьких температур
призводять до зростаючого інтересу всіх областей промисловості до застосування
гальванічних покриттів.
Понад усе гальванічні покриття знаходять застосування в автомобілі і
суднобудуванні, будівництві, авіаційній, радіотехнічній і електронній
промисловості.
Гальванічні покриття основані на електрокристалізації – електрохімічному
осадженні на катоді (в ролі якого виступає основний виріб) позитивно
заряджених іонів металів при пропусканні через водний розчин їх солей
постійного електричного струму. При цьому солі металів розпадаються на іони
під впливом електричного струму прямують до різних полюсів: негативно
заряджені – до анода, а позитивно заряджені іони металу – до катода, тобто до
виробу, поверхневий шар якого ми хочемо змінити нанесенням гальванічного
покриття.
Одна з найважливіших функцій анодів в цій системі – заповнювати іони,
що розряджаються на катоді, тому якість металу, що грає роль анода, повинна
бути дуже високою, з мінімальною кількістю сторонніх домішок. На практиці
аноди, за рідким винятком, виготовляють з металу, шар якого хочуть отримати як
гальванічне покриття. Процеси хромування, золочення, платинування, родування
й інші протікають з нерозчинними анодами з металу або сплаву, стійкого в
даному електроліті.
Електроліти на основі простих з'єднань простіші і дешевші, але при
отриманні якісних гальванічних покриттів з дрібнокристалічною структурою і
рівномірною товщиною на всіх ділянках виробів складної форми застосовують
електроліти на основі комплексних з'єднань або на основі простих солей з
добавками поверхнево-активних речовин. Для збереження постійності складу
електроліту введення солей або інших з'єднань металу, що облягає, здійснюється
періодично.
Всі електрохімічні процеси отримання гальванічних покриттів проводять в
гальванічних ваннах, футерованих свинцем або вініпластом, поліпропіленом, або
іншого матеріалу, залежно від розміру ванни і агресивності електроліту. Ванни,
для отримання гальванічних покриттів бувають стаціонарними,
напівавтоматичними (вироби в такій ванні обертаються або переміщаються по
колу або підковоподібно) або є цілим комплексом, в якому автоматично
проводиться завантаження, вивантаження і транспортування виробів уздовж ряду
окремих ванн.
Міцність зчеплення гальванічних покриттів з основним виробом
забезпечується, перш за все, ретельною підготовкою поверхні, очищення
поверхні від оксидів і жирових забруднень шляхом механічної піскоструминної
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 106
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
обробки, і хімічною обробкою або знежиренням, видаленням шорсткості
шліфуванням і поліруванням.
Покриття вживані в гальваніці дуже різноманітні. При виборі слід
враховувати призначення і матеріал деталі, умови експлуатації виробу, що
покривається, призначення і необхідні властивості покриття, спосіб його
нанесення, допустимість контактів металів, що сполучаються, і економічну
доцільність застосування гальванічного покриття.
Гальванічні покриття можуть забезпечувати підвищену корозійну стійкість
(оцинкуванням, хромуванням, лудінням, свинцуванням), зносостійкість
поверхонь (хромуванням, залізненням), захисно-декоративну функцію обробки
поверхні (мідненням, нікелюванням, хромуванням, срібленням, золоченням,
анодуванням). Гальванічні покриття виробів з полімерів, оргскла, пластика або
композиту застосовуються для надання естетичному вигляду, збільшення
міцності поверхні виробу, доданню деталям електропровідних властивостей.
Останнім часом для підприємств все гостріше встає питання по збільшенню
терміну служби виробів, що випускаються. Одним з найбільш ефективних
способів досягнення цієї мети є нанесення захисного цинкового покриття. Тому,
в даному цеху буде застосований технологічний процес гальванічного
цинкування з метою забезпечення максимальної корозійної стійкості до
агресивного середовища, а також із-за відносно невисокої собівартості самого
процесу оцинковування.
Володіючи стаціонарним потенціалом на 0,2-0,3 мВ більш негативним, ніж
залізо, цинк при дії агресивних середовищ (у вигляді електролітів) повільно
розчиняється за рахунок електрохімічних реакцій при постійному оновленні
захисних пасивних плівок, захищаючи, тим самим, феритну підкладку. Таким
чином, цинкове покриття виконує роль протектора, що «розмазав» по поверхні
виробу, що захищався. За останні декілька десятиліть цинкове покриття
продемонструвало високі споживчі якості, що дозволяють використовувати його
практично у всіх сферах промисловості. Термін служби оцинкованого виробу
навіть в промислово-приморській атмосфері може досягати 30 років, а
збільшення життєвого циклу з'єднань допомагає скоротити витрати на ремонт і
обслуговування. Залежно від призначення і характеристик виробів
використовують різні способи нанесення покриттів, кожен з яких має свої
переваги і недоліки. Сьогодні у підприємств існує широкий вибір технологій
цинкування продукції. Разом з технологією гальванічного цинкування, що давно
зарекомендувала себе, існує ряд нових методів нанесення цинкового покриття,
таких як термодифузійне, цинкламельне і механічне цинкування виробів.
Технологія цинкування є одним з найбільш поширених в промисловості
методів захисту виробів від корозії. Високі захисні (антикорозійні) властивості
цього покриття пояснюються тим, що в корозійно-активних середовищах (у
промисловій і морській атмосфері, в прісній мінералізованій і в морській воді),
що найчастіше зустрічаються, цинк є анодом майже до всіх вживаних металів
(окрім алюмінію і магнію). Завдяки цьому, цинк розчиняється в цих середовищах,
а сталь (як катод) не піддається руйнуванню до тих пір, поки на ній є шар цинку.
Основним показником цинкового покриття є його корозійна стійкість, що
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 107
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
виражається у вигляді терміну служби в роках. Для прискореної оцінки захисної
здатності металізації, зокрема і цинкових покриттів, застосовують прискорені
кліматичні випробування до появи перших ознак корозії, за наслідками яких
отримана довговічність за допомогою коефіцієнтів прискорення (зазвичай Кприс =
17-20) оцінюється прогнозований термін служби покриття. Для виробів, що
вимагають декоративних якостей покриття, ознакою початку корозії служить
показник збереження покриття на 5-10% площ покриття. Для
загальнопромислового виробу таким показником є збереження його на 50%
покритої площі. На сьогоднішній день існує п'ять основних технологій нанесення
цинкового покриття на вироби, а саме: гальванічне, термодифузійне, гаряче,
механічне і цинкламельне цинкування. Найпоширенішою на сьогоднішній день є
технологія гальванічного цинкування.
