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/5734| Title: | Система електропостачання заводу холодильного обладнання |
| Authors: | Кисельов, Владлен Борисович Кулешов, Ілля-Миколай Дмитрович |
| Keywords: | електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика |
| Issue Date: | Jun-2025 |
| Abstract: | У випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання заводу холодильного обладнання. Було проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. В індивідуальному завданні розроблено схему пристрою контролю точності формування зовнішніх панелей холодильних установок. В економічному розділі пояснювальної записки зроблено економічний вибір трансформаторів ГПП заводу. В розділі з охорони праці розглянуто техніку безпеки під час експлуатації холодильних установок. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5734 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Кулешов.pdf Restricted Access | 7.17 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 23229 63/03-03
на тему:
«Система електропостачання заводу холодильного обладнання»
(назва теми згідно з наказом)
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу,
групи ЕСЕ – 12ск2
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва спеціальності)
Кулешов Ілля-Миколай Дмитрович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ Владлен КИСЕЛЬОВ
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Рецензент ____________ _____________________
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів
без відповідних посилань
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)
Черкаси 2025 року
Черкаський державний технологічний університет
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(повна назва)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва)
Спеціальність: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»
ЗАТВЕРДЖУЮ
Завідувач кафедри ЕТС
Олександр СИТНИК
______________________
“_____” __________2025 р.
З А В Д А Н Н Я
НА КВАЛІФІКАЦІЙНУ РОБОТУ
Кулешову Іллі-Миколаю Дмитровичу
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
1. Тема кваліфікаційної роботи
«Система електропостачання заводу холодильного обладнання»
Керівник кваліфікаційної роботи Кисельов Владлен Борисович, к.т.н., доцент
(прізвище, ім’я, по батькові, науковий ступінь, вчене звання)
Затверджені наказом Черкаського державного технологічного університету від
« 05 » березня 2025 року № 63/03-03
2. Строк подання кваліфікаційної роботи здобувачем вищої освіти ____________________
3. Вихідні дані до кваліфікаційної роботи: 1. Тип системи електропостачання –
централізована; 2. Клас напруги ГПП – 110/10 кВ; 3. Встановлена потужність підприємства –
5309,9 кВт; 4. Потужність КЗ на шинах енергосистеми – 1450 МВА; 5. Розміри цеху –
54×60×6 м; 6. Кількість електроприймачів цеху – 43 шт; 7. Встановлена потужність силових
електроприймачів цеху – 344,3 кВт; 8. Індивідуальне завдання – Розробка схеми пристрою
контролю точності формування зовнішніх панелей холодильних установок; 9. Техніко-
економічні розрахунки – Економічний вибір трансформаторів ГПП заводу; 10. Охорона
праці – Техніка безпеки під час експлуатації холодильних установок.
4. Зміст розрахунково-пояснювальної записки (перелік питань, що їх належить
розробити)
1 Умови проектування
2 Розрахунок електричних навантажень
3 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства. Розрахунок живлячої мережі
4 Вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності
5 Вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання напругою 10 кВ
6 Розрахунок струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В
7 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП. Вибір високовольтної апаратури.
Перевірка кабельних ліній
8 Розрахунок системи електропостачання цеху
9 Індивідуальне завдання – Розробка схеми пристрою контролю точності формування
зовнішніх панелей холодильних установок
10 Техніко-економічні розрахунки – Економічний вибір трансформаторів ГПП заводу
11 Охорона праці.
5. Перелік графічного матеріалу (з точним зазначенням обов’язкових креслень,
плакатів)
1 Генеральний план підприємства
2 Однолінійна схема ГПП 110/10 кВ
3 План ГПП 110/10 кВ
4 Однолінійна схема електропостачання цеху
5 План живлячих та розподільчих мереж цеху
6 Однолінійна схема КТП
7 Вид та план КТП 10/0,4 кВ
6. Консультанти розділів кваліфікаційної роботи
Прізвище, ініціали та посада Підпис, дата
Розділ
консультанта завдання видав завдання прийняв
Охорона праці ст. викл. Олексій КОЖЕМ´ЯКІН
7. Дата видачі завдання до кваліфікаційної роботи 06 березня 2025 року
КАЛЕНДАРНИЙ ПЛАН
Строк виконання
№ Назва етапів виконання кваліфікаційної роботи
етапів кваліфікаційної Примітка
з/п
роботи
1 Умови проектування 06.03.25 – 07.03.25
2 Розрахунок електричних навантажень 08.03.25 –12.03.25
Вибір і обґрунтування схеми живлення
3 13.03.25 – 17.03.25
підприємства. Розрахунок живлячої мережі
Вибір трансформаторів і засобів компенсації
4 18.03.25 – 20.03.25
реактивної потужності
Вибір схеми внутрішньозаводського
5 21.03.25 – 22.03.25
електропостачання напругою 10 (6) кВ
Розрахунок струмів короткого замикання в
6 24.03.25 – 31.03.25
мережах вище 1000 В
Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП.
7 Вибір високовольтної апаратури. Перевірка 01.04.25 – 04.04.25
кабельних ліній.
8 Розрахунок системи електропостачання цеху 07.04.25 – 21.04.25
9 Індивідуальне завдання 22.04.25 – 28.04.25
Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП
10 28.04.25 – 30.04.25
промислового підприємства
11 Охорона праці 01.05.25 – 07.05.25
12 Виконання креслень графічної частини роботи 08.05.25 – 03.06.25
Підготовка доповіді та супровідних документів, 04.06.25 – 06.06.25
13
збір необхідних підписів
Здобувач вищої освіти-дипломник ________________ Ілля-Миколай КУЛЕШОВ
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Керівник кваліфікаційної роботи ________________ Владлен КИСЕЛЬОВ .
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
ЗМІСТ
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ .................................................................................... 6
1.1 Характеристика об'єкта проектування ............................................................. 8
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії ........................................... 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 ............................................................................. 23
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від освітлювальних
систем ...................................................................................................................... 27
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 Кв цехової підстанції
.................................................................................................................................. 29
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання ................................................................................................. 29
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій ...... 32
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху .......................... 32
2.6.2 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП) ............................................ 39
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ ................................................................... 40
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ................................ 40
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ........................................................... 41
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ........................................... 45
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ
ПОТУЖНОСТІ .......................................................................................................... 51
4.1 Вибір трансформаторівголовної понижуючої підстанції ............................ 51
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності ..................................................................... 54
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві ................................. 60
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ
Ли Зм. № докум. Підпис Дата
Ртоз роб. Кулешов І-М.Д. Літ Аркуш Аркушів
Перев. Кисельов В.Б. Система електропостачання заводу 3 154
Т. контр. холодильного обладнання
Н. кон тр. Ключка К.М. ФЕТАМ, ЕСЕ-12ск2
Затв. Ситник О.О.
Инв. № подп Подп. и дата Инв. № дубл. Взам. инв. № Подп. и дата
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
НАПРУГОЮ 10 (6) кВ.............................................................................................. 61
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі 61
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж ..................................................... 62
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ
1000 В ......................................................................................................................... 67
6.1 Вихідні дані для розрахунків .......................................................................... 67
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках ...................................................................................................................... 69
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ .. 73
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ......... 76
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ...................................... 76
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН .......................................................... 76
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН ............................................. 77
7.4 Вибір трансформаторів струму ...................................................................... 78
7.5 Вибір трансформаторів напруги ..................................................................... 80
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість ....................................................... 80
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ ........................ 82
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху .................................... 82
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем ............................ 83
8.2.1 Загальні відомості ...................................................................................... 83
8.2.2 Розрахунок освітленості ............................................................................ 85
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву ....................... 95
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж .......................... 96
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами нагріву
та захисту ............................................................................................................. 97
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги ......................... 105
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ .......................... 108
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання мережі до 1000В ..................... 110
8.4.1 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ ................................................................................................... 113
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ ...................................................... 121
8.5 Захист цехових електричних мереж ............................................................. 122
8.5.1 Вибір апаратів захисту ............................................................................ 122
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 4
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність .......................................................... 124
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції .. 124
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції .... 125
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ– Розробка схеми пристрою контролю
точності формування зовнішніх панелей холодильних установок .................... 129
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА - Економічний вибір трансформаторів
ГПП заводу ............................................................................................................... 135
11 ОХОРОНА ПРАЦІ ............................................................................................. 141
11.1 Загальні положення щодо безпечної експлуатації холодильних установок
................................................................................................................................ 141
11.2 Техніка безпеки під час експлуатації холодильних установок ............... 144
11.2.1 Загальні вимоги безпеки ....................................................................... 144
11.2.2 Заходи і засоби для встановлення факту витоку аміаку або хладону з
холодильної установки ..................................................................................... 145
11.2.3 Засоби індивідуального захисту органів дихання у випадку витоку
аміаку або хладону ............................................................................................ 146
11.2.4 Вимоги безпеки праці при ремонтів компресорів .............................. 147
11.2.5 Надання першої допомоги потерпілим при отруєнні хладоном ...... 148
11.2.6 Вимоги безпеки праці при експлуатації і ремонті балонів з
холодоагентом ................................................................................................... 149
11.2.7 Вимоги безпеки праці при застосуванні контрольно-вимірювального
та іншого обладнання ....................................................................................... 149
11.2.8 Вимоги безпеки перед початком та під час роботи холодильної
установки ........................................................................................................... 150
11.2.9 Вимоги безпеки в аварійних ситуаціях ............................................... 151
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ............................................................... 152
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 5
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ
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.
Як відомо [3], системи електропостачання промислових підприємств можна
умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та комбіновані. Згідно з
завданням на дипломне проектування система електропостачання промислового
підприємства має бути централізованою.
Основними чинниками при 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 [7]:
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.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 6
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному принципу
з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення електроприймачів
паралельних технологічних ліній слід здійснювати від різних секцій шин
підстанцій, взаємозв'язані технологічні агрегати повинні живитися від однієї
секції шин.
Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися при будь-яких
перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних потоків.
є) При побудові схеми електропостачання підприємства, електроприймачі
якого вимагають резервування живлення, повинно проводитися секціонування
шин у всіх ланцюгах системи розподілу електричної енергії, включаючи шини
низької напруги цехових двохтрансформаторних підстанцій.
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися під
навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має бути
обґрунтовано.
ж) Потрібно застосовувати (вживати) , як правило, роздільну роботу ліній,
трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена паралельна
робота елементів електропостачання.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження 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.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 7
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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" відносятся
до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного підприємства.
Поняття "категорія електроприймача по надійності електропостачання" не
відноситься до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць, корпусів і т.
д. Це поняття правомірно тільки по відношенню до індивідуального ЕП. Для
споживача характерно лише поєднання в різних пропорціях електроприймачів
категорій І, IIта III.
1.1 Характеристика об'єкта проектування
Підприємство, електропостачання якого ми будемо проектувати в даному
дипломному проекті, займається виробництвом холодильного обладнання.
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.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 8
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії
Силові електроприймачі цеху з виготовлення зовнішніх панелей 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 Вентилятор приточний 2 32 0,88
2 Прес вирубний №1 2 5,5 0,88
3 Прес вирубний №2 2 7,5 0,84
4 Прес вирубний №3 2 12 0,83
5 Вентилятор витяжний 9 3 0,8
6 Диркопробивний верстат 3 4,1 0,87
7 Тельфер 1 7,2 0,81
8 Маркувальний прес 2 2,2 0,88
9 Заклепочний верстат 2 1,8 0,87
10 Гибочний верстат 1 2 0,8
11 Установка пресування 1 22 0,85
12 Автоматичний давильний верстат 3 17,5 0,84
13 Ручний давильний верстат №1 2 10 0,86
14 Ручний давильний верстат №2 2 7 0,86
15 Ручний давильний верстат №3 2 5 0,94
16 Конвеєрний штампувальний прес 2 18,2 0,91
17 Прес виготовлення заклепок 1 1,6 0,8
18 Диркопробивний прес 1 7,4 0,8
19 Заточний верстат 3 3,3 0,8
43
Однофазні електроприймачі
1 Машина згинальна 3 5,0 0,6
2 Автомат заклепувальний 3 4,0 0,7
3
В цеху на рівні технологічних зв’язків здійснюється відповідне
резервування.
Основне обладнання цеху відноситься до ІІ категорії. Як відомо [1], до ІІ
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 9
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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 примщені 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 :становлять 54×60×6, 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, цех рамних конструкцій
Але ці цехи відноситься до приміщень з не струмопровідним пилом.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 10
Зм 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=110 кВ:
потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1450 МВ • А;
довжина повітряної лінії Lпл = 110 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на границі
балансової приналежності Qек = 94,2 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 23229 63/03-03 ПЗ 11
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки
провідників (шин, кабелів та ін.) і трансформаторів по пропускній спроможності
і економічній густині струму, а також для розрахунку втрат і відхилення напруги,
вибору апаратів захисту та засобів компенсації реактивної потужності.
Правильне визначення електричних навантажень при проектуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху.
Поняття «розрахункове навантаження» випливає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи мережі
і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часі
І const Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадкових характер,
використовується співвідношення
t
1
I(t) I(t) dt ,
t
де – тривалість інтервалу усереднення ( t T - ), що приймається
для графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної 3 T0 (у
решті випадків – 3 T0 );
T – інтервал реалізації випадкового процесу;
T0 – постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої
температури (за час, рівний 3 T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого рівня).
Умовно приймають T0 10 хв., 30 хв. незалежно від перетину
провідника, звідки і витікає поняття «півгодинний максимум».
З наведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий струм»
Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж максимального нагріву
провідника або викликає такий же тепловий знос, що й початкове змінне
навантаження I(t) .
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 12
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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
t
1
P P(t)dt .
t
Активне розрахункове навантаження Ppоз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Pmax або «максимального навантаження» Imax Iроз
, тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилиних інтервалах
усереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно проводити
згідно методики [5], яка поширюється на всі галузі господарства, адаптована до
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, оскільки
розрахунки на кожній із них мають свою специфіку. На підприємствах середньої
та великої потужності таких рівнів нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина розрахункової
потужності (Ppоз, цеху )як окремих цехів, так і підприємства (Ppоз, підпр ) у цілому.
Розрахункова потужність Ppоз– це така потужність, при якій термін службі
елементів системи електропостачання дорівнює розрахунковому.
У розрахунках використовуються такі позначення та співвідношення:
– номінальна потужність, Рном ;
– паспортна потужність, Рпасп ;
– встановлена потужність Ру .
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 13
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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).
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.
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
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 14
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
електричні навантаження.
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
Згідно [5] 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
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 15
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
співвідношенням
n 2
Pном
n 1
е . (2.5)
n
n р2
ном
1
Величину nе можна також визначати за спрощеним співвідношенням
2 p
n ном
е . (2.5 а)
pном max
Якщо знайдене за співвідношенням (2.5 а) число nе буде більше за n ( n –
дійсне число ЕП), тоді слід прийняти n nе . Якщо рном max / pном min 3 , де
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
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 16
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе для живлячих мереж напругою до 1000 В
Коефіцієнт використання К
n в
е 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 1,0
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0
6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0
7 2,49 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,0 1,0
8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,0 1,0
9 2,27 1,71 1,43 1,16 1,09 1,07 1,01 1,0 1,0
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0
11 2,11 1,61 1,35 1,1 1,06 1,04 1,0 1,0 1,0
12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,05 1,03 1,0 1,0 1,0
13 1,99 1,52 1,29 1,06 1,04 1,01 1,0 1,0 1,0
14 1,94 1,49 1,27 1,05 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0
15 1,89 1,46 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
17 1,81 1,41 1,21 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
18 1,78 1,39 1,19 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 17
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе на НН цехових трансформаторів і для
магістральних шинопроводів напругою до 1000 В
Коефіцієнт використання Кв
nе 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 і
більше
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85
Більше 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8
Значення коефіцієнту використання кв за кожним окремим
електроприймачем визначаємо за довідковими даними.
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою
n
кв р
i номi
К 1
в n (2.6)
рномi
1
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому (середньовиважений
коефіцієнт) дорівнює
n
Кв Р
i номi
К 1
в, цеху
n . (2.7)
Рномi
1
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) для визначення розрахункової
активної потужності прийме вигляд
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 18
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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) - (2.10) та
графік рисунок 2.2 [5], розраховуємо в якості прикладу величину розрахункового
активної та реактивної потужності окремого цеха, а саме цеху з виготовлення
зовнішніх панелей.
Результати розрахунків заносимо у відповідні графи таблиці2.3, що
виконана по формі Ф636-92.
Визначимо номінальну групову потужність другої групи електроприймачів
Рном2. При цьому, так як електроприймачі згруповані таким чином, що мають
однакову величину коефіцієнта використання Кв та номінальну потужність,
співвідношення (2.1) приймає вид
n
Pном,2 pном n 5,5 2 11кВт.
1
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.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 19
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Кв Рном,2 0,6 11 6,6кВт.
Визначаємо чергову розрахункову величину таблиці 2.1, та заносимо її у
відповідну графу таблиці 2.3.
Кв Рном,2 tgφ 0,6 110,54 20,7квар .
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):
2 pном 2 344,3
nе 21,5.
pном м ax 32
Для розрахунку групового середньовиваженого коефіцієнту використання
по цеху в цілому використовуємо формулу (2.7)
n
Кв, і Рном і
К 1 213,1
в, цеху 0,62
n .
Р 344,3
ном і
1
По графіку рисунок 2.2 для визначених величин nе=22 та К в, цеху 0,6
знаходимо коефіцієнт розрахункової потужності Кр.цеху який дорівнює Кр,цеху =1,12
За співвідношенням (2.8) знаходимо розрахункову активну потужність
цеху, який розраховуємо у якості прикладу
n
Рр, цеху Кр Кв, цеху Рном,цеху Кр Кв, i Рном і 238,6 кВт.
1
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 20
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Так, як величина ефективної кількості електроприймачів nе>10,
реактивна потужність силових електроприймачів напругою до 1 кВ по цеху
визначається співвідношенням (1.9), тобто являє собою число підсумкової
строки графи 9:
Qр.цеху (Кв Рном tgφ) 127квар.
Повну розрахункова потужність Sпр силових електроприймачів напругою до
1 кВ по цеху визначається формулою (1.10)
Sр,цеху P2 2 2 2
р,цеху Qр,цеху (238,6) (127) 270,3 кВА.
Таким чином, нами виконано розрахунок повної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ окремого цеха , а саме цеху з виготовлення
зовнішніх панелей.
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших цехів.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 21
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 22
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень
від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути
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.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 23
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Наприклад, для фази а маємо
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, 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) .
Т
Однофазними електроприймачами в цеху є наступні установки:
- автомат заклепувальний –3 шт;
- машина згинальна – 3 шт.
Розрахуємо умовну трифазну номінальну потужність Pу для групи
однофазних електроприймачів, потужність яких приведена до ТВ=100 %, що
підключені наступним чином:
- автомат заклепувальний: напруга фазна Uф 220В; рф,0 4,0 кВт ;
cos 0,7 ; Кв,a0 0,5 ;
- машина згинальна: напруга лінійна UЛ 380В ; рЛ 5,0 кВт ;
cos 0,6 ; Кв 0,6 .
Визначаємо загальне середнє навантаження окремих фаз (А, В, С) згідно
співвідношень (2.12 – 2.13), які записано для більш загального випадку:
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
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 24
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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) 0,5 5,0 0,89 0,5 5,0 0,89 0,5 4 6,45 кВт ,
Середнє реактивне навантаження, віднесене до фаз А, В, С дорівнює
відповідно:
Q(a) Q(b) Q(c) 0,6 5,0 0,38 0,6 5,0 0,38 0,5 4,0 1,73 5,74 квар
Для кожної фази
Q
tgф (ф) .
P(ф)
5,74 (квар)
tg(a) tg(b) tg(c) 0,89
6,45 (кВт)
Нерівномірність навантаження по фазах:
p
p ном.max.ф pном.min .ф .
pном.min .ф
p 0 , тобто фази завантажено рівномірно.
Середньовиважене значення коефіцієнту навантаження
Кв(а) Кв(b) Кв(c) Кв(ф) для фази
На приклади фази (b)
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 25
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Р
К (b)
в(b) .
Рab Рbc Р
2 b,0
6,45
Кв(b) 0,72
4 4
5
2
Середньовиважене значення коефіцієнту навантаження Кв(а)для
найбільш навантаженої фази.
Умовна трифазна номінальна потужність Рном у однофазного
навантаження складає
Ру 3 P(ф) ; Ру 3 6,45 19,35 кВт .
Qу Pу tg(b) ; Qу 19,35 0,89 17,2 квар .
Ефективну кількість однофазних електроприймачів визначаємо по
співвідношенню:
2 P
n (o)
e(o) .
3 pmax.(o)
P(ф) 3 6,45 кВт
2 3 6,45
ne(o) 2 .
3 6,45
З таблиці 2.1 при ne(o) 2 та Кв(ф) 0,72 отримаємо Кр 1,14 .
