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/5737| Title: | Електропостачання заводу з виготовлення кондиціонерів |
| Authors: | Семко, Олександр Вікторович Малачевський, Данііл Станіславович |
| 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 з виготовлення кондиціонерів. 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 автоматичного лічильного пристрою з вибірковим алгоритмом роботи. В економічному розділі пояснювальної записки визначено техніко-економічний ефект від впровадження автоматичного лічильного пристрою з вибірковим алгоритмом роботи. В розділі з охорони праці розраховано систему звукопоглинання в приміщенні електротехнічної лабораторії. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5737 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Малачевський.pdf Restricted Access | 8.44 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 23231 63/03-03
на тему:
«Електропостачання заводу з виготовлення кондиціонерів»
(назва теми згідно з наказом)
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу,
групи ЕСЕ – 12ск2
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва спеціальності)
Малачевський Данііл Станіславович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ Олександр СЕМКО
(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
Малачевському Даніілу Станіславовичу
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
1. Тема кваліфікаційної роботи
«Електропостачання заводу з виготовлення кондиціонерів»
Керівник кваліфікаційної роботи Семко Олександр Вікторович, РhD, асистент
(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 –
7821,6 кВт; 4. Потужність КЗ на шинах енергосистеми – 1600 МВА; 5. Розміри цеху –
60×50×6 м; 6. Кількість електроприймачів цеху – 70 шт; 7. Встановлена потужність силових
електроприймачів цеху – 1061,5 кВт; 8. Індивідуальне завдання – Розробка схеми
автоматичного лічильного пристрою з вибірковим алгоритмом роботи; 9. Техніко-економічні
розрахунки – Техніко-економічний ефект від впровадження автоматичного лічильного
пристрою з вибірковим алгоритмом роботи; 10. Охорона праці – Розрахунок системи
звукопоглинання в приміщенні електротехнічної лабораторії.
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 автоматичного лічильного пристрою з
вибірковим алгоритмом роботи
10 Техніко-економічні розрахунки – Техніко-економічний ефект від впровадження
автоматичного лічильного пристрою з вибірковим алгоритмом роботи
11 Охорона праці.
5. Перелік графічного матеріалу (з точним зазначенням обов’язкових креслень,
плакатів)
1 Генплан 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 ________________ Данііл МАЛАЧЕВСЬКИЙ
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Керівник кваліфікаційної роботи ________________ Олександр СЕМКО .
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
ЗМІСТ
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ . 6
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ .................................................................................... 7
1.1 Характеристика об'єкта проєктування .............................................................. 9
1.3 Характеристика цехів об'єкта, особливості їх електропостачання .............. 11
1.4 Характеристика джерела живлення ................................................................ 12
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ .......................................... 13
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів .............. 14
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень від
однофазних електроприймачів .................................................................................. 23
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від освітлювальних
систем ....................................................................................................................... 27
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової підстанції
................................................................................................................................... 28
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання .................................................................................................. 29
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій ....... 31
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ..................................................................... 39
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ................................. 39
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ............................................................ 40
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ............................................ 43
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ
ПОТУЖНОСТІ ........................................................................................................... 49
4.1 Вибір трансформаторів головної понижуючої підстанції ............................ 49
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності ...................................................................... 51
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві .................................. 56
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
НАПРУГОЮ 10 (6) кВ ............................................................................................... 57
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі 57
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж ...................................................... 58
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ
Арк Зм. № докум. Підпис Дата
Розраб. Малачевський Д.С. Літ Лист Листів
Перев. Семко О.В.
Електропостачання заводу з 3 130
Т. контр.
Н. контр. Ключка К.М. виготовлення кондиціонерів ФЕТАМ, ЕСЕ-12ск2
Затв. Ситник О.О.
Инв. № подп Подп. и дата Инв. № дубл. Взам. инв. № Подп. и дата
6 РОЗРАХУНОКСТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ
1000В ........................................................................................................................... 62
6.1 Вихідні дані для розрахунків ........................................................................... 62
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках ....................................................................................................................... 64
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ ... 67
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ........... 70
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ....................................... 70
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН ........................................................... 70
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН .............................................. 71
7.4 Вибір трансформаторів струму ....................................................................... 72
7.5 Вибір трансформаторів напруги...................................................................... 74
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість ........................................................ 74
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ ......................... 76
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху ..................................... 76
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем ............................. 77
8.2.1 Загальні відомості ....................................................................................... 77
8.2.2 Розрахунок освітленості ............................................................................ 78
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок ...................................... 81
8.2.4 Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги ...................... 85
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву ........................ 88
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж .......................... 88
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами нагріву
та захисту .............................................................................................................. 89
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги ............................ 94
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ ............................ 96
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання мережі до 1000В ........................ 97
8.5 Захист цехових електричних мереж ............................................................. 100
8.5.1 Вибір апаратів захисту ............................................................................. 101
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції ... 103
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції .... 104
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Особливості проведення огляду та
технічного обслуговування електродвигунів ........................................................ 108
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 4
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Алгоритм визначення додаткових втрат
в СЕП при зниженні якості електричної енергії ................................................... 113
11 ОХОРОНА ПРАЦІ .............................................................................................. 119
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають при роботі інженера-
проєктувальника в електротехнічній лабораторії ............................................. 119
11.2 Розрахунок системи звукопоглинання в приміщенні лабораторії ........... 122
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ................................................................ 129
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 5
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І
ТЕРМІНІВ
ВН – висока напруга
ГПП – головна понижуюча підстанція
ЕН – електричне навантаження
ЕП – електроприймачі
КЗ – коротке замикання
КРП – комплектно розподільчий пристрій
КТП – комплектна трансформаторна підстанція
ЛЕП – лінія електропередачі
НБК – низьковольтна батарея конденсаторів
НКУ – низьковольтна комплектна установка
ПЛ – повітряні лінії
ПРА – пускорегулююча апаратура
ПУЕ – правила улаштування установок
РП – розподільчий пункт
РПС – районна підстанція
СЕП ПП – система електропостачання промислового підприємства
ТЕР – техніко-економічні розрахунки
ТП – трансформаторна підстанція
ЦЕН – центр електричних навантажень
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 6
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції, розподільчих
пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у цехах. Призначена
система для забезпечення вимог виробництва в передачі електроенергії від
джерела живлення до місця споживання її у відповідній кількості та якості [1, 2].
Як відомо [3, 4], системи електропостачання промислових підприємств
можна умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та комбіновані.
Згідно з завданням на дипломне проєктування система електропостачання
промислового підприємства має бути централізованою.
Основними чинниками при проєктуванні системи електроспоживання є
характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в першу чергу
безперебійність електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування, а також вимоги електробезпеки. Але незважаючи на те, що ці
особливості та характеристики є головними чинниками при проєктуванні
системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію побудови раціональної
СЕП вносять загальні вимоги до системи електропостачання, основні з яких
приведемо нижче.
Проєктування системи електропостачання промислових підприємств
проводимо згідно з [1, 4] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проєктуванні є характеристики джерел
живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування у технологічної частині проєкту, вимоги електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств розробляємо з
урахуванням наступних основних принципів [4]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на
кожної напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
г) Схеми електропостачання і електричних з'єднань підстанцій
мають бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і
резервування було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання
та провідників.
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному принципу
з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення електроприймачів
паралельних технологічних ліній слід здійснювати від різних секцій шин
підстанцій, взаємозв'язані технологічні агрегати повинні живитися від однієї
секції шин.
Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися при будь-яких
перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних потоків.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 7
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
є) При побудові схеми електропостачання підприємства, електроприймачі
якого вимагають резервування живлення, повинно проводитися секціонування
шин у всіх ланцюгах системи розподілу електричної енергії, включаючи шини
низької напруги цехових двохтрансформаторних підстанцій.
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися під
навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має бути
обґрунтовано.
ж) Потрібно застосовувати (вживати) , як правило, роздільну роботу ліній,
трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена паралельна
робота елементів електропостачання.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження обумовлюється значеннями і характером навантаження та
розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При цьому враховуються
також архітектурно-будівельні і експлуатаційні вимоги, розміщення
технологічного обладнання, умови оточуючого середовища, вимоги
вибухопожежної та екологічної безпеки.
Система електропостачання промислового підприємства враховує
черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно порушувати чи
знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проєктуванні системи електропостачання промислового підприємства
належить враховуємо потребу у електроенергії сторонніх близько розташованих
споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення є максимально уніфіковані.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання
відповідають ПУЕ. При цьому не допускається необґрунтованого віднесення ЕП
до більш високої категорії, а саме:
- ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що виконують
допоміжні технологічні операції, частину обладнання інженерного забезпечення
будівлі, відносимо до III категорії.
Віднесення вказаних електроприймачів до II категорії приводе до
необґрунтованого завищення не тільки потужності встановлених
трансформаторів, але і вимог до резервування живлення споживачів.
До II категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання,
без якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час після
аварійного режиму.
- електроприймачі, відключення яких приводе до масового недовідпуску
продукції , нерідко відносять не до II категорії, а до І категорій, що мотивується
тім, що наносяться "значні збитки народному господарству".
Зазначимо, що поняття "значні збитки народному господарству" відносяться
до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного підприємства.
Поняття "категорія електроприймача по надійності електропостачання" не
відноситься до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць, корпусів і т.
д. Це поняття правомірно тільки по відношенню до індивідуального ЕП. Для
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 8
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
споживача характерно лише поєднання в різних пропорціях електроприймачів
категорій І, II та III.
1.1 Характеристика об'єкта проєктування
Підприємство, електропостачання якого ми будемо проєктувати в даній
кваліфікаційній роботі бакалавра, займається виготовленням кондиціонерів.
При проєктуванні системи електропостачання (СЕП) підприємства ми
враховуємо основні вимоги "Норм технологічного проєктування СЕП
промислових підприємств", і відповідних розділів "Правил улаштування
електроустановок 2017".
Структура підприємства приведена на генплані (лист №1) і включає як цеха
основного виробництва, так і допоміжні приміщення та підрозділи.
При проєктуванні системи електропостачання враховано рельєф
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної енергії
окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на підприємстві,
характеристику оточуючого середовища.
Головна понижуюча підстанція (ГПП) підприємства розташована з
врахуванням місця знаходження теоретичного центру електричного
навантаження. При цьому було враховано домінуючий напрямок вітру.
Основним високовольтним обладнанням підприємства є понижуючі
трансформатори цехових трансформаторних підстанцій.
При розробці системи електропостачання підприємства враховувалося, що
всі підстанції підприємства телемеханізовані та будуть працювати без чергового
персоналу.
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії
Силові електроприймачі цеху виготовлення канальних кондиціонерів
живляться трифазним змінним струмом промислової частоти 50 Гц номінальною
напругою 380 В. Однофазне обладнання складається з малопотужних установок,
що включені на фазу 220 В. Вищих гармонік при експлуатації обладнання не
виникає. Встановлена потужність та інші характеристики приведено у таблиці 1.1.
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
Встановлена
№ Кількість,
Електроприймач потужність, cos
поз. шт.
кВт
1 2 3 4 5
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Тельфер 2 17,3 0,8
2 Гибочно-відрізний верстат 3 12 0,83
3 Кромкогибочний верстат 3 10 0,82
4 Вентилятор витяжний 9 5,5 0,86
5 Конвеєр ролерний 1 21 0,86
6 Зварювальний напівавтомат 6 18,7 0,91
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 9
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 1.1
1 2 3 4 5
7 Перфораційний автомат 4 20 0,94
8 Формувальний прес 6 23,4 0,87
9 Прес елементів монтажу 2 11 0,88
10 Вентилятор приточний 3 24 0,88
11 Комресор 1 32 0,78
12 Насос холодної води 2 7,7 0,86
13 Насос гарячої води 2 8,8 0,82
14 Термопласт автомат 2 68 0,93
15 Верстат токарний 4 17,5 0,85
16 Верстат фрезерний 2 14,6 0,85
17 Верстат свердлильний 2 5,7 0,87
18 Пила маятникова 2 3 0,84
19 Верстат балансувальний 2 5,1 0,88
20 Обертовий маніпулятор 1 6,2 0,86
21 Зварювальний маніпулятор 2 18 0,9
22 Складальний обертовий стіл 6 1,7 0,82
23 Камера знежирення 1 4,2 0,83
24 Конвеєр ланцюговий 1 24,8 0,82
25 Фарбувальна установка 1 54,6 0,92
70
Однофазні електроприймачі
1 Зварювальний апарат 3 7,2 0,72
2 Відрізний верстат 3 7,2 0,72
6
В цеху виготовлення канальних кондиціонерів на рівні технологічних
зв’язків здійснюється відповідне резервування.