Технологія гальванічного цинкування (електролітичного цинкування) є
хімічним процесом електролізу і полягає в наступному: у ванну з електролітом
занурюються два метали, в даному випадку сталеві цинковані деталі і цинкові
пластини, які підключаються до полюсів джерела постійного струму. В процесі
електролізу цинкова пластина (анод) розчиняється, і його іони осідають на
поверхні сталевого кріплення, формуючи гальванічне покриття, завтовшки від 5
до 25 мкм. Анодне розчинення цинкових електродів відбувається в результаті
пропускання через електроліт електричного струму з катодною щільністю від 1
до 5 А/дм2. При цьому методі цинкування отримують рівномірні, блискучі,
декоративного вигляду покриття точного розміру , що відрізняються, на жаль,
низькими адгезійними властивостями.
Адгезія гальванічних покриттів забезпечується молекулярними силами, що
діють між молекулами цинку і основного металу. Оскільки сила такої взаємодії
різко убуває вже на відстані 30-50 ангстремів, будь-які плівки на поверхні
виробів, що покриваються, у вигляді жирових або оксидних складових, чого
важко уникнути при масовому виробництві, істотно погіршують якість покриттів.
У гальванічному виробництві, залежно від призначення виробів, використовують
різні електроліти, які діляться на три види: цианідні, лужні і кислотні.
Цианідні ванни є самими високотоксичними, із-за наявності в їх складі
цианіду натрію, а також їдкого натру і оксиду цинку. Змінюючи процентне
співвідношення складових, можна додавати різні властивості електроліту.
Позитивними сторонами цианідних ванн є: висока продуктивність; добра криюча
здатність, що дозволяє обробляти деталі складної форми; довговічність
електроліту і легкість його обслуговування. До недоліків можна віднести високий
ступінь забруднення навколишнього середовища відходами виробництва і
водневу крихкість, що набувається цинкованою сталлю, яка є найвідчутнішим
мінусом особливо для високоміцного кріплення, що пройшло через цианідні або
кислотні ванни. Воднева крихкість значно знижує статичну і втомну міцність
високоміцних марок сталі.
Альтернативою ціанідному електроліту можуть стати лужні електроліти,
які містять 1-2 г оксиду цинку і 10-20 г їдкого натру на 1 л розчину. Такі
електроліти менш небезпечні для навколишнього середовища, чим цианідні
ванни, але і вони не позбавлені істотних недоліків. Лужні електроліти
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 108
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
рекомендується застосовувати тільки для обробки стали; процес цинкування
припиняється при нагріві електроліту вище +30 ºС; має місце наводнення
оброблюваних деталей, що також сприяє окрихчуванню стали; оцинкований
виріб має непривабливий вигляд.
Найбільш перспективне гальванічне цинкування в слабокислих
електролітах, сприяючих гарною вкриваємістю і поліпшенню зовнішнього
вигляду цинкового покриття. Цей метод, крім того, знижує схильність цинкованої
сталі до водневої крихкості і дозволяє цинкувати деталі складної конфігурації,
виготовлені як із сталі, так і з чавуну і цинко-алюмінієво-мідних сплавів.
Інститутом Хімії вдосконалена технологія цинкування в слабокислих
електролітах, яка дозволяє отримувати вироби з цинковими покриттями різних
кольорів і високими декоративними властивостями.
Всі гальванічні технології вимагають високої якості підготовки поверхні
оброблюваних виробів. Безпосередньо перед процесом цинкування необхідно
проводити очищення сталі від оксидів (окалини) і продуктів корозії (іржа). Після
нанесення покриття для більшої стабільності і стійкості його піддають
освітленню (активації поверхні покриття азотною кислотою) і пасивації (так
зване хроматування – створення додаткового пасивного захисного шару на
поверхні самого захисного покриття). Пасивація може бути райдужною
(жовтою), безбарвною (білою або блакитною) і чорною. При пасивації на
більшості підприємств застосовують шестивалентний хром – канцероген і отруту.
Головні недоліки таких покриттів – втрата корозійної стійкості при нагріві понад
100 °С і екологічна неприйнятність технологій. З початку 2007 року вийшла
заборона на використання шестивалентного хрому в плівках пасивацій в
автомобільній суднобудівній промисловості. Заміна хроматних плівок на
хромітні, що не містять шестивалентний хром, вирішує позначені проблеми.
Пасивації з тривалентним хромом вже застосовуються деякими виробниками
суднобудівельних виробів, в такому варіанті покриття задовольняють норми, що
діють, по корозійній стійкості, але оцінюються фахівцями як неперспективні.
Застосування пасивуючих розчинів і електролітів, що містять кислоти,
ціаніди й інші хімічно активні з'єднання, примушує організовувати в
гальванічних виробництвах методи нейтралізації і глибокого очищення
екологічно небезпечних відходів, будувати дорогі очисні споруди, що, кінець
кінцем, нівелює позитивні якості високопродуктивних процесів нанесення
гальванічних покриттів. На сьогоднішній день метод гальванічного цинкування є
найпоширенішим на підприємствах, що проводять цинкування виробів. Це,
більшою мірою, обумовлено високою продуктивністю данної технології
виробництва і високим попитом споживачів на даний вид цинкування.
Сучасні гальванічні ванни дозволяють наносити покриття на вироби, не
порушуючи різьби, з високими декоративними властивостями, що важливо для
сьогоднішнього споживача.
Нарівні з цим існує безліч негативних сторін у даної технології, таких як:
висока зносостійкість гальванопокриттів, екологічний чинник і водневе
окрихчування деталей, що у ряді випадків робить електролітичний метод
малоефективним і навіть неприйнятним (при обробці високоміцного кріплення).
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 109
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Перетворювачі для вимірювання товщини гальванічних покриттів. Одним
з типів перетворювачів для вимірювання товщини гальванічних покриттів є
магнітостатичні перетворювачі. Їх дія основана на визначенні зміни напруженості
магнітного поля за допомогою перетворювачів Холу, або ферозондів в ланцюзі
електромагніту, або постійного магніту при зміні відстані між ним і
феромагнітним виробом із-за наявності немагнітного покриття. У більшості
магнітних товщиномірів використовується двополюсна магнітна система з
постійними стрижньовими і П-подібними магнітами.
Магнітні товщиноміри призначені для контролю товщини захисних
покриттів на виробах з феромагнітних матеріалів. Велику групу таких приладів
складають товщиноміри пондеромоторної дії, робота яких основана на
вимірюванні сили відриву або тяжіння постійних магнітів і електромагнітів до
контрольованого об'єкту. У товщиномірах магнітостатичного типу вимірюється
напруженість магнітного поля (за допомогою перетворювача Холу, ферозондів,
рамки із струмом, магнітної стрілки і так далі) в ланцюзі електромагніту або
постійного магніту, який змінюється залежно від відстані до феромагнітного
виробу, визначуваного товщиною немагнітного покриття. У більшості сучасних
магнітних товщиномірів використовується двополюсна магнітна система з
постійними стрижньовими і П-подібними магнітами. Для контролю товщини
немагнітних покриттів на феромагнітній основі широкого поширення набули
індукційні товщиноміри. Їх дія основана на визначенні зміни магнітного опору
(провідність) магнітному ланцюгу, що складається з феромагнітної основи
(деталь), перетворювача приладу і немагнітного зазору між ними, який є об'єктом
вимірювань.