Рроз у Кр Кв(ф) Ру
Рроз у 1,14 0,72 19,35 15,9 кВт .
Розрахункова реактивна потужність визначається наступним чином:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від пе :
при пе 10 Qроз 1,1Кв Рном tg ;
при пе 10 Qроз Кв Рном tg .
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 26
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Qроз у 1,1Кр Кв(b) Ру,і tgі
і
Qроз у 1,10,72 19,35 0,89 13,6 квар .
і
Повна умовна розрахункова потужність Sроз у силових однофазних
електроприймачів напругої до 1 кВ визначається формулою
S 2
роз у Pроз у Q2
роз у .
2 2
Sроз у 19,35 103 13,6 103 23,6 кВА.
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 з виготовлення зовнішніх панелей. Загальні геометричні розміри
виробничої зони цеху становлять 54×60×6, 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. 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
Pроз.ос.цеху кп Рп.о.ф S, (2.14)
де кп – коефіцієнт попиту освітлення [9];
S – площа приміщення, м2;
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 27
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
0,95 9,7 3240
Pроз.ос.цеху 30,1 кВт,
1000
Рп.о.ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м2,
визначається за формулою
Е к
рп.о.ф ф з.ф
Рп.о.табл кр , (2.15)
100 к з.табл
де Рп.о.табл – питома потужність освітлювальної установки [7], Вт/м2;
Еф – фактична освітленість для виконуваного виду робіт [7], лк;
кз.ф – фактичний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [7];
кз.табл – табличний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [7];
кр - коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення [7].
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
Qроз.ос.цеху Рроз.ос.цеху tgφо , (2.16)
де tgφ0 – реактивна складова кута зсуву фаз.
Qроз.ос.цеху 30,10,2 6 квар.
Розрахунок освітлювального навантаження інших цехів та підрозділів
підприємства виконуємо аналогічно. Живлення зовнішньої системи освітлення
підприємства виконано від силового трансформатора, що живить будівлю
управління.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 28
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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 , (2.17)
Q0,38 цеху Qр. цеху Qр. ос. цеху . (2.18)
Отримаємо
P0,38 цеху Рр. цеху Рр.ос. цеху 238,630,1 268,8 кВт,
Q0,38 цеху Qр. цеху Qр.ос. цеху 127 6 133квар.
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанцій за виразом
2 2
Sр.цеху Р0,38 цеху і Q0,38 цеху і , (2.19)
S Р 2 2 2 2
ТП6 0,38 цеху Q0,38 цеху 268,8 133 284,9 кВА.
Дані розрахунків навантаження цехової підстанції SТП за формулою (2.18)
і
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
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 29
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
за формулою
N 2 N 2
SНН ГПП Ко P0,4 цехуi Q0,4 цеху . (2.20)
i
i i
S 2 2
НН.ГПП 1 4744 2833,3 5525,6 кВА
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по підприємству, а приблизна
розрахункова потужність має значення SНН.ГПП =5525,6 кВА.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.4.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 30
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 31
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
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 [3]. Найбільш простий з них
складається в зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень
приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. Як центр кола вибирають
центр електричного навантаження (ЦЕН) приймача електроенергії, а радіус кола
зв'язують із розрахунковою потужністю приймача електроенергії; значення його
знаходять із умови рівності розрахункової середньої активної потужності групи
електроспоживачів площі кола
Рр,0,38і π r2
i m ,
де rp.i - радіус кола групи споживачів, π = 3,14 ; m- кВт/мм2 – масштаб
P
r 0,38 і
i , (2.21)
π m
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають силовому,
а також освітлювальному навантаженням:
360 Pр, цеху i
αс.н ; (2.22)
Р0,38цеху
360 Pр, цеху i
αоc.н , (2.23)
Р0,38 цеху
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 32
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Розраховуємо на прикладі вибраного цеху вказані параметри картограми
електричних навантажень.
Р
r р0,38(ТП6) 268,8
ТП6 27,3 мм.
3,14 m 3,14 115
Розрахункові значення заносимо у графу 8 таблиці 2.5
Таблиця 2.5 – Дані для побутови картограми ЕН
P , P , ,
Найменування роз.цеху роз.ос.цеху . P0,38цеху. r
кВт кВт oc.н
кВт c.н мм
1 2 3 4 6 7 8
Станція регенерації фреону. Цех
пластичного штампування. Цех 512,3 38,8 551,1 335 25 39,1
манжетів та ущільнювачів
Цех холодильників. Цех
морозильних камер. 844,9 79,2 924,1 329 31 50,6
Фарбувальний цех
Цех з виготовлення компресорів
956,3 67,8 1024,1 336 24 53,3
та випарників. Їдальня
Цех теплоізоляційних матеріалів.
113,4 66 179,4 228 132 22,3
Адміністративна будівля
Цех з виготовлення каркасів 277,1 24,6 301,7 331 29 28,9
Цех з виготовлення зовнішніх
238,6 30,1 268,8 320 40 27,3
панелей
Цех скляних елементів. Цех
холодильних вітрин. Цех 612,3 89,3 701,6 314 46 44,1
холодильних шаф. Склади
Гальванічний цех. Насосна
станція;
755 38,2 793,2 343 17 46,9
Цех підготовки та регенерації
фреону
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як точку з
координатами:
n
(Pp.i xi )
Х i1 ; (2.24)
n
Pp.i
i1
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 33
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
n
(Pp y )
i i
Y i1 , (2.25)
n
Pp i
i1
де Х,Y– координати центру електричних навантажень на генплані, см;
xi , yi – координати i-ого навантаження на генплані, см;
Pp i – максимальне навантаження i-ого цеху, кВт.
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразу (2.24), (2.25)
заносимо у відповідні графи таблиці 2.6. Визначаємо координати ЦЕН
n n
(Pp.i xi ) (Pp y
i i )
Х i1 1348233 992673
284,2м, Y i1 209,3 м.
n
P 4744 n
P 4744
p.i p
i i
1 i1
Таким чином, нами розраховані дані для побудови картограми
навантаження (таблиця 2.5) та координати ЦЕН (таблиця 2.6) які ми будемо
використовувати при виборі місця розташування ГПП.
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.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 34
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 35
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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:
п
Рроз х
i i
Х i1
ЦЕН цеху(Р) , (2.26)
п
Рроз i
i1
п
Рроз у
i i
У i1
ЦЕН цеху(Р) ; (2.27)
п
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
(2.26) та (2.27) 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 міліметрах згідно рисунку 3.1.) у відповідні стовбці таблиці 2.7.
Координати ЦЕН отримаємо також в міліметрах після того, як у таблицю 2.7
буде внесено останній споживач.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 36
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 2.7 – Розрахунок центру електричних навантажень
№ на Н а й менування Pi, Xi, Yi, ��ЦЕН, ��ЦЕН,
плані кВт P ∙X
м i i P
м i∙Yi м м
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1. Вентилятор приточний 32 5 160 30 960
2. Вентилятор приточний 32 5 160 27 864
3. Прес вирубний №1 5,5 13 71,5 39 214,5
4. Прес вирубний №1 5,5 13 71,5 3 16,5
5. Прес вирубний №2 7,5 13 97,5 29 217,5
6. Прес вирубний №2 7,5 13 97,5 13 97,5
7. Прес вирубний №3 12 13 156 20 240
8. Прес вирубний №3 12 13 156 10 120
9. Вентилятор витяжний 3 20 60 33 99
10. Вентилятор витяжний 3 31 93 33 99
11. Вентилятор витяжний 3 46 138 33 99
12. Вентилятор витяжний 3 20 60 19 57
13. Вентилятор витяжний 3 31 93 19 57
14. Вентилятор витяжний 3 46 138 19 57
15. Вентилятор витяжний 3 20 60 6 18
16. Вентилятор витяжний 3 31 93 6 18
17. Вентилятор витяжний 3 46 138 6 18
18. Диркопробивний верстат 4,1 24 98,4 47 192,7
19. Диркопробивний верстат 4,1 24 98,4 44 180,4
20. Диркопробивний верстат 4,1 24 98,4 41 168,1
21. Тельфер 7,2 13 93,6 50 360
22. Маркувальний прес 2,2 25 55 21 46,2
23. Маркувальний прес 2,2 25 55 10 22
24. Заклепочний верстат 1,8 25 45 16 28,8
25. Заклепочний верстат 1,8 25 45 13 23,4
26. Гибочний верстат 2 25 50 9 18
27. Установка пресування 22 25 550 3 66
28. Автоматичний
17,5 38 665 37 647,5
давильний верстат
29. Автоматичний
17,5 38 665 32 560
давильний верстат
30. Автоматичний
17,5 38 665 28 490
давильний верстат
31. Ручний давильний
10 38 380 21 210
верстат №1
32. Ручний давильний
10 38 380 19 190
верстат №1
33. Ручний давильний
7 38 266 14 98
верстат №2
34. Ручний давильний
7 38 266 10 70
верстат №2
35. Ручний давильний
5 38 190 6 30
верстат №3
36. Ручний давильний
5 38 190 4 20
верстат №3
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 37
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
37. Конвеєрний
18,2 50 910 32 582,4
штампувальний прес
38. Конвеєрний
18,2 50 910 22 400,4
штампувальний прес
39. Прес виготовлення
1,6 49 78,4 11 17,6
заклепок
40. Диркопробивний прес 7,4 49 362,6 8 59,2
41. Заточний верстат 3,3 58 191,4 10 33
42. Заточний верстат 3,3 58 191,4 7 23,1
43. Заточний верстат 3,3 58 191,4 4 13,2
Розрахункові данні 344,3 9534 7802 27,7 22,7
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 27,7 мм ; YЦЕН 22,7 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.
З урахуванням приведених вище вимог, наявності транспортного проїзду
поблизу розрахованого ЦЕН, функціонування 3 тельферів, а також необхідність
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 38
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
зміщення ТП в бік найбільш потужних електроприймачів (широкоуніверсальний
фрезерний верстат), обираємо місця встановлення КТП у куту поблизу до
розрахованого ЦЕН та найбільш потужних споживачів (рисунок 1.1).
2.6.2 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
Згідно ПУЕ, підприємство відноситься до другої категорії
енергозабезпечення.
схема живлення цехів та відповідних установок, від власної підстанції
(ГПП). Живлення виконано кабельними лініями, що прокладені під землею,
в спеціально створених кабельних каналах.
ГПП розташовується поблизу точки теоретичного центру навантаження
підприємства . Енергопостачання ГПП виконано від двох незалежних вводів
районного розподільчого пункту, по повітряним лініям 110 кВ.
Для живлення ГПП використовується схема без прохідної п/ст від ГРП
відстань до якої 110 км.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах 110
кВ± 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 23229 63/03-03 ПЗ 39
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
При виборі головної схеми електропостачання промислового 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 [7].
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
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 40
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
систем електропостачання, що приведені у п. 1.1, обираємо схему ГПП,
приведену на рисунку 3.1.
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 23229 63/03-03 ПЗ 41
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
потужності у силових трансформаторах ГПП
N 2 2
N
SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) . (3.1)
i i
де PT і QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
S
І = ВН ГПП
роз Кзав.Л , (3.2)
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;
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 42
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
– 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
Ртр 0,02 Sпр;
Qтр 0,1Sпр ,
де Sпр. – приблизна повна потужність об’єкта проектування, кВА;
ΔР тр 0,02 5525,6 110,51 кВт,
ΔQ тр 0,1 5525,6 552,57 квар .
Загальне навантаження об’єкта визначається виразом
SВН.ГПП 1,0 (4744 110,51)2 (2833,3 552,57)2 5918,6 кВА.
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу
S
S ВН.ГПП
тр ;
2 0,7
5918,6
Sтр 4227,6 кВА.
2 0,7
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
5918,6
ІрозПЛ = 31,1 А ,
3 110
Переріз лінії живлення (мм2) визначаємо за виразом
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 43
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
І
Fек ,
jек
де jек - нормоване значення економічної густини струму jек=1,4 А/мм2.
31,1
F 2
ек 22,2 мм .
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;
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.
31,1А1260 А;
- 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 31,1А11,25 260 А ;
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 44
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
- 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 [1,6].
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП
В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній), по яких
передається електроенергія від системи до ГПП підприємства, втрати напруги
мають істотно різну величину.
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу напруги.
Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х повітряної
лінії більше активного опору R: X R , причому для ЛЕП напругою 220 кВ і
вище справедливе співвідношення: 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 15 25 , зі збільшенням до
35 55 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі потужностей, близьких
до нормативних по статичній стійкості. У цих випадках врахування поперечної
складової U / / вносить уточнення в розрахунки напруги, що істотно
перевищують погрішності інформації про параметри мережі, а тому аналіз
електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної
складової падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X R , кут невеликий (менше 2 3
).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.4):
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 45
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 3.4 – Схема заміщення фази ділянки мережі
На рисунку 3.4 S1 , S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); R н , Хн – опір навантаження (активний і індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії U/
ф
U /
ф Iа R Iр X I (R cos X sin) . (3.5)
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги в
лінії U / /
ф
U / /
ф Iа X Iр R I (X cos R sin) . (3.6)
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
U U U //
ф1 ф2 ф Uф2 Uф jUф
(3.7)
Uф2 (IaR IpX) j(IaX I j
pR) Uф1 e ,
де модуль U1ф цієї напруги
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 46
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Uф1 (Uф2 U/
ф)2 (U/ / 2
ф ) (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 3.5 – 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 23229 63/03-03 ПЗ 47
Зм 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
П П0 L , (3.13)
де r0, x0 – значення подовжнього або поперечного параметра,
віднесеного до 1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по емпіричній
формулі, Ом/км
D
X0 0,144 lg cp 0,0157 Х/
0 Х//
0 , (3.14)
rдр
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
– магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –
1, для сталі – 1 .
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp ,
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij і
визначається з формули
D 3
cp D12 D13 D23 , м. (3.15)
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 48
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
площині, жили трьохжильного кабелю – по вершинах рівностороннього
трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову розмірність).
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевої частини проводу ( Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування на
15 – 20 %, тобто
F F
r cт
пр 1,15 1,20 . (3.16)
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R0 , (3.17)
F
де – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм2 / км ;
F – переріз фазного проводу (жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
29,531,5Ом мм2 / км , для міді 18,0 19,0 Ом мм2 / км .
Для визначення складових струму використовують відомі співвідношення:
P Q
I і
a ; I і
p (3.18)
3 Uі 3 Uі
Проектна потужність підприємства Рі=4744 кВт; Qі=2833,3 квар, R0=0,34
Ом/км, Х0=0,318 Ом/км при Dср=0,8м.
Тоді для ділянки мережі:
R R0 L, R=0,34 110=37,4 Ом,
Х Х0 L, Х=0,318 110=35 Ом.
Активну і реактивну складову струму обчислюємо з формулою (3.8)
4744
Ia 24,9 А;
3 110
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 49
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
2833,3
Iр 14,9 А.
3 110
Використовуючи формули (3.3) і (3.4) визначимо повздовжню і поперечну
складову падіння напруги
U '
ф 24,9 37,4 14,9 35 1452,8 В.
U 24,9 37,4 14,9 35 409,8 В.
Модуль напруги на початку ділянки визначимо за формулою (3.5)
Uф1 (1101,45)2 106 (0,41)2 106 111,5 кВ.
Модуль падіння напруги Uф визначається співвідношенням (3.7)
U (1,45)2 106
ф (0,41)2 106 1506,9 В.
Втрата напруги розраховується за співвідношенням (3.6)
Uф 111,5 110=1,5 кВ.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при проектній
потужності Р1=4744 кВт; Q1=2833,3 квар складає
U
U(%) ф %;
Uном
1,5 103
U(%) 100=1,4 %;
110 103
Таким чином, вибрані параметри повітряної лінії задані практично без втрат
напруги передавати розрахункову потужність на підприємство.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 50
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторівголовної понижуючої підстанції
Трансформатори ГПП повинні забезпечити надійне електропостачання в
нормальному, аварійному і післяаварійному режимі.
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразами
РТ 0,02 Sпр; (4.1)
QТ 0,1Sпр , (4.2)
де Sпp(6 ст.) – приблизна повна потужність об’єкта, що визначається на 6
ступені, кВА.
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом
N 2 N 2
Snp(6 ст.) SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) (4.3)
i i
Номінальна потужність SТ кожного з двох трансформаторів ГПП
попередньо оцінюється згідно виразу
S
S np(6 ст.)
Т . (4.4)
2 0,7
По отриманому значенню потужності вибирається номінальна потужність
трансформатора Sном Т . Якщо різниця між потужностями SТ іSном Т незначна
10 % , то для розгляду приймається один варіант, в іншому випадку
розглядається варіант з більшою і меншою стандартною потужністю
трансформатора відносно SТ .
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 51
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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).
Попередньо вибираємо трансформатор ТМН-6300/110 із
номінальними параметрами Sном ТР=6,3 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 [10], в якому
максимальне навантаження буде відповідати Sрозр об'єкта, згідно чого
робиться масштаб по вісі навантажень(рисунок 1.4).
S кВА
7000
6500 SSнм.таркс
6000
5919
5500
5000 5327
4500 4735
4000 4258
4143
3500
3551 3551
3000
2959
2500
2000 2367 2367 2367
1500 1776 1776
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
К 1i
1 ; (4.5)
S n
н.тр Δt i
i1
де Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 52
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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.
((2,36 1) (1,77 1) (1,77 2) (2,36 1) (4,25 1)
1 (4,14 3) (3,55 3) (3,55 3) (2,95 1) (2,36 1))
К1 0,56 .
6,3 (11 2 11 3 3 3 11)
Коефіцієнт перевантаження трансформатора К2 визначаємо за більшим
значенням із двох величин К`2 та К``2.
Величину К`2 обчислюємо за формулою, згідно виразу
m
(S2
1 i Δt i )
К ` 1i
2 ; (4.6)
S m
н.тр Δt i
i1
де m – кількість ступенів потужності графіка навантаження, за
яких його більше від номінальної потужності трансформатора;
` 1 ((5,32 2) (4,73 2) (5,91 3))
К 2 0,37 .
6,3 (2 2 3)
Величину К``2 визначаємо за виразом
`` 0,9 S
розр
К2 ,
Sн.тр
`` 0,9 5918,6
К 2 0,85 .
6300
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1 за
допомогою таблиць [7] визначаємо допустиме систематичне перевантаження
К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним перевантаженням,
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 53
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
коли виконується умова
К2доп≥К2
1,4≥0,85.
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 [7].
Електроприймачі І категорії необхідно живити від двотрансформаторних
підстанцій. Двотрансформаторні підстанції рекомендується також
використовувати для живлення споживачів II категорії.
Живлення окремо споруджених об'єктів загальнозаводського призначення
рекомендується виконувати від двотрансформаторних підстанцій.
Потужність трансформаторів двотрансформаторних 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.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 54
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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 НБКQНК2 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
S
δ ТПцеху
s ; (4.8)
S
де SТПцеху - в даному випадку максимальне навантаження цеху, кВА;
S- площа приміщення, м2.
284,9
δs 0,09 .
3240
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 двотрансформаторних
підстанцій приймається 0,7 – 0,75), а (для однотрансформаторних – 0,95);
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 55
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Sн.тр – номінальна потужність трансформатору, кВА;
N – дробовий додаток до найближчого цілого числа.
268,8
Nmin 0,7 1 шт ,
0,95 400
Економічну кількість трансформаторів Ne знаходимо за виразом
Nе Nmin m; (4.10)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [2]
у функції Nmin, N.
N e 1 0 1 шт.
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax.Т, яка
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона за
виразом
Q 2 2
max.T (Nе кз.ф Sн.тр) - Рр.0,38 ; (4.11)
де кз.ф – фактичний коефіцієнт завантаження,
S
к мТП
з.ф , (4.12)
Ne Sн.тр
284,9
кз.ф 0,71.
1400
Qmax .T (1 0,71 400)2 - 268,82 94,5квар.
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів QНК1
складе:
QНК1 Q _
м0,38 QmaxТ ; (4.13)
де Qм – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш
0,38
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 56
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
завантажену зміну, квар.
QHK1 133 - 94,5 38,5 квар.
При QНК1 ≤ 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не потрібно.
У нашому випадку QНК1 ≥0квар, тобто встановлювати батареї потрібно.
Вибір потужності конденсаторних батарей для зниження втрат
потужності у трансформаторах. Додаткова потужність статичних
конденсаторів QНК2 з врахуванням оптимального зниження втрат потужності
визначається за формулою
Q _ _
HK 2 Q м Q HK1 γ N е Sн.тр ; (4.14)
0,38
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників К1 К2,
схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі (для радіальної мережі
визначається згідно рисунок 4.8, для магістральної схеми - рисунок 4.9. для
двоступеневої схеми живлення трансформаторіввід РП 6-10 кВ, на яких відсутні
К
джерела реактивної потужності γ р1 [7]).
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 [7].
QHK2 133_38,5_ (0,18 1 400) 22,5 квар .