Основне обладнання цеху відноситься до ІІ категорії. Як відомо [1], до ІІ
категорії слід відносити обладнання без якого не можливе продовження роботи
основного виробництва на час після аварійного режиму.
Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних особливостей
виробничих процесів.
Виробничо - сформоване електрообладнання живляться від власних
розподільних пунктів РП.
План цеху та розташування обладнання зображено на листі 5 графічної
частини, а також на рисунку 1.1.
Особливостями розташування обладнання у примащені цеху є такі, що
потребують практично рівномірну освітленість цеху.
Проєктом передбачено загально-виробниче освітлення 380/220 В, та
аварійне освітлення 220 В.
Розміри цеху, електропостачання якого ми будемо розраховувати, складають
:становлять 60×50×6 м. з площею освітлення S=3000 м2.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 10
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
1.3 Характеристика цехів об'єкта, особливості їх електропостачання
Проєктування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони розташовуються.
При цьому ми виконуємо всі вимоги ПУЕ у цієї частини.
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми проєктуємо,
розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься складське
обладнання. Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих
нормальних, тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не
перевищує 60 % та відсутні умови, наведені уп. 1.1.10-1.1.12 ПУЕ.
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах, проникати
всередину машин, апаратів [5, 6].
Але ці цехи відноситься до приміщень з не струмопровідним пилом.
Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 11
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
1.4 Характеристика джерела живлення
Живлення даного підприємства здійснюється від районної підстанції (РПС)
енергосистеми 110 та 220 кВ.
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
обрана номінальна напруга енергосистеми Uс=110кВ:
потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1600 МВ • А;
довжина повітряної лінії Lпл = 16 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на границі
балансової приналежності Qек = 716,1 квар в часи її максимуму навантаження.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110кВ±5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно договору
про споживання електроенергії, який укладається з усіма підприємствами
промислового району і енергопостачальною організацією.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 12
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки
провідників (шин, кабелів та ін.) і трансформаторів по пропускній спроможності
і економічній густині струму, а також для розрахунку втрат і відхилення напруги,
вибору апаратів захисту та засобів компенсації реактивної потужності.
Правильне визначення електричних навантажень при проєктуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань електропостачання
сучасного промислового підприємства, у тому числі, окремого цеху.
Поняття «розрахункове навантаження» випливає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи мережі
і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часі
І const Іроз.
При змінному навантаженні, коли його графік має випадкових характер,
використовується співвідношення
t
1
I(t) I(t) dt ,
t
де – тривалість інтервалу усереднення ( t T - ), що приймається для
графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної 3T0 (у решті
випадків – 3T0);
T – інтервал реалізації випадкового процесу;
T0 – постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої
температури (за час, рівний 3T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого рівня).
Умовно приймають T0 10 хв., 30 хв. незалежно від перетину
провідника, звідки і витікає поняття «півгодинний максимум».
З наведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий
струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж максимального нагріву
провідника або викликає такий же тепловий знос, що й початкове змінне
навантаження I(t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Ppоз 3 U Ipоз cos . (2.1)
В якості розрахункового навантаження приймають середнє навантаження
P за активною потужністю впродовж часу
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 13
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
t
1
P
P(t)dt .
t
Активне розрахункове навантаження Ppоз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Pmax або «максимального навантаження» Imax Iроз ,
тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилиних інтервалах
усереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно проводити
згідно методики [7], яка поширюється на всі галузі господарства, адаптована до
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, оскільки
розрахунки на кожній із них мають свою специфіку. На заводах середньої та
великої потужності таких рівнів нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина розрахункової
потужності (Ppоз, цеху)як окремих цехів, так і підприємства (Ppоз, підпр ) у цілому.
Розрахункова потужність Ppоз– це така потужність, при якій термін службі
елементів системи електропостачання дорівнює розрахунковому.
У розрахунках використовуються такі позначення та співвідношення:
– номінальна потужність, Рном ;
– паспортна потужність, Рпасп;
– встановлена потужність Ру .
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для окремого
електроприймача встановлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі
pу pном pпасп ;
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному режимі:
pу pном pпасп ТВ ,
де ТВ – тривалість включення в частках одиниці (задається у паспорті, як
правило, у відсотках).
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 14
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебрична
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у групу
ЕП
n
Рном рном , (2.2)
1
де n – кількість електроприймачів у групі.
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
n n
Qном qном рном tg , (2.3)
1 1
де tg – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної потужності.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 15
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв Рном, що відповідає значенню Кр , за
співвідношенням:
Рроз Кp Кв Рном , (2.4)
де Кр f Kв, nе, Ta – коефіцієнт розрахункової потужності, який залежить від
коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості електроприймачів nе та
постійною часу нагріву мережі, для якої розраховують електричні навантаження.
Згідно [7] прийняти наступні постійні часу нагріву:
– Ta 10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр для таких мереж приймають за
номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1;
– Ta 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр приймають згідно таблиці 2.2;
– Ta 30 хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова потужність
для цих елементів визначається за умовою Кр 1.
Відмітимо, що добуток Кв Рном є проміжною допоміжною розрахунковою
величиною, але не середнім значенням очікуваного навантаження, як це
вважалося раніше.
Величину ефективної кількості електроприймачів nе визначаємо за
співвідношенням
n 2
Pном
n 1
е n . (2.5)
n р2
ном
1
Величину nе можна також визначати за спрощеним співвідношенням
2 p
nе
ном . (2.5)
pном max
Якщо знайдене за співвідношенням (2.5) число nе буде більше за n ( n –
дійсне число ЕП), тоді слід прийняти n nе . Якщо рном max / pном min 3 , де
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 16
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
pном min – номінальна потужність найменшого електроприймача групи, тоді
також приймаємо ne n .
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр для
різних Кв в залежності від nе для живлячих мереж напругою до 1000 В
n Коефіцієнт використання Кв
е
0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 1,0
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0
6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0
7 2,49 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,0 1,0
8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,0 1,0
9 2,27 1,71 1,43 1,16 1,09 1,07 1,01 1,0 1,0
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0
11 2,11 1,61 1,35 1,1 1,06 1,04 1,0 1,0 1,0
12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,05 1,03 1,0 1,0 1,0
13 1,99 1,52 1,29 1,06 1,04 1,01 1,0 1,0 1,0
14 1,94 1,49 1,27 1,05 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0
15 1,89 1,46 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
17 1,81 1,41 1,21 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
18 1,78 1,39 1,19 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 17
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр для
різних Кв в залежності від nе на НН цехових трансформаторів і для
магістральних шинопроводів напругою до 1000 В
Коефіцієнт використання Кв
nе 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 і
більше
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85
Більше 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8
Значення коефіцієнту використання кв за кожним окремим
електроприймачем визначаємо за довідковими даними.
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою
n
кв р
i номi
Кв
1 (2.6)
n
рномi
1
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 18
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому (середньовиважений
коефіцієнт) дорівнює
n
Кв Р
i номi
К 1
в, цеху . (2.7)
n
Рномi
1
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) для визначення розрахункової
активної потужності прийме вигляд
n
Рроз цеху Кр Кв, цеху Рном Кр Кв Рном . (2.8)
i i
1
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховується за
співвідношенням
Qроз цеху Кр Кв Рном tgі . (2.9)
i 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 P2 Q2
роз роз роз (2.10)
Результати розрахунків та вихідні дані цеху заносяться у відповідні місця
таблиці 2.3, виконаної за формою Ф 636–92 [2].
Використовуючи вихідні дані таблиці 2.1, співвідношення (2.1) - (2.11) та
графік рисунок 2.2 [7], розраховуємо в якості прикладу величину розрахункового
активної та реактивної потужності окремого цеха , а саме цеху з виготовлення
виготовлення канальних кондиціонерів.
Результати розрахунків заносимо у відповідні графи таблиці 2.3, що
виконана по формі Ф636-92.
Визначимо номінальну групову потужність другої групи електроприймачів
(гибочно відрізний верстат) Рном,2. При цьому, так як електроприймачі згруповані
таким чином, що мають однакову величину коефіцієнта використання Кв та
номінальну потужність, співвідношення (2.1) приймає вид
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 19
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
n
Pном,2 pном n 12 3 36кВт.
3
Визначаємо розрахункову величину Кв Рном,4 , для цієї ж групи,
використовуючи значення Кв з таблиці 2.3 (стовпчик 5); значення додатку К .
в Рном,
заносимо у стовпчик 8 таблиці 2.3.
Кв Рном,2 0,6 36 21,6 кВт.
Визначаємо чергову розрахункову величину таблиці 2.1, та заносимо її у
відповідну графу таблиці 2.3.
Кв Рном,2 tgφ 0,6 36 0,67 14,5квар .
Проводимо аналогічні розрахунки для інших сформованих груп
електроприймачів та заносимо результати розрахунків у таблицю 2.3.
У графах 8 та 9 у підсумкової строки записуємо сумарні значення величин
Кв Рном та Кв Рном tgφ ,
а саме:
Кв Рном та Кв Рном tgφ.
Визначаємо величину ефективної кількості електроприймачів nе за
спрощеним співвідношенням (2.5):
2pном 2 1061,5
nе 38,8 39 шт.
pном м ax 54,6
Для розрахунку групового середньовиваженого коефіцієнту використання
по цеху в цілому використовуємо формулу (2.7)
n
Кв, і Рном і
1 696,8
Кв, цеху 0,66.
n
Р 1061,5
ном і
1
По графіку рисунок 2.2 для визначених величин nе=39 та Кв, цеху 0,66
знаходимо коефіцієнт розрахункової потужності Кр.цеху який дорівнює Кр,цеху =1,09.
За співвідношенням (2.8) знаходимо розрахункову активну потужність
цеху, який розраховуємо у якості прикладу
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 20
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
n
Рр. цеху Кр Кв. цеху Рном.цеху Кр Кв. i Рном і 1,09 696,8 759,5кВт.
1
Так, як величина ефективної кількості електроприймачів nе>10,
реактивна потужність силових електроприймачів напругою до 1 кВ по цеху
визначається співвідношенням (1.9), тобто являє собою число підсумкової строки
графи 9:
Qр.цеху (Кв Рном tgφ) 376,9квар.
Повну розрахункова потужність Sпр силових електроприймачів напругою
до 1 кВ по цеху визначається формулою (1.10)
Sр.цеху P2
р.цеху Q2 2 2
р.цеху 759,5 376,9 847,8 кВА.
Таким чином, нами виконано розрахунок повної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ окремого цеха , а саме цеху з виготовлення
виготовлення канальних кондиціонерів.
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших цехів.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 21
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 22
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень
від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути
розподілені рівномірно по фазах.
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені по
фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують як трифазні ЕП
тієї ж сумарної потужності [6, 17]. Якщо нерівномірність перевищує 15 %, умовна
трифазна номінальна потужність приймається рівної потроєної величині
навантаження найбільш завантаженої фази.
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних цілей
точністю умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт) визначається
наступним чином:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулою
Рном, у 3 Рном.max ф або Рном, у 3 Sпасп ТВ cosпасп ,
де Рном. max ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт;
Sпасп – паспортна потужність, кВ А ,
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці;
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна трифазна
номінальна потужність Рном у при кількості електроприймачів від одного до
трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі трифазної системи,
визначаються за формулами:
при одному електроприймачу
Рном, у 3 Рном. ;
при двох або трьох електроприймачах
Рном, у 3 Рном.max ф . (2.11)
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cos більш
трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони розподіляються по фазах
по можливості рівномірно, то визначаються середні навантаження за найбільш
завантажену зміну по кожної фазі.
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається складанням
середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і однофазних
навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним зведенням останніх
до навантажень однієї фази та фазної напруги з використанням таблиці.
Наприклад, для фази а маємо
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 23
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
P(a) Кв Раb (аb)а Кв Рac (аc)а Кв Рао ; (2.12)
Q(a) Кв Раb q(аb)а Кв Раc q(аc)а Кв Qао , (2.13)
де Pab, Pac – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між
фазами аb і ас;
Pao , Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним та
нульовим проводами);
(аb)а , (ас)а , q(аb)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень(таблиця 2.4),
що включені на лінійну напругу до фази а;
Кв , Кв – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму роботи.
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз b і с,
знаходиться найбільш завантажена фаза по активної потужності, наприклад фаза
с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних
електроприймачів.
Р 3 Р(с) і Q 3 Q(c) .