Методи і засоби первинної і періодичної перевірки вихрострумових і
магнітних товщиномірів покриттів встановлені в ГОСТ 8.502-84. Стандарт
розповсюджується на товщиноміри металевих і неметалічних покриттів на
металевій основі в діапазоні вимірювань товщини покриттів від 1 до 20000 мкм.
У ряді країн організовано централізоване виробництво стандартизованих
контрольних зразків з різними поєднаннями матеріалів покриття і підкладки. Такі
зразки широко використовують при градуюванні і перевірці магнітних
товщиномірів в процесі їх розробки і експлуатації. Проте величезне число
матеріалів, що знов розробляються і вживаних, виключає можливість серійного
випуску всієї гамми зразків. Тому найважливішим завданням, що стоїть перед
розробниками приладів магнітної товщинометрії, є створення беззразкового
методу вимірювання товщини покриттів.
Як показує практика, виготовлення контрольних зразків товщини покриттів
для перевірки приладів-товщиномірів може бути настільки трудомістко, що
нерідко вартість їх виготовлення перевищує вартість самих приладів. Це
пояснюється в основному жорсткими вимогами, що пред'являються до точності
виготовлення зразків.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 110
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
9.2. Розробка пристрою контролю товщини цинкового покриття в процесі
гальванічного осадження
Вимірювання товщини металевих покриттів проводиться при контролі
готової продукції, в процесі гальванічного покриття, а також при визначенні
ступеня зносу тієї або іншої деталі. Існуючі прилади для вимірювання товщини
покриття досить складні і громіздкі. Пристрій контролю дозволяє в будь-яких
виробничих умовах визначати товщину немагнітного покриття без руйнування
самого покриття і деталі. Товщина шару покриття, яку можна виміряти за
допомогою цього пристрою, лежить в межах від 0 до 100 мкм. При ретельній
настройці ним можна вимірювати покриття товщиною до 500 мкм. Живлення
пристрою здійснюється від мережі змінного струму.
Принцип роботи пропонованого пристрою оснований на вимірюванні
енергії, що накопичується в магнітному полі котушки. Застосування в даній
конструкції мікроконтролера і рідкокристалічного індикатора дозволило
створити простий, малогабаритний, дешевий і зручний в експлуатації пристрій,
що має достатньо високу точність вимірювань. При роботі з ним не потрібно
маніпулювати ніякими органами управління, досить просто настроїти
вимірюваний елемент на потрібне значення товщини покриття, що наноситься, і
дозволяє зчитувати значення товщини (у мкм) з індикатора HG1.
Функціональна блок-схема пристрою контролю товщини цинкового
покриття в процесі гальванічного осадження. На рисунку 9.1 представлена
функціональна блок-схема пристрою контролю.
Рисунок 9.1 - Блок-схема пристрою контролю товщини цинкового покриття
в процесі гальванічного осадження
Розроблюваний пристрій складається з таких блоків та вузлів.
Блок живлення пристрою А1 – призначений для перетворення мережевої
змінної напруги 220 В у постійну стабілізовану напругу +5 В.
Основу схеми складає мікроконтролер А3, який призначений для
перетворення та обробки вхідного сигналу виміряної в вимірювальному блоці А7,
підсиленому операційним підсилювачем А4 та накопиченому в буфері А6, і, далі
– вивід виміряного значення (в мкм) на індикаторі А5, а у випадку досягнення
товщини цинкового покриття граничного значення, яке прописується у вигляді
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 111
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
константи в пам‘яті мікроконтролера, - створення команди управління блоком
керування двигуном вивантаження А2, який вмикає двигун, що приводить в дію
механізм вивантаження оцинкованих виробів з гальванічної ванни.
Опис електричної принципової схеми пристрою контролю товщини
цинкового покриття в процесі гальванічного осадження. Принципова електрична
схема пристрою контролю показана на рисунку 9.2.
Працює він таким чином. Сигнал збуджуючої напруги прямокутної форми
з виводу PB1 мікроконтролера DD1 типу ATtiny15L через три нижніх по схемі
буферних елементи DD2 поступає на вимірювальну частину схеми.
При зміні товщини покриттів змінюється індуктивний опір датчика L1. При
вимірюванні індуктивності під час позитивної півхвилі струм в котушці наростає
до значення, визначуваного номіналом резистора R18, а під час негативної -
струм, створюваний Е.Р.С. самоіндукції через VD6 і R17 також поступає на вхід
DA1.
HG1 DD1 С10
R12
9 8 3 5
SK PB3 PB0
2 6
PB4 PB1
R13 1 7
PB5 PB2
4 8 10
DI VCC INT0
4
GND
Тр1 5
HK
VD1 2 С11
Vss
R9
FU1 "Уст.0" R14
SB1
C6
R8 DD2.1
13 1 12
R6
DD2.2
11 1 10
R16
VD2 R7
R1 С9 DD2.3
VD7 + 9 1 8
C3 С5 C8 VD8
+
DD2.4
+
5 1 6
U1
R4 DD2.5
3 1 4
R11
DA1
VT2 3 out in 2
+5 В GND
М1 1
DD2.6
R17 R18
1 1 2
+ +
U2 C1 C2 C4 7 2
1 -
R2 6 DA2 VD3 VD6
5 3 VD4 VD9
4 +
8 C7
+
VT1
R10
R3 R5 "0" R15
VD5
L1
Рисунок 9.2 - Електрична принципова схема пристрою контролю товщини
цинкового покриття в процесі гальванічного осадження
Таким чином, при постійній напрузі живлення і частоті сигналу напруга на
виході ОП прямо пропорційна вимірюваної індуктивності. Але це справедливо
тільки за умови, що струм в котушці повністю наростає до максимального
значення протягом половини періоду збуджуючої напруги і набути нульового
значення протягом іншої половини. Ці умови забезпечуються відповідним
вибором частоти збуджуючої напруги.
Напруга, пропорційна виміряному значенню з виходу ОП через фільтр R16-
C10 подається на вбудований 10-ти розрядний АЦП мікроконтролера DD1.
Конденсатор C11 є фільтром внутрішнього джерела опорної напруги АЦП. Три
верхніх по схемі елементи DD2, а також VD7, VD8, C8, C9 використовуються для
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 112
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
220В; 50Гц
отримання напруги 5 В, необхідного для роботи ОП. Результат вимірювання
відображається на 10-розрядному 7-сегментному РКІ HG1 типу KO-4B.