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2<0квардодатково встановлювати
конденсаторні батареї не потрібно.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2 , (4.15)
QНК=338,5+22,5=61 квар.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 57
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
За результатами розрахунків, згідно ПУЕ (глава 5.6), вибираємо одну
конденсаторну установку марки УК2-0,415-60 Т3 потужністю 60 квар і напругою
живлення 0,38 кВ.
Аналогічно проводимо розрахунки для інших цехів і результати заносимо у
таблицю 4.1.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 58
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 59
Зм 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.
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:
Q _ _
ек кн.с Qм Qтр Qек Qнкф , (4.16)
де кнс – коефіцієнт, що враховує не співпадння 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.
Qвк 0,92 2833,3 552,57 94,2 1265 1800 квар.
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення [2] два комплекти
високовольтних блоків статичних конденсаторів. Марки прийнятих блоків
статичних конденсаторів УКЛ-10,5-900 У3. Сумарна ємність блоків статичних
конденсаторів складає ΣQБСК10=1800 квар, при номінальній напрузі живлення
10,5 кВ.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 60
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують магістральною,
радіальною або змішаною схемами [10]. Вибір схеми визначається категорією
надійності споживачів електроенергії, їх територіальнім розміщенням,
особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх за
потужних підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП. Радіальні
схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи електропостачання, від
джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється не
менш чім двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій джерела
живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-630
кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без резервування,
якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам прокладки ліній можливий
її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції мають споживачів II категорії,
їх живлення повинно здійснюватися двокабельною лінією з роз'єднувачами на
кожному кабелі.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг перед
магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються при
живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують споживачам
під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть поєднуватись до РУ
підстанції, до силових РП, або безпосередньо до трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів підстанцій;
висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати технологічне
устаткування без переобладнання мережі; використання уніфікованих елементів,
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 61
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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.
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 4.1. 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)
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 62
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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 2.4 та заносимо у
таблицю 5.1 (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.
Для прикладу
Рм10=268,8+0,02.400=276,8 кВт ,
QМ10=133+0,1. 400=173 квар.
Розрахункову потужність радіальної лінії визначаємо згідно електричної
схеми живлення і розрахункових потужностей по виразу
2 2
SЛ Рм10 Qм10 , (5.3)
S 2
Л(ГППТП 6) 276,8 1732 326,4 кВА.
де Рм10і 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.
Розрахунковий струм у кабельної лінії на кожної ділянки (ГПП-ТП6) в
нормальному режимі визначається як
S
I Л,і
р.Л,і (5.4)
3 Uн
Для цеху, який обрано у якості прикладу
326,4
Iр.Л,(ГППТП6) 18,9 А.
3 10
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 63
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2 (графа 4).
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
Рр0,38, Qр0,38, Sн.тр , Рм10, Q
Позиція м10, Sл
кВт квар кВА кВт квар кВА
1 2 3 4 5 6 7 8
ТП-1 1 551,1 310 1000 571,1 410 703
ТП-2 2 924,1 556 1000 944,1 656 1149,7
ТП-3 2 1024,1 603,7 1000 1044,1 703,7 1259,1
ТП-4 1 179,4 91,2 250 184,4 116,2 218
ТП-5 1 301,7 176,4 400 309,7 216,4 377,8
ТП-6 1 268,8 133 400 276,8 173 326,4
ТП-7 2 701,6 400,3 630 714,2 463,3 851,3
ТП-8 2 793,2 562,6 630 805,8 625,6 1020,1
Згідно економічної густини струму jек визначаємо стандартний переріз Fек
кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий струм Ідоп, значення
якого заносимо у графу 6 таблиці 5.2.
І 18,9
F 2
ек 13,5мм .
jек 1,4
Розрахунковий переріз кабелів для лінії (ГПП – ТП6) 13,5 мм2, тому ми
приймаємо найменший переріз кабелю марки АСБГ (3×16), що має переріз 16
мм2, Іном.каб=75 А.
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в нормальному
режимі роботи за співвідношенням [12]
Iр.Л Iдоп К1K2 ;
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та
повітря К1=1,05;
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості кабелів
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 64
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Кількість т-рів
Шт.
прокладених паралельно К2=0,9;
Ідоп– тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних умовах
18,9 75 1,04 0,87 67,9 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 18,9 75 1,04 0,87 1,25 84,8А
тобто умова виконується.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше (5%.Uн=52,5 В) і визначається за виразом
U 3 Ір.Л Lкл (r0 cosφ x0 sin φ), (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–ТП6
Р 276,8
сosφ м10 0,849 ,
Sл 326,4
Q 173
sin φ м10 0,53
Sл 326,4
Втрата напруги в кабельної лінії, що розглядається у якості прикладу, буде
U 3 18,9 0,15 (1,54 0,849 0,072 0,53) 6,61 В.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 65
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Таким чином, умова виконується, так як
U 6,61 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 140 703 40,6 29 75 16 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП2 180 1149,7 66,5 47,5 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП3 60 1259,1 72,8 52 140 50 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП4 270 218 12,6 9 75 16 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП5 90 377,8 21,8 15,6 75 16 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП6 150 326,4 18,9 13,5 75 16 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП7 90 851,3 49,2 35,1 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП8 210 1020,1 59 42,1 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-БСК10 10 900 52 37,1 115 35 АСБГ(3×35)
де БСК10 – ємкісна потужність блока статичних конденсаторів 10 кВ, що
встановлені в приміщені КРУН-10 кВ ГПП.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 66
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000 В
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Основною причиною порушення нормального режиму роботи СЕП є
виникнення короткого замикання в мережі або в елементах електрообладнання
внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій обслуговуючого
персоналу.
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання, згідно
ПУЕ (розділ 1.4.9 – 1.4.13), є прийнята схема електропостачання та величина
потужності короткого замикання на шинах районної підстанції. Розрахункова
схема мережі і схема заміщення зображені на 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.
Sк.з. 110 кВ.
ПЛ
К1
Хс
Хпл
ТР
Rпл
К1
Хтр
К3 К2 К4 К2
К5
Л1 Л2 Л3 Хл3 Хл1 Хл2
Rл3 Rл1 Rл2
К3 К4 К5
ТП-6 ТП-7 ТП-8
Рисунок 6.1 - Розрахункова схема розрахунку КЗ та схема заміщення
Для розрахункової схеми (рисунок 6.1) складаємо схему заміщення,
виходячи з розрахункових умов і враховуючи прийняті у стандарті [15]
припущення.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 67
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
каб.лін 3
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
номінальна напруга енергосистеми UС=110 кВ:
потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1450 МВ • А;
довжина повітряної лінії lл=110 км.
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту.
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі опори
схеми заміщення приводяться до базисних умов.
За базисні умови приймаємо:
Sб 100 МВА, Uб1 115 кВ, Uб2 10,5 кВ
S
I б
б , (6.1)
3 U б
100
Iб1 0,5кА,
3 115
100
Iб1 5,5кА.
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях:
– електричної системи
S
Х б
с , (6.2)
Sк.з.
100
Хс 0,069 .
1450
– повітряної лінії 110, кВ
S
R б
пл r0л lл , (6.3)
U2
б1
100
Rпл 0,38 110 0,316;
1152
де lл– довжина повітряної лінії, км;
r0л, x0л– активні та індуктивні опори повітряної лінії, Ом/км
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 68
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
S
Xпл x0л l б
л , (6.4)
U2
б1
100
Хпл 0,06 110 0,05.
1152
– трансформатора ГПП
U S
Х тр кз б ,. (6.5)
100 Sн.тр
де Uкз – напруга короткого замикання трансформатора, %;
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
10,5 100
Х тр 1,66.
100 6,3
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках
В точці К1
Визначаємо сумарний реактивний і активний опір до розглядаємої точки к.з
і визначаємо повний опір
Струм короткого замикання в розглядаємій точці визначаємо за виразом
І
І б1
кз(К1) (6.6)
Х 2 2
сум(К1) R сум(К1)
0,5
Ікз(К1) 1,48 кА ;
0,119 2 0,316 2
Хсум(К1) Хс Хпл , (6.7)
Хсум(К1) 0,069 0,05 0,119;
R сум(К1) Rпл , (6.8)
R сум(К1) 0,316
Ударний струм короткого замикання в точці К1 визначаємо за виразом:
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 69
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
і уд(К1) 2 Ікз(К1) к уд(К1) ; (6.9)
де куд– ударний коефіцієнт, що визначаємо за виразом
Rсум(К1)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К1)
уд(К1) , (6.10)
0,316
3,14( )
к 1 2,718 0,119
уд(К1) 1,12.
і уд(К1) 2 1,48 1,12 2,31 кА.
В точці К2
І
І б2
кз(К2) ,
Х2 2
сум(К2) R сум(К2)
5,5
Ікз(К2) 3,03кА
1,786 2 0,3162
Хсум(К2) Хс Хпл Хтр ,
Хсум(К2) 0,069 0,051,661,786;
R сум(К2) Rпл ,
Rсум(К2) 0,316.
Ударний струм короткого замикання в точці К2 визначаємо за виразом:
і уд(К2) 2 Ікз(К2) к уд(К2) ;
і уд(К2) 2 3,03 1,01 4,28кА
Rсум(К2)
3,14( )
Х
к уд(К2) 1 е сум(К2) ,
0,316
3,14( )
к 1,786
уд(К2) 1 2,718 1,01.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 70
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
В точці К3
І
І б2
кз(К3)
Х 2
сум(К3) R 2
сум(К3)
5,5
Ікз(К3) 1,67 кА
1,87 2 2,712
Хсум(К3) Хс Хпл Хтр Хл1 ,
Хсум(К3) 0,069 0,051,66 0,0841,87;
R сум(К3) Rпл R л1 ,
R сум(К3) 0,316 2,4 2,71.
Ударний струм короткого замикання в точці К3 визначаємо за виразом:
і уд(К3) 2 Ікз(К3) к уд(К3) ;
і уд(К3) 2 1,67 1,06 2,48 кА
Rсум(К3)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К3)
уд(К3) ,
2,71
3,14( )
к 1,87
уд(К3) 1 2,718 1,06.
В точці К4
І
І б2
кз(К4)
Х2 2
сум(К4) R сум(К4)
5,5
Ікз(К4) 2,09 кА
1,858 2 1,856 2
Хсум(К4) Хс Хпл Хтр Хл2 ,
Хсум(К4) 0,069 0,051,66 0,0721,858;
Rсум(К4) Rпл Rл2 ,
R сум(К4) 0,3161,54 1,856.
Ударний струм короткого замикання в точці К4 визначаємо за виразом:
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 71
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
і уд(К4) 2 Ікз(К4) к уд(К4) ;
і уд(К4) 2 2,09 1,04 3,06 кА
Rсум(К4)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К4)
уд(К4) ,
1,856
3,14( )
к уд(К4) 1 2,718 1,858 1,04.
В точці К5
І
Ікз(К5)
б2
Х 2 2
сум(К5) R сум(К5)
5,5
Ікз(К5) 2,36 кА
1,854 2 1,416 2
Хсум(К5) Хс Хпл Хтр Хл3 ,
Хсум(К5) 0,316 0,051,66 0,0681,854;
Rсум(К5) Rпл R л3 ,
R сум(К5) 0,3161,11,416.
Ударний струм короткого замикання в точці К5 визначаємо за виразом:
і уд(К5) 2 Ікз(К5) к уд(К5) ;
і уд(К5) 2 2,36 1,03 3,41 кА
Rсум(К5)
3,14( )
Х
к уд(К5) 1 е сум(К5) ,
1,416
3,14( )
к уд(К5) 1 2,718 1,854 1,03.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 72
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Точка к.з Хк,в.о. Rк,в.о. Zк,в.о. Ік.з. кА іуд. кА
К1 0,119 0,316 0,34 1,48 2,31
К2 1,786 0,316 1,81 3,03 4,28
К3 1,87 2,716 3,3 1,67 2,48
К4 1,858 1,856 2,63 2,09 3,06
К5 1,854 1,416 2,33 2,36 3,41
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
х л0 n xпл, (6.11)
де - коефіцієнтnв залежності від типу монтажу лінії, n=3,5 для
одноланцюгової лінії без тросів.
х л0 3,5 0,05 0,17
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 23229 63/03-03 ПЗ 73
Зм 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 к.з.
S1 k S3
к к , (6.12)
де к – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані к.з, від шин районної
підстанції, 0 k 1,5 , при к.з, у віддаленій точці (поблизу трансформатора ГПП)
k=1,5.
S1
к 1,5 1450 3600 МВА.
Струм однофазного к.з, на шинах заводської підстанції визначаємо виразом:
1
I1
Sк
kc , (6.13)
3 U1
де U1 - номінальна напруга на шинах заводської підстанції,U1=110 кВ.
1 3600
Ikc 18,9 кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи ( xco у відносних одиницях)визначаємо
з виразу
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 74
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
I 1кc 3 1
; (6.14)
Iб x c1 x c2 x co
з цього виразу находимо xС0
3 1 І
х б
со х
(1) с1 х с2 , (6.15)
Ікс
де хс1, хс2 – відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи,
хс1 х с2 х с .
3 1 5,5
х со 0,069 0,069 0,73.
18,9
Згідно з рисунком 6.4 визначаємо результативний опір схеми нульової
послідовності для однофазного струму к.з, як паралельне з’єднання двох гілок
хо хсо хло хтр1о хтр2о (6.16)
(0,73 0,17) (1,661,66)
х 0 0,7 .
(0,73 0,17) (1,661,66)
Струм однофазного к.з, у віддаленій точці визначаємо за виразом
1 3 1 I
І б
kA1 (6.17)
х рез1 х рез2 х о
хрез1 хрез2 хс1 х л1 0,069 0,05 0,119,
(1) 3 1 5,5
ІkА1 17,3 .
0,119 0,119 0,7
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 75
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
В розділі приводяться дані, які стосуються конструкції та особливості
компоновки як самої головної понижуючої підстанції (ГПП), так і розподільчих
установок високої і низької напруги. Вказується область застосування ГПП,
основні вимоги до місць встановлення,характеристика ізоляції, категорії
розміщення тощо.
Приводяться основні параметри і характеристики ГПП. 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 7.1, у якої в першу графу заносимо відповідні розрахункові дані, і графу
2 - відповідні каталожні дані, а графа 3 містить умови вибору апаратів.
Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії ВГТ-110ІІ*-40/2500У1 з
допустимим нижнім робочим значенням температури оточуючого повітря -
45°С, допустимою швидкістю вітру до 40 м/с, сейсмічності - до 9 балів та
приводом пружинного типу. Результати вибору зводимо в таблицю 7.1
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=110 кВ Uном=110 кВ Uн Uном
Iр=13,9 А Iном=2500 А Ір Іном
іу =2,31 кА Im.дин= 102 кА іу Іm.дин
Іn.t =1,48 к А Iвідкл. =40 кА Іn.t Івідкл
В І2
к n tк (2,3 103)2 0,035 ІТ 40 кА; tТ 3 с;
2
2 6 2 В І t
0,185 106 В2 с ІТ tТ 4800 10 В с к Т T
де ІТ – нормований струм термічної стійкості апарата;
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 76
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Вк – тепловий імпульс струму короткого замикання;
Im.дин – амплітудне значення повного струму електродинамічної стійкості
вимикача;
tТ – нормований час термічної стійкості апарата.
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [4].
Алгоритм вибору роз'єднувача відрізняється від алгоритму вибору
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка струму
відключення.
Попередньо по номінальним даним обираємо роз'єднувач серії РГН-
110/1000 УХЛ1.
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=110 кВ Uном=110 кВ Uн Uном
Iр=13,9А Iном=1000 А Ір Іном
іу =2,31 кА Im.дин= 80 кА іу Іm.дин
Вк І2
n tк (2,3 103)2 0,035 ІТ 40 кА; tТ 3 с;
6 2 2 6 2 Вк І2 t
0,185 10 В с І t Т T
Т Т 4800 10 В с
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 [5].
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 ВВ/N10M-1000 УЗ з вбудованим електромагнітним приводом
[8].
При розрахунках розрахункового струму ввідного вимикача 10 кВ значення
Ір визначаємо за співвідношенням
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 77
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=10 кВ Uном=10 кВ Uн Uном
Iр=325,8 А Iном=1000 А Ір Іном
іу =4,28 кА Im.дин= 52 кА іу Іm.дин
Іn.t =3,03 к А Iвідкл. =20 кА Іn.t Івідкл
В І2 t (4,28103)2 0,055 ІТ 20 кА; t 3 с;
к n к Т В 2
2
1106 В2 с І t 1200 106 В2 с к ІТ tT
Т Т
При розрахунках розрахункового струму секційного вимикача 10 кВ
значення Ір визначаємо за співвідношенням
0,5 Sрозр
Іmax(секційний) ,
3 10,5
0,5 5363,9
Іmax(секційний) 147,6 А.
3 10,5
Попередньо по номінальним даним обираємо секційний вимикач вакуумний
типу ВВ/N10M-630А з вбудованим електромагнітним приводом [8].
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=10 кВ Uном=10 кВ Uн Uном
Iр=147,6 А Iном=630 А Ір Іном
іу =4,28 кА Im.дин= 80кА іу Іm.дин
Іn.t =3,03 к А Iвідкл. =20 кА Іn.t Івідкл
Вк І2
n tк (4,28103)2 0,055 І 20 кА; t 3 с;
Т Т
2 6 2 В І2 t
1106 В2 с І t 1200 10 В с к Т T
Т Т
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.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 78
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Попередньо обираємо трансформатор струму напругою 10 кВ типу ТШЛП-
10К
Таблиця 7.5 – Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн=110 кВ Uном=10 кВ
Iр=325,8 А Iном=1000 А
ідин kдин 2 Іном1
іу =4,28 кА
30 1,4 1000 кА=42 103 кА
В І2 t (4,28 103 )2 0,055 ІТ 31,5 кА; tТ 4 с;
к n к
2
1106 В2 с ІТ 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.),Sприл 7 (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 lпров 25 м.
Переріз з'єднувальних проводів, мм2:
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 79
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
lp ρFпров . , (7.3)
rпров .
25 0,02
Fпров 2,27.
0,22
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом
F 2,5 мм2 .
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф .
rпров.ф rприл. rн 0,6 Ом,
0,2+0,28=0,48<0,6.
Якщо виконується умова тоді обраний трансформатор струму забезпечить
допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
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, Потужність, що
що Кільк. cosφ споживається
Прилад Тип
споживається котушок tgφ P, Q, S,
котушкою, Вт 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
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 80
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
співвідношенням [1]:
l tпр
Fmin , (7.4)
С
де tпр – приведений час дії струмів к.з, А;
tt∞ – ударний струм к.з, що діє на вибраний нами відрізок лінії, кА;
С – коефіцієнт, що відповідає різниці теплоти, яка в провіднику після і до
короткого замикання (для кабелів з алюмінієвою жилою С = 85 ).
Приведений час можна визначити по виразу
tпр=tзах+tвідкл
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії вимикаючої апаратури, с.
tпр=0,08+0,12=0,2 с.
У такому разі
2480 0,2
Fmin 13,3 мм2.
83
Розглянутий нами відрізок кабельної лінії (ГПП-ТП6), що має переріз F=16
мм2 повністю задовольняє умовам термічної стійкості, під час дії ударних
струмів к.з.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 81
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1000 В,
з якої найбільш поширена – напруга 380 В.
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.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 82
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми живлення
використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше розповсюдженні
змішані схеми, але для конкретного випадку саме така «рафінована» схема може
виявитися найбільш раціональною.
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
На промислових підприємствах 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 [4, 7].
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
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 83
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
етапі обирається вид і система освітлення.
Норми освітлення побудовані на основній класифікації робіт, основною
ознакою яких є найменший розмір об’єктів, 84ино проводів 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) [7].
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
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
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 84
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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 тощо). 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:
кз Е S z
Ф min , (8.1)
N
де кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [7];
Еmin – мінімальна освітленість, лк;
S– площа освітлювального приміщення, м2;
E
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z cp 1,11,15 ;
Emin
N – прийнята кількість світильників, шт.;
– коефіцієнт використання світлового потоку.
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається по довідковим
таблицям в залежності від типу прийнятого світильника, коефіцієнтів відбиття
від поверхонь приміщення і від індексу приміщення “і”, останній визначається
за виразом
A B
i , (8.2)
(A B) h
де А, В, h– відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу
світильника, м.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 85
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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.
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
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;
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 86
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
– коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників,
1,11,2 ;
n
ei – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових
i1
ізолюкс, лк;
n – кількість врахованих світильників.
Виконаємо розрахунок освітлення цеху методом світлового потоку.
Виходячи із розряду зорової праці, згідно ПУЕ (розділ 6.1.1 – 6.1.11), по нормам
освітленості [7] визначаємо освітленість системи загального освітлення цеху
Ен 200 лк.