Таблиця 2.4 – Коефіцієнти зведення навантажень
Коефіцієнти Коефіцієнт потужності навантаження
зведення 0,3 0,4 0,5 0,6 0,65 0,7 0,8 0,9 1,0
(аb)а,,(bс)b ,(са)с 1,4 1,17 1,0 0,89 0,84 0,8 0,72 0,64 0,5
(аb)b,, (bс)с , (са)а –0,4 –0,17 0 0,11 0,16 0,2 0,28 0,36 0,5
q(аb)а,, q(bс)b, q(са)с 1,26 0,86 0,58 0,38 0,3 0,22 0,09 – –
0,05 0,29
q(аb)b,, q(bс)с, q(са)а 2,45 1,44 1,16 0,96 0,88 0,8 0,67 0,53 0,29
Однофазними електроприймачами в цеху є наступні установки:
- Зварювальний апарат-3 шт;
- Відрізний верстат – 3 шт.
Розрахуємо умовну трифазну номінальну потужність Pу для
групи однофазних електроприймачів, потужність яких приведена до ТВ =100%,
що підключені наступним чином:
- зварювальний установка: напруга фазна Uф 220В ; рф,0 7,2 кВт ;
cos 0,72 ; Кв ,a0 0,4 ;
- термопіч універсальна: напруга лінійна UЛ 380В ; рЛ 7,2 кВт ;
cos 0,72 ; Кв 0,4 .
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 24
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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
P(c) Кв,i Раc,i (аc)c,i Кв,i Рbc,i (bc)c,i Кв,i Рcо,i
Q(a) Кв,i Раb,i q(аb)а,i Кв,i Раc,i q(аc)а,i Кв,i Qао,i
Q(b) Кв,i Раb,i q(аb)b,i Кв,i Рbc,i q(bc)b,i Кв,i Qbо,i
Q(c) Кв,i Раc,i q(аc)c,i Кв,i Рbc,i q(bc)c,i Кв,i Qcо,i
Визначимо навантаження фаз, використовуючи відповідні коефіцієнти
зведення навантажень з таблиці 2.4
P(a) P(b) P(c) 0,4 7,2 0,8 0,4 7,2 0,28 0,4 7,2 6 кВт ,
Середнє реактивне навантаження, віднесене до фаз А, В, С дорівнює
відповідно:
Q(a) Q(b) Q(c) 0,4 7,2 0,22 0,4 7,2 0,8 0,4 7,2 0,96 5,7 квар
Для найбільш навантаженої фази (В)
Q
tg (b)
b ,
P(b)
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 25
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
12 (квар)
tg(a) tg(b) tg(c) 1,44 .
8,3 (кВт)
Середньовиважене значення коефіцієнту навантаження Кв(а) для
найбільш навантаженої фази
Р
К (b)
в(b) ,
Р1.ab P2.ab Рbc Р
2 b,0
6
Кв(а) 0,42 .
7,2 7,2
7,2
2
Умовна трифазна номінальна потужність Рном у найбільш навантаженої
фази (В), що розраховується за співвідношення (2.11), складає:
Ру 3 P(b) ; Ру 3 6 18 кВт .
Qу Pу tg(b) ; Qу 18 0,95 17,1квар .
Ефективну кількість однофазних електроприймачів визначаємо по
співвідношенню:
2 P
n (o)
e(o) .
3 pmax.(o)
2 18
ne(o) 2 .
3 6
За таблиці 2.1 при ne(o) 2 та Кв(b) 0,42 отримаємо Кр 1,98 .
Рроз у Кр Кв(b) Ру ,
Рроз у 1,98 0,42 18 14,9 кВт .
Розрахункова реактивна потужність визначається наступним чином:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе :
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 26
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
при nе 10 Qроз 1,1Кв Рном tg ;
при nе 10 Qроз Кв Рном tg .
Qроз у 1,1Кр Кв(b) Ру,і tgі ,
і
Qроз у 1,114,9 0,96 15,7 квар .
Повна умовна розрахункова потужність Sроз у силових однофазних
електроприймачів напругої до 1 кВ визначається формулою (2.10):
2
Sроз у 14,9 103 15,7 103 2 21,6 кВ А .
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
В відповідності до категорій пожежозахисту приміщення, згідно ПУЕ
(глава 6.5), ми обираємо тип світильників, їх висоту підвісу, та розташування в
робочій зоні цеху елеваторних зерносушильних машин. Загальні геометричні
розміри виробничої зони цеху становлять 54×54×6 м. з площею освітлення
S=2916 м2.
Для визначення електричних навантажень (ЕН) освітлювальних установок
використовується метод питомої потужності. Для знаходження питомої
фактичної потужності ЕН освітлювальних установок (Рп.о.ф.) використовуються
слідуючи дані: тип світильника, коефіцієнт запасу к3., освітленість Еф, значення
розрахункової висоти h, площа освітлювального приміщення S. По обраному типу
світильника, площі освітлювального приміщення та висоті підвісу світильників
визначається питома потужність загального рівномірного освітлення,
необхідного для забезпечення норми освітленості.
Для освітлення цеху ми використаємо стельові світильники ПВЛМ з
чотирма лампами типу ЛБ-65-4. Світильники розташовані під стелею на висоті
h=5,8 м, від рівня підлоги
Виконаємо розрахунки освітлювального навантаження цеху:
Визначимо активну потужність освітлювальних установок Рм.о. згідно виразу
Рроз.ос.цеху=кп Рп.о.ф S, (2.12)
де кп – коефіцієнт попиту освітлення [9];
S – площа приміщення, м2;
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 27
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рроз.ос.цеху 0,95 9,78 3000 27900 Вт,
Рп.о.ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м2,
визначається за формулою
Е ф к з.ф
р п.о.ф Р п.о.табл к р , (2.13)
100 к з.табл
де Рп.о.табл – питома потужність освітлювальної установки [9], Вт/м2;
Еф – фактична освітленість для виконуваного виду робіт [9], лк;
кз.ф – фактичний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [9];
кз.табл – табличний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [9];
кр - коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення [9].
200 1,8
рп.о.ф 14,6 0,3 9,78 Вт/м2
100 1,6
Реактивну потужність навантаження системи загального освітлення цеху
визначаємо за виразом
Q =Р tg ,
роз.ос.цеху роз.ос.цеху о (2.14)
де tgφ0 – реактивна складова кута зсуву фаз.
Qроз.ос.цеху 27,9 0,2 5,6 квар.
Розрахунок освітлювального навантаження інших цехів та підрозділів
підприємства виконуємо аналогічно. Живлення зовнішньої системи освітлення
підприємства виконано від силового трансформатора, що живить будівлю
управління.
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
P0,38цеху Рр. цеху Рр.ос. цеху , (2.15)
Q0,38цеху Qр. цеху Qр. ос. цеху . (2.17)
Отримаємо
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 28
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
P0,38 цеху Рр. цеху Рр.ос. цеху 759,5 27,9 787,4 кВт,
Q0,38 цеху Qр. цеху Qр.ос. цеху 376,95,6 382,5 квар.
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанцій за виразом
2 2
Sр.цеху Р0,38 цеху і Q0,38 цеху і , (2.18)
2SТП2 Р0,38 цеху Q0,38 цеху 2 787,42 382,52 831,6кВА.
Дані розрахунків навантаження цехової підстанції SТПі за формулою (2.18) по
усім цехам заносимо у таблицю 2.4.
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання
На вищих рівнях системи електропостачання підприємства розрахункове
(максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання розрахункових
навантажень окремих груп електроприймачів (цехів, підрозділів) з урахуванням
коефіцієнта одночасності збігання максимумів навантаження Ko .
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на шинах
РУНН ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається за даними [5].
Приблизну потужність підприємства (на шинах РУНН) SНН ГПП
визначаємо за формулою
N 2 N 2
SНН ГПП Ко P0,4 цеху Q0,4 цеху . (2.18)
i i
i i
SНН.ГПП 0,9 8308,72 5438,72 9930,4 кВА
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по підприємства, а приблизна
розрахункова потужність має значення SНН.ГПП =9930,4 кВА.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.4.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 29
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 30
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху
та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій
Картограмою навантажень називають план, на якому зображена картина
середньої інтенсивності розподілу навантажень приймачів електроенергії.
Картограму навантажень будуємо як на плані розташування приймачів
електроенергії в цехах, так і на генеральному плані всього підприємства. Якщо
картограму будують на генеральному плані підприємства, то як приймачі
електроенергії розглядаємо самі цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень на
картограмі виконують різними способами [1, 6]. Найбільш простий з них
складається в зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень
приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. Як центр кола вибирають
центр електричного навантаження (ЦЕН) приймача електроенергії, а радіус кола
зв'язують із розрахунковою потужністю приймача електроенергії; значення його
знаходять із умови рівності розрахункової середньої активної потужності групи
електроспоживачів площі кола
Р 2
р,0,38і π ri m
де rp.i - радіус кола групи споживачів, π = 3,14 ; m- кВт/мм2 – масштаб
P
ri
0,38 і , (2.19)
π m
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають силовому,
а також освітлювальному навантаженням:
360 P
α р, цеху i
с.н ; (2.20)
Р0,38цеху
360 P
α р, цеху i
оc.н , (2.21)
Р0,38 цеху
Розраховуємо на прикладі вибраного нами цеху вказані параметри
картограми електричних навантажень
Р
r р0,38(ТП6) 1255
ТП2 44,7 мм.
3,14 m 3,14 0,2
360 759,5
с.н 347.
787,4
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 31
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
360 27,9
о.н 13°.
787,4
Розрахункові значення заносимо у графу 8 таблиці 2.5.
Таблиця 2.5 – Дані для побудови картограми ЕН
Найменування Рроз.цеху Рроз.осв.цеху Р0,38.цеху m α r,
α
кВт кВт кВт Вт/мм2 с.н. о.н. мм
Цех побутових кондиціонерів.
Склади. 702,3 67,5 769,8 0,2 328 32 35
Цех блоків керування
Цех канальних кондиціонерів 759,5 27,9 787,4 0,2 347 13 35,4
Цех мульти-спліт систем 1222,4 32,6 1255 0,2 351 9 44,7
Гальванічний цех. Котельня 615,3 33,7 649 0,2 341 19 32,1
Цех вентиляційних установок.
956,8 57,4 1014,2 0,2 340 20 40,2
Металообробний цех
Цех компресорів. Цех
теплообмінних конденсаторів. 756,2 45,8 802 0,2 339 21 35,7
Цех касетних кондиціонерів
Цех мобільних кондиціонерів.
434,8 123,6 558,4 0,2 280 80 29,8
Будівля управління
Цех фільтрів. Цех випарників.
782,4 28,8 811,2 0,2 347 13 35,9
Насосна станція
Цех віконних кондиціонерів.
Заправочна станція. Ремонтний 802,5 41,3 843,8 0,2 342 18 36,7
цех. Механічний цех
Цех очищувачів та зволожувачів 789,4 28,5 817,9 0,2 347 13 36,1
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як точку
з координатами:
n
(Pp.i x i )
Х i1 ; (2.22)
n
Pp.i
i1
n
(Pp y
i i )
Y i1 , (2.23)
n
Pp
i
i 1
де Х,Y– координати центру електричних навантажень на генплані, мм;
xi , yi – координати i-ого навантаження на генплані, мм;
Pp i – максимальне навантаження i-ого цеху, кВт.
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразу (2.22), (2.23)
заносимо у відповідні графи таблиці 2.6.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 32
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 33
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Визначаємо координати ЦЕН
n
(Pp.i xi )
i1 1892556
Х 227,8м,
n
P 8308,7
p.i
i1
n
(Pp yi )i
Y i1 1890888
227,6 м.
n
P 8308,7
p
i
i 1
Таким чином, нами розраховані дані для побудови картограми навантаження
(таблиця 2.5) та координати ЦЕН (таблиця 2.6) які ми будемо використовувати
при виборі місця розташування ГПП.
Центр електричних навантажень цеху.
Цехові ТП з метою економії метала і електроенергії рекомендується
встановлювати в умовному центрі електричних навантажень (ЦЕН).
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах дозволяє:
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної енергії;
б) зменшити витрати провідникового матеріалу;
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених річних
витрат.
У багато прогінних цехах великої ширини ТП розміщуються переважно
біля колон, між колонами або у внутрішньоцехових приміщеннях з таким
розрахунком, щоб не займати площу цеху, яка обслуговується кранами. Якщо
відстань між колонами недостатня для того, щоб розмістити між ними
підстанцію, то допускається її розташування на площі цеху так, щоб одна з колон
знаходилась у межах периметра розміщення ПС.
ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як правило,
прибудовані та вбудовані підстанції.
У цехах з вибухонебезпечним середовищем цехові підстанції виносяться за
їх межі.
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу декілька факторів на вибір місця
розташування ТП, доцільно використовувати достатньо точний метод
(погрішність 5–10 %), суть якого полягає в наступному. Координати обчислюють
ЦЕН по формулах:
– для активної потужності:
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 34
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
п
Рроз х
i i
Х i1
ЦЕН цеху(Р) п , (2.24)
Рроз i
i1
п
Рроз у
i i
У i1
ЦЕН цеху(Р) п ; (2.25)
Рроз i
i1
– для реактивної потужності:
п
Qроз х
i i
Х i1
ЦЕН цеху(Q) п ,
Qроз i
i1
п
Qроз у
i i
У i1
ЦЕН цеху(Q) п ,
Qроз i
i1
де Pроз і Qроз – номінальна активна і реактивна потужності електроприймачів,
і і
xi , yi – координати відповідного споживача.
Встановлення ТП у точці, координати якої розраховують за формулами
(2.24) та (2.25) дозволяє суттєво зменшити використання кольорового металу за
рахунок оптимізації довжини кабелів з врахуванням їх перерізу.
Для кожного споживача заносимо його встановлену потужність та
координати у відповідні стовбці таблиці 2.7. Координати ЦЕН отримаємо також
в міліметрах після того, як у таблицю 2.7 буде внесено останній споживач.
Таблиця 2.7 – Розрахунок центру електричних навантажень
№ на Н а й м енування Pi, Xi, P Yi,
плані кВт м i∙Xi м Pi∙Yi Хцен Yцен
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1 Тельфер 17,3 5 86,5 55 951,5
2 Тельфер 17,3 5 86,5 15 259,5
3 Гибочно-відрізний
12 11 132 61 732
верстат
4 Гибочно-відрізний
12 11 132 59 708
верстат
5 Гибочно-відрізний
12 11 132 55 660
верстат
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 35
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
6 Кромкогибочний
10 16 160 60 600
верстат
7 Кромкогибочний
10 20 200 60 600
верстат
8 Кромкогибочний
10 24 240 60 600
верстат
9 Вентилятор витяжний 5,5 5 27,5 59 324,5
10 Вентилятор витяжний 5,5 5 27,5 49 269,5
11 Вентилятор витяжний 5,5 5 27,5 39 214,5
12 Вентилятор витяжний 5,5 5 27,5 29 159,5
13 Вентилятор витяжний 5,5 55 302,5 19 104,5
14 Вентилятор витяжний 5,5 55 302,5 59 324,5
15 Вентилятор витяжний 5,5 55 302,5 49 269,5
16 Вентилятор витяжний 5,5 55 302,5 39 214,5
17 Вентилятор витяжний 5,5 55 302,5 29 159,5
18 Конвеєр ролерний 21 28 588 55 1155
19 Зварювальний
18,7 24 448,8 56 1047,2
напівавтомат
20 Зварювальний
18,7 24 448,8 54 1009,8
напівавтомат
21 Зварювальний
18,7 30 561 56 1047,2
напівавтомат
22 Зварювальний
18,7 30 561 54 1009,8
напівавтомат
23 Зварювальний
18,7 24 448,8 29 542,3
напівавтомат
24 Зварювальний
18,7 26 486,2 29 542,3
напівавтомат
25 Перфораційний
20 25 500 49 980
автомат
26 Перфораційний
20 25 500 49 980
автомат
27 Перфораційний
20 31 620 41 820
автомат
28 Перфораційний
20 31 620 41 820
автомат
29 Формувальний прес 23,4 34 795,6 61 1427,4
30 Формувальний прес 23,4 38 889,2 61 1427,4
31 Формувальний прес 23,4 42 982,8 61 1427,4
32 Формувальний прес 23,4 46 1076,4 61 1427,4
33 Формувальний прес 23,4 50 1170 61 1427,4
34 Формувальний прес 23,4 46 1076,4 54 1263,6
35 Прес елементів
11 39 429 55 605
монтажу
36 Прес елементів
11 41 451 55 605
монтажу
37 Вентилятор приточний 24 50 1200 60 1440
38 Вентилятор приточний 24 50 1200 59 1416
39 Вентилятор приточний 24 50 1200 58 1392
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 36
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
40 Комресор 32 49 1568 59 1888
41 Насос холодної води 7,7 59 454,3 52 400,4
42 Насос холодної води 7,7 59 454,3 51 392,7
43 Насос гарячої води 8,8 59 519,2 49 431,2
44 Насос гарячої води 8,8 59 519,2 48 422,4
45 Термопласт автомат 68 45 3060 45 3060
46 Термопласт автомат 68 45 3060 39 2652
47 Верстат токарний 17,5 8 140 45 787,5
48 Верстат токарний 17,5 8 140 39 682,5
49 Верстат токарний 17,5 8 140 32 560
50 Верстат токарний 17,5 8 140 28 490
51 Верстат фрезерний 14,6 14 204,4 42 613,2
52 Верстат фрезерний 14,6 16 233,6 42 613,2
53 Верстат свердлильний 5,7 15 85,5 38 216,6
54 Верстат свердлильний 5,7 17 96,9 38 216,6
55 Пила маятникова 3 15 45 39 117
56 Пила маятникова 3 17 51 29 87
57 Верстат
5,1 22 112,2 23 117,3
балансувальний
58 Верстат
5,1 28 142,8 23 117,3
балансувальний
59 Обертовий
6,2 40 248 30 186
маніпулятор
60 Зварювальний
18 44 792 30 540
маніпулятор
61 Зварювальний
18 44 792 29 522
маніпулятор
62 Складальний
1,7 10 17 16 27,2
обертовий стіл
63 Складальний
1,7 17 28,9 16 27,2
обертовий стіл
64 Складальний
1,7 25 42,5 16 27,2
обертовий стіл
65 Складальний
1,7 13 22,1 11 18,7
обертовий стіл
66 Складальний
1,7 20 34 11 18,7
обертовий стіл
67 Складальний
1,7 29 49,3 11 18,7
обертовий стіл
68 Камера знежирення 4,2 42 176,4 15 63
69 Конвеєр ланцюговий 24,8 41 1016,8 9 223,2
70 Фарбувальна установка 54,6 50 2730 10 546
РАЗОМ 1061,5 - 36159,9 47046,5 34,1 44,3
Розрахунок координат ЦЕН реактивного навантаження цеху має сенс у
тому випадку, коли компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях
концентрації таких споживачів, або в цеху встановлено високовольтні двигуни,
які є джерелами реактивної потужності.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 37
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розрахунок координат ЦЕН реактивного навантаження цеху має сенс у
тому випадку, коли компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях
концентрації таких споживачів, або в цеху встановлено високовольтні двигуни,
які є джерелами реактивної потужності.
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 34,1 мм ; YЦЕН 44,3 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
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).
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 38
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
При виборі головної схеми електропостачання підприємства основними
чинниками є характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в
першу чергу вимоги до безперебійності електропостачання з урахуванням
можливості забезпечення резервування у технологічної частині проєкту, вимоги
електробезпеки [2].
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану 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 проєктуванні системи електропостачання промислового підприємства
належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх близько розташованих
споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально уніфіковані.
Узагальнюючі вище приведені міркування, а також загальні вимоги до
систем електропостачання, що приведені у п. 1.1, обираємо схему ГПП, приведену
на рисунку 3.1
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 39
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 3.1 - Електрична частина ГПП
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при забрудненій
атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони повинні
відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого нагріву з
урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а також режимів
у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу струмів між лініями.
Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається згідно ПУЕ.
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірені, при
необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
На цьому етапі проєктування попередньо визначається переріз живлячих
ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном РУВН і приблизна
потужність SВН ГПП на стороні ВН ГПП.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано втрати
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 40
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
потужності у силових трансформаторах ГПП
2 2
N N
SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) . (3.1)
i i
де PT і QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
S
І = ВН ГПП
роз К зав.Л , (3.2)
2 3 Uном
де Кзав.Л – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному режимах
з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і безперебійності
електропостачання.
Вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення перевіряється на
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм
післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і
мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів і умов:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А
Іроз к Ідоп , (3.3)
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру середовища;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
2 Іроз к кдоп Ідоп.Т , (3.4)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп 1,25;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності, відповідно до місця
розташування підприємства, визначається величина стінки ожеледі, за її
товщиною визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ у залежності від
напруги.
Використовуючи формули (3.1) – (3.4) обираємо для повітряної лінії провід
певної марки з необхідним перерізом.
Як розрахункова потужність приймаємо максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 41
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Ртр 0,02 Sпр;
Qтр 0,1Sпр,
де Sпр. – приблизна повна потужність об’єкта проєктування, кВА;
Ртр 0,02 9930,4 198,6 кВт,
Qтр 0,19930,4=993,04 квар .
Загальне навантаження об’єкта визначається виразом
SВН ГПП 0,9 (8308,7 198,6)2 (5438,7 993,04)2 10665 кВА.
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу
S
S ВН.ГПП
тр ;
2 0,7
10318,4
Sтр 7370,3 кВА.
2 0,7
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
10665
ІрозПЛ = 56 А ,
3 110
Переріз лінії живлення (мм2) визначаємо за виразом
І
Fек ,
jек
де jек - нормоване значення економічної густини струму jек=1,4 А/мм2.
56
Fек 40 мм2.
1,4
Розрахунковий економічно вигідний переріз закругляємо до найближчого
стандартного перерізу Fст.
Вибраний переріз лінії живлення перевіряється на допустимий струм
нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм після аварійного режиму,
на мінімальний переріз згідно механічної міцності і мінімальний переріз за
умовою корони згідно виразів і умов:
- на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А;
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 42
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Ір к Ідоп ,
де Ідоп - допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к - коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища к=1;
За умовою корони – мінімальний переріз повітряної лінії 110 кВ
складає 70 мм2.
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70 [1,6], для якого Ідоп=260 А.
561120А ;
- 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. 56<1.1,25.265 А;
- на мінімальний переріз згідно механічної міцності - згідно з місцем
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її товщиною
і по [10] визначається мінімальна площа перерізу;
- на мінімальний переріз за умовою корони - мінімальний переріз
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм .
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70 [13].
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП
В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній), по яких
передається електроенергія від системи до ГПП підприємства, втрати напруги
мають істотно різну величину.
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу напруги.
Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х
повітряної лінії більше активного опору R: XR , причому для ЛЕП напругою
220 кВ і вище справедливе співвідношення: ХR .
Тому при значних протяжностях таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проєктних, значення кутів
зсуву стають великими, як правило, близько 1525 , зі збільшенням до
3555 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі потужностей, близьких до
нормативних по статичній стійкості. У цих випадках врахування поперечної
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 43
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
складової U// вносить уточнення в розрахунки напруги, що істотно
перевищують погрішності інформації про параметри мережі, а тому аналіз
електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної складової
падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менше XR , кут невеликий (менше
2 3 ).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.2).
На рисунку 3.2 S1, S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і індуктивний).
Повздовжня (по напряму U /
2ф ) складова падіння напруги в лінії Uф
U/
ф Iа R Iр X I (RcosXsin) . (3.5)
Рисунок 3.2 – Схема заміщення фази ділянки мережі
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги
в лінії U / /
ф
U//
ф Iа X Iр R I (X cosR sin) . (3.6)
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 44
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Uф1 Uф2 Uф Uф2 Uф jU//
ф
(3.7)
U (I R I X) j(I X I R) U e j
ф2 a p a p ф1 ,
де модуль U1ф цієї напруги
U / 2 // 2
ф1 (Uф2 Uф) (Uф ) (3.8)
та його фаза
U/ /
arctg ф
/ . (3.9)
Uф2 Uф
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф Uф1 Uф2 . (3.10)
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі має
вид
Рисунок 3.3 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної
мережі
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для будь-
якої кількості ділянок лінії отримаємо
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 45
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
n
U/ / 3 U/ /
ф 3 Ii ri cosi Ii xi sini . (3.11)
i1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
вважати, що падіння напруги U1дорівнює його поздовжній складовій U/ . Тоді
втрати напруги U приблизно визначається за формулою
/ P R Q X P R Q X
U U 3 (Ia R Ip X) і і і і , (3.12)
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими формулами.