Для підвищення точності прилад має 9 діапазонів вимірювання. Частота
збуджуючої напруги на першому діапазоні дорівнює 800 кГц. На такій частоті
вимірюється індуктивність до ~90 мкГн. На кожному подальшому діапазоні
частота знижується в 4 рази, відповідно в стільки ж раз розширюється межа
вимірювання. На 9 діапазоні частота рівна 12 Гц, що забезпечує вимірювання
індуктивності до ~5 Гн. Потрібний діапазон вибирається автоматично, причому
після включення живлення вимірювання починається з 9 діапазону. В процесі
перемикання номер діапазону відображається на індикаторі, що дозволяє
визначити, на якій частоті проводиться вимірювання. Після вибору потрібного
діапазону результат вимірювання в мкГн перетвориться в мікроконтролері в
значення мкм і виводиться на індикатор. Для зручності прочитування десяті долі
мкм відокремлюються порожнім знакомісцем, а результат округляється до 3
значущих цифр. Світлодіод VD2 червоного кольору світіння використовується як
стабілітрон на 1,5 В для живлення індикатора. Кнопка SB1 служить для
програмної корекції нуля, що компенсує індуктивність клем. Резистор R7
призначений для швидкого розряду C1 і C2 при виключенні живлення. Без нього
повторне включення, що забезпечує коректну роботу індикатора можливо не
раніше, чим через 10 сек, що також незручно в експлуатації.
Для управління інерційним навантаженням часто застосовуються
регулятори тиристорів потужності, що працюють за принципом подачі на
навантаження декількох напівперіодів мережевої напруги з подальшою паузою.
Перевагою таких регуляторів є те, що моменти комутації тиристорів співпадають
з моментами переходу мережевої напруги через нуль, тому рівень радіоперешкод
різко знижений. Крім того, такий регулятор, на відміну від регулятора з фазовим
управлінням, не містить аналогових порогових елементів, що збільшує
стабільність роботи і спрощує настройку. Оскільки комутація навантаження
відбувається тільки в моменти переходу мережевої напруги через нуль,
мінімальна порція енергії, що поступає в навантаження, дорівнює енергії,
споживаним навантаженням за один напівперіод.
Сигнал з порту INT0 поступає на ключ, виконаний на транзисторах VT1 і
VT2, який служить для управління світлодіодами оптотиристорів. Коли активний
сигнал RESET мікроконтролера, на порту присутній рівень логічної одиниці.
Тому як активний рівень вибраний нуль.
Для комутації навантаження використовуються два оптотиристора U1-U2,
включені зустрічно-паралельно. Світлодіоди оптотиристорів сполучні
послідовно. Струм світлодіодів задається резистором R1 і дорівнює приблизно
100 мА.
Всі деталі вимірника змонтовані на односторонній друкованій платі
розміром 110x38 мм. Індикатор HG1 і кнопка установки нуля SB1
встановлюються з боку монтажу і виводяться на лицьову панель. Довжина
проводів до вхідних клем не повинна перевищувати 2...3 см. Діоди VD4…VD6 -
високочастотна з малим падінням напруги – КД522Б. Підстроєчні резистори R11,
R15, R17 малогабаритні типу СП3-19. Заміна R17 на дротяний резистор небажана,
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 113
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
оскільки приведе до зниження точності вимірювань. DA2 140УД1208 можна
замінити на якій-небудь інший ОП, що має ланцюг установки нуля і здатний
працювати від ±5 В. Номінал ємкостей C5, C8 зменшувати не слід. DD1 можна
замінити на будь-яку КМОП мікросхему серії 1561, 1554, 74HC, 74AC, що
містить 6 інверторів, наприклад 74HC14. Застосування ТТЛ серії 155, 555, 1533 і
інших не рекомендується. Мікроконтролер ATtiny15L фірми ATMEL аналога не
має. При роботі з мережевою напругою клас оптотиристорів повинен бути не
нижче 6. Транзистор VT1 - будь-який малопотужний p-n-p. Транзистор VT2
можна замінити транзисторами КТ815, КТ817 з будь-якою буквою. Резистор R14
- МЛТ-0,5.
При програмуванні мікроконтролера всі FUSE біти слід залишити за
умовчанням: BODLEVEL=0, BODEN=1, SPIEN=0, RSTDISBL=1, CKSEL1...0=00.
Калібрувальний байт потрібно записати в молодший байт програми за адресою
$000F. Це забезпечить точну установку тактової частоти 1,6 МГц і, відповідно
частоти збуджуючої напруги для вимірювальної схеми на першому діапазоні 800
кГц. У екземплярі ATtiny15L калібрувальний байт рівний $8B. Для наладки
необхідно підібрати декілька зразків з відомою товщиною покриття в діапазоні
вимірювання приладу, що мають мінімальний допуск за номіналом.
Наладку починають з установки нуля DA2, контролюючи напругу на його
виході за допомогою тестера або мультиметра. Слід виставити цю напругу в
межах 0...+5 мВ резистором R11. Движок резистора R15 повинен бути в
середньому положенні. Після корекції нуля на вхід підключається зразкова
котушка і резистором R17 виставляються необхідні показники. Ціна поділки
молодшого розряду 0,1 мкГн, що відповідає 10 нм. При цьому слід звернути
увагу, щоб опір R17 був не менше 800 Ом, інакше слід зменшити номінал R18.
Якщо R17 виходить більше 1 кОм, R1 треба збільшити. Тобто R17 і R18 повинні
бути близькі за номіналом. Така настройка забезпечує приблизно однакову
постійну часу "заряду" і "розряду" котушки і, відповідно, мінімальну погрішність
вимірювання.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 114
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – визначення економічного ефекту
від удосконалення технології ерозійного захисту тросів ліфтів
З метою удосконалення технології ерозійного захисту тросів ліфтів в цеху
тросів на ліфтобудівному заводі будемо використовувати пристрій контролю
товщини цинкового покриття в процесі гальванічного осадження, що дозволяє
зменшити загальний час цинкування тросів ліфтів на 20%. Таким чином, за умов
не змінення кількості виготовлення тросів за одну робочу зміну, можна вважати,
що використання даної системи дозволяє зменшити коефіцієнт завантаженості на
20%, тобто ΔК . .
В = КВ 0,2 = 0,8 0,2 = 0,16; номінальна потужність Р = 48,7 кВт; при
cos φ = 0,95 (tg = 0,33).
Модифікація цього комплексу обладнання розроблюваним пристроєм є
сучасною та компактною, а сам комплекс технологічного обладнання на якому
впроваджується даний пристрій стає більш ефективним та керованим, не містить
додаткового механічного оснащення і не потребує спеціально створених умов
навколишнього середовища.