Кз Еmin SzFp , (8.5)
N Кв
де Кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [2];
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 [7] приймаємо λе=Lв/h=1, тоді отримаємо відстань між
світильниками
Lв λе h, (8.6)
Lв 1 5,8 5,8 м.
Приблизну кількість світильників визначаємо за виразом
A B
N , (8.7)
L2
в
54 60
N 96,3 97
2 шт.
5,8
Коефіцієнт використання світлового потоку визначаємо по довідниковим
таблицям [7], в залежності від прийнятого типу світильника, коефіцієнтів
відбиття, від поверхонь приміщень і від індексу приміщення, що визначається за
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 87
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
виразом
А В
і ;
h(А В)
(8.8)
54 60
і 4,9 5.
5,8 (54 60)
де h – висота підвісу світильника, м.
1,6 200 3240 1,15
Fp 18476,9 лм.
97 0,67
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймаємо
світильник типу ПВЛМ з чотирма лампами типу ЛТБ-65, Рл=0,065 кВт, що має
світловий потік Fл=4650 лм. Загальний світловий потік від світильника буде
становити Fсв=18600 лм
Обрані лампи за світловим потоком відрізняєтьсявід розрахункового на
Fcв Fр 1860018476,9
% 100%
F 100% 0,66%,
р 18454
(8.9)
що є допустимо.
Згідно результатів проведеного розрахунку ми можемо зробити висновки,
що встановлена в приміщенні цеху світлова арматура загального призначення з
лампами типу ЛБ-65в повній мірі задовольняє вимогам СНіП ІІ-4-79, що до
загальних вимог освітленості в робочій зоні цеху.
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
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
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 88
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
допускається встановлювати на висоті менше ніж 2,5 м від підлоги за умови
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових і натрієвих ламп, розрахованих на
напругу 380 В, і пускорегулюючих апаратів для газорозрядних ламп, що мають
спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з послідовним з’єднанням ламп),
застосовується напруга не вище 380 В, у тому числі фазна напруга системи
660/380 В 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;
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 89
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
регламентовані рівні напруги і постійність напруги джерела живлення;
простоту і зручність експлуатації;
економічність установки.
У більшості випадків освітлювальні навантаження живляться від силових
цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ із заземленою нейтраллю
вторинної обмотки.
Використання самостійних освітлювальних трансформаторів обмежується
випадками, коли характер силового навантаження не дає можливості
забезпечити необхідну якість напруги, коли використовується для силових
навантажень напруга вище 380 В і коли система напруг 380/220 або 220/127 В
неприпустима для освітлювальної установки за умовами безпеки.
В освітлювальних мережах розрізняються лінії живлення та групові лінії.
Лінія живлення з’єднує джерело живлення з груповими щитками освітлення.
Групові лінії слугують для приєднання світильників до групових щитків.
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати захисту на
кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ струм захисних апаратів на
групових лініях не повинен перевищувати 25 А за винятком ліній, що живлять
лампи розжарювання одиничною потужністю 500 Вт і більше або газорозрядні
лампи потужністю 125 Вт і більше; у цьому випадку струм захисного апарата не
повинен перевищувати 63 А.
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рис. 8.3). Радіальні схеми використовуються при
високих навантаженнях групових щитків (близько 100–200 А) і забезпечують
більш високу надійність живлення. Магістральні схеми дозволяють
заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на розподільчих пунктах,
однак мають меншу надійність живлення. Змішані схеми одержали найбільше
поширення через їхню гнучкість.
Рисунок 8.3 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок:
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 90
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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).
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 ЛД кдод = 1,12 [5].
Згідно коефіцієнт попиту для дрібних будівель виробничого характеру
складає кп = 1,0. Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок
мережі аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
��роз = 0,95 ∙ 1,12 ∙ (4 ∙ 0,065) = 25,2 кВт.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 91
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за допустимимструмом
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).
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 мережвизначається за виразом:
��роз ∙ 10 ��роз ∙ 10
��роз = = , (8.11)
√3 ∙ ��л ∙ cos �� 3 ∙ ��ф ∙ cos ��
де ��роз – розрахункова потужність, кВт;
��ф, ��л – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cos �� – коефіцієнт потужності, для газорозрядних ламп з конденсаторами
cos �� = 0,9.
25,2 ∙ 10
��роз = = 42,6 А.
√3 ∙ 380 ∙ 0,9
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 92
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Визначений показник струму використаємо для вибору кабельно-
провідникової продукції та комутуючого обладнання.
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 ГОСТ 13109-97 напруга в найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення промислових підприємств, а також прожекторних
установок зовнішнього освітлення повинна бути не нижча 97,5%Uном, а в
найбільш віддалених лампах аварійного і зовнішнього освітлення, виконаного
світильниками – не нижча 95%Uном.
У мережах 12–42 В допускаються втрати напруги до 10% Uном, якщо
рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша напруга ламп не повинна
перевищувати 105%Uном.
На затисках газорозрядних ламп напруга не повинна бути нижчою 90%Uном,
на інших лампах – не нижчою 88%Uном.
Величина допустимої втрати напругивосвітлювальній мережі від
джерела живлення до найбільш віддаленої лампи повинна складати:
∆��м = ��хх − ∆��тр − �� ,
де ∆��м – допустима втрата напруги в мережі;
��хх – напруга холостого ходу трансформатора (на 5% вища від номінальної);
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі;
�� – мінімально допустима напруга на затисках лампи.
Розрахунок допустимої величини втрати напруги в освітлювальній мережі в
більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися і в
іменованих одиницях (вольтах).
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається за виразом:
∆��тр = �� ∙ �� ∙ cos �� + �� ∙ sin �� , (8.12)
де �� , �� – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого
замикання трансформатора (��КЗ), %;
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 93
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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 ∙ 5,5
�� = = 1,37 %;
400
�� = 5,5 − 1,34 = 5,33 %;
∆��тр = 0,87 ∙ (1,34 ∙ 0,9 +5,33 ∙ 0,44) = 3,08 %;
∆��м = 105 − 3,08 − 97,5 = 4,42 %.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається за виразом:
��
∆�� = , (8.15)
�� ∙ ��
де �� – момент освітлювальногонавантаження, кВт∙м;
�� – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника [18, ст. 40 таблиця 14];
�� – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими
співвідношеннями.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для кожної
окремої ділянки:
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 94
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
�� = �� ∙ �� , (8.16)
де �� – відстань між лініями живлення світильників;
�� – потужність лінії.
Рисунок 4.1 – Схема підключення світильників
�� = �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� +
+�� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� ;
�� = 6 ∙ 2,64 + 12 ∙ 2,64 + 18 ∙ 2,64 + 24 ∙ 2,64 + 30 ∙ 2,64 + 36 ∙ 2,64 +
+42 ∙ 2,64 + 48 ∙ 2,64 + 54 ∙ 2,64 = 712,8 кВт ∙ м;
712,8
∆�� = = 0,78 %.
54 ∙ 16,8
Отже умова виконується, втрата напруги у найбільш віддаленій точці
перевищює 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 [7] або згідно
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 95
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
технічної документації на них (що є більш прийнятним) . При цьому повинна
виконуватися умова
Ipоз Iдоп , (8.17)
де Iдоп – допустимий тривалий струм навантаження в кабелі, проводі и шині
для даного перерізу згідно ПУЕ.
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.3.12-1.3.15 і 1.3.22 ПУЕ, слід застосовувати
коефіцієнти, наведені в таблиці 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху слід також враховувати за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно ПУЕ.
Обраний переріз провідника по умовам нагріву довготривалим струмом
необхідно перевіряти за нагрівом струмом післяаварійного режиму відповідно
до схеми цехової мережі. Отримані дані заносяться у таблицю.
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів кабелів,
проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні забезпечувати
допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що нормуються
стандартом по якості електроенергії. Для кожної ділянки цехової мережі за
розрахованим півгодинним максимумом навантаження і значенням
максимального пускового або пікового струму вибирається переріз провідника,
а також тип і значення уставок апаратів захисту від ненормальних режимів в
мережі: тривалих, не передбачених перевантажень мережі і коротких замикань.
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
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 96
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
спільно.
Потрібно врахувати вимоги ПУЕ щодо особливості вибору перерізу
провідників для мереж напругою до 1 кВ, а саме: акцентувати на те, які вимоги
та умови є визначальними – економічні, нагрів провідників, їх механічна
міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів КЗ.
Вказати, які силові мережі до 1 кВ згідно рекомендацій ПУЕ не підлягають
розрахунку по економічної густини струму.
Вказати, чи враховується фактор економічної густини струму зв’язку зі
спільним живленням силового та освітлювального навантажень
Вибір перерізів провідників за технічними умовами включає:
– вибір за умовою теплового нагрівання;
– за їх пропускною спроможністю та умовами захисту;
– за втратами напруги;
– за термічною стійкістю до струмів КЗ;
– механічну міцність;
– за умовою виникнення корони.
Необхідно оцінити вплив і врахування цих факторів при виборі
перерізу для кабельних і повітряних ліній, так як перелічені фактори по -
різному впливають залежно від номінальної напруги, конструктивного
виконання (кабель, шинопровід), призначення мережі (силова, рухливих ЕП,
освітлювальна тощо). Тому рішення слід приймати для кожного конкретного
випадку на підставі вимог і довідкових даних ПУЕ та інших нормативних
документів.
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам щодо
гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а й
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих нерівномірностей
розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При перевірці на нагрів
приймається півгодинний максимум струму, найбільший з середніх півгодинних
струмів даного елемента мережі.
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи електроприймачів в
якості розрахункового струму для перевірки перерізу провідників по нагріванню
слід приймати струм, значення якого залежить від відповідного режиму
(повторно-короткочасний, короткочасний, тривалий).
Вимоги для нормальних навантажень та післяаврійних перевантажень
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 97
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 98
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Imax Ipоз Iдоп , (8.19)
де Ідоп – тривало допустимий струм навантаження на проводи, кабелі та
шини для даного перерізу за ПУЕ (або технічними характеристиками конкретних
виробів).
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.
Для груп проводів і кабелів, що мають різні максимальні температури
нагріву, допустиме струмове навантаження розраховується з поправочних
коефіцієнтів, що належать до тієї частини проводів і кабелів, у яких допустима
температура мінімальна.
Якщо у частині ізольованих проводів і кабелів в групі навантаження не
перевищує 30 % допустимого, то вони виключаються із загального числа при
визначенні поправочного коефіцієнту для іншої частини групи.
Допустимі струмові навантаження для кола залежать від числа провідників.
У багатофазній збалансованій системі спільно прокладений нейтральний
провідник не враховується. В цьому випадку допустиме навантаження
чотирижильного кабеля приймається як для трьохжильного, з тим же перерізом
фазних провідників. Чотири- і п’ятижильні кабелі можуть мати більше
допустиме струмове навантаження, якщо навантажені тільки три фазні проводи.
Якщо нейтральний провідник пропускає струм, який є наслідком
дисбалансу фазних струмів, то збільшення тепловиділення в нейтральному
провіднику компенсується його відповідним зменшенням в одному або
декількох фазних провідниках. В цьому випадку переріз всіх провідників
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 99
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
вибирається по найбільш навантаженому проводу.
Якщо не потрібно вводити поправочні коефіцієнти для струму в
нейтральному провіднику в залежності від характеру навантаження фазних
провідників, нейтральний провідник вибирається відповідно до параметрів кола
Необхідність введення поправочних коефіцієнтів для струмів може бути
наслідком наявності істотних струмів вищих гармонік в трифазному колі. Якщо
гармонічна складова перевищує 15 %, нейтральний провідник вибирається
перерізом не нижче фазного.
Оскільки струм в нейтральному провіднику визначається струмами фазних
провідників, то струми вищих гармонік в ньому взаємно не компенсується.
Найбільш значущою з гармонік є третя гармоніка. Діюче значення струму третьої
гармоніки в нейтральному проводі може перевищувати діюче значення струму
промислової частоти в фазних провідниках.
У цьому випадку струм в нейтральному провіднику є визначальним при
розрахунках допустимого струмового навантаження кола. Вплив гармонік
враховується поправочними коефіцієнтами. Поправочні коефіцієнти, що
наведені в МЕК60364-5-52:2009«Електроустановки низьковольтні. Частина 5-52.
Вибір і монтаж електроустаткування. електропроводки», надані для
збалансованої трифазної системи; слід вказати, що ситуація погіршується, якщо
в трифазній системі навантажені тільки дві фази. У цьому випадку струм вищих
гармонік в нейтральному провіднику буде визначатися струмом дисбалансу.
Така ситуація призведе до перевантаження нейтрального провідника.
Поправочні коефіцієнти застосовуються для випадку, коли нейтральний
провідник є жилою чотирьох- або п’ятижильного кабелю, виконаний з того ж
матеріалу і має той же переріз, що і фазні провідники.
Поправочні коефіцієнти відносяться до струмів третьої гармоніки. Якщо
очікуються значні вищі гармоніки, такі як 9-я, 12-я тощо, тобто вони становлять
понад 15 %, поправочний коефіцієнт повинен бути зменшений. Якщо дисбаланс
між фазними навантаженнями перевищує 50 %, то поправочний коефіцієнт може
бути зменшений. Розрахунковий поправочний коефіцієнт для визначення
допустимого струмового навантаження для кабелів з трьома робочими
провідниками приймається, як для кабелю з чотирма робочими провідниками, у
якого струм в четвертому проводі викликаний гармоніками. Поправочні
коефіцієнти також враховують фактор нагріву фазних провідників струмами
гармонік.
Коли значення струму в нейтральному провіднику очікується вище, ніж
фазний струм, розмір кабелю визначається по нейтральному провіднику.
Якщо переріз кабелю визначено по нейтральному провіднику, то необхідно
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 00
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
зменшити розрахункове навантаження для трьох робочих провідників.
Якщо струм в нейтральному провіднику більше, ніж 135 % фазного струму
і переріз кабелю вибирається по нейтральному провіднику, то три фазних
провідника не можуть бути повністю завантажені. Зменшення тепловиділення
фазними провідниками компенсує тепловиділення нейтрального провідника в
такій мірі, що немає необхідності застосовувати інші поправочні коефіцієнти
щодо трьох робочих провідників.
За відсутності спеціальних вимог необхідно виконувати такі вказівки:
Площа поперечного перерізу нейтрального провідника повинна бути,
принаймні, рівною площі поперечного перерізу лінійних провідників у
наступних випадках:
– в однофазних двопровідникових колах, незалежно від площі поперечного
перерізу провідника;
– в багатофазних колах, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників - менше або дорівнює 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію;
– в трифазних схемах, де частка струмів третьої гармоніки і гармонік,
кратним трьом, лежить в межах від 15 % до 33 %.
Для багатофазних кіл, де площа поперечного перерізу лінійних провідників
більше, ніж 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію, площа поперечного
перерізу нейтрального провідника може бути нижче площі поперечного перерізу
лінійних провідників (звичайно не нижче 50 %), якщо виконуються одночасно
такі умови:
– навантаження кола в нормальному режимі розподілено рівномірно між
фазами, третя гармоніка не перевищує 15% струму лінійного провідника;
– нейтральний провідник захищається від надструмів;
– площа поперечного перерізу нейтрального провідника – не менш 16 мм2
по міді або 25 мм2 по алюмінію.
Відносно нульових робочих провідників в чотирипровідній системі
трифазного струму ПУЕ містить наступне формулювання: вони повинні мати
провідність не менше ніж 50 % провідності фазних провідників; у необхідних
випадках вона має бути збільшеною до 100 % провідності фазних провідників.
Вибраний переріз провідника за умовами нагріву тривалим струмом
перевіряється по нагріванню струмом післяаварійного режиму Ітр. ав (в умовах
двотрансформаторних цехових ТП і декількох кабелів одної лінії):
Для подальшого вибору апаратів попередньо визначимо струм на
затискачах вторинної обмотки силового трансформатора цехової ТП за
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 01
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
співвідношенням
ΣS
н.тр к з
Ір ; (8.22)
3 Uн
де ΣSн.тр – загальна потужність силових трансформаторів цеху, кВА;
кз - коефіцієнта завантаження трансформаторної підстанції,
400 0,71
Ір 431,6 А .
3 0,38
Визначимо силові елементи схеми живлення цеху на стороні 0,4 кВ
Тип ввідного автоматичного вимикача приймаємо згідно каталожних даних
[5]в залежності від типу шафи за умовами
Ін.а≥Ін.т.р, Ін.т.р>1,1.Ір
800 А ≥500 А, 500 А >1,1.431,6 = 474,7А,
де Ін.а– номінальний струм автоматичного вимикача А;
Ін.тр– номінальний струм теплового розчіплювача автоматичного вимикача
(каталожні дані), А
Приймаємо ввідний автоматичний вимикач ВА88-40, що встановлений в
шафі типу ЩО70-22 ; Uн =0,4 кВ; Iн=1250 A.
Для забезпечення секціонування, в аварійному режими роботи, ми
застосуєморезервну перетинку від цеху рециркуляційних насосів. В якості
захисного автомата ми приймаємо автомат тієї ж марки, що і ввідний. Електричні
параметри автомата секціонування аналогічні ввідному автомату.
Вибір перерізу шин по напрузі 0,4 кВ згідно [1] виконуємо за умови
Ід.д>І .
р кз
630>431,6.1 А
де кз – коефіцієнт запасу для шин 0,4 кВ дорівнює кз=1;
Ід.д– довго тривало допустимий струм на шинах 0,4 кВ, А;
Приймаємо шинопровід типу ШРА-73; Ід.д=630 А; Uн =0,4 кВ..
Вибір струмоведучих частин. Основним завданням розрахунку цехових
електричних мереж є вибір перерізу кабелів, проводів шино проводів і захисних
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 02
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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 , (8.23)
3 Uн cos
де Рн - номінальна потужність згідно з завданням, кВт ; Uн= 0,38кВ.
Ір Ку.н ІН.ДОП.Л
Умовами вибору ліній живлення [1,7] є виконання співвідношення
де І НДОПЛ - допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
Куп - коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ.
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (таблиця 1.3.3 ПУЕ), умова
прийме вид
ІН.ДОП.Л Іmax1,25 Ip.
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
Рн Iр, Imax., I
Назва споживача н.доп.л
кВт А А Марка
А
1 2 3 4 5 6
Трифазні споживачі
Вентилятор приточний 32 55,3 69,1 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Прес вирубний №1 5,5 9,5 11,9 19 АВВГ(4×2,5)
Прес вирубний №2 7,5 13,6 17 19 АВВГ(4×2,5)
Прес вирубний №3 12 22 27,5 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Вентилятор витяжний 3 5,7 7,1 19 АВВГ(4×2,5)
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 03
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Диркопробивний верстат 4,1 7,2 9 19 АВВГ(4×2,5)
Тельфер 7,2 13,5 16,9 19 АВВГ(4×2,5)
Маркувальний прес 2,2 3,8 4,8 19 АВВГ(4×2,5)
Заклепочний верстат 1,8 3,1 3,9 19 АВВГ(4×2,5)
Продовж. табл. 8.1
1 2 3 4 5 6
Гибочний верстат 2 3,8 4,8 19 АВВГ(4×2,5)
Установка пресування 22 39,4 49,2 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Автоматичний давильний верстат 17,5 31,7 39,6 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Ручний давильний верстат №1 10 17,7 22,1 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Ручний давильний верстат №2 7 12,4 15,5 19 АВВГ(4×2,5)
Ручний давильний верстат №3 5 8,1 10,1 19 АВВГ(4×2,5)
Конвеєрний штампувальний прес 18,2 30,4 38 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Прес виготовлення заклепок 1,6 3 3,8 19 АВВГ(4×2,5)
Диркопробивний прес 7,4 14,1 17,6 19 АВВГ(4×2,5)
Заточний верстат 3,3 6,3 7,8 19 АВВГ(4×2,5)
Щиток освітлення 25,2 42,6 53,2 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Однофазні споживачі
Машина згинальна 5,0 21,9 27,4 34 АВВГ(2х2,5)
Автомат заклепувальний 4,0 26,0 32,5 34 АВВГ(2х2,5)
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 [1], 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
Розподільчий пункт РП-1 64,6 80,7 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Розподільчий пункт РП-2 167,3 209,1 240 АВВГ(3×95)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-3 34,5 43,1 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Розподільчий пункт РП-4 64,6 80,7 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Розподільчий пункт РП-5 76,4 95,5 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Розподільчий пункт РП-6 47,4 59,2 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 04
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Конденсаторна установка 91,1 114 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
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 ПУН, застосовуємо
коефіцієнти, наведені в табл.. 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху враховуємо за допомогою
відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3.
В умовах післяаварійного режиму перевірку ввідних кабелів до
розподільчих пунктів РП не здійснюємо, так як при включенні АВР на шинах
0,38 кВ, релейний захист автоматично відключає таку кількість споживачів, що
підключені до секцій шин РУНН, що післяаварійний струм не перебільшує
І роз, РП .