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП визначаються за
загальним виразом
ПП0 L, (3.13)
де r0, x0 – значення подовжнього або поперечного параметра, віднесеного до
1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по емпіричній
формулі, Ом/км
D
X0 0,144 lg cp 0,0157 Х/ Х/ / , (3.14)
r 0 0
др
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
– магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів – 1,
для сталі – 1 .
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp ,
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij і
визначається з формули
D 3
cp D12 D13 D23 ,м. (3.15)
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 46
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
площині, жили трьохжильного кабелю – по вершинах рівностороннього
трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову розмірність).
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевої частини проводу ( Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування на
15 – 20 %, тобто
F F
rпр 1,15 1,20 cт . (3.16)
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R0 , (3.17)
F
де – питомий активний опір матеріалу проводу, Оммм2 / км;
F – переріз фазного проводу (жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
29,531,5Ом мм2 / км , для міді 18,019,0Оммм2 / км .
Для визначення складових струму використовують відомі співвідношення:
P Q
I і
a ; I і
p (3.18)
3 Uі 3 Uі
Проєктна потужність підприємства Рі=8308,7кВт; Qі=5438,7 квар, R0=0,34
Ом/км, Х0=0,318 Ом/км при Dср=0,8м.
Тоді для ділянки мережі:
R R0 L, R=0,34 16=5,4 Ом,
ХХ0 L, Х=0,318 16=5,1 Ом.
Активну і реактивну складову струму обчислюємо за формулою (3.18)
8308,7
Ia 43,6 А;
3 110
Iр
5438,7
28,6 А.
3 110
Використовуючи формули (3.3) і (3.4) визначимо повздовжню і поперечну
складову падіння напруги
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 47
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Uф 43,6 5,4 28,6 5,1 381,3 В.
U 43,6 5,4-28,6 5,189,6 В.
Модуль напруги на початку ділянки визначимо за формулою (3.5);
U (110 0,38)2 106
ф1 (0,09)2 106 110,4 кВ.
Модуль падіння напруги Uф визначається співвідношенням (3.7)
U 2 6
ф (0,38) 10 (0,09)2 106 390,5 В.
Втрата напруги розраховується за співвідношенням (3.6)
Uф 110,4 103 110 103=400 В.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при проєктній
потужності Рі=8308,7 кВт; Qі=5438,7 квар складає
U
U(%) ф %;
Uном
0,4 103
U(%) 100=0,36 %;
110 103
Таким чином, вибрані параметри повітряної лінії задані практично без
втрат напруги передавати розрахункову потужність на підприємство.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 48
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів головної понижуючої підстанції
Трансформатори ГПП повинні забезпечити надійне електропостачання в
нормальному, аварійному і післяаварійному режимі.
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразами
РТ 0,02Sпр; (4.1)
QТ 0,1Sпр, (4.2)
де Sпp(6 ст.) – приблизна повна потужність об’єкта, що визначається на 6 ступені,
кВА.
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом
N 2 2
N
Snp(6 ст.) SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) (4.3)
i i
Номінальна потужність SТ кожного з двох трансформаторів ГПП
попередньо оцінюється згідно виразу
S
S np(6 ст.)
Т . (4.4)
2 0,7
По отриманому значенню потужності вибирається номінальна потужність
трансформатора Sном Т . Якщо різниця між потужностями SТ іSном Тнезначна
10 % , то для розгляду приймається один варіант, в іншому випадку
розглядається варіант з більшою і меншою стандартною потужністю
трансформатора відносно SТ .
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження, в якому
максимальне навантаження буде відповідати Sпp(6 ст.) об’єкта, згідно чого
робиться масштаб по осі навантажень (рисунок 4.1).
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 49
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Попередньо вибираємо трансформатор ТДН-10000/110 із номінальними
параметрами Sном ТР=10 МВ А, Uном В=115 кВ, Uном Н=11 кВ, UКЗ=10,5%, ∆РХХ= 17,5 кВт, ∆РКЗ=
50 кВт .
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження [13], в якому
максимальне навантаження буде відповідати Sрозр об'єкта, згідно чого робиться
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
S к1В1А500
11000
10500 Sмакс
10000 Sн.тр 10665
9500
9000 9598
8500
8000 8532
7500
7000 7673
7465
6500
6000
6399 6399
5500
5000
5332
4500
4000
3500 4266 4266 4266
3000
2500 3199 3199
2000
1500
1000
500
0
1 2 4 5 6 8 11 14 16 19 22 23 24
t год
Рисунок 4.1 – Упорядкований добовий графік навантаження для
вибору трансформаторів ГПП
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначаємо згідно
виразу
n
(S2
i Δt i )
1
К 1i
1 ; (4.5)
S n
н.тр Δt i
i1
де Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора, за
яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора, шт;
Δtі – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год;
Sі – потужності, що відповідають цім проміжкам часу Δtі , МВА.
(4,26 1) (3,19 1) (3,19 2) (4,26 1) (7,67 1)
1
(7,46 3) (6,39 3) (6,39 3) (5,33 1) (4,26 1)
К
1 0,48 .
10 (11 2 11 3 3 311)
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 50
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Коефіцієнт перевантаження трансформатора К2 визначаємо за більшим
значенням із двох величин К`2 та К``2.
Величину К`2 обчислюємо за формулою, згідно виразу
m
(S2
i Δt i )
1
К ` 1i
2 ; (4.6)
S m
н.тр Δt i
i1
де m – кількість ступенів потужності графіка навантаження, за яких його більше
від номінальної потужності трансформатора;
` 1 ((9,59 2) (8,53 2) (810,6 3))
К2 0,31.
10 (2 2 3)
Величину К``2 визначаємо за виразом
`` 0,9 Sрозр 0,9 10665
К2 0,96..
Sн.тр 10000
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1 за
допомогою таблиць [6] визначаємо допустиме систематичне перевантаження
К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним перевантаженням,
коли виконується умова
К2доп≥К2
1,4≥0,96
На основі розрахунків обраний нами трансформатор може систематично
перевантажуватися у вибраних умовах.
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності
Цехові трансформаторні підстанції ТП, що живлять силові та, як правило,
освітлювальні електроприймачі, є основними електроустановками систем
розподілення електроенергії напругою до 1000 В.
Цехові трансформаторні підстанції підрозділяються за кількістю,
одиничною потужністю, схемі з'єднання, способу охолодження трансформаторів,
схемі розподільчого пристрою низької напруги.
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, головним чином,
вимогами надійності живлення споживачів [4].
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 51
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Електроприймачі І категорії необхідно 6живити від двотрансформаторних
підстанцій. Двотрансформаторні підстанції рекомендується також
використовувати для живлення споживачів II категорії.
Живлення окремо споруджених об'єктів загальнозаводського призначення
рекомендується виконувати від двохтрансформаторних підстанцій.
Потужність трансформаторів двохтрансформаторних підстанцій слід
визначати таким чином, щоб при відключенні одного трансформатора було
забезпечено живлення електроприймачів, що вимагають резервування у після
аварійному режиму з урахуванням перевантажувальної здібності
трансформаторів.
При значній кількості трансформаторів цехових ТП та розосередженого
навантаження вибір одиничної потужності допускається користуватися
критеріями:
- при питомої густині навантаження до 0,2 кВА/м2 - 1000, 1600 кВА;
- при питомої густині навантаження 0,2-0,5 кВА/м2 - 1600 кВА;
- при питомої густині навантаження більше ніж 0,5 кВА/м2 - 2500, 1600 кВА.
Але ж ці критерії чинні лише при рівномірному навантаженні.
Для енергоємних підприємств рекомендується уніфіковувати одиничні
потужності трансформаторів.
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів (НБК)
у такій послідовності на прикладі обраного раніше цеху.
Вибір виконується у два етапи:
1)Вибирається економічне оптимальне число цехових
трансформаторів NТЕ та економічне оптимальне значення потужності НБК
QНК1.
2) Визначається додаткова потужність НБК QНК2 з метою
оптимального зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі
напругою 10 кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2, (4.7)
де QНК1 та QНК2 - сумарні потужності НБК, які визначаються на першому
та другому етапах.
Вибір оптимальної кількості цехових трансформаторів
Потужність цехових трансформаторів рекомендується визначати за
питомою густиною навантаження, кВА/м2
SТПцеху 831,6
δs 0,28. (4.8)
S 3000
де SТПцеху - в даному випадку максимальне навантаження цеху, кВА;
S- площа приміщення, м2.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 52
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової потужності
SН.ТР, що призначені для живлення технологічно зв’язаних навантажень:
P
N м
min ΔN; (4.9)
к з Sн.тр
де Рм. – максимальне активне навантаження даної ТП, кВт;
кз – коефіцієнт завантаження трансформатора, (для двохтрансформаторних
підстанцій приймається 0,7 – 0,75), а (для однотрансформаторних – 0,95);
Sн.тр – номінальна потужність трансформатору, кВА;
N – дробовий додаток до найближчого цілого числа.
787,4
Nmin 0,34 2 шт ,
0,75 630
Економічну кількість трансформаторів Ne знаходимо за виразом
Nе Nmin m, Ne 2 0 2 шт. (4.10)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [11] у
функції Nmin, N.
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax.Т, яка
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона за
виразом
Qmax .T (N к 2 2
е з.ф Sн.тр) - Рр.0,38 ; (4.11)
де кз.ф – фактичний коефіцієнт завантаження,
S
к мТП
з.ф , (4.12)
Ne Sн.тр
831,6
кз.ф 0,66 .
2 630
Q 2 2
max T (2 0,66 630) - 787,4 267,6 квар.
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів QНК1
складе:
Q _
НК1 Qм0,38 QmaxТ; (4.13)
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 53
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
де Qм – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш
0,38
завантажену зміну, квар.
QHK1 382,5 - 267,6 114,9 квар.
При QНК1 ≤ 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно. У нашому випадку QНК1 ≥0 квар, тобто встановлювати батареї потрібно.
Вибір потужності конденсаторних батарей для зниження втрат
потужності у трансформаторах.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QНК2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
Q Q _
HK 2 м Q _
HK1 γ N е Sн.тр ; (4.14)
0,38
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників К1 К2,
схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі (для радіальної мережі
визначається згідно рисунок 4.8, для магістральної схеми - рисунок 4.9. для
двоступеневої схеми живлення трансформаторів від РП 6-10 кВ, на яких відсутні
К
джерела реактивної потужності γ р1 [11]).
60
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько та
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній роботі
- 12, при однозмінній - 24. Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та
потужність трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з даними
таблиці 4.7 у залежності від потужності трансформаторів та довжині живлячої
лінії [11].
QHK2 382,5_114,9_ (0,18 2 630) 40,8 квар.
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2<0квар додатково встановлювати
конденсаторні батареї не потрібно.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2, (4.15)
QНКΣ=114,9+40,8=155,7 квар.
Приймаємо згідно ПУЕ (глава 5.6), дві конденсаторні установки марки УК4-
0,415-80 Т3 потужністю Qкку=80 квар і напругою живлення U=0,4 кВ. Сумарна
ємнісна потужність цеху буде становити ∑Qкку=160 квар
Аналогічно проводимо розрахунки для інших цехів і результати заносимо
у таблицю 4.1.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 54
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 55
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві
Компенсація реактивної потужності є невід'ємною частиною завдання
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності одночасно
з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових підприємств є
одним з основних способів скорочення втрат електроенергії.
Нові "Правила користування електричною та тепловою енергією" передбачають
нормування споживання реактивної потужності Q безпосередньо у іменованих
одиницях, тобто поряд з нормуванням активної потужності нормується і
реактивна.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно "Вказівок щодо
проєктування компенсації реактивної потужності у електричних мережах
промислових підприємств [11].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними даними є
максимальна реактивна потужність Qм та вхідна реактивна потужністьQек , що
погоджена з енергопостачальною організацією на межі балансової
приналежності.
Максимальна реактивна потужність на шинах розподільчого пункту 10 кВ
підстанції, яка повинна бути скомпенсована високовольтними батареями
статичних конденсаторів визначається за виразом:
Qек кн.с Qм Q _Q _
тр ек Qнкф , (4.16)
де кнс – коефіцієнт, що враховує не співпадіння за часом найбільшого
навантаження підприємства з максимумом навантаження енергосистеми (для
нашого випадку кнс =0,89);
Qм – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Qтр – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторі ГПП, квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних конденсаторних
батарей, квар;
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в часи її
максимуму навантаження, квар.
Qвк 0,92 8307,7 993,04 716,1 2520 5400 квар.