Визначаємо основні електричні характеристики електрообладнання.
Реактивна та повна спожита потужність обладнання:
Q P tg ;
Q 48,7 0,33 16,07 квар;
S P2 Q2 ;
S 48,72 16,072 51,28 кВА.
Розглянувши попередні розрахунки ми можемо зробити висновок, що
удосконалення технологічного процесу цинкування 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:
C KВ S Cел t ,
де ΔКВ – зменшення коефіцієнту завантаженості одиниці обладнання за
рахунок використання розробленого пристрою; ΔКВ = 0,16;
S – споживана потужність одиницею технологічного електрообладнання; S
= 51,28 кВА;
Сел – вартість однієї кіловат-години; Сел = 0,83 грн;
t – кількість робочих годин на рік, t = 2112 годин.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 115
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
C 0,16 51,28 12,83 2112 222325,14 грн. за рік.
Отже, можна зробити висновок про те, що удосконалення технології
ерозійного захисту тросів ліфтів в цеху тросів на ліфтобудівному заводі шляхом
використання пристрою контролю товщини цинкового покриття в процесі
гальванічного осадження є технічно і економічно вигідним і має економічний
ефект: С = 222325,14 грн. за рік.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 116
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз умов праці дослідника при роботі в технічній лабораторії
В даній бакалаврській роботі проводиться розробка проекту системи
електропостачання підприємства. Ці роботи полягають в проведенні складних
системних розрахунків з використанням сучасної комп’ютерної техніки. Робота
інженера-проектувальника з комп’ютером пов’язана з довготривалим сидінням
на одному місці майже нерухомо перед монітором комп’ютера, що може
негативно вплинути на його самопочуття та працездатність.
Саме тому для ефективної організації роботи спеціаліста у приміщенні
технічної лабораторії необхідно проаналізувати всі прямі та побічні фактори
впливу робочого середовища на працівників.
За рівнем фізичних навантажень подібна робота відноситься до категорії Іа.
Кімната лабораторії розрахована на 4 постійних робочих місця. Лабораторія
має такі розміри: довжина 8 м , ширина 4,5 м , висота 3 м. Площа кімнати складає
36 м2, об’єм – 108 м3. Це складає 9 м2 площі та 27 м3 об’єму на одне постійне
робоче місце, що відповідає вимогам ДБН В.2.2.28-2010.
Для роботи з комп’ютерами використовується приміщення з однобічним
природним освітленням, північно-західною орієнтацією вікон. Природне
освітлення здійснюється через два вікна розміром 1,402,0 м. Робочі столи
розташовані так, що вікна знаходяться збоку робочих місць. Вікна обладнані
шторками, які розсіюють світло. При цьому у полі зору працюючого
забезпечується оптимальне співвідношення яскравості робочих та навколишніх
поверхонь.
Штучне освітлення як і природне має великий вплив на здоров'я людини,
причому не завжди позитивне, що визначається наступними факторами: низький
рівень освітленості, ультрафіолетове випромінювання та низькочастотні
пульсації.
Недостатня освітленість приміщення негативно впливає на психічний стан
людини, викликаючи почуття пригніченості, створюючи гнітючий настрій і
навіть доводячи до депресії. Змінюються і фізіологічні процеси: надмірно
напружується зоровий апарат, послаблюється сприйнятливість слухового центру,
стомлюється нервова система, сповільнюється робота мозку.
Шкоду здоров'ю працюючого завдає також і ультрафіолетове
випромінювання, яке не затримується склом колб деяких видів люмінесцентних
ламп. Освітлення цими лампами викликає ряд негативних змін в організмі
людини:
- руйнуються колаген, еластин, наслідком чого є раннє старіння шкіри;
- створюються передумови для утворення ракових клітин;
- спостерігається поява висипу, екземи, псоріазу;
- виникають сильні головні болі (мігрені) і навіть напади алергії;
- погіршується стан сітківки ока
Найголовніша проблема - небезпека світильників для нашого організму, яку
створює пульсація (невидиме оку мерехтіння світла, викликане перепадами
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 117
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
напруги, що подається). Доведено зв'язок пульсації з виникненням
стробоскопічного ефекту. Його небезпека полягає в створенні ілюзії уявної
нерухомості предмета або його уявного руху. Зорова напруга, головний біль,
неможливість сконцентрувати увагу - такі і ще більш гірші ознаки негативного
впливу пульсації відчуває людина, що постійно перебуває в зоні освітлення
подібним світильником.
На робочому місці співробітника лабораторії найменшим об’єктом
розрізнення виступає «крапка» тексту на фоні монітора (в текстових редакторах
та математичних прикладних програмах це текст чорного кольору і білий колір
робочого поля). Найменший об’єкт розрізнення – 0,25 мм, що відповідає дуже
високому ступеню точності зорової праці. Розряд зорової праці – II, підрозряд –
г. Контраст об’єкту розрізнення з фоном - великий.
Згідно з ДБН В.2.5-28-2018 нормування природного освітлення проводиться
за допомогою коефіцієнта природної освітленості (КПО), вираженого в відсотках,
який для даного типу зорової праці складає 1,5%. Фактичне значення КПО
знаходиться в межах 30-40%. Отже, рівень природного освітлення є достатнім.
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 шістьма світильниками типу ЛСП 02В - 2×40,
розташованими безпосередньо над робочими місцями на стелі приміщення.
Кожний світильник має дві люмінесцентні лампи денного світла. Для даного типу
зорової праці необхідна величина штучного загального освітлення складає 300
Лк.
Фактичне значення даного параметра складає більше 330 Лк. Отже рівень
штучного освітлення на робочому місці є достатнім відповідно до ДБН В.2.5-28-
2018.
В кімнаті в холодний період року функціонує система централізованого
водяного опалення, яка не відповідає ДБН В.2.5.67-2013 «Опалення, вентиляція
та кондиціювання». Система опалення складається з 5-ти секційного чавунного
радіатору типу М-140-АО, встановленого під вікном.
Важливе значення мають фактори мікроклімату в робочому приміщенні, так
як вони безпосередньо впливають на здоров’я та самопочуття працівника. Згідно
з ДСН 3.3.6.042-99 нормативні значення основних факторів мікроклімату
наступні:
1. Температури повітря:
В теплий період року – 23 - 25 °С (допустима – 20 - 28 °С). ;
В холодний період року – 22 - 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) .
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 118
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Фактичні значення даних параметрів мають такі значення:
1. Температури повітря в теплий період року становить – 25 - 27 °С, в
холодний період року – 17 - 19 °С .
2. Вологість повітря має різні значення але знаходиться в допустимих межах
– 40 -60 %.
3. Швидкість руху повітря як в теплий так і в холодний період року не
перевищує 0,1 м/с.