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної має
становити не більше 5 % Uном . Для освітлювальних мереж промислових
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від 5 до
2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення 5 % Uном
. Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту асинхронних
електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його зменшення
може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення зниження напруги
призводить до різкого зменшення світлового потоку.
Розрахунок цехової мережі за умовами допустимої втрати напруги і
побудова епюри відхилення напруги виконується для кола ліній від шин ГПП
або ЦРП до затискачів одного найбільш віддаленого від цехової ТП або найбільш
потужного ЕП для режимів максимальних і мінімальних навантажень
(визначається з добового графіка навантажень), а в випадку
двохтрансформаторної підстанції – і післяаварійного.
Як відомо, існує залежність r0 i x0 від перерізу проводів і кабелів, якою
можна скористатися при розрахунках.
Як правило у розрахунковому ланцюгу «ГПП – найбільш віддалений
потужний споживач» присутня трансформаторна підстанція ТП.
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.4.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 05
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.4 – Розрахункова схема
Наша мета – визначення відхилення напруги цехової мережі від КТП до
споживача, тобто на ділянці Л2
Відхилення напруги δU відносно Uном в любої точці мережі
розраховується згідно співвідношення [2, 6]
δU = ΔUЦЖ (%) + ΔUТ(%) - ΔU(%) , (8.24)
де ΔUЦЖ (%) – відхилення в центрі живлення,
ΔUТ (%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором,
ΔU(%) – сума втрат напруги від центра живлення до розрахункової точці
мережі.
Співвідношення (8.7) для нашого випадку з врахуванням того, що напруга
на затискачах найбільш віддалених електроприймачів не повинна бути нижче
0,95Uном , має вид
Uном - ΔUТ - ΔUЛ2 95% , (8.25)
де ΔUТ , ΔUЛ2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми
(рисунок 8.7). Втрату напруги на ділянці Л2 віл шин цехової підстанції до
віддаленого споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить
споживача від РП, так як його переріз менш ніж переріз кабелю від шин ТН до
РП. Отримані таким чином відхилення напруги будуть більш реальних, але в
тому разі, коли і вони не будуть перевищувати норму, реальні відхилення тем
більш будуть задовольнять нормі.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються формулою (3.4), яка для нашого
випадку має вигляд:
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 06
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
U 3 Iроз Л LКЛ rо cos xо sin .
Визначимо втрату напруги ΔUЛ2 найбільш потужного електроприймвча
цеха, для якого Іроз 39,4 А, переріз кабелю лінії Л2 F 25 мм2 , питомий
активний та індуктивний опір, розрахований згідно [19] відповідно r0 0,28
Ом/км, х0 0,26 Ом/км, LКЛ 2 40 м.
ΔUЛ2(В) = 3 39,4 0,075 (0,4 0,88 0,26 0,47) = 2,43 В .
Тобто
2,43
ΔUЛ2(%) = 100% 0,64% .
380
Знайдемо втрати напруги ΔUТ на цеховому трансформаторі згідно
формули [ 6]:
S
ΔUТ = М (UА cosφ + UР sinφ) ,
SномТ
1
деSМ – максимальне навантаження одного трансформатора - SМ SТП ,
2
Sном Т – номінальна потужність трансформатора,
ΔР
UА = КЗ 100% – активна складова напруги КЗ,
SномТ
UР U2
КЗ - U2
А – реактивна складова напруги КЗ.
Для трансформатора мережі, яка розраховується, РКЗ 5400 Вт,
1
UКЗ 4,5 %, SН. Т 400кВ∙А, SМ SТП 142 кВ∙А,
2
cos 0,9; sin 0,433 .
Розрахуємо активну і реактивну складові напруги КЗ:
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 07
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
5400
UА = 100% 1,35% ; U = (4,5)2 (1,35)2 4,37% .
400000 Р
Втрати напруги ΔUТ на цеховому трансформаторі складуть:
142
ΔUТ = 1,35 0,9 4,37 0,433 1,1% .
400
З врахуванням отриманих даних співвідношення (8.8) прийме вид
100% + 5% – 1,1% – 1,11% = 102,8 % ≥ 95 %.
Таким чином, відхилення напруги уздовж ланцюга “РУ НН КТП –
віддалений потужний споживач” не виходить за допустимі значення.
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф 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.
У якості орієнтир при виборі струму І ном, РП розподільчого пункту РП
служить розраховане за формулою значення струму І роз, РП .
Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання автоматичних
вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом автоматичних вимикачів, та
струмів теплових розщіплювачів, які захищають приєднанні електроприймачі.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 08
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Далі за довідковими даними [19] обирається конкретний тип НКУ,
вказуються його технічні характеристики, включаючи напругу, номінальний
струм, апарати захисту тощо, у тому числі конструктивне виконання та
особливості застосування.
У якості РП цеху обираємо пункти розподільчі серії ПР11 (рисунок 8.5),
що використовуються для прийому і розподілу електроенергії, захисту різних
установок напругою до 660 В змінного струму частотою 50 Гц від перевантажень
і струмів короткого замикання, а також нечастих (до шести разів на годину)
оперативних включень і виключень електричних ланцюгів.
Пункт розподільний ПР11 застосується для пусків асинхронних електричних
двигунів. ПР11 забезпечує захист людей від ураження електричним струмом, так
як він укомплектований пристроями захисту життя УЗО. Пункт розподільний
ПР11 створений на основі безкаркасноі конструкції, на петлі встановлюються
двері і замикається замком.
Рисунок 8.5 – Пункт розподільчий ПР11
Усередині шафи монтується рама шасі з певним набором автоматичних
вимикачів. На рамі шасі мається нульова шина з затискачами (зажимами) для
підключення нульових жив ліній передач. Додатково можлива установка
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 09
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
ізольованою нейтралі. Струмопровідні частини всередині шафи закриваються
металевим екраном, монтується за допомогою 4-х затискачів. При
п'ятипровідних схемах розподільної шафи ПР11 в шасі встановлюються дві
шини РЕ і N. Контроль над ввідним та фідерними автоматами можливий тільки
при відкритих дверях пункту розподільного ПР11.
Конструкція пункту розподільного ПР11 передбачає вхід і вихід
живильних ліній, що відходять як зверху так і знизу. Для вимірювання напруги
на вході встановлюється шафа з вольтметром. При замовленні необхідно
уточнити: кінцеве значення діапазону вимірювань, частоту струму і спосіб
підключення. Пункти розподільчі ПР11 поставляються укомплектованими і
готовими до експлуатації. Монтаж шаф навісного виконання здійснюється за
допомогою анкерів.
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання мережі до 1000В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за методикою,
передбаченою [14]. Методика призначена для розрахунку струмів КЗ,
необхідних для вибору і перевірки електрообладнання по умовам КЗ, для вибору
комутаційних апаратів, уставок релейного захисту і заземлювальних пристроїв
згідно ПУЕ.
Розрахунку для вибору и перевірки електрообладнання по умовам КЗ
підлягають:
1) начальне значення періодичної складової струму КЗ;
2) аперіодична складова струму КЗ;
3) ударний струм КЗ;
4) дійсне значення періодичної складової струму в довільний
момент часу, аж до розрахункового часу розмикання ушкодженого кола.
Елементи СЕП, які попали в короткозамкнений ланцюг, зазнають
термічного й електродинамічного впливу струмів. Якщо величина цього впливу
перевищує допустиму, елемент ушкоджується і завдає СЕП збитків.
Щоб запобігти цьому, треба:
а) визначити величину струмів КЗ;
б) перевірити допустимість цих струмів для вибраного обладнання і
струмопровідних частин і при необхідності, обрати інший елемент.
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за методикою,
передбаченою [14]. Стандартом встановлено методику розрахунків
максимальних і мінімальних значень струму при симетричних і несиметричних
КЗ, види яких визначені відповідно до [14]. Методика призначена для розрахунку
струмів КЗ, необхідних для вибору і перевірки електрообладнання по умовам КЗ,
для вибору комутаційних апаратів, уставок релейного захисту і заземлювальних
пристроїв згідно ПУЕ. Величини, що підлягають визначенню і допустимі
погрішності їх розрахунку залежать від вказаних вище цілей.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 10
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Розрахунку для вибору и перевірки електрообладнання по умовам КЗ
підлягають:
5) начальне значення періодичної складової струму КЗ;
6) аперіодична складова струму КЗ;
7) ударний струм КЗ;
8) дійсне значення періодичної складової струму в довільний момент часу,
аж до розрахункового часу розмикання ушкодженого ланцюгу.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ слід
враховувати:
1) індуктивні опори всіх елементів короткозамкненого ланцюга,
включаючи силові трансформатори, провідники, трансформатори струму,
реактори, струмові котушки автоматичних вимикачів;
2) активні опори елементів короткозамкненого ланцюга;
3) активні опори різних контактів і контактних з’єднань;
4) значення параметрів синхронних і асинхронних двигунів.
При розрахунках струмів КЗ допускається:
1) максимально спрощувати і еквівалентувати всю зовнішню мережу
по відношенню до місця КЗ і індивідуально враховувати тільки автономні
джерела електроенергії і електродвигунів, що безпосередньо примикають до
місця;
2) не враховувати струм намагнічування трансформаторів;
3) не враховувати насищення магнітних систем електричних машин;
4) не враховувати вплив асинхронних електродвигунів, якщо їх
сумарний номінальний струм не перевищує 1,0 % начального значення
періодичної складової струму в місці КЗ, розрахованого без врахування
електродвигунів.
Струм КЗ електроустановках напругою до 1 кВ рекомендується
розраховувати в іменованих одиницях. У схемі заміщення параметри елементів
розрахункової схеми належить привести до ступеня напруги мережі, на якої
знаходиться точка КЗ.
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання наступна:
1) відповідно до принципової схеми обираємо умови розрахунку;
2) складаємо розрахункову та схему заміщення; обчислюємо параметри її
елементів;
3) вибрати метод розрахунку струму КЗ;
4) здійснюємо розрахунок;
5) оцінюємо одержані результати.
Відповідно до цільового призначення розрахунку встановлюємо
розрахункові умови короткого замикання для аналізованого елемента СЕП.
Розрахункові умови КЗ – найбільш складні, але достатньо важливі, в яких
може опинитися елемент електроустановки через різні види коротких замикань.
До сукупності первинних характеристик розрахункових умов входять
розрахункові: схема, вид струму КЗ, а також точка (місце), вид і тривалість КЗ.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 11
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Розрахункова схема електроустановки – це схема з'єднань елементів
СЕП, де існують розрахункові умови КЗ для елемента, що розглядається, або
іншого завдання. При виборі розрахункової схеми слід ураховувати передбачені
для даної електроустановки умови її усталеної роботи і не зважати на
короткочасні зміни схеми, не передбачені для сталої експлуатації (наприклад, під
час перемикань).
Розрахункова схема містить реальні елементи (на різних ступенях напруги)
з електромагнітними зв'язками, опорами втрат і розсіювання.
З можливістю застосування методів теорії електричних кіл у розрахунках
струмів КЗ схему СЕП слід подавати у вигляді електричного контуру. При цьому
вважають, що КЗ – симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі.
Для того, щоб була можливість застосування методів теорії електричних
кіл у розрахунках струмів КЗ, схему СЕП слід подавати у вигляді електричного
контуру. Для цього здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми
заміщення, суть якого – в заміні окремих елементів електричними
еквівалентами, з'єднаними у такій же послідовності.
Особливістю розрахунків струмів КЗ в електроустановках напругою до 1
кВ, крім зазначених нижче, є находження, як правило, всіх елементів
короткозамкненого кола на одному ступені напруги, що позбавляє необхідності
приводити значення еквівалентів схеми заміщення до цього ступеню.
Розрахункове місця КЗ визначають на основі принципіальної схеми.
Такими місцями мають бути точки КЗ, що знаходяться поблизу споживачів,
обладнання та елементи мережі (шини РУ, РП тощо), в яких встановлюють
апаратуру, яку слід перевіряти на дію струмів КЗ.
Методика розрахунку начального діючого значення періодичної складової
струму короткого замикання залежить від способу електропостачання – від
енергосистеми або від автономного джерела.
Місце КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ в більшості систем
електропостачання промислових підприємств характеризується як значно
електрично віддалене від джерел електроенергетичної системи, Установлена
потужність цих електроустановок звичайно помітно перевищує споживану. В
цьому випадку на стороні низької напруги знижувальних трансформаторів
амплітуду періодичної складової струму КЗ від енергосистеми можна вважати
незмінною. Ці ознаки обґрунтовують припущення, що електроустановки
напругою до 1 кВ промислових підприємств увімкнені до джерела необмеженої
потужності через еквівалентний індуктивний опір ХС .
При розрахунках в іменованих одиницях напруга U приймається на 5 %
вище номінальної напруги мережі, тобто при Uном =380 кВ U 1,05 Uном
=400 В. Шуканий струм короткого замикання визначається співвідношенням
1,05 U
I ном
КЗ ,
3 Z
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 12
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
де Z – сумарний повний опір до точки КЗ.
Сумарний повний опір до точки КЗ
Z 2 2
r X ,
де r , X – відповідно сумарне активний і реактивний опір прямої послідовності
короткозамкненого ланцюга. Ці опори, як правило, вимірюються в мОм.
Ударний струм визначається за формулою
i Ку 2 ІКЗ ,
де Ку – ударний коефіцієнт.
Розрахункова схема КЗ цехової мережі приведена на рисунку 8.6.
8.4.1 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ
Розрахункова схема КЗ цехової мережі представлена на рисунку 8.6.
Рисунок 8.6 – Розрахункова схема КЗ цехової мережі
Схема заміщення для складеної розрахункової схеми приведена на рисунку
8.7.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 13
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.7 – Схема заміщення прямої послідовності для розрахунку КЗ в
цехової мережі
На схемі заміщення введені позначення:
XC – індуктивний еквівалентний опір системи, зведений до нижчої
напруги, через який підключено трансформатор КТП;
rT – активний опір прямої послідовності знижувального трансформатора,
приведений до ступеня низької напруги мережі;
ХT – індуктивний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі;
rК – активний опір контактних з’єднань вимикача QF1;
rQF1 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF1;
ХQF1 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF1;
rTA – активний опір первинної обмотки трансформатору струму;
ХTA – індуктивний опір первинної обмотки трансформатору струму;
rQF2 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF2;
ХQF2 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF1;
rКQ – активний опір контактних з’єднань вимикача QF2 зі стороні кабелю
L1 ;
rКL1 – активний опір контактних з’єднань кабелю L1 ;
rL1 – активний опір кабелю L1 ;
XL1 – реактивний опір кабелю L1 ;
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 14
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
rQF3 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF3;
ХQF3 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF3;
rКL2 – активний опір контактних з’єднань кабелю L2
rL2 – активний опір кабелю L2 ;
XL2 – реактивний опір кабелю L2 .
Розрахуємо послідовно необхідні опори елементів короткозамкненого
ланцюга.
Індуктивний опір системи.
Еквівалентний індуктивний опір ХС для нашого випадку визначається
формулою [14]:
U2
X ср НН
C ,
3 Iном відк Uср. ВН
де Iном відк – номінальний струм відключення вимикача, що встановлений на
стороні вищої напруги понижуючого трансформатора.
(400)2
XC 0,5 мОм.
3 20 103 10 103
Активний та індуктивний опір силових трансформаторів. Активний та
індуктивний опір прямої послідовності знижувального трансформатора,
приведений до ступеня низької напруги мережі, розраховують за формулами:
P 2
r к. ном UНН. ном 6
Т 10
S2
Т.ном
2
2 100 P U2
x U к.ном НН.ном
T к 104
SТ.ном SТ.ном
де ST.ном – номінальна потужність трансформатора, кВ∙А;
Рк ном – втрати короткого замикання, кВт;
UНН.ном – номінальна напруга обмотки низької напруги трансформатора, кВ;
Uк – напруга короткого замикання, %.
Параметри обраного трансформатора:
ST.ном = 400 кВ∙А;
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 15
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рк ном = 7,6 кВт;
Uк = 5,5%.
7,6 (0,4)2
rT 106 7,6 мОм.
(400)2
2 100 7,6 2 (0,4)2
xT (5,5)
104 20,64 мОм.
400 400
Активний та індуктивний опір нульової послідовності трансформатора
цехової КТП, обмотки якого з’єднані по схемі / Y0 , при розрахунках КЗ в
мережі низької напруги приймаємо рівними відповідним активним та
індуктивним опорам прямої послідовності.
Активний опір контактних з’єднань.
Згідно [14] приймаємо наступні значення активних опорів контактних
з’єднань комутаційних апаратів і кабелів:
– rК = rКQ = 1,0 мОм;
– rКL1= rКL2 = 0,1 мОм.
Активні та індуктивні опори котушок автоматичних вимикачів.
Розрахунок струмів короткого замикання в електроустановках напругою
до 1 кВ слід вести з урахуванням індуктивних і активних опорів котушок
розчіплювачів максимального струму автоматичних вимикачів, при цьому
приймати значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності
рівними відповідним опорам прямої послідовності. Значення опору котушок
розчіплювачів автоматичних вимикачів обираємо в залежності від номінального
струму вимикача згідно таблиці 21 в додатку 6 [14]:
– rQF1 = 0,25 мОм;
– rQF2 = 0,65 мОм;
– rQF3 = 2,15 мОм;
– ХQF1 = 0,1 мОм;
– ХQF2 = 0,17 мОм;
– ХQF3 = 1,2 мОм.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 16
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Активний та індуктивний опір трансформаторів струму.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ слід
враховувати активний та індуктивний опір первинних обмоток всіх
багатовиткових вимірювальних трансформаторів струму, які існують в ланцюгу
КЗ. Значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності приймають
рівними значенням опорів прямої послідовності. Активним та індуктивним
опором одновиткових трансформаторів (на струми більш ніж 500 А) можна
зневажити.
Параметри деяких багатовиткових трансформаторів струму обираємо
згідно таблиці 20, що приведена в додатку 5 [14]:
– rTA = 1,7 мОм;
– ХTA = 2,7 мОм.
Активний та індуктивний опір кабелю.
Значення параметрів прямої (зворотної ) і нульової послідовностей
кабелю, який використовується в короткозамкненому ланцюгу, приймаємо
згідно додатку 2 [14]:
rL1 r0 L1 ;
XL1 x0 L1 ;
rL2 r0 L2 ;
XL2 x0 L2 .
З урахуванням питомих значень, параметри кабелів дорівнюють:
rL1 0,32 16 5,12 мОм;
XL1 0,057 16 0,912 мОм;
rL2 1,54 3 4,62 мОм;
XL2 0,062 3 0,186 мОм.
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К3»:
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 17
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
r(К3) rT + rК + rQF1+ rК + rTA + rК + rQF2+ rКQ + rКL1+ rL1+ rКL1+ rQF3 + rКL2 + rL2 .
r(К3) 7,6+ 1,0 + 0,25 + 1,0 + 1,7 + 1,0 + 0,65 + 1,0 + 0,1+ 5,12 + 0,1 + 2,15 +0,1 +
4,62 = 26,39 мОм.
X(К3) = XC + ХT + ХQF1+ХTA + ХQF2+ XL1+ ХQF3 + XL2 .
X(К3) = 0,5 + 20,64 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 0,912 + 1,2 + 0,186 = 26,4 мОм.
Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «трансформатор
цехової КТП – точка К3»:
Z 2 2
(К3) (26,39) (26,4) 37,3 мОм.
Струм короткого замикання (начальне дійсне значення періодичної
складової трифазного струму КЗ Iп0 IКЗ(К3) ) у точці (К3):
1,05 380
IКЗ(К3) 6176 А.
3 37,23 10 3
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К2 (РП2)»:
r(К2) rT + rК + rQF1+ rК + rTA + rК + rQF2+ rКQ + rКL1+ rL1+ rКL1 .
r(К2) 7,6+ 1,0 + 0,25 + 1,0 + 1,7 + 0,65 + 1,0 + 0,1+ 5,12 + 0,1 = 19,52 мОм.
X(К2) = XC + ХT + ХQF1+ХTA + ХQF2+ XL1 .
X(К2) = 0,5 + 20,6 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 0,912 = 25 мОм.
Z 2
(К2) (19,52) (25)2 31,7 мОм.
Струм короткого замикання у точці (К3):
1,05 380
IКЗ(К2) 9215 А.
3 31,7 10 3
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 18
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К1 (шини 0,4 кВ КТП)»:
r(К1) rT + rК + rQF1+ rК + rTA .
r(К1) 7,6+ 1,0 + 0,25 + 1,0 + 1,7 = 11,55 мОм.
X(К1) = XC + ХT + ХQF1+ХTA .
X(К1) = 0,5 + 20,6 + 0,1 + 2,7 = 23,9 мОм.
Z(К1) (11,55)2 (23,9)2 26,5 мОм.
Струм короткого замикання у точці (К3):
1,05 380
IКЗ(К1) 11023 А.
3 26,5 10 3
Отримані значення струму КЗ заносимо до таблиці 8.5.