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення [2] два комплекти
високовольтних блоків статичних конденсаторів УКЛ-10,5-2700 У1. Сумарна
ємність блоків статичних конденсаторів складає ΣQБСК10=5400 квар, при
номінальній напрузі живлення 10,5 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 56
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують магістральною,
радіальною або змішаною схемами [5]. Вибір схеми визначається категорією
надійності споживачів електроенергії, їх територіальнім розміщенням,
особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх за
потужних заводах, розташованих у різних напрямках від ГПП. Радіальні схеми
забезпечують глибоке секціонування усієї системи електропостачання, від
джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється не
менш чім двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій джерела
живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-630
кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без резервування,
якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам прокладки ліній можливий
її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції мають споживачів II категорії,
їх живлення повинно здійснюватися двокабельною лінією з роз'єднувачами на
кожному кабелі.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг перед
магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються при
живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують
споживачам під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть
поєднуватись до РУ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів підстанцій;
висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати технологічне
устаткування без переобладнання мережі; використання уніфікованих елементів,
які дозволяють вести монтаж індустріальними способами.
Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна, так як при зникненні
напруги на магістралі всі під'єднанні до неї споживачі втрачають живлення.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 57
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
З урахуванням особливості розташування цехів відносно ГПП, категорії
надійності споживачів, обираємо радіальну схему, приклад якої наведено на
рисунку 5.1.
Рисунок 5.1 - Одноступенева радіальна схема розподілення електроенергії
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ, згідно ПУЕ (розділ 3.3.35 – 2.3.53),
вибираємо за економічною густиною струму з перевіркою на умови нагріву
довготривалим розрахунковим струмом в нормальному та післяаварійному
режимах, на допустиму втрату напруги і на термічну стійкість до струмів
короткого замикання.
За розрахункову потужність кожного трансформатора приймаємо
максимальне навантаження з врахуванням втрат потужності в трансформаторі.
Дані для розрахунків беремо з таблиці 1.4. Втрати активної ΔРт та реактивної
Qт потужності в трансформаторі з достатньою для практики точністю
приймаємо рівними відповідно 2% і 10% повної максимальної потужності із
сторони низької напруги трансформатора
Рм10 Рр0,38 Рт Рр0,38 0,02 Sн.тр , (5.1)
Qм10 Qр0,38 Qт Qр0,38 0,1Sн.тр (5.2)
де Рр0,38; Qр0,38 – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ
Дані для розрахунків (Рр0,38, Qр0,38, Sн.тр ) беремо з таблиці 4.1 та заносимо у
таблицю 1.5 (графа 2, 3 і 4 відповідно).
Величини Рм10Qм10 розраховуємо за співвідношеннями (5.1) і (5.2) та заносимо
у графи 5 і 6 табл. 5.1 відповідно.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 58
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Для прикладу
Р =787,4+0,02.
м10 630=800 кВт ,
Q = 382,5+0,1.
М10 630=445,5 квар.
Розрахункову потужність радіальної лінії визначаємо згідно електричної
схеми живлення і розрахункових потужностей по виразу
2 2
SЛ Рм10 Qм10 , (5.3)
SЛ(ГППТП2) 8002 445,52 915,7 кВА.
де Рм10 і Qм10 – відповідно розрахункова активна і реактивна потужність лінії
кожного з трансформаторів, що живиться від цієї лінії;
Дані розрахунків по цьому та інших ТП заносимо до таблиці 5.1 (графа8).
Отримані тільки таким чином значення SЛ будуть коректними для визначення
перерізу живлячих кабельних ліній.
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
Кіль
к. Р , Q
№ ТП р0,38 р0,38, S
н.тр , Рм10, Q
м10,
т-рів Sл
кВт квар кВА кВт квар
шт. кВА
ТП-1 2 769,8 448,7 400 777,8 488,7 918,6
ТП-2 2 787,4 382,5 630 800 445,5 915,7
ТП-3 2 1255 865,5 630 1267,6 928,5 1571,3
ТП-4 1 649 440,8 1000 669 540,8 860,3
ТП-5 2 1014,2 595,1 1000 1034,2 695,1 1246,1
ТП-6 2 802 565,8 630 814,6 628,8 1029,0
ТП-7 1 558,4 393,6 1000 578,4 493,6 760,4
ТП-8 2 811,2 579,8 630 823,8 642,8 1044,9
ТП-9 2 843,8 582,2 1000 863,8 682,2 1100,7
ТП-10 2 817,9 584,8 1000 837,9 684,8 1082,1
Розрахунковий струм у кабельної лінії на кожної ділянки (ГПП-ТП2) в
нормальному режимі визначається як
S
I Л,і
р.Л,і (5.4)
3 Uн
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 59
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Для цеху, який обрано у якості прикладу
915,7
IЛ(ГППТП1) 52,9 А .
3 10
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2 (графа 4).
Згідно економічної густини струму jеквизначаємо стандартний переріз Fек
кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий струм Ідоп, значення
якого заносимо у графу 6 таблиці 5.2.
І 52,9
Fек 37,7мм2.
jек 1,4
Розрахунковий переріз кабелів для лінії (ГПП – ТП2) Fек=37,8 мм2, тому
приймаємо трижильний алюмінієвий силовий кабель в свинцевій оболонці типу
АСБГ (3×35), Іном.каб=115 А.
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи за співвідношенням [6]
Iр.Л IдопК1K2 ;
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та
повітря К1=1,05;
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості кабелів
прокладених паралельно К2=0,9;
Ідоп – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних
умовах
52,9 115 1,05 0,9 108,7 А.
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається за
виразом
2 Iл IдопК1K2К3
де К3 - допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3=1,25
Для нашого випадку
2 52,9 115 1,04 0,87 1,25 130А,
тобто умова виконується.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не більше
(5%.Uн=52,5 В) і визначається за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 60
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
U 3 Ір.Л Lкл (r0 cosφ x0 sinφ), (5.5)
де L – довжина лінії, км;
r0,x0 - відповідно питомий активний та реактивний опір лінії, Ом/км;
cosφ – коефіцієнт потужності навантаження лінії
Значення cosφ та sinφ знаходимо з відомого співвідношення,
використовуючи дані таблиці 5.1 для відповідної кабельної лінії.
Для лінії ГПП–ТП2
Рм10 800
сosφ 0,87 ,
Sл 831,6
sin 1 0,872 0,48.
Втрата напруги в кабельної лінії, що розглядається у якості прикладу, буде
U 3 52,9 0,35 (1,10,87 0,068 0,48) 31,8В.
Таким чином, умова виконується, так як
U31,8 0,05 Uном 52 В.
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній і дані
заносимо в таблицю 5.2.
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Ділянка Lкл, SЛ, IрЛ, Fек, Iдоп, Прийнята F
2 Прийнята F, мм2
кабелю м кВА А мм А мм2
ГПП-ТП1 280 918,6 53,1 37,9 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП2 240 915,7 52,9 37,8 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП3 130 1571,3 90,8 64,9 165 70 АСБГ(3×70)
ГПП-ТП4 150 860,3 49,7 35,5 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП5 110 1246,1 72 51,4 140 50 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП6 50 1029,0 59,5 42,5 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП7 170 760,4 44 31,4 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП8 290 1044,9 60,4 43,1 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП9 330 1100,7 63,6 45,4 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП9 230 1082,1 62,6 44,7 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-БСК10 10 2700 156 111,4 310 185 АСБГ(3×185)
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 61
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
6 РОЗРАХУНОКСТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000В
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Основною причиною порушення нормального режиму роботи СЕП
є виникнення короткого замикання в мережі або в елементах електрообладнання
внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій обслуговуючого
персоналу.
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання, згідно ПУЕ
(розділ 1.4.9 – 1.4.13), є прийнята схема електропостачання та величина
потужності короткого замикання на шинах районної підстанції. Розрахункова
схема мережі і схема заміщення зображені на рисунках 6.1 і 6.2
Величинами вихідних даних для розрахунку струмів короткого замикання
є прийнята схема електропостачання, величина потужності короткого замикання
на шинах районної підстанції та конкретні дані елементів схеми заміщення.
ТП-7 ТП-2 ТП-3
Рисунок 6.1 - Розрахункова схема Рисунок 6.2 - Схема заміщення
розрахунку КЗ для розрахунку струмів КЗ
Для розрахункової схеми (рисунок 6.1) складаємо схему заміщення,
виходячи з розрахункових умов і враховуючи прийняті у стандарті [15]
припущення. Схему складаємо однолінійною.
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
- номінальна напруга енергосистеми UС=110 кВ:
- потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1600 МВА;
- довжина повітряної лінії lл=16 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.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 62
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
За базисні умови приймаємо:
За базисні умови приймаємо:
Sб 100 МВА, Uб1 115 кВ, Uб2 10,5 кВ .
S
I б
б ,
3 Uб
100
Iб1 0,5кА,
3 115
100
Iб 2 5,5кА.
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях:
– електричної системи
S
Х б
с ,
Sк.з.
100
Хс 0,063 .
1600
– повітряної лінії 110, кВ
S
Rпл r0л l
б
л ,
U2
б1
100
Rпл 0,38 16 0,46.
1152
S
Xпл x0л lл
б ,
U2
б1
100
Хпл 0,06 16 0,07.
1152
– трансформатора ГПП
U
Х кз Sб
тр ,.
100 Sн.тр
де Uкз – напруга короткого замикання трансформатора [8], %;
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 63
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
10,5 100
Хтр 1,05.
100 10
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках
В точці К1
Визначаємо сумарний реактивний і активний опір до розглядаємої точки к.з
і визначаємо повний опір
Струм короткого замикання в розглядаємій точці визначаємо за виразом
І
І б1
кз(К1) ,
Х2
сум(К1) R2
сум(К1)
0,5
Ікз(К1) 5,98 кА.
0,072 0,0462
Хсум(К1) Хс Хпл ,
Хсум(К1) 0,063 0,007 0,07 .
Rсум(К1) Rпл ,
Rсум(К1) 0,046 .
Ударний струм короткого замикання в точці К1 визначаємо за виразом:
іуд(К1) 2 Ікз(К1) куд(К1) ,
де куд – ударний коефіцієнт, що визначаємо за виразом
R
сум(К1)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К1)
уд(К1) ,
0,007
3,14( )
к 1 2,718 0,046
уд(К1) 1,03.
іуд(К1) 2 5,98 1,03 8,62 кА.
В точці К2
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 64
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
І
І б2
кз(К2) ,
Х2 2
сум(К2) Rсум(К2)
5,5
Ікз(К2) 4,91 кА.
1,122 0,0462
Хсум(К2) Хс Хпл Хтр ,
Хсум(К2) 0,063 0,007 1,05 1,12 .
Rсум(К2) Rпл ,
Rсум(К2) 0,046.
Ударний струм короткого замикання в точці К2 визначаємо за виразом:
іуд(К2) 2 Ікз(К2) куд(К2) ,
іуд(К2) 2 4,911 6,88 кА.
R
сум(К2)
3,14( )
Х
к сум(К2)
уд(К2) 1 е ,
0,046
3,14( )
куд(К2) 1 2,718 1,12 1 кА.
В точці К3
І
І б2
кз(К3) ,
Х2 R2
сум(К3) сум(К3)
5,5
Ікз(К3) 2,77 кА.
1,1922 1,582
Хсум(К3) Хс Хпл Хтр Хл1,
Хсум(К3) 0,063 0,007 1,05 0,072 1,192 .
Rсум(К3) Rпл Rл1,
Rсум(К3) 0,0461,54 1,586.
Ударний струм короткого замикання в точці (К3) визначаємо за виразом:
іуд(К3) 2 Ікз(К3) куд(К3) ,
іуд(К3) 2 2,77 1,06 4,11 кА.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 65
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
R
сум(К3)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К3)
уд(К3) ,
1,586
3,14( )
к 1,192
уд(К3) 1 2,718 1,06.
В точці К4
І
І б2
кз(К4) ,
Х2 2
сум(К4) Rсум(К4)
5,5
Ікз(К4) 3,33 кА.
1,1882 1,1462
Хсум(К4) Хс Хпл Хтр Хл2 ,
Хсум(К4) 0,063 0,007 1,05 0,068 1,188 ,
Rсум(К4) Rпл Rл2 ,
Rсум(К4) 0,046 1,11,146 .
Ударний струм короткого замикання в точці К4 визначаємо за виразом:
іуд(К4) 2 Ікз(К4) куд(К4) ,
іуд(К4) 2 3,33 1,04 4,86кА.
R
сум(К4)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К4)
уд(К4) ,
1,146
3,14( )
к 1,188
уд(К4) 1 2,718 1,04 .
В точці К5
І
І б2
кз(К5) ,
Х2 2
сум(К5) Rсум(К5)
5,5
Ікз(К5) 4,15кА.