Таким чином, параметри повітря в теплий період року задовольняють
прийнятим стандартам і нормам, тому немає необхідності встановлення системи
кондиціювання, а температура в холодний період року – нижче за нормативну.
Тому, необхідно модернізувати систему водяного опалення лабораторії.
В даному приміщенні існує неорганізована природна вентиляція. Повітря
просочується через нещільності у вікнах та дверях. Також здійснюється
провітрювання приміщення при відкриванні вікон та кватирок.
З вище наведених значень параметрів мікроклімату в робочому приміщенні
можна зазначити, що система опалення, яка застосовується, не повністю
забезпечує належні умови праці (температуру повітря) в холодний період року.
Інженер-проектувальник проводить велику кількість часу поряд із
системним блоком комп’ютера, в якому вентилятор охолодження створює шум.
Це також являється важливим фактором виробничого середовища. Додатковий
рівень шуму створює принтер, який знаходиться в дальньому кутку кімнати.
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 50дБА. Рівень шуму на робочих місцях в даному
приміщенні становить 45-47 дБ, що не перевищує норми.
Відповідно до ДСН 3.3.6.096-2002 напруженість ЕМП у діапазоні частот
60кГц-3МГц на робочих місцях персоналу протягом робочого дня не повинна
перевищувати 50 В/м. Фактичне значення даного параметра складає менше 0,4
В/м. Отже, рівень електромагнітного випромінювання знаходиться в межах
норми.
Умови праці спеціаліста при роботі з комп'ютером визначаються
характеристиками устаткування, якістю робочих матеріалів у робочій зоні,
конструкцією робочих меблів та її розмірними характеристиками. Робоче місце
співробітника є постійним і складається зі столу, на якому установлений
персональний комп'ютер, та спеціального м’якого стільця. Монітор розміщені
так, щоб відстань від очей користувача до екрану складала не менше 70 cм, кут
огляду 30о. Руки користувача розташовуються на робочому столі в
горизонтальному положенні. Ширина столу 1,2 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. Параметри робочого місця
відповідають ДСТУ 8604:2015 та ДСанПіН 3.3.2.007-98.
З точки зору психологічного навантаження доцільно віднести роботу
інженера до роботи з великим обсягом інформації та великою розумовою
активністю. Однотипність даних на екрані та очікування закінчення розрахунків
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 119
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
може привести до додаткового виснаження, швидкого стомлення, значного
зниження працездатності.
При великому рівні психологічних навантажень спеціаліст змушений довгий
час перебувати у нерухомому стані, практично без фізичних навантажень, що
негативно відображається на фізичному стані та вимагає додаткових вольових
зусиль, які виснажують людину.
Електропроводка живлячої мережі в досліджуваному приміщенні
прихованого типу, що захищає працюючих в аудиторії від дотику до оголених
проводів напругою 220 В при механічному руйнуванні проводки. Приміщення
відноситься до 3 типу: приміщення без підвищеної небезпеки, відповідно ПУЕ-
17, оскільки в приміщенні немає таких небезпечних факторів як: високої
відносної вологості повітря (перевищення 75% протягом тривалого часу); високої
температури повітря (більше 35 °С протягом тривалого часу); струмопровідного
пилу; струмопровідної підлоги; хімічно активного середовища. Системний блок
ПК та інші прилади в лабораторії , мають металевий корпус, тому згідно ДСТУ Б
В.2.5-82:2016 ці корпуси під'єднано до загальної системи захисного заземлення.
З працівниками установи регулярно проводиться інструктаж з техніки
безпеки, який складений з врахуванням вимог необхідних нормативних
документів з гігієни праці та техніки безпеки.
Приміщення лабораторії відноситься до приміщень з категорією
пожежобезпеки типу В (горючі та важкогорючі рідини, тверді горючі та
важкогорючі речовини і матеріали (в тому числі пил та волокна), речовини та
матеріали, здатні при взаємодії з водою, киснем повітря або одне з одним горіти,
за умови, що приміщення, в яких вони знаходяться (використовуються), не
належать до категорії А та Б) згідно з ДСТУ Б В.1.1-36:2016, оскільки в
приміщенні існують дерев'яні меблі, велика кількість паперу та інші матеріали.
Існуючі в установі інструкції на випадок пожежі складенні відповідно до
НАПБ А.01.001-2014 «Правила пожежної безпеки в Україні».
План евакуації поверху розміщений на стіні з вільним доступом до нього.
Приміщення обладнане порошковим вогнегасником ВП-5У, який закріплено в
місці вільного доступу у випадку виникнення пожежі.
В результаті проведеного аналізу можна зробити висновок, що температура
повітря в холодний період року не відповідає нормативним вимогам. Отже,
система водяного опалення лабораторії потребує модернізації.
11.2 Модернізація системи водяного опалення лабораторії
Системи опалення являють собою комплекс елементів, необхідних для
нагрівання приміщень в холодний період року. До основних елементів системи
опалення належать: джерела тепла, теплопроводи та нагрівальні прилади.
Теплоносіями можуть бути нагріта вода, пара чи повітря. Системи опалення
повинні компенсувати втрати тепла через огороджуючі зовнішні будівельні
конструкції та підігрівати холодне повітря, яке надходить ззовні через вікна,
двері, ворота та ін. Для підприємств та організацій проектується, як правило,
центральна водяна система опалення низького тиску або система повітряного
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 120
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
опалення. При проектуванні системи опалення необхідно визначити категорію
вибухопожежної небезпеки виробництва; внутрішню температуру повітря в
приміщенні, залежно від категорії роботи (легка, середньої важкості, важка);
розрахункову зовнішню температуру повітря для даного кліматичного району;
орієнтовні втрати тепла будинком; тепловиділення від людей, електродвигунів,
нагрітих поверхонь котлів, сушильних установок, світильників, та іншого
обладнання; необхідну систему опалення, вид теплоносія, тип опалювальних
приладів; кількість тепла на опалення приміщень; поверхню нагрівальних
приладів; кількість елементів секцій в одному нагрівальному приладі, загальну
кількість секцій; годинні витрати води (повітря) на опалення; необхідну
поверхню нагріву.
Але основною метою системи опалення є створення комфортної
температури у приміщенні, де перебуває та працює людина. Система опалення
повинна підтримувати температуру повітря в приміщенні на рівні від 20 до 22 °C.
В залежності від того який теплоносій використовується в опалювальній системі,
вона може поділятися на декілька типів: водяна, парова, низького тиску, високого
тиску. Водяна та парова системи опалення в залежності від тиску пари чи
температури води можуть бути низького тиску (тиск пари до 70 кПа чи
температура води до 100 °С), та високого тиску (тиск пари більше 70 кПа чи
температура води понад 100 °С).