Найбільше начальне значення аперіодичної складової струму КЗ ia0 в
загальному випадку вважають рівним амплітуді періодичної складової струму в
начальний момент КЗ
ia0 2 IКЗ
ia0(К1) 2 11023 15589 А;
ia0(К2) 2 9215 13032 А;
ia0(К3) 2 6176 8734 А;
В радіальних мережах аперіодичну складову струму КЗ в довільний
момент часу iat розраховують за формулою
i t /Ta
at ia0 e ,
де t – час, с;
Ta – стала часу затухання аперіодична складова струму КЗ, с, яка дорівнює
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 19
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
x
T
a ,
c r
де x і r – результуючі індуктивний і активний опір ланцюга КЗ, Ом;
c – синхронна кутова частота напруги мережі, рад/с.
Ударний струм трифазного КЗ iуд
iуд 2 Iп0 Kуд ,
t /T
де Kуд (1 sin e уд a
к ) – ударний коефіцієнт, що може бути визначений за
кривими рисунка1 стандарту [14], які визначають значення Kуд в залежності від
X
відношення ,i ;
r,i
к – кут здвигу по фазі напруги або ЕРС джерела і періодичної складової
струму КЗ, що розраховується за співвідношенням
x
к arctg 1 ;
r1
tуд – час від начала КЗ до появи ударного струму,с, що дорівнює
/ 2
tуд 0,01 к .
Для визначення ударного коефіцієнту Kуд використаємо кривими рисунку
X
1 [14]. Попередньо розрахуємо параметр ,i для кожної точці короткого
r,i
замикання.
X(K1) 23,9
2,07 ;
r(K1) 11,55
X(K2) 25
1,28 ;
r(K2) 19,52
X(K3) 26,4
1.
r(K3) 26,39
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 20
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Відповідно до розрахованих параметрів ударний коефіцієнт складає:
Kуд(К1) 1,22 ;
Kуд(К2) 1,1;
Kуд(К3) 1,05.
Таким чином, ударний струм у місцях К1, К2, К3:
iуд(К1) 2 11023 1,22 19018 А,
iуд(К2) 2 9215 1,114355 А,
iуд(К3) 2 6176 1,05 9171 А.
Таблиця 8.3 – Струми короткого замикання у розрахованих точках
Місце короткого замикання
Параметр
К1 К2 К3
IКЗ , А 11023 9215 6176
iуд , А 19018 14355 9171
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ
Аналіз приведених вище особливостей розрахунку струму однофазного
короткого замикання показує, що величина цього стуму головним чином
залежить від опору (потужності) трансформатору. Так як нами обрано у якості
цехової ТП комплектну трансформаторну підстанцію КТП, все обладнання якої
– шафи високої і низької напруги зі встановленими у них автоматами, шинами і
другими елементами – розраховано на довготривалий нормальний режим і
відповідає вимогам стійкості до струмів КЗ у мережі низької напруги
трансформатора даної потужності. Таким чином, такий вибір комплектного
обладнання дозволяє задовольняти автоматично вимогам стійкості до дії струмів
КЗ, у тому числі, однофазних. А це означає, що у даному разі відпадає
необхідність у розрахунку однофазного КЗ для подальшої перевірки обладнання
на стійкість.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 21
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави 3.1
ПУЕ [1].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
– збільшення струму внаслідок перевантаження;
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
– збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для 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.
Для автоматичних вимикачів, що виконані в стандарті DIN, струм
електромагнітного розчіплювача в залежності від характеристики (С, В чи
D)виконується співвідношення:
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 22
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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 8.4.
Таблиця 8.4 – 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
Вентилятор приточний 55,3 60,8 ВА47-29 63 63 500
Прес вирубний №1 9,5 10,5 ВА47-29 63 13 500
Прес вирубний №2 13,6 14,9 ВА47-29 63 16 500
Прес вирубний №3 22 24,2 ВА47-29 63 25 500
Вентилятор витяжний 5,7 6,3 ВА47-29 63 8 500
Діркопробивний верстат 7,2 7,9 ВА47-29 63 8 500
Тельфер 13,5 14,9 ВА47-29 63 16 500
Маркувальний прес 3,8 4,2 ВА47-29 63 6 500
Заклепочний верстат 3,1 3,5 ВА47-29 63 4 500
Гибочний верстат 3,8 4,2 ВА47-29 63 6 500
Установка пресування 39,4 43,3 ВА47-29 63 50 500
Автоматичний давильний верстат 31,7 34,9 ВА47-29 63 40 500
Ручний давильний верстат №1 17,7 19,5 ВА47-29 63 20 500
Ручний давильний верстат №2 12,4 13,6 ВА47-29 63 16 500
Ручний давильний верстат №3 8,1 8,9 ВА47-29 63 10 500
Конвеєрний штампувальний прес 30,4 33,5 ВА47-29 63 40 500
Прес виготовлення заклепок 3 3,3 ВА47-29 63 4 500
Діркопробивний прес 14,1 15,5 ВА47-29 63 16 500
Заточний верстат 6,3 6,9 ВА47-29 63 8 500
Освітлення 42,6 46,9 ВА47-29 63 50 500
Однофазне навантаження
Машина згинальна 21,9 24,1 ВА47–29 63 32 100
Автомат заклепувальний 26,0 28,6 ВА47–29 63 32 100
Розподільчі пункти
Розподільчий пункт РП-1 64,6 71,1 ВА47-100 100 80 1000
Розподільчий пункт РП-2 167,3 184 ВА88-35 250 200 2500
Розподільчий пункт РП-3 34,5 38 ВА47-29 63 40 500
Розподільчий пункт РП-4 64,6 71,1 ВА47-29 100 80 1000
Розподільчий пункт РП-5 76,4 84 ВА47-29 100 100 1000
Розподільчий пункт РП-6 47,4 52,1 ВА47-29 63 63 500
Конденсаторна установка 91,1 100 ВА47-100 100 100 1000
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 23229 63/03-03 ПЗ 1 23
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряються на захищеність згідно умови:
Ксх Ідоп Кзах Ізах ,
де Ксх – поправний коефіцієнт, що дорівнює одиниці для умов цеху;
Ідоп – тривалий допустимий струм провідника, А;
Кзах – коефіцієнт захисту, що дорівнює 1,0 для теплового та 0,22 для
електромагнітного розчиплювачів;
Ізах – струм спрацювання апарату захисту, А.
Для прикладу перевіримо лінію, для якої Іроз 30,4 А , Ітр.доп 63 А,
Ізах = 40 А.
163 А 1 40 А
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 50160:2014
т
U1 Ет UТ Uм Uсп 5,
i1
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 24
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
де Ет – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
UТ – втрата напруги в трансформаторі, %;
n
Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача, %;
i1
n – кількість послідовних магістралей до споживача;
Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
5 % – припустиме усталене відхилення напруги згідно 13.
При необхідності, може бути задіяна «добавка» UT , яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» UT регулюється зміною
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта
трансформації, за співвідношенням
W
U2 U 2
1 .
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі. Значення
UT , залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.5
Таблиця 8.5
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
Електропостачання сучасних промислових підприємств базується, в
основному, на використанні комплектного крупноблочного обладнання:
комплектних трансформаторних підстанцій, комплектних розподільчих
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 25
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
установок різних напруг та призначення, комплектних струмопроводів, щитків,
тощо.
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 створюються
простими у будівельному відношенні. Повністю закриті комплектні установки
можна розташовувати безпосередньо у виробничих приміщеннях без
улаштування будівельних оболонок.
План і розріз обраної конкретної підстанції приводиться у графічної
частині кваліфікаційної роботи.
Комплектна трансформаторна підстанція, що обрана намив в якості джерела
живлення у цехової мережі, складається з силових трансформаторів, ввідних
шаф зі сторони високої напруги, розподільчих установок низької напруги. Для
нашого випадку з врахуванням розмірів приміщення, у якому розташовано КТП,
обрано однорядне виконання підстанції. При цьому на підстанції встановлено
шинну перемичку до ТП 7.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер електричних
апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення утворюються
простими у будівельному відношенні. Повністю закриті комплектні установки
можна розташовувати безпосередньо у виробничих приміщеннях без
улаштування будівельних оболонок.
Обрана однотрансформаторна підстанція КТПСП-OKKEN–400/10/0,4–04
У3 призначена для надійного електропостачання промислових об’єктів, має
потужність трансформаторів 400 кВ∙А, з захистом і автоматикою.
Ергономічна конструкція КТП на базі конструктивну OKKEN полегшує
встановлення її на об’єкті, експлуатацію та технічне обслуговування.
Уніфікована система несучих конструкцій та збірних шин дозволяє
створювати шафи як з заднім, так й передним з’єднанням, що забезпечує
оптимальний рівень доступу.
Степінь захисту оболонки IP31.
Вимоги техніки безпеки – за ДСТУ EN 81-77:2015.
Висота над рівнем моря не більше 100 м.
Оточуюче середовище вибухобезпечне, зі складом корозійно-активних
агентів атмосфери типу II. За вимогами замовника КТП виконується у
антикорозійному виконанні.
Підстанція КТПЦ– OKKEN - 400/10/0,4–04 У3 складається з:
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 26
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
1. Ввідного пристрою зі сторони високої напруги (УВН).
2. Силового трансформатора.
3. Кожуху виводів силового трансформатору.
4. Розподільчої установки низької напруги (РУНН), що складається з
наступного обладнання:
- панелі стиковки;
- шафи вимикача робочого вводу;
- шафи секційного вимикача;
- шафи ліній, що відходять.
Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна трансформаторна може
бути виконана як однорядною, так і дворядною. З врахуванням особливостей
цеху, обираємо компактне однорядне виконання.
Для прикладу на рисунку 8.8 приведено загальний вид шафи вводу.
Шафа вводу призначена для:
- вводу живлення з встановленими висувними вимикачами;
- встановлення релейного захисту.
При введенні живлення шино проводом Canalis зверху у шафі мається
можливість встановлення вимикача лінії Masterpact NT ( Compact NS)
Рисунок 8.8 – Загальний вид шафи вводу
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 27
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
У складі підстанції використовуються сухі трансформатори серії ТМЗ
(рис. 8.9).
Рисунок 8.12 – Загальний вид трансформатору серії ТМЗ
Трансформатори комплектуються контактним мановакууметром і
манометричним сигнальним термометром, що дозволяє виконувати сигналізацію
при перевищенні температури масла.
Провід від мановакууметра і манометричного сигнального термометра
виводиться на коробку зажимів, що встановлена на кришці трансформатора.
Конструкція і компоновка трансформаторної підстанції КТПЦ– OKKEN -
400/10/0,4–04 У3 приведено на графічної частини кваліфікаційної роботи.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 28
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ– Розробка схеми пристрою контролю
точності формування зовнішніх панелей холодильних установок
Пристрій контролю точності формування зовнішніх панелей холодильних
установок призначений для регулювання частотою обертання асинхронного
електричного двигуна приводу формування корпусу каструлі в залежності від
точності циліндричності форми виробу. Контроль точності відбувається за
допомогою акустичних сигналів (шумів) чутного діапазону, що формуються
пристроєм контролю, відбиваються від виробу і потрапляють на акустичний
приймач пристрою контролю, який в залежності від характеру прийнятого
сигналу керує частотою та режимом роботи двигуна.
Функціональна блок-схема пристрою контролю точності формування
зовнішніх панелей холодильних установок. Блок-схема пристрою контролю
точності формування зовнішніх панелей холодильних установок наведена на
рисунку 9.1.
Рисунок 9.1 – Функціональна блок-схема пристрою контролю точності
формування зовнішніх панелей холодильних установок
Генератор акустичного шуму (блок А1) призначений для формування
акустичної луни, яка за допомогою блоку випромінювачів НА спрямовується на
металевий виріб, що обертається. Акустичний шум формується з метою
усунення випадкового спрацювання пристрою контролю від зовнішніх
акустичних шумів та звуків.
Вузол прийомного пристрою оснований на впливі акустичних коливань на
звуковий датчик індуктивного типу L1 і до складу якого входить блок генератора
(блок А2), блок обробки сигналу (А3) та виконуючий пристрій – блок
електронного реле (А4).
Особливістю вузла регулювання частоти обертання та режимом роботи
асинхронного електричного двигуна є великий діапазон та точність частот
керування – від одиниць Герц до сотень кілоГерц. Основною вузла регулювання
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 29
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
є мультивібратор (блок А5), який грає роль часозадаючого ланцюга та генератор
коротких імпульсів.
Опис електричної принципової схеми пристрою контролю точності
формування зовнішніх панелей холодильних установок.
Принципова електрична схема пристрою контролю зображена на рисунку
9.2.
380В 50Гц
R10 А В С 0
VT1 C17
C7 QF1
VD11 R34
14 R22 R29
8
C2 HA1
10 & +
9 C28
C19 R35
DD1.1
R3 C8 VD4 R11
HA2 DD1.4
DD1.3 1
R24 & 5 3 &
4 2
6
L1
VT2
HA3
+ EL3
C3 VD3 C11 C13 R58 C24
C20
C18 DD1.2 R23
& 12
R4 11 13
R38
7 +
C21
EL1
R36
R12 R18 R30 VD12 C27
R19
R6 R8 VD9 + VD13
C4 C15 C25 R33
+ +
R26
VT5
C9 C12 R13 VD7
R1 R5 VD10
EL2
R27
C16
R20
R37
C5 DA2
2 +U 7
VT6
R31
6
DA1 VD5
C1 VD2 R7 R9 R14 R16
2 6
VT4 R25
3 4
VT3 -U
+ C26
3
R17
-U 4
K1 VS1
7 + +
+U VD6 VD8 C22 C23
R2 VD1 C6 C10 C14 R15 R21 R28 M1
+ R32
Рисунок 9.2 – Принципова електрична схема пристрою контролю точності
формування зовнішніх панелей холодильних установок
Схема генератора акустичного сигналу виконана на основі мікросхеми
К561ЛА7. Пристрій генерує сигнал, частота якого "плаває" в області звукових
частот (мовного діапазону звуків). Для ускладнення характеру сигналів, що
генеруються, живлення генератора також не стабілізоване і на виході
випрямляча присутні незгладжені пульсації. Навантаженням генератора є
п‘єзокерамічні випромінювачі типу ЗП-19.
Напруга живлення пристроїв не перевищує паспортних значень
використовуваних в схемах напівпровідникових приладів, у зв'язку з чим
можлива їх тривала експлуатація без відключення від мережі. Навантаження
генераторів розв'язане від живлячої мережі опорами гасячих випрямлячів і
малими ємностями перехідних конденсаторів.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 30
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Пристрій зібрано в пластмасовому корпусі з внутрішнім розміром
16312218 мм. П‘єзокерамічні випромінювачі (від одного до трьох - залежно
від діаметру відбивача – виробу, точність якого вимірюється та відстані до нього)
наклеюються навколо приймача звукових коливань і приєднуються до
генератору тонким дротом.
Схема прийомного пристрою складається з генератора (VT1, VT2), вузла
обробки його сигналу (VT3, DA1) і електронного реле (VT4, VT5, К1).
Прийомний індуктивний датчик звукових коливань L1, створює з
конденсаторами С2 і С3 коливальний контур генератора. Транзистор VT2
виконує функції джерела стабільного струму і динамічного навантаження
транзистора VT1. Амплітуда генеруючих коливань стабілізується завдяки подачі
на затвор цього транзистора (через інтегруючий ланцюг R11-C13-R16 і котушку
L1) постійної складової випрямленої діодами VD3, VD4 вихідної напруги
генератора.
Вузол обробки сигналу містить емітерний повторювач на транзисторі VT3,
випрямляч, виконаний по схемі подвоєння напруги на діодах VD1, VD2,
інтегруючі ланцюги R6-C9-R8-C12 та R7-C10-R9-C14 з різними постійними часу
і компаратор на операційному підсилювачі DA1. У сталому режимі вихідна
напруга компаратора дорівнює 0, транзистори VT4, VT5 закриті і реле К1
знеструмлене.
У момент включення живлення потенціал затвору транзистора VT1
дорівнює 0, його крутизна максимальна і генератор самозбуджується. У міру
зарядки конденсатора С13 амплітуда коливань плавно зменшується і через
декілька секунд стабілізується на деякому рівні. Приблизно до цього ж часу
встановлюється нульова напруга на виході DA1.
При прийомі звукових коливань індуктивним датчиком L1 втрати в
контурі L1-C2-C3 зростають і амплітуда коливань, що генеруються, на деякий
час (визначається параметрами елементів ланцюга R11-C13-R16) падає. В
результаті напруга на виході випрямляча (VD1, VD2), а з невеликою затримкою
- і на інвертуючому вході операційного підсилювача DA1 зменшується, і
оскільки потенціал його іншого входу до цього часу змінитися не встигає (із-за
більшої постійної часу ланцюга R7-C10-R9-C14), вихідна напруга компаратора
стрибком знижується. При цьому відкриваються транзистори VT4, VT5 подаючи
команду на виконавчий пристрій К1, який викликає зупинку електродвигуна –
при цьому виріб продовжує рухатися за інерцією. Крім того, в залежності від
рівня прийнятого сигналу відбувається регулювання частоти обертання цього
електродвигуна.
Мультивібратор виконано на операційному підсилювачі DA2, що керує
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 31
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
роботою генератора коротких імпульсів, виконаного на одноперехідному
транзисторі VT6, який, в свою чергу, забезпечує відкриття симістора VS1.
Живиться генератор від мережі через випрямляч на діодах VD12, VD13 з
баластним конденсатором С27. Для живлення мультивібратора встановлено
параметричний стабілізатор, що складається з баластного резистора R30 і
стабілітронів VD7, VD8.
Мультивібратор зібрано по відомій схемі з часозадаючим конденсатором
С23 і незалежними ланцюгами його зарядки (VD9, R25) і розрядки (VD10, R27).
Конденсатор розряджається і заряджає не повністю, а між двома значеннями
напруги (приблизно 5,2 і 4,2 В), яка визначається резисторами R25 і R28 і
напругою живлення операційного підсилювача. Це зроблено для того, щоб не
перевищити робочу напругу конденсатора і мати можливість реалізувати малі
витримки при малому зарядному і розрядному струмах.
Мультивібратор виробляє прямокутні імпульси, тривалість їх і пауз між
ними (а від так – і точність регулювання частотою обертання електродвигуна)
залежить, від встановлених опорів змінних резисторів. Коли на виході
операційного підсилювача буде напруга, близька до напруги живлення, почне
працювати генератор на одноперехідному транзисторі. Імпульси напруги з нього
поступатимуть на електрод керуючого симістора – він відкривається на початку
кожного напівперіоду, і на навантаження поступає практично вся мережева
напруга.
Оскільки для нормальної роботи симістора на змінній напрузі на його
управляючий електрод треба подавати імпульси негативної полярності, схема
включення одноперехідного транзистора декілька відрізняється від традиційної
- електрод управляючого симістора підключений до емітерного ланцюга
транзистора.
Коли на виході операційного підсилювача опиниться напруга, близька до
нуля, генератор перестане працювати і симістор не відкриється. Навантаження
буде знеструмлено.
Налагодження таймера зводиться до підбору резистора R30 (при
працюючому генераторі на одноперехідному транзисторі) такого опору, щоб
напруга на конденсаторі С25 була на третину більше, ніж на катоді стабілітрона
VD7. Якщо опір опиниться більше 1 кОм, доведеться збільшити ємність
конденсатора С27.
У пристрої можна застосувати операційний підсилювач К553УД1А,
транзистори серій КТ315 (VT3), КТ349 (VT4), КТ608А (VT5), діоди серій Д220
(VD1-VD5) і Д223 (VD6), реле РЭС9 (паспорт РС4.524.202).
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 32
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Диференціююча схема призначена для отримання коротких позитивних
імпульсів (сплесків) тривалістю близько 1 мс. Визначимо параметри напруги на
вході диференціюючої схеми.
Диференціююча схема, або диференціатор, рисунок 2.3 – є
комплементарною по відношенню до інтегратора.
Рисунок 9.3 – Розрахункова схема диференціатора:
а - схема; б - вхідна напруга; в - вихідна напруга
Напруга на її виході пропорційно швидкості зміни вхідної напруги.
Відмітимо, що вхід операційного підсилювача підключений через конденсатор,
а в ланцюзі зворотного зв‘язку є резистор. Основне рівняння для диференцюючої
схеми можна записати у вигляді:
du
u0 R C 1 ,
dt
або
u
u0 R C 1 ,
t
де R – опір зворотного зв‘язку;
С – ємність на зворотному ланцюзі диференціатора;
u1 – зміна напруги на вході диференціатора;
t – тривалість перехідних процесів.
Оскільки напруга на виході диференціюючої схеми пропорційна
швидкості зміни напруги на її вході, тривалість імпульсу напруги на виході при
подачі на вхід прямокутних імпульсів практично залежить тільки від тривалості
перехідних процесів (вхідна і вихідна напруга показана на рисунку 2.3, б, в).