1,1852 0,5952
Хсум(К5) Хс Хпл Хтр Хл3 ,
Хсум(К5) 0,063 0,007 1,05 0,065 1,185 ;
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 66
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Rсум(К5) Rпл Rл3 ,
Rсум(К5) 0,046 0,549 0,595
Ударний струм короткого замикання в точці К5 визначаємо за виразом:
іуд(К5) 2 Ікз(К5) куд(К5) ,
іуд(К5) 2 4,15 1,02 5,93кА.
R
сум(К5)
3,14( )
Х
куд(К5) 1 е сум(К5) ,
0,595
3,14( )
куд(К5) 1 2,718 1,185 1,02.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1.
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Точкак.з Хк, в.о. Rк, в.о. Zк, в.о. Ік.з. кА іуд. кА
К1 0,07 0,046 0,08 5,98 8,62
К2 1,12 0,046 1,12 4,91 6,88
К3 1,192 1,586 1,98 2,77 4,11
К4 1,188 1,146 1,65 3,33 4,86
К5 1,185 0,595 1,33 4,15 5,93
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ
Для розрахунку струму однофазного замикання на землю приймаємо
електричну схему трансформатора 110/10 кВ і складаємо схему заміщення
(рисунок 6.3 а; в) з струмом короткого замиканням в точці А. На базі цих схем
приводимо схему нульової послідовності (рисунок 6.4). Розрахунок ведемо у
відносних одиницях.
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної ліні визначаємо через
опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n, величина якого
залежить від конструктивного виконання лінії, згідно виразу
хл0 n xпл, (6.11)
де n - коефіцієнт вибирається залежності від типу монтажу лінії, n=3,5 для
одноланцюгової лінії без тросів.
хл0 3,5 0,023 0,08 .
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 67
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
А
Sк.з
а).
А
Хс Хл Хтр1 Хтр2
в).
Рисунок 6.3 – Електрична схема і схема заміщення для розрахунку
однофазного КЗ
А
Хс0 Хл0 Хтр1 0 Хтр2 0
Uл 0
Рисунок 6.4 – Схема для розрахунку опору нульової послідовності
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від схеми
з’єднання обмоток трансформатора - при схемі з’єднання зірка з нульовим
виводом-трикутник (рисунок 6.4) мають ті ж значення, як і прямої послідовності.
Однофазний струм короткого замикання на шинах 110 кВ заводської
підстанції визначаємо через трифазний струм КЗ
S1
к k S3
к , (6.12)
де к – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ, від шин районної
підстанції, 0 k 1,5 , при КЗ, у віддаленій точці (поблизу трансформатора
ГПП) k=1,5.
S1к 1,5 1600 2400 кВА.
Струм однофазного к.з., на шинах підстанції визначаємо виразом
S1
I1 к
kc ,
3 U1
де U1 - номінальна напруга на шинах підстанції, U1=110 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 68
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
1 2400
Ikc 12,6 кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи ( xco у відносних одиницях) визначаємо
з виразу
I1кc 3 1
;
Iб xc1 xc2 xco
з цього виразу находимо xС0
3 1 І
хсо
б х х
(1) с1 с2 ,
Ікс
де хс1, хс2 – відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи,
хс1 хс2 хс .
3 15,5
хсо 0,063 0,063 1,18 .
12,6
Згідно з рисунком 1.3 визначаємо результативний опір схеми нульової
послідовності для однофазного струму к.з, як паралельне з’єднання двох гілок
хо хсо хло хтр1о хтр2о
(1,18 0,08) (1,66 1,66)
х0 0,9 .
(1,18 0,08) (1,66 1,66)
Струм однофазного к.з., у віддаленій точці визначаємо за виразом
І1
3 1 Iб
kA1 ;
хрез1 хрез2 хо
хрез1 хрез2 хс1 хл1 ;
хрез1 хрез2 хс1 хл1 0,063 0,023 0,085 ,
(1) 3 15,5
ІkА1 15,2 кА.
0,085 0,085 0,9
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 69
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
В розділи приводяться дані, які стосуються конструкції та особливості
компоновки як самої комплектної трансформаторної підстанції (КТП), так і
розподільчих установок високої і низької напруги. Вказується область
застосування КТП, основні вимоги до місць встановлення,характеристика
ізоляції, категорії розміщення тощо.
Приводяться основні параметри і характеристики КТП. Вказується склад
підстанції, при необхідності – особливості схеми головних кіл. Матеріали можуть
ілюструватися фрагментами розрізу підстанції (або іншими кресленнями) та
зображеннями окремих елементів підстанції.
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою
апаратурою є високовольтні вимикачі і роз'єднувачі.
Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо
обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою
таблиці 1.8, у якої в першу графу заносимо відповідні розрахункові дані, і графу
2 - відповідні каталожні дані, а графа 3 містить умови вибору апаратів.
Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії
ВГТ-110ІІ*-40/2500У1 з допустимим нижнім робочим значенням
температури оточуючого повітря - 45°С, допустимою швидкістю вітру до 40 м/с,
сейсмічності - до 9 балів та приводом пружинного типу.
Результати вибору зводимо в таблицю 7.1
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=110 кВ Uн=110 кВ Uн Uном
Iмах=56 А Iн=2500 А Ір Іном
іуд =8,62 кА Iм.м.ск.= 102 кА іу Іm.дин
Іnt =5,98 кА Iвідкл. =40 кА Іn.t Івідкл
В І2 t 1022
В І2 t 8,622 0,0352,6 к m m В І2
к t ф t
к Т T
0,035 3,57
де ІТ – нормований струм термічної стійкості апарата;
Вк – тепловий імпульс струму короткого замикання;
Im.дин – амплітудне значення повного струму електродинамічної стійкості
вимикача;
tТ – нормований час термічної стійкості апарата.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 70
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [13].
Алгоритм вибору роз'єднувача відрізняється від алгоритму вибору
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка струму
відключення.
Попередньо по номінальним даним обираємо роз'єднувач серії РГН-
110/1000 УХЛ1.
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=110 кВ Uном=110 кВ Uн Uном
Iмах=56 А Iном=1000 А Ір Іном
іуд =8,62 кА Im.дин= 80 кА іу Іm.дин
ІТ 40 кА; tТ 3 с;
Іnt =5,98 кА
2 В І2 t
ІТ tТ 4800 106 В2 с к Т T
Остаточно, по даним таблиці 1.9 обираємо роз'єднувач серії РГН-110/1000
УХЛ1, який на протязі терміну експлуатації (30 років) не вимагає технічного
обслуговування [18].
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення
Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач навантаження
вакуумний типу NEO ВВ/N10M-630A з вбудованим електромагнітним приводом
[13].
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=10 кВ Uном=10 кВ Uн Uном
Iмах(ввід)=587,1 А Iном=1000 А Ір Іном
іуд =6,88 кА Im.дин= 52 кА іу Іm.дин
Іnt =4,91 кА Iвідкл. =20 кА Іn.t Івідкл
2 І
2 Т 20 кА; tТ 3 с;
Вк Іt tф 6,88 0,12 5,68 2
І2
Т tТ 6 2 Вк ІТ t1200 10 В с T
При розрахунках розрахункового струму ввідного вимикача 10 кВ значення
Ір визначаємо за співвідношенням
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 71
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
S
І розр
мах(ввід) ,
3 10,5
10665
Імах(ввід) 587,1 А.
3 10,5
При розрахунках розрахункового струму секційного вимикача 10 кВ
значення Ір визначаємо за співвідношенням
0,5 S
І розр
мах(секційний) ,
3 10,5
0,5 10665
Імах(секційний) 293,5 А.
3 10,5
Попередньо по номінальним даним обираємо секційний вимикач
вакуумний типу NEO ВВ/N10M-630A з вбудованим електромагнітним приводом
[13].
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=10 кВ Uн=10 кВ Uн Uном
Iмах(секційний)=587,1 А Iн=630 А Ір Іном
іуд =6,88 кА Iм.м.ск.= 52 кА іу Іm.дин
Іnt =4,91 кА Iвідкл. =20 кА Іn.t Івідкл
В І2 t 522
Вк І2
t tф 6,882 0,125,68 к m m Вк І2
Т tT
0,12 324,4
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, згідно ПУЕ (розділ 1.6.6 – 1.6.8), вибираємо за
номінальною напругою, первинному та вторинному струмам, за родом
встановлення, конструкції, класу точності та перевіряємо на термічну стійкість
при короткому замиканні таблиця 6.1.
Попередньо обираємо трансформатор струму напругою 10 кВ типу ТШЛП-
10К
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 72
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 7.5 – Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн=10 кВ Uном=10 кВ
Iмах(ввід)=587,1 А Iном=1000 А
ідин kдин 2 Іном1
іуд =6,88 кА
30 1,4 1000 кА=42 103 кА
2 2 ІТ 31,5 кА; tТ 4 с;
Вк Іt tф 6,88 0,12 5,68
І2
Т tТ 3969 106 В2 с
Номінальний струм вторинної обмотки I2Н =5 А, допустима потужність S2Н
вторинної обмотки при cos = 0,8 клас точності 0,5 складає 15, ВА.
Сумарний опір приладів, Ом:
ΣS прил
rприл , (7.1)
I 2
2Н
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної та
реактивної енергії та ін.),Sприл7 (ВА).
7
rприл 0,28 .
52
Опір контактів rк 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів, Ом:
S I2
r 2 Н 2 Н (rприл rк )
, (7.2)
пров I2
2 Н
15 52 (0,28 0,1)
rпров 0,22.
52
Довжина проводів lпров 25 м.
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp lпров25 м.
Переріз з'єднувальних проводів, мм2:
l ρ
F p
пров . , (7.3)
rпров .
25 0,02
Fпров 2,27.
0,22
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 73
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом F 2,5 мм2 .
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф .
rпров.ф rприл. rн 0,6 Ом,
0,2+0,28=0,48<0,6.
Якщо виконується умова тоді обраний трансформатор струму забезпечить
допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМИ–10–66УЗ. Розрахунок навантаження
основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
Потужність, що
Кількість cosφ споживається
Прилад Тип споживається
котушок
котушкою, Вт tgφ P, Q, S,
Вт вар ВА
Вольтметр ЕВ0302 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028
Лічильник СЛ -7000 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048
Всього: - - 3 - 0,048 0,061 0,077
Так як номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі
точності 0,5 S2H 120 ВА більше ніж Sф 0,077ВА, трансформатор напруги
буде працювати з допустимою похибкою.
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання, згідно ПУЕ (розділ 1.4.16 – 1.4.18), визначаємо за
співвідношенням [2]:
l tпр 4860 0,2
Fmin 25,7 мм. (7.4)
С 83
де tпр – приведений час дії струмів КЗ, А;
tt∞ – ударний струм КЗ, що діє на вибраний нами відрізок лінії, кА;
С – коефіцієнт, що відповідає різниці теплоти, яка в провіднику після і до
короткого замикання (для кабелів з алюмінієвою жилою С = 85 ).
Приведений час можна визначити по виразу
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 74
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
tпр=tзах+tвідкл=0,08+0,12=0,2 с.
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії вимикаючої апаратури, с.
Розглянутий нами відрізок кабельної лінії (ГПП-ТП2), що має переріз F=35
мм2 повністю задовольняє умовам термічної стійкості, під час дії ударних струмів
к.з.
Аналогічно виконуємо перевірку інших відрізків високовольтних кабельних
ліній, що застосовуються в нашій роботі.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 75
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1000 В,
з якої найбільш поширена – напруга 380 В.
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори:
– вимоги до надійності електропостачання і резервування,
– режими роботи електроприймачів,
– розміщення їх по території цеху,
– номінальні струми та напруги,
– вплив мікроклімату виробничих приміщень.
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
За способами ізоляції мережі діляться на дві групи: такі, що виконані
голими проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і такі, що виконані
кабелями і ізольованими проводами (електропроводки).
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного призначення та
конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способів їх виконання
здійснюється при проєктуванні на основі вивчення технології виробництва, умов
оточуючого середовища, вимог електробезпеки та пожежної безпеки згідно ПУЕ.
У цьому підрозділі бакалаврської роботи на основі всебічного аналізу і
виявлення основних визначальних факторів (таких, як, наприклад розміщення
технологічного обладнання на плані цеху, надійність електропостачання
електроприймачів, характер навантаження та її розподіл по площі цеху та багато
інших) вибирається конкретний вид схеми. Кожний вид схем має свою найбільш
доцільну область застосування.
На рисунку 8.1 приведена проста радіальна схема цехової електричної
мережі.