Найчастіше використовується водяне опалення низького тиску, яке має ряд
переваг в порівнянні з паровим опаленням та відповідає основним санітарно-
гігієнічним вимогам. До основних переваг цієї системи можна віднести
рівномірне нагрівання приміщення; можливість централізованого регулювання
температури води; підтримання відносної вологості повітря в приміщенні на
відповідному рівні; виключення можливості опіків від нагрівальних приладів;
високий рівень пожежної безпеки. Основний недолік системи водяного опалення
– можливість її замерзання при аварійному відключенні в зимовий період, а також
повільне нагрівання великих приміщень після тривалої перерви в опаленні.
Парове опалення має низку санітарно-гігієнічних недоліків, тому застосовується
рідко. Зокрема, внаслідок перегрівання повітря знижується його відносна
вологість, а органічний пил, що осідає на нагрівальних приладах, підгоряє і
створює запах гару. Окрім того, існує небезпека пожеж та опіків. Враховуючи
вищевказані недоліки не допускається застосування парового опалення в
пожежонебезпечних приміщеннях та приміщеннях зі значним виділенням пилу.
До опалювальних приладів висувають ряд вимог, за якими їх класифікують,
аналізують ступінь досконалості та проводять порівняння.
Санітарно-гігієнічні вимоги. Опалювальні прилади повинні мати за
можливістю більш низьку температуру корпуса для забезпечення непригорання
пилу та неможливості опіків при доторканні до корпусу, зменшення нейтралізації
нестійких іонів з негативним зарядом, зниження швидкості руху повітря і
відповідно швидкості руху пиловидних частинок; мати найменшу площу для
зменшення відкладання пилу; мати вільний доступ для видалення пилу з корпуса
та з огороджуючих конструкцій за ним.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 121
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Економічні. Опалювальні прилади повинні мати найменші приведені
витрати на виготовлення, монтаж та експлуатацію. Найменшу витрату металу,
найменшу питому вартість, віднесену до 1 м2 площі поверхні або до 1 кВт
теплового потоку.
Архітектурно-будівельні. Зовнішній вигляд (форма, розміри, фарбування)
опалювальних приладів повинен відповідати інтер'єру приміщення, а їх об'єм,
віднесений до одиниці теплового потоку, бути якнайменшим.
Виробничо-монтажні. Повинна забезпечуватись максимальна механізація
робіт при виробництві та монтажу опалювальних приладів. Опалювальні прилади
повинні мати достатню механічну міцність.
Експлуатаційні. Опалювальні прилади повинні пропорційно реагувати на
автоматичну керованість їх тепловіддачею; забезпечувати пріоритет теплоти у
приміщенні; бути довговічними, температуростійкими.
Теплотехнічні. Опалювальні прилади повинні забезпечити найбільшу
щільність питомого теплового потоку, віднесену на одиницю площі.
Побутові. Опалювальні прилади можуть мати додаткове обладнання для
задоволення потреб споживача – дзеркала, вішалки, зволожувачі повітря тощо.
За переважним видом тепловіддачі всі опалювальні прилади розділяють на
три групи, а саме: радіаційні, що передають випромінюванням не менше 50% су-
марного теплового потоку (до них відносять сталеві бетонні опалювальні панелі
та випромінювачі); конвективно-радіаційні, що передають конвекцією від 50% до
75% сумарного теплового потоку (в цю групу включають секційні та панельні
радіатори, підлогові та стінові опалювальні панелі, гладкотрубні опалювальні
прилади); конвективні, передають конвекцією понад 75% загального теплового
потоку (до цієї групи відносять конвектори та ребристі труби).
За матеріалом опалювальні прилади розділяють на металеві (чавунні,
сталеві, алюмінієві, мідні тощо), біметалеві ( сталево-алюмінієві, мідно-
алюмінієві), неметалеві (керамічні, пластмасово-бетонні) та комбіновані
(металево-керамічні, металево-бетонні тощо).
Чавунні секційні батареї – теплові прилади, які відносяться до застарілих
систем опалення. Мають малу поверхню віддачі тепла й низьку теплопровідність
металу, роблять нагрівання в основному випромінюванням і близько 20% тепла
передають повітрю конвекцією. Рух теплоносія в системі відбувається
гравітаційним шляхом, що сильно сповільнює передачу тепла. Для збільшення
конвекційної віддачі тепла чавунними радіаторами, їх рекомендують розміщати
тільки під вікнами, щоб холодне повітря, що опускається з поверхні скла,
примусово проходило через радіатор.
Панельні сталеві батареї являють собою дві сталеві пластини, між якими
циркулює теплоносій. Пластини мають товщину 1,2 мм, з'єднані між собою
точковим електрозварюванням, містять виштампувані канали, по яких протікає
вода. Панель розмірами за звичайний чавунний радіатор має товщину 30 мм, але
вдвічі меншу тепловіддачу. Для підвищення теплової потужності ставлять
паралельно дві, навіть три панелі. При двох або трьох панелях радіатор передає
тепло випромінюванням тільки зовнішніми площинами, тому до всіх внутрішніх
площин радіатор приварюють ряди П-подібних пластин, які значно збільшують
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 122
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
поверхню тепловіддачі, тобто внутрішні площини працюють як конвектор.
Основний недолік такий же, як й в алюмінієвих радіаторах – прискорена корозія.
Алюмінієві секційні батареї, більш досконала конструкція, у якій
застосований матеріал з великим коефіцієнтом теплопередачі у вигляді
алюмінієвого сплаву. Секції алюмінієвого радіатора мають глибину всього 80 -
110 мм. Алюмінієві секційні радіатори більше половини тепла віддають
випромінюванням, іншу половину – конвекцією. Деякі типи алюмінієвих
радіаторів можуть мати сильно розвинену поверхню у вигляді додаткових тонких
ребер, розміщених усередині секції, при цьому зростає площа нагрівання однієї
секції. Теплова потужність однієї секції декларується виготовлювачами до 180
ватів. Завдяки зменшеному обсягу води в секціях алюмінієві радіатори добре
піддаються регулюванню за допомогою термозапірних клапанів і термочуттєвих
головок. Теплорегулюючі елементи, якими необхідно постачати всі алюмінієві
радіатори, дозволяють обмежувати протік гарячої води через радіатор при
досягненні заданої температури в кімнаті. Основний і самий великий недолік –
схильність до електрохімічної корозії. Біметалічні секційні радіатори, найбільш
досконала конструкція, що дозволяє використати всі переваги алюмінієвих
радіаторів, уникаючи їхніх недоліків. Біметалічний радіатор складається з
міцного й стійкого до електрохімічної корозії сталевого трубопровідного каркаса,
зовнішні ребра виконані з високоякісного алюмінієвого сплаву методом лиття під
високим тиском. При цьому утвориться монолітне з'єднання, що виключає
можливість контакту алюмінію з водою, а значить і корозії. Ці радіатори не
вимагають спеціальної підготовки води (очищення, зниження кислотності,
лужності), на відміну від алюмінієвих радіаторів. Радіатори мають корпус без
гострих кутів, температура на поверхні в 2 рази нижче, ніж усередині, що
дозволяє навіть по дуже строгих нормах застосовувати їх у дитячих і лікувальних
установах. При роботі радіатор створює ефект повітряного теплового
вентилятора й дуже добре перемішує шари повітря в приміщенні.