Розглянемо останнє рівняння стосовно епюри вихідної напруги (рисунок
2.3, в). При t=0 напруга на вході змінюється від 0 до 1 В. Покладаючи, що форма
вхідної напруги строго прямокутна, отримуємо, що перехід від одного стану
схеми до іншого відбувається за час, рівний нулю, тоді uі/t = . Це означає,
що вихідна напруга досягає нескінченності в тимчасовому інтервалі, рівному
нулю. На практиці приймемо, що напруга у схемі встановлюється до необхідного
значення і потім спадає за 0,1 мкс. Тоді, u1 = 1 В; t = 0,1 мкс, або:
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 33
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
u1 1
107 В/с.
t 0,1106
Тоді, напруга при перехідному процесі:
u 7
0 R C 10 .
Вважаючи, що ємність С = 1 мкФ, а опір зворотного зв‘язку R = 10 кОм,
маємо наступне значення для напруги:
u0 104 106 107 105 В.
Очевидно, що підсилювач не може розвинути напругу 105 В. Реально
значення вихідної напруги визначається напругою насичення або напругою
джерела живлення. Протягом часу, що відповідає плоскій вершині імпульсу,
конденсатор блокує вхід операційного підсилювача. Вихідна напруга при цьому
дорівнює нулю. Оскільки потрібно отримати тільки позитивні імпульси, звідки
витікає, що частота повторення імпульсу:
1
;
R C
1
100 імп/с.
106 104
Таким чином, в результаті проведених розрахунків розраховано
диференціюючу схему вузла прийому акустичного сигналу та підібрано
параметри диференціального ланцюга на виході операційного підсилювача: R =
10 кОм, С = 1 мкФ.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 34
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА - Економічний вибір
трансформаторів ГПП заводу
При рішенні задач оптимізації промислового електропостачання виникає
необхідність у порівнюванні достатньо великої кількості варіантів.
Багатоваріантність вирішення задач електропостачання промислових
підприємств, існуючі суттєві відмінності між варіантами за капітальними
вкладеннями і експлуатаційними витратами потребують техніко-економічних
розрахунків під час проектування і експлуатації систем електропостачання.
Варіанти схем електропостачання підприємства або окремих його вузлів в
конкретних умовах можуть різнитися напругою живильної і розподільної
мережі, потужністю трансформаторів та їх кількістю, конструктивним
виконанням електричних мереж тощо. Тому прийняття найбільш раціонального
рішення здійснюється в результаті порівнянь декількох рівноцінних за
технічними показниками варіантів.
За наявністю необхідних статистичних даних з аварійності
електрообладнання та елементів мереж, тривалості й вартості їх планових і
аварійних ремонтів в техніко-економічних розрахунках враховується вартісна
оцінка надійності.
Робота приймачів електричної енергії залежить від її якості. У разі зміни
якості електричної енергії змінюється режим роботи споживачів, в результаті
чого змінюється продуктивність виробничих механізмів, що може викликати
зниження рівня якості продукції аж до її браку. Зниження показників якості
електричної енергії пов’язано з додатковими втратами потужності і енергії, що
повинно враховуватися при техніко-економічних розрахунках.
Трансформаційні процеси в економіці України і функціонування
вітчизняної енергетики в ринкових умовах господарювання спричиняють
необхідність застосування нових методів техніко-економічних розрахунків, які б
враховували інвестування в технічні рішення, річні витрати, прибуток під час
впровадження різних технічних рішень тощо.
Техніко-економічні розрахунки необхідні на етапах проектування та
експлуатації систем електропостачання, складання перспективного плану
розвитку електричної мережі чи електроенергетичної системи, техніко-
економічного обґрунтування варіантів спорудження чи реконструкції об’єктів,
суттєвого покращення якостей окремих типів обладнання електропередачі та
устаткування підстанцій.
Розрахунки такого роду необхідні також при реконструкції діючих систем
електропостачання та обґрунтуванні доцільності впровадження
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 35
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
енергозберігаючих заходів та проектів.
Техніко-економічні розрахунки виконуються при виборі:
найбільш раціональної схеми електропостачання цехів та підприємства у
цілому;
економічно обґрунтованої кількості, потужності і режиму роботи
трансформаторів як цехової, так і головної понижуючої підстанцій
підприємства;
раціональних напруг у системі зовнішнього і внутрішнього
електропостачання підприємства;
економічно доцільних засобів компенсації реактивної потужності і місця
розташування компенсуючих установок;
електричних апаратів, ізоляторів і струмоведучих частин;
перерізу проводів, шин, кабелів у залежності від технічних та економічних
чинників;
доцільної потужності власних електростанцій і генераторних установок.
Основною метою техніко-економічних розрахунків є визначення
оптимального варіанту схеми, параметрів мережі і її елементів. Критерієм
оптимальності обраного варіанту служить рівень приведених річних витрат.
При техніко-економічних розрахунках систем промислового
електропостачання слід дотримуватися наступних умов порівнянності варіантів:
технічних, за якими можуть зрівнюватися тільки взаємозамінні варіанти при
оптимальних режимах роботи і оптимальних параметрах, що
характеризують кожен варіант, що розглядається;
економічних, за якими розрахунок варіантів, що зрівнюються, ведеться
стосовно до однакового рівня цін.
Кожен з отриманих варіантів повинен відповідати вимогам, що
пред’являються до систем електропостачання.
При проектуванні електропостачання обирають найбільш доцільний варіант
виконання системи на основі всебічного аналізу технічних і економічних
показників.
До технічних показників відносяться надійність, зручність експлуатації,
тривалість спорудження, об’єм поточних і капітальних ремонтів, рівень
автоматизації тощо.
Основними економічними показниками є капітальні вкладення та щорічні
експлуатаційні витрати.
Економічні (вартісні) показники у більшості випадків є вирішальними при
техніко-економічних розрахунків. Але, якщо розглянуті варіанти рівнозначні,
перевагу віддають кращому у технічному відношенню варіанту.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 36
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Тема: «Економічний вибір трансформаторів ГПП заводу».
Вихідні дані. Підприємство живиться напругою 110 кВ і має споживачів
напругою 35 і 10 кВ, навантаженість у цих мережах – по 44 МВА, загальна
навантаженість підприємства – 88 МВА, cos 0,85 , Tmax 6000 год/рік,
вартість електроенергії на стороні 110 кВ co 0,75252 грн/(кВтгод). Вибрати
економічний варіант живлення підприємства.
Розв’язок. Розрахункова потужність трансформатора ГПП
S 88
Sроз ; Sроз 62,86 МВА.
1,4 1,4
44
Потужність кожної обмотки Sоб 31,43 МВА.
1,4
До розрахунків приймають два варіанти. Згідно з першим варіантом
використовують два триобмоткові трансформатори ТДТН–63000/110 з напругою
середньої обмотки 38,5 кВ, напруга низької обмотки – 11 кВ. В другому варіанті
можна використати чотири двообмоткові трансформатори: два трансформатора
ТДН–25000/110 з вторинною напругою 38,5 кВ і два трансформатора ТРДН–
25000/110 з вторинною напругою 10,5 кВ, у трансформаторів ТРДН розщеплені
обмотки запаралелені. Принципові схеми живлення підприємств зображені на
рисунку 10.1.
При розрахунках враховують вартість високовольтних вимикачів і
роз’єднувачів на стороні 110 кВ, трансформаторів і втрат електричної енергії в
них. Вартість електричного обладнання на сторонах 35 і 10 кВ вважаємо
однаковою в обох варіантах, тому їх не враховуємо.
Річна кількість годин максимальних втрат дорівнює :
2
6000
0,124
8760 4592 год/рік.
10000
Вартість елегазового високовольтного вимикача на 110 кВ (для всіх
трансформаторів однаковий вимикач) становить 1081516 грн, вартість
високовольтного роз’єднувача – 27429 грн. Вартість трансформатора ТДТН
становить 2953787 грн, трансформатора ТДН – 1734764 грн, ТРДН –
1535500 грн.
Втрати активної електричної енергії в триобмотковому трансформаторі
визначають згідно з виразом (5.8), в двообмотковому – згідно з виразом (5.5).
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 37
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Для триобмоткового трансформатора ТДТН маємо: Рхх 70 кВт,
Ркз 290 кВт:
290 442 222 222 4592
Wmp1 70 8760 1100375 кВтгод/рік.
2 632
Для трансформатора ТДН і ТРДН маємо: Рхх 25 кВт, Ркз 120 кВт,
22
коефіцієнт завантаження Кз 0,88 .
25
Wmp2 25 8760 120 0,882 4592 645725 кВтгод/рік.
а) б)
Рисунок 10.1 – Розрахункові схеми електропостачання підприємства:
а) – від триобмоткових трансформаторів;
б) – від двообмоткових трансформаторів різної вторинної напруги
Вартість втрат в трансформаторах з урахуванням їх кількості по варіантах
дорівнює:
Вве1 0,75252 2 1100375 1656108 грн/рік;
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 38
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Вве2 0,75252 4 645725 1943684 грн/рік.
Вартість корисно відпущеної електричної енергії
B 3
w 88 10 0,85 6000 0,75252 337730976 грн/рік.
Сумарні капітальні витрати за варіантами становлять
K1 2 Кв 2 Кр 2 Ктр63 ,
K1 2 1081516 2 27429 2 2953787 8125464 грн;
K2 4 Кв 4 Кр 2 Ктр35 2 Ктр10 ,
K2 4 1081516 4 27429 2 1734764 2 1535500 10976308 грн.
Плата за кредит за варіантами:
Вкр 0,10 К ,
Вкр1 0,10 8125464 812546 грн;
Вкр 2 0,10 10976308 1097631 грн.
Експлуатаційні витрати за варіантами
Век 0,012 K ,
Век1 0,012 8125464 97506 грн;
Век 2 0,012 10976308 131716 грн.
Амортизаційні витрати за варіантами
Вам 0,04 К ,
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 39
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Вам 1 0,04 8125464 325019 грн;
Вам 2 0,04 10976308 439052 грн.
Грошові витрати за виразом:
Вгр1 812546 97506 1656108 2566160 грн;
Вгр 2 1097631131716 1943684 3173031грн.
Прибуток від передачі електричної енергії
П1 337730976 2566160 335164816 грн;
П2 337730976 3173031 334557945 грн.
Прибуток значно збільшений на одну і ту ж величину для варіантів, тому
що не враховано втрат, пов’язаних з будівництвом і експлуатацією повітряних
ліній до підприємства.
Приведені витрати визначають за виразом
Впр Вкр Век Вам Вен ;
Впр1 812546 97506 325019 1656108 2891179 грн;
Впр 2 1097631131716 4390521943684 3612083 грн.
Висновок. Перевага надається першому варіанту, що має більший
прибуток і менші приведені витрати.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 40
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Загальні положення щодо безпечної експлуатації холодильних
установок
Холодильні установки призначені для підтримання певної температури в
холодильних камерах. У зв'язку з наявністю в холодильних установках
холодоагентів – аміаку або хладонів, які знаходяться під великим тиском і мають
небезпечні властивості, експлуатація їх вимагає суворого дотримання техніки
безпеки і технічних умов.
У разі розгерметизації холодильної установки у навколишній простір може
виділитися одночасно велика маса холодоагенту й мастила, які становлять
реальну небезпеку для людей та навколишнього природного середовища.
Конструкція апаратів (посудин) кожної холодильної установки
експлуатація і технічний огляд підприємством-власником (обслуговуючою
організацією) повинні відповідати вимогам «Правил охорони праці під час
експлуатації обладнання, що працює під тиском» – НПАОП 0.00-1.81-18.
Адміністрація підприємства зобов'язана забезпечити холодильні
установки необхідним штатом обслуговуючого персоналу або укласти договір зі
спеціалізованою організацією на комплексне технічне обслуговування
автоматизованих холодильних установок.
До обслуговування холодильних установок допускаються особи, не
молодші 18 років, що пройшли медичний огляд і мають свідоцтво про закінчення
спеціального учбового закладу або курсів:
- з експлуатації холодильних установок – для машиністів,
- з автоматизації холодильних установок – для слюсарів,
- з експлуатації і автоматизації холодильних установок – для
електромеханіків.
Машиніст і електромеханік допускаються до самостійного обслуговування
холодильних установок тільки після проходження стажування упродовж одного
місяця і відповідної перевірки знань. Допуск їх до стажування і самостійної
роботи здійснюється розпорядженням по підприємству.
Не рідше одного разу на рік комісія підприємства перевіряє знання
обслуговуючим персоналом правил технічного обслуговування холодильної
установки, техніки безпеки, інструкцій з експлуатації устаткування і охорони
праці, а також наявність навиків надання долікарської допомоги в разі нещасних
випадків. Результати такої перевірки реєструються в журналі і в посвідченнях
обслуговуючого персоналу.
Персонал, що працює у виробничих приміщеннях, у яких встановлено
технологічне устаткування з безпосереднім кипінням аміаку, повинен проходити
інструктаж з охорони праці, пов'язаної із застосуванням аміачної системи
безпосереднього охолодження.
На кожному підприємстві або в об'єднанні підприємств, де користуються
холодильними установками, наказом призначаються з числа інженерно-
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 41
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
технічних працівників відповідальні особи за справний стан, правильну і
безпечну роботу апаратів (посудин), трубопроводів і пристроїв холодильної
установки і для нагляду за технічним станом і безпечною експлуатацією
холодильної установки.
Перевірка знань з питань охорони праці у керівних та інженерно-технічних
працівників, пов'язаних з експлуатацією холодильних установок, проводиться
перед призначенням їх на посаду і періодично не рідше як один раз на три роки.
На кожному підприємстві для обслуговуючого персоналу мають бути
розроблені інструкції з експлуатації устаткування, що входить до складу
холодильної установки, а також інструкції з охорони праці під час експлуатації
цього обладнання, апаратів і пристроїв.
Апарати (посудини) холодильних установок підлягають технічному
огляду до пуску в роботу, періодично в процесі експлуатації і, за необхідності,
достроково. Технічний огляд апарата (посудини) полягає в попередньому
зовнішньому і внутрішньому (у доступних місцях) огляді його, а також
випробуванні тиском на міцність і щільність. Випробування апаратів (посудин)
може бути гідравлічним або пневматичним.
Гідравлічне випробування апаратів хладонових установок проводиться
тиском мастила. Заборонено використовувати для цього воду.
Пневматичне випробування апаратів аміачних холодильних установок
проводиться тиском повітря, яке створюється спеціальним компресором, а
апаратів хладонових холодильних установок – тиском інертного газу (азоту,
діоксиду вуглецю) або повітря з точкою роси не більше -40°С.
У деяких випадках під час технічного огляду апарата до пуску в роботу
дозволяється не проводити випробування його надмірним тиском. У
холодильних агрегатах, що поставляються на місце монтажу повністю
заповненими хладоном і мастилом, апарати тільки оглядаються зовні і
перевіряються на наявність в них холодоагенту. Випробовують їх на щільність
разом з системою змонтованих трубопроводів. Якщо монтаж апарата (посудини)
проводився із застосуванням зварювання або паяння елементів, що працюють під
тиском, то випробування його до пуску в роботу обов'язкове.
У процесі експлуатації холодильних установок здійснюється періодичний
огляд апаратів (посудин) в робочому стані та перевіряється відповідність їх
інструкції з експлуатації, а також технічний огляд. Під час технічного огляду
апаратів (посудин) їх піддають зовнішньому і (у доступних місцях)
внутрішньому огляду не рідше одного разу на два роки і випробуванню
надмірним тиском не рідше одного разу на вісім років.
У аміачних холодильних установках апарати, не доступні для
внутрішнього огляду, піддають пневматичним випробуванням на міцність і
щільність не рідше одного разу на два роки.
Достроковий технічний огляд апаратів (посудин) холодильних установок
проводиться після реконструкції і ремонту з застосуванням зварювання і паяння
частин, що працюють під тиском, а також у випадку бездіяльності їх в
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 42
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
незаконсервованому вигляді більше одного року, демонтажу і установки на
новому місці.
Результати технічного огляду апарата (посудини), дозвіл на пуск його в
роботу з вказівкою терміну наступного огляду і випробування записуються в
книгу обліку і огляду посудин, а також у паспорт апарата особою, що проводила
це технічне обстеження.
Трубопроводи і теплообмінна апаратура з труб піддаються випробуванням
на міцність і щільність.
Інженерно-технічний працівник, відповідальний за справний стан,
правильну і безпечну дію апаратів (посудин), трубопроводів і пристроїв
холодильної установки, зобов'язаний забезпечувати утримання апаратів
(посудин) в справному стані, підготовку їх до технічного огляду, а також
обслуговування навченим і атестованим персоналом.
Інженерно-технічний працівник, що здійснює нагляд за технічним станом
і безпечною експлуатацією холодильної установки, зобов'язаний оглядати
посудини в робочому стані і перевіряти дотримання встановлених режимів
експлуатації, а також проводити їх технічний огляд.
Персонал, який обслуговує холодильну установку, повинен строго
виконувати вимоги інструкцій щодо режиму роботи і безпечного
обслуговування апаратів (посудин). Під час роботи холодильної установки
контролюють її герметичність, стан запобіжних клапанів, покази контрольно-
вимірювальних приладів.
Під час експлуатації холодильних установок необхідно оформляти такі
документи:
- журнал машинного відділення;
- журнал перевірок запобіжних клапанів і контрольно-вимірювальних
приладів;
- журнал обліку ремонту і обслуговування устаткування;
- журнал технічного огляду апаратів (посудин), що працюють під тиском.
Під час експлуатації холодильних установок слід керуватися НПАОП
29.23-1.04-90. Правила будови і безпечної експлуатації аміачних холодильних
установок або НПАОП 0.00-1.51-88. Правила влаштування і безпечної
експлуатації фреонових холодильних установок.
Роботи з технічного обслуговування холодильних установок, регулювання
і усунення несправностей повинні проводитися з дотриманням вимог вказаних
правил, керівництва з експлуатації (КЕ) холодильного устаткування,
розроблених заводом-виробником а також «Правил технічної експлуатації
електроустановок споживачів» і «Правил техніки безпеки при експлуатації
електроустановок споживачів».
Технічне обслуговування і ремонт аміачних холодильних установок і
неагрегатних хладонових установок здійснюється штатним обслуговуючим
персоналом, а агрегатних холодильних установок заводського постачання, що
працюють в автоматичному режимі – обслуговуючим персоналом
спеціалізованої організації.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 43
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
11.2 Техніка безпеки під час експлуатації холодильних установок
11.2.1 Загальні вимоги безпеки
Як холодоагент в аміачних холодильних установках використовується
аміак, що має низку небезпечних і шкідливих властивостей.
Наявність аміаку відчувається за запахом із вмістом його в повітрі 0,35
мг/м3. Гранично допустима концентрація аміаку у повітрі – 20 мг/мЗ.
У зв'язку з токсичністю і вибухонебезпечністю аміаку холодильні
установки з цим холодоагентом відносять до устаткування підвищеної
небезпеки.
Як холодильні агенти використовуються хладони, наприклад, R22 і R134a.
Хладон R134a, на відміну від R22, не є пожежонебезпечним і у разі витоку
руйнівно не діє на озоновий шар стратосфери. Гранично допустима концентрація
пари R22 і R134a в повітрі виробничих приміщень – 3000 мг/м3.
Хладони у разі великих концентрацій в атмосферному повітрі викликають
у людей задуху через нестачу кисню. Під дією відкритого полум’я і в контакті з
гарячими поверхнями вони розкладаються з утворенням високотоксичних
продуктів.
Для запобігання аваріям в аміачних і хладонових холодильних установках
використовуються арматура, запобіжні клапани, контрольно-вимірювальні
прилади і засоби автоматичного захисту.
У холодильних установках запірні вентилі на трубопроводах і апаратах
неагрегатних машин, окрім основних запірних вентилів компресорів, повинні
бути запломбовані у відкритому положенні. У місцях, де арматура і
трубопроводи можуть бути пошкоджені транспортними засобами або
вантажами, встановлюються металеві захисні огорожі. У кожухотрубних
апаратах і ресиверах є оглядові віконця для візуального контролю рівня рідини.
У холодильних установках для спостереження за робочим тиском
нагнітання, всмоктування, в системі мастила і в картері використовуються
манометри і мановакууметри.
На нагнітальних магістралях встановлюють зворотні клапани для
запобігання зворотному рухові холодоагенту в разі зупинки компресорів.
Компресори холодильних установок мають пружинний запобіжний
клапан, що сполучає порожнини нагнітання і всмоктування з перевищенням
допустимої різниці тиску. Посудини, апарати і технологічне устаткування з
безпосереднім охолоджуванням, що містить рідкий холодильний агент, а також
деякі компресори забезпечені пружинними клапанами, що скидають його пару в
атмосферу. У аміачних холодильних установках запобіжні клапани повинні бути
відрегульовані на початок відкриття: 1,2 МПа – на стороні всмоктування і 1,8
МПа – на стороні нагнітання.
Замість пружинного запобіжного клапана компресор може мати чавунну
запобіжну пластинку, що розривається за різниці тиску не більше 1,6 МПа.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 44
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Випуск пари аміаку в атмосферу через запобіжні клапани повинен проводитися
по трубі, що виводиться на 1 м вище «конька» даху найвищої будівлі в радіусі 50
м, але не менше 6 м від рівня території і не менше 3 м від майданчиків
обслуговування в радіусі 15 м. Діаметр відвідної труби повинен бути не меншим
за діаметр запобіжного клапана.
Випуск пари хладона в атмосферу здійснюється по трубі, гирло якої має
бути віднесене не менше, ніж на 2 м від вікон, дверей і повітроприймальних
отворів систем вентиляції і кондиціонування повітря і розташоване на рівні 5 м
від землі.
Запобіжні клапани компресорів перевіряють не рідше одного разу на рік,
запобіжні клапани на апаратах (посудинах) – не рідше одного разу на шість
місяців. Циліндри компресорів аміачних холодильних установок мають кришку
безпеки. На нагнітаючому і всмоктуючому трубопроводах кожного компресора
встановлені гільзи для термометрів, захист яких від механічних пошкоджень
забезпечується за допомогою спеціальних кожухів. Холодильні установки
оснащені приладами автоматичного захисту, що зупиняють компресори у разі
небезпечних режимів роботи.
Захист від підвищеного тиску нагнітання під час пуску компресора з
закритим запірним вентилем, за неприпустимо високого тиску конденсації
забезпечується за допомогою реле високого тиску (РТ). Автоматичний контроль
рівня холодоагента в апаратах здійснюється за допомогою реле рівня (РР). Для
захисту від припинення подачі води в охолоджуючу сорочку компресора, а в
установках з кожухотрубними випаровувачами – від припинення руху розсолу,
використовується реле протоку (РП). Захист від підвищеної температури
нагнітання досягається відключенням компресора за допомогою реле
температури (РТ). Для контролю тиску в системі мастила застосовують peлe
контролю мастила РКМ (реле різниці тиску мастила). За неприпустимо низького
тиску мастила реле відключає компресор.
Спрацьовування приладів захисту дублюється звуковим сигналом в
машинному (апаратному) відділенні.
У аміачних холодильних установках справність захисних реле рівня
перевіряється один раз на 10 днів, справність інших приладів захисної
автоматики – один раз на місяць. У хладонових холодильних установках з
періодичним обслуговуванням прилади автоматичного захисту перевіряють не
рідше одного разу на три місяці, в інших – не рідше одного разу на місяць.
У агрегатованих хладонових холодильних установках передбачено
тепловий захист обмотки статора електродвигуна, вбудованого в компресор.
11.2.2 Заходи і засоби для встановлення факту витоку аміаку або
хладону з холодильної установки
За нецілодобового обслуговування автоматизованих аміачних
холодильних установок у приміщеннях машинних (апаратних) і конденсаторних
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 45
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
відділень обов'язкова установка індикаторів витоку аміаку і сигналізаторів
аварійної концентрації його в повітрі. Індикатори дають попереджувальний
сигнал в приміщення, в якому постійно чергує персонал, і включають
вентиляцію за концентрації аміаку в повітрі понад 500 мг/м3 (0,07 %).
Якщо вміст аміаку в повітрі досягає 1500 мг/м3 (0,21 %) – сигналізатори
аварійної концентрації вимикають електроживлення холодильної установки і
одночасно включають витяжну й аварійну вентиляцію, світлозвукову
сигналізацію і сирену, а також застережне табло над входом в машинне
(апаратне) відділення, яке сповіщає про загазованість приміщення.
За цілодобового обслуговування холодильної установки індикатори
витоку і сигналізатори аварійної концентрації пари аміаку можна не
встановлювати в приміщеннях.
Витоки аміаку, наявність його в розсолі або циркуляційній воді визначають
за допомогою індикаторного паперу (фільтрувальним папером, обробленим
розчином фенолроту і висушеного на повітрі). Для виявлення аміаку в повітрі
можуть бути використані газоаналізатори інфрачервоного поглинання типу ГІП,
в розсолі та циркуляційній воді – реактив Несслера.
Місця витоку хладона в холодильних установках визначають шляхом
обмилювання з'єднань, а також за допомогою електронного витокошукача L-
780A або регульованого електронного витокошукача 790А, що мають чутливість
3 г/рік.
Розроблений і використовується метод виявлення мікровитоків
холодоагентів і мастил (чутливість 7 г/рік) за яскравим свіченням під дією
випромінювання ультрафіолетової лампи, доданих до них флуоресцентних
компонентів.
11.2.3 Засоби індивідуального захисту органів дихання у випадку
витоку аміаку або хладону
Обслуговуючий персонал аміачних холодильних установок забезпечують
засобами індивідуального захисту (фільтруючі протигази типу КД, ізолюючі
дихальні апарати стислого повітря типу АСВ або ізолюючі протигази типу ІП,
гумові рукавички і чоботи, захисні окуляри) та медикаментами для надання
першої долікарської допомоги. На кожному підприємстві повинно бути не
менше трьох костюмів Л-1 або захисних костюмів КІХ-4 для проведення
аварійних робіт в загазованих аміаком приміщеннях.
Протигази марки КД і апарати типу АСВ зберігають в шафах зовні
машинного (апаратного) відділення, поряд з вхідними дверима, протигази КД –
в машинному (апаратному) відділенні, біля входу, а також в коридорі
(вестибюлі), прилеглому до холодильних камер з безпосереднім охолодженням,
і у виробничих цехах, де встановлено технологічне устаткування з безпосереднім
охолодженням.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 46
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
У приміщенні, де знаходиться хладонова холодильна установка, необхідно
мати фільтруючі протигази, не менше двох пар гумових рукавичок, захисні
окуляри і рукавиці, а також аптечку. На випадок аварійного витоку хладона з
системи в машинне відділення зберігають у шафі не менше двох ізолюючих
дихальних апаратів типу АСВ або ізолюючих протигазів типу ІП.
11.2.4 Вимоги безпеки праці при ремонтів компресорів
При розбиранні компресора необхідно користуватися захисними
окулярами. Для визначення місць витоку дозволяється користуватися тільки
галоїдними спиртовими або пропановими горілками. Забороняється залишати
балони з хладоном в приєднаному стані, за виключенням випадків, коли
виконується заповнення системи або видалення з неї хладону. Інструмент у
слюсаря повинен бути справним. При виявленні несправностей інструменту,
обладнання, не приступаючи до роботи, необхідно повідомити про це майстра.
Молоток повинен мати випуклу поверхню бойка, а зовні є овальний отвір
для ручки з невеликим конусом для надійного закріплення кінця ручки клином.
Ручка повинна мати овальне січення, виготовлятися з твердих порід деревини,
без сучків і тріщин. Зубила, бородки повинні бути завдовжки не менше 150 мм,
мати рівні випуклі затилки без цепи, гострі заточки 60-70° і злегка випуклу
кромку. Відтягнута частина зубила повинна бути 35-40 мм. Напилки повинні
бути справними, ручки без тріщин. Гайкові ключі не повинні мати розтягнутих
губок. Нарощування гайкових ключів іншими ключами заборонено.
Під час роботи пневматичним обладнанням, гайковертом необхідно
перевірити справність їх роботи на штуцері і гайках, правильність з’єднання
з’єднувальних головок, справність шлангу. Перед тим, як від’єднати шланг,
необхідно перекрити кран на повітряній магістралі і випустити залишок повітря.
При великих перервах в роботі або при можливих просочуваннях повітря
необхідно також перекривати кран.
Забороняється проводити будь-які роботи під час працюючого
компресора; проводити будь-які роботи по електроустаткуванню; обслуговувати
компресорне обладнання в нічний час без освітлення. Необхідно виключити
застосування в якості обтирочного матеріалу шерстяного ганчір’я.
Огляд надійності кріплення обладнання, захисних пристроїв, стан і
справність арматури і контрольно-вимірювальних приладів проводити при
працюючому компресорі, а ремонт виявлених неполадок проводиться після
повної зупинки компресора.
Ремонт неполадок в повітропроводі проводити після відключення і
випуску повітря на даній дільниці. Пуск води в занадто нагрітий компресор
забороняється і тільки після повного охолодження компресора можна пускати
холодну воду. Ремонт неполадок при гарячому компресорі забороняється.
Періодично перевіряти справність повітряного фільтра. Чистка фільтра при
працюючому компресорі забороняється.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 47
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Відігрівати замерзлий в трубопроводі або в резерві конденсат необхідно
паром або гарячою водою, виконуючи всі заходи безпеки. Відігрівати відкритим
вогнем забороняється.
В аварійних ситуаціях існують вимоги безпеки, і потребують негайно
припинити роботу компресора при:
– виявлені невідомих стуків;
– послабленні кріплення вузлів з’єднань;
– заїданні поршнів;
– недопустимому перегріві охолоджувальної води, мастила, повітря;
– зниженні тиску або відсутності подачі мастила в системах змащування і
води в системах охолоджування нижче допустимої величини;
– збільшенні тиску повітря вище допустимої величини;
– виходу з ладу будь-якої деталі компресора;
– зниженні рівня мастила в картері;
– виявленні неполадок регулятора тиску;
– виявленні неполадок запобіжних клапанів;
– сильній вібрації компресора або двигуна;
– порушенні з’єднань компресора з двигуном і неполадок
електроустаткування.
При виникненні вищезазначених ситуацій необхідно обов’язково
повідомити про те що сталося керівнику робіт.
11.2.5 Надання першої допомоги потерпілим при отруєнні хладоном
При удушенні від недостачі кисню в приміщенні, заповненому парами
хладону, потерпілого слід винести на свіже повітря і викликати лікаря. При
необхідності зробити штучне дихання.
При загальній слабкості треба дати потерпілому міцний чай або каву.
Рідкий хладон, при попаданні на шкіру, викликає обмороження. Вражену
частину шкіри розтирають стерильним ватним тампоном або марлевою
серветкою до відновлення чутливості і почервоніння шкіри. Після цього
протирають спиртом і накладають пов’язку з чистого бинта. При утворенні на
шкірі бульбашок її розтирати неможна.
При потраплянні в очі хладону їх потрібно промити струменем води
кімнатної температури під невеликим тиском і закапати в очі стерильне
вазелінове масло.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 48
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
11.2.6 Вимоги безпеки праці при експлуатації і ремонті балонів з
холодоагентом
Холодоагент за звичай поставляється в сталевих балонах. Забороняється
наповнювати холодоагентом балони, у яких несправні вентилі, пошкоджений
корпус, забарвлення і написи не відповідають марці даного холодоагенту.
Приймаючи партію балонів, необхідно перевірити паспорт про проведені
випробування, який повинен додаватися заводом-виробником. Забороняється
перевозити і зберігати хладон R12 в будь-якій іншій тарі або балонах,
розміщених в джерелі тепла, а також без спеціального укриття, яке захищає
балони від сонячних променів.
Поза спеціальним сховищем не дозволяється тримати для роботи більше
одного балону з холодоагентом. Перед заповненням холодильної системи
необхідно перевірити кожний з балонів і впевнитися в тому, що в балоні
знаходиться хладон. Зарядку або до зарядку проводять так, щоб холодоагент
подавався на сторону низького тиску. При цьому потрібно користуватися
спеціальним заправним трубопроводом із випаленої мідної трубки, забезпеченим
фільтром-осушувачем і манометром. Балон слід вкладати під уклоном, вентилем
вниз.
Користуватися для підігріву балонів відкритим вогнем категорично
забороняється. Ремонтувати вентилі на балонах, наповнених хладоном, не
допускається. Балони з несправним вентилем направляються для ремонту на
завод. Відкривати ковпачкові гайку на штуцері вентиля балону слід в окулярах,
при цьому вихідний отвір балону слід направити в сторону від себе. Неможна
залишати балон з холодоагентом приєднаним до системи холодильної установки
більше часу, необхідного для безпосереднього її заповнення або для видалення з
неї хладону.
При перекачці в балон холодоагенту з системи дозволяється
використовувати тільки ті балони, термін перевірки яких не вийшов. Норма
заповнення балону хладоном R12 не повинна перевищувати 1,1 кг/л. Демонтаж і
розбирання компресорів і апаратів холодильної установки можна проводити
тільки після того, як холодоагент буде повністю видалений з них. А тиск
понижений до атмосферного і залишиться таким деякий час.
11.2.7 Вимоги безпеки праці при застосуванні контрольно-
вимірювального та іншого обладнання
Під час огляду і ремонту холодильного обладнання і особливо внутрішніх
частин компресора і апаратів неможна користуватися для освітлення відкритим
полум’ям. Так як під дією вогню хладон R12 виділяє отруйні
речовини. Дозволяється застосовувати переносні електричні лампи
напруженням не вище 12 В або електричні акумуляторні ліхтарі. Неможна
видаляти іній з випарника підігріваючи відкритим полум’ям. А також
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 49
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
користуватися при видаленні інею металічними предметами, котрими можна
пошкодити апарат і визвати витік хладону.
При експлуатації холодильних установок слід звертати особливу увагу на
справність манометрів і автоматичних приборів регулювання (реле тиску,
запобіжного клапану і ін..). Не можна експлуатувати холодильні установки,
якщо на манометрах відсутні пломби, вийшов строк їх перевірки або на їх шкалі
не нанесена червона риска гранично допустимого робочого тиску.
При підвищені тиску більш допустимого по паспорту установка повинна
негайно бути вимкнена. Випробувальні стенди і контрольно-вимірювальні
прилади, що використовуються при ремонті холодильного обладнання. Повинні
бути забезпечені паспортами та інструкціями по їх використанню і утримуватися
в справності. Не дозволяється експлуатувати резервуари, які працюють під
тиском, якщо вийшов їх строк опосвічення інспекцією.
Забороняється експлуатувати холодильне обладнання (компресори,
вентилятор конденсатора тощо) при знятих або несправних пристроях, які
огороджують приводні ремені, рухомі і обертові частини. Не можна кріпити
з’єднання трубопроводів і апаратів, і затягувати болти компресора під час роботи
установки. А також залишати запірні вентилі компресора та інших апаратів зі
знятими ковпачками. Забороняється перевіряти нагрів підшипників під час ходу.
Робітники, котрі ремонтують і обслуговують холодильне обладнання, повинні
працювати в спеціальному одязі і захисних окулярах.
11.2.8 Вимоги безпеки перед початком та під час роботи холодильної
установки
Перед тим як почати роботу з холодильним обладнанням слід надіти
робочий одяг, при необхідності скористатися захисними засобами. Робоче місце
повинно добре освітлюватися.
Перед включенням в роботу холодильника, слід:
- помити холодильник з внутрішньої сторони і з зовнішньої теплим
мильне-содовим розчином, після чого чистою водою, насухо протерти м'якою
тканиною, холодильник добре провітрити;
- не застосовувати для миття холодильника абразивні пасти, порошки і
миючі засоби, в складі яких знаходяться кислоти, розчинники, а також засоби
для миття посуду;
- перед підключенням до електромережі холодильника необхідно провести
огляд на відсутність порушення ізоляції мережевого шнура, пошкоджень
штепсельних розеток і вилки, замикання струмоведучих частин на корпус
холодильника, будь-які виявлені пошкодження та недоліки повинні усунутися
механіком сервісної служби.
При установці холодильника слід залишати простір між стінами і
холодильником для вільної циркуляції повітря не менше 5см.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 50
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Холодильник встановлюють у сухому, добре провітрюваному приміщенні,
в місці, захищеному від прямих сонячних променів, на відстані не менше 0,5 м
від нагрівальних приладів.
Під час роботи холодильника можуть бути чутні:
- клацання від спрацьовування датчиків реле температури;
- дзюрчання холодоагенту, що циркулює по трубках;
- слабкі потріскування при замерзанні крапель води на задній стінці
холодильної камери.
Зазначені звуки носять функціональний характер і ніяк не впливають на
роботу холодильника.
У ході експлуатації або під час прибирання холодильника, а також
прибирання приміщення слід уникати попадання вологи на компресор,
пускозахисне реле, клемну колодку.
Вимикати холодильник з електромережі, витягаючи вилку з розетки,
необхідно в наступних випадках:
- при перестановці його на інше місце;
- перед миттям підлоги під ним;
- під час розморожування і прибирання холодильника;
- перед заміною лампи освітлення холодильної камери;
- під час перепадів і відключення напруги в електричній мережі;
- перед проведенням робіт з усунення несправностей;
- під час виконання робіт з обслуговування холодильника.
11.2.9 Вимоги безпеки в аварійних ситуаціях
Якщо з'явилися несправності в роботі холодильника (іскріння) негайно
відключити його від електромережі і доповісти про це керівнику і електрику.
В разі загоряння холодильника необхідно відключити його від
електромережі, евакуювати людей з приміщення, провести гасіння обладнання
первинними засобами пожежогасіння, повідомити про інцидент своєму
керівникові.
У випадку ураження електрострумом надати потерпілому першу
допомогу, якщо відсутнє дихання і пульс провести штучне дихання і непрямий
масаж серця до відновлення дихання і пульсу, викликати медсестру або
транспортувати потерпілого в медичний кабінет установи, при необхідності
викликати швидку медичну допомогу, доповісти керівнику.
При травмуванні надати першу допомогу потерпілому, викликати
медсестру або транспортувати потерпілого в медичний кабінет установи, при
необхідності викликати швидку медичну допомогу, доповісти керівнику.
У разі попадання в очі миючих і дезінфікуючих засобів, під час миття
холодильника, ретельно промити очі водою і звернутися до медсестри. При
подразненні шкіри рук добре помити їх з милом і нанести крем.
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 51
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2017. – 736 с.
2. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт України.
Характеристики напруги електропостачання в електричних мережах
загальної призначеності.
3. Електропостачання промислових підприємств. Посібник для курсового та
дипломного проектування / Шестеренко В.Є., Шестеренко О.В. – Київ, 2013.
– 424 с.
4. Електропостачання промислових підприємств : Підручник для студентів
електромеханічних спеціальностей / В.І. Мілих, Т.П. Павленко. – Харків :
ФОП Панов А. М., 2016. – 272 с.
5. Бурбело М.Й., Бірюков О.О., Мельничук Л.М. Системи електропостачання.
Елементи теорії та приклади розрахунків. Вінниця: ВНТУ, 2011. 204 с.
6. Коліушко Д. Г. Проєктування систем електропостачання промислових
підприємств: навч.-метод. посібник до виконання курсового проєкту за
курсом "Електропостачання промислових підприємств та
енергозбереження": для студентів дистанц. форми навчання за спец.141–
Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка за освітньою
програмою 03 "Електропривід, мехатроніка та робототехніка" / Д. Г.
Коліушко, Л. В. Асмолова ; Нац. техн. ун-т "Харків. політехн. ін-т". – Харків:
ПромАрт, 2021. – 96 с.
7. Споживачі електричної енергії. Електричне освітлення : навч. посіб. / О. І.
Соловей, А. В. Чернявський, О. О. Ситник, В. Ф. Ткаченко, Г. В. Курбака ; за
ред. Солов’я О. І.; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. –
Черкаси : ФОП Гордієнко Є.І., 2018. – 132 с.
8. СОУ-Н ЕЕ 20.178:2008. Схеми принципові електричні розподільчих
установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних підстанцій.
9. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств.
10. СОУ-Н МПЕ 40.1.20.510:2006 Методика визначення економічно доцільних
обсягів компенсації реактивної енергії, яка перетікає між електричними
мережами електропередавальної організації та споживача.
11. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для вузів. / Г.Г.
Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. – Дніпропетровськ,
2002. – 597 с.
12. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015 «Настанова з проектування систем
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 52
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
електропостачання промислових підприємств».
13. Букович Н. В. Розрахунок струмів короткого замикання електроенергетичних
систем. Львів : Вища шк., 2008. 248 с ДСТУ EN 50160:2014.
14. Зорін В.В., Штогрин Є.А., Буйний Р.О. Електричні мережі та системи. Ніжин:
Аспект-Поліграф, 2011. 224 с.
15. Струми короткого замикання у трифазних системах змінного струму. Ч. 0.
Обчислення сили струму (ІЕС 60909- 0:2001, IDТ). Видання офіційне. Київ:
Держспоживстандарт України, 2009. 51 с.
16. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра для
здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм навчання
[Електронний ресурс] / [Упоряд. : Ситник О.О., Яценко І.В., Ключка К. М.,
Самойлик О.В.] ; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. –
Черкаси : ЧДТУ, 2022. – 98 с.
17. Соловей О.І. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств / О.І. Соловей, О.О. Ситник, В.П. Розен, В.В.
Демиденко, Г.В. Курбака, А.В. Чернявський та С.М. Мильніченко // Черкаси:
ЧДТУ, 2012, с. 247.
18. Сайт компанії ТОВ «УкрЕлектроАпарат». Режим доступу: https://uea.com.ua/
Арк
ЧДТУ А1 23229 63/03-03 ПЗ 1 53
Зм Арк. № докум. Підпис Дата