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 76
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми живлення
використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше розповсюдженні
змішані схеми, але для конкретного випадку саме така «рафінована» схема може
виявитися найбільш раціональною.
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
На промислових заводах близько 10% енергії, що споживається,
витрачається на електричне освітлення.
Правильне виконання освітлювальних установок сприяє раціональному
використанню електроенергії, поліпшенню якості продукції, знижує
втомлюваність працівників, зменшує кількість аварій та випадків травматизму.
Проєктування освітлювальних установок складається з світлотехнічної та
електричної частин [9].
В світлотехнічній частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічаються найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні характеристики
освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Першим етапом проєктування системи освітлення об’єкту є його аналіз,
необхідний для отримання повного уявлення про об’єкт освітлення. На другому
етапі обирається вид і система освітлення.
Норми освітлення побудовані на основній класифікації робіт, основною
ознакою яких є найменший розмір об’єктів, шинопроводів розрізняти в
залежності від розряду робіт, що виконуються; коректуються рівні освітленості,
якісні показники освітлювальних установок (показник засліпленості
(дискомфорту), пульсації освітленості, передача кольору, нерівномірність
розподілу освітленості) [9].
Світлотехнічна частина проєкту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням можливих
обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проєктуванні світлотехнічної частини слід також враховувати умови
експлуатації освітлювальної установки.
Штучне освітлення проєктується двох видів: загальне і комбіноване, коли
до загального додається місцеве освітлення робочих місць. Якість і економічність
освітлювальних установок залежить від правильності вибору системи освітлення.
Систему загального освітлення застосовуються для освітлення всього
приміщення, в тому числі і робочих поверхонь. Загальне освітлення може
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним розміщенням
світильників під стелею освітлюваного приміщення. Освітлення з рівномірним
розміщенням світильників застосовують, якщо в виробничих приміщеннях
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 77
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
технологічне устаткування розміщене рівномірно по всій площі з однаковими
умовами зорової роботи і необхідно забезпечити рівномірне освітлення. Якщо в
приміщеннях є робочі поверхні, що вимагають різних умов освітлення, то для
створення на них необхідної освітленості світильники розміщують локалізовано,
залежно від розміщення робочих поверхонь або виробничого устаткування.
Локалізоване освітлення необхідно передбачати в приміщеннях із
стаціонарним крупним устаткуванням (венткамери, пічні відділення тощо), у
приміщеннях, де робочі місця розміщені групами, зосереджені на окремих
дільницях, а також у приміщеннях, на різних дільницях яких виконуються роботи
різної точності, що вимагають неоднакових рівнів освітленості.
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого) застосовують у
приміщеннях з точними зоровими роботами, які вимагають високого ступеня
освітленості. Освітленість робочих місць, що створюють світильники загального
освітлення при комбінованій системі, має становити 10% від нормованої для
комбінованого освітлення. Використання в приміщеннях тільки місцевого
освітлення нормами заборонено.
За функціональним призначенням електричне освітлення поділяють на
робоче, аварійне і спеціальне (чергове), охоронне, вказівне.
Робоче освітлення влаштовують в усіх приміщеннях. Воно створює на
робочих поверхнях нормовану освітленість.
Аварійне освітлення необхідне там, де при раптовому вимиканні робочого
освітлення можливі вибух або пожежа, масовий травматизм, тривале порушення
технологічного процесу, а також порушення роботи відповідних об’єктів
(водопостачання, вузли зв’язку, пожежні пости, електрощитові і т. 78тощо.). Це
освітлення називають аварійним освітленням для продовження роботи, воно має
створювати на робочих місцях 5% нормованого робочого освітлення при системі
загального освітлення, але не менш як 2 лк.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок освітлення цеху може проводиться методом світлового потоку
(методом коефіцієнту використання), або іншим відомим методом. Для прикладу
нижче приведено розрахунки методом світлового потоку:
к Е
Ф з min S z , (8.1)
N
де кз– коефіцієнт запасу, визначається за довідником [9];
Еmin – мінімальна освітленість, лк;
S– площа освітлювального приміщення, м2;
E
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z cp 1,11,15 ;
Emin
N – прийнята кількість світильників, шт.;
– коефіцієнт використання світлового потоку.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 78
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається по довідковим
таблицям в залежності від типу прийнятого світильника, коефіцієнтів відбиття від
поверхонь приміщення і від індексу приміщення “і”, останній визначається за
виразом
A B
i , (8.2)
(A B) h
де А, В, h – відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу світильника,
м.
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника не
повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не перевищувати
більше ніж на 20 % розрахункового значення. В противному разі змінюється
кількість світильників і розрахунок повторюється.
Приймаємо е Lв / h 1, тоді отримаємо відстань між світильниками
Lв е h. (8.3)
Розраховуємо кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад
розміщення світильників приведений на рисунку 8.2.
Після прийняття схеми розміщення світильників проводиться перевірка
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу
n
Фсв ei
Е i1 , (8.4)
1000 к3
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника, лм;
– коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників, 1,11,2;
n
e – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових ізолюкс,
i
i1
лк;
n – кількість врахованих світильників.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 79
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.2 – Приклад розміщення світильників цеху:
hc – відстань від стелі до світильника, Lв – відстань між світильниками,
l – відстань від крайнього ряду до стіни; Lа – відстань між рядами
Виконаємо розрахунок освітлення цеху методом світлового потоку.
Виходячи із розряду зорової праці, згідно ПУЕ (розділ 6.1.1 – 6.1.11), по нормам
освітленості [9] визначаємо освітленість системи загального освітлення цеху
Ен 200 лк.
К з Еmin S zFp , (8.5)
N Кв
де Кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [9];
Emin – мінімальна освітленість, лк;
S – площа освітлювального приміщення, м2;
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z=1,1 – 1,15;
N – прийнята кількість світильників, шт;
Кв – коефіцієнт використання світлового потоку.
З таблиці 10.4 [9] приймаємо λе=Lв/h=1, тоді отримаємо відстань між
світильниками
Lв λе h, (8.6)
Lв 15,8 5,8 м.
Приблизну кількість світильників визначаємо за виразом
A B
N , (8.7)
L2
в
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 80
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
60 50
N 89
5,82 шт.
Коефіцієнт використання світлового потоку визначаємо по довідниковим
таблицям [22], в залежності від прийнятого типу світильника, коефіцієнтів
відбиття, від поверхонь приміщень і від індексу приміщення, що визначається за
виразом
А В
і ,
h(А В)
(8.8)
60 50
і 4,7.
5,8 (60 50)
де h – висота підвісу світильника, м.
1,6 200 3000 1,1
Fp 16253,6 лм.
89 0,73
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймаємо
світильник типу ПВЛМ з чотирма лампами Feron типу LB-65, Рл=0,065 кВт, що
має світловий потік Фл=4400 лм. Загальний світловий потік від світильника буде
становити Фсв=17600 лм.
Обрані лампи за світловим потоком відрізняється від розрахункового на
F
% cв Fр 16253,6 17600
100% 100% 7,7% (8.9)
Fр 17600
що є допустимо.
Згідно результатів проведеного розрахунку ми можемо зробити висновки,
що встановлена в приміщенні цеху світлова арматура загального призначення з
лампами типу LB-65 в повній мірі задовольняє вимогам СНіП ІІ-4-79, що до
загальних вимог освітленості в робочій зоні цеху.
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Відповідно до ПУЕ для живлення світильників загального освітлення
повинна застосовуватися напруга не вище 380/220 В змінного струму при
заземленій нейтралі і не вище 220 В змінного струму при ізольованій нейтралі і у
мережах постійного струму.
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище 220В,
що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від висоти їхньої
установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У приміщеннях з
підвищеною небезпекою і особливо небезпечних при установці світильників
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 81
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
загального освітлення з лампами розжарювання на висоті менше ніж 2,5 м при
відсутності спеціальної конструкції світильника (що виключає доступ до лампи
без застосування інструмента) використовується напруга не вище 42 В.
Світильник з люмінесцентними лампами на напругу 127–220 В
допускається встановлювати на висоті менше ніж 2,5 м від підлоги за умови
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових, натрієвих ламп, розрахованих на
напругу 380 В, і пускорегулюючих апаратів для газорозрядних ламп, що мають
спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з послідовним з’єднанням ламп),
застосовується напруга не вище 380 В, у тому числі фазна напруга системи
660/380 В із заземленою нейтраллю при дотриманні наступних умов:
- введення у світильник чи ПРА має виконуватися проводом або кабелем з
мідними жилами і ізоляцією, розрахованою на напругу не менше, ніж 660
В;
- забороняється вводити у світильник двох чи трьох проводів різних фаз
системи 660/380;
- нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою застосовуваної
напруги «380 В» при установці світильника в приміщеннях підвищеною
небезпекою і особливо небезпечних;
- забезпечення одночасного відключення усіх фазних проводів, що
вводяться у світильник; це стосується і багатолампових світильників
системи 380/220 В, за винятком світильників, які встановлюються в
приміщеннях без підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В в приміщеннях без
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною небезпекою і
особливо небезпечних. Допускається застосування напруги до 220 В для
світильників спеціальної конструкції: тих, що являються складовою частиною
аварійного освітлення, під’єднаного до незалежного джерела живлення; тих, що
встановлюються у приміщеннях з підвищеною небезпекою (але не особливо
небезпечних).
Для місцевого освітлення допускається застосовувати світильники з
люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В за умови неможливості
випадкових доторкань до їх струмоведучих частин. Застосування
люмінесцентних ламп місцевого освітлення в сирих, особливо сирих, жарких і
приміщеннях з хімічно активним середовищем допускається тільки в арматурі
спеціальної конструкції.
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в приміщеннях
з підвищеною небезпекою й особливо небезпечних має застосовуватись напруга
не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах – не вище 12 В.
Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати:
- необхідний рівень надійності живлення;
- регламентовані рівні напруги і постійність напруги джерела живлення;
- простоту і зручність експлуатації;
- економічність установки.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 82
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
У більшості випадків освітлювальні навантаження живляться від силових
цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ із заземленою нейтраллю
вторинної обмотки.
Використання самостійних освітлювальних трансформаторів обмежується
випадками, коли характер силового навантаження не дає можливості забезпечити
необхідну якість напруги, коли використовується для силових навантажень
напруга вище 380 В і коли система напруг 380/220 або 220/127 В неприпустима
для освітлювальної установки за умовами безпеки.
В освітлювальних мережах розрізняються лінії живлення та групові лінії.
Лінія живлення з’єднує джерело живлення з груповими щитками освітлення.
Групові лінії слугують для приєднання світильників до групових щитків.
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати захисту на
кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ струм захисних апаратів на
групових лініях не повинен перевищувати 25 А за винятком ліній, що живлять
лампи розжарювання одиничною потужністю 500 Вт і більше або газорозрядні
лампи потужністю 125 Вт і більше; у цьому випадку струм захисного апарата не
повинен перевищувати 63 А.
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рис. 8.3). Радіальні схеми використовуються при
високих навантаженнях групових щитків (близько 100–200 А) і забезпечують
більш високу надійність живлення. Магістральні схеми дозволяють
заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на розподільчих пунктах,
однак мають меншу надійність живлення. Змішані схеми одержали найбільше
поширення через їхню гнучкість.
Рисунок 8.3 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок:
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Для здійснення живлення освітлювальних установок обираю радіальну
схему для забезпечення високої надійності живлення.
Систему аварійного освітлення планується живити перехресним способом,
тобто від іншого трансформатора по відношенню до трансформатора робочого
освітлення (рисунок 8.4).
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 83
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.4– Схема живлення освітлювальних установок від
двотрансформаторної підстанції
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на
підставі світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості
світильників, тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА:
��роз = кп ∙ кдод ∙ ��ном , (8.10)
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, для ламп LB-65 кдод = 1,12 [9].
Згідно коефіцієнт попиту для дрібних будівель виробничого характеру
складає кп = 1,0.Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок
мережі аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
��роз = 1 ∙ 1,12 ∙ 0,26 = 23,1 кВт.
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за допустимим
струмом навантаження
Провідники освітлювальної мережі повинні задовольняти вимоги у
відношенні гранично допустимого нагрівання при нормальних режимах роботи.
Нагрівання провідників викликається проходженням по них електричного
струму.
Межі нагрівання суворо нормуються ПУЕ, при цьому кожному перерізу
проводу або кабелю в залежності від його конструкції і способу прокладання
відповідає допустимий нормований струм (Iдоп, А).
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 84
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
У практичних розрахунках користуються