Модернізація централізованого водяного опалення у виробничому
приміщенні полягає в заміні гладкотрубних опалювальних приладів на сталеві
секційні радіатори, для забезпечення достатнього рівня температури (t = 21 °C)
на робочому місці. Дані секційні радіатори призначені для опалення виробничих
та житлових приміщень (з робочим тиском у системі до 18 атм). Основними
перевагами цих радіаторів є надійність, антикорозійна обробка зовнішніх та
внутрішніх поверхонь методом фосфатування (тому вони не потребують
спеціальної підготовки води), невисока ціна.
Кількість тепла, що втрачається будівельною конструкцією QK залежить від
різниці температур, величини їх значень, площі та виду матеріалу та може бути
підрахована для плоских поверхонь за формулою:
QK k Fk (tвн t зовн ) (11.1)
QK 0,9737,5(22 (20)) 1527,75 ккал / год.
де: k – коефіцієнт теплопередачі конструкції огорожі (стін), ккал/год;
Fк – поверхня огороджувальної конструкції, м2;
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 123
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
tвн – розрахункова температура (внутрішня) повітря в приміщенні, °C;
tзовн – розрахункова температура зовнішнього повітря (приймається за
кліматичними даними для даного міста), °C.
Відносні витрати води розраховуються за формулою:
7,98 (t 10 )
q
Tприл L (11.2)
85 50
7,98 (( 22) 10)
q 2 0,39
(85 50) 21,3 ккал/год
де: t – різниця температур між середньою температурою теплоносія в
нагрівальному приладі та температурою в приміщенні, °С;
Tприл – перепад температур теплоносія в нагрівальному приладі, °С;
L – кількість води, що подається зверху донизу, L=21,3 кг/м2год.
Температурний перепад в даній системі складає 50-85 °C.
Значення е. к. м. можна порахувати за формулою:
qе.к .м. 7,98 (t 10) (11.3)
8550
qе.к.м. 7,98 (( 22) 10) 0,89 252
2 ккал/год
де: α – поправочний коефіцієнт, що залежить від відносної витрати води,
який згідно довідникової літератури дорівнює α = 0,89.
Необхідну поверхню приладів е.к.м. Fприл можна визначити за формулою:
Q
F к
прил.
qе.к.м. (11.4)
1527,75
F 2
прил. 6,0625м .
252
Для використання в системі опалення пропонується використати панельний
сталевий радіатор TERRA TEKNIK 22 500х1000.
Ці радіатори відрізняються наступними властивостями:
- сучасний дизайн водяних каналів з кроком 33.3 мм;
- конвектор, приварений до водяних каналів, що забезпечує велику
тепловіддачу;
- верхні і бічні кришки, монтовані в заводських умовах, що надають виробу
елегантний вигляд;
- настінний підвіс в формі "L", що забезпечує гнучкість монтажу;
- екологічний багатоступінчастий процес фарбування, що продовжує термін
служби, і забезпечує елегантний вигляд виробу: очищення від жиру і процес
залізного фосфатування, грунтування на водній основі, епоксидно-
поліестерна порошкова фарба.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 124
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Сталеві панельні радіатори TERRA Teknik - найкраще співвідношення ціни
і якості. Сталеві панельні радіатори цієї марки не тільки випускаються за
європейськими стандартами, про що свідчить сертифікат ISO 9001-2015, а й 30%
випущених радіаторів експортуються в країни Євросоюзу та інших країн
далекого зарубіжжя.
За рахунок збільшеної в порівнянні з конкурентами конвекційної зони
сталевий, панельний радіатор TERRA Teknik отримав кращу теплову потужність
на ринку сталевих радіаторів.
Рисунок 11.1 – Зовнішній вигляд сталевого панельного радіатора TERRA
TEKNIK 22 500х1000
Таблиця 11.1 - Основні характеристики радіатора TERRA TEKNIK 22
500х1000
Модель радіатора TERRA TEKNIK 22 500х1000
Тип радіатора сталевий панельний
Об’єм теплоносія 5 л
Робочий тиск 10 бар
Маса 22,8 кг
Площа поверхні 0,437 м2
Теплова потужність 1563 Вт
Необхідна кількість радіаторів визначається за формулою:
Fприл
n ,
f (11.5)
е.к.м.
6,0625
n 4,66
1,3
де fе.к.м. - для даного типа радіаторів для однієї секції - f 2
е.к.м. = 1,3 м .
Отже, в даному приміщенні необхідно встановити 5 радіаторів TERRA
TEKNIK 22 500х1000, які забезпечать підтримання параметрів мікроклімату в
нормативних межах.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 125
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2017. – 736 с.
2. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт України.
Характеристики напруги електропостачання в електричних мережах
загальної призначеності.
3. Електропостачання промислових підприємств. Посібник для курсового та
дипломного 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
електропостачання промислових підприємств».
13. Букович Н. В. Розрахунок струмів короткого замикання електроенергетичних
систем. Львів : Вища шк., 2008. 248 с.
14. Зорін В.В., Штогрин Є.А., Буйний Р.О. Електричні мережі та системи. Ніжин:
Аспект-Поліграф, 2011. 224 с.
15. Струми короткого замикання у трифазних системах змінного струму. Ч. 0.
Обчислення сили струму (ІЕС 60909- 0:2001, IDТ). Видання офіційне. Київ:
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 126
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Держспоживстандарт України, 2009. 51 с.
16. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра для
здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм навчання
[Електронний ресурс] / [Упоряд. : Ситник О.О., Яценко І.В., Ключка К. М.,
Самойлик О.В.] ; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. –
Черкаси : ЧДТУ, 2022. – 98 с.
17. Соловей О.І. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств / О.І. Соловей, О.О. Ситник, В.П. Розен, В.В.
Демиденко, Г.В. Курбака, А.В. Чернявський та С.М. Мильніченко // Черкаси:
ЧДТУ, 2012, с. 247.
18. Методичні вказівки до виконання розділу «Охорона праці» в дипломних
проектах (випускних роботах) бакалаврів /Укл.: В.І.Биков, О.С.Кожем’якін,
В.Л.Цікановський, С.В.Ротте – Черкаси: ЧДТУ, 2014. – 33 с.
Арк.
ЧДТУ А1 23222 64/03-03 ПЗ 127
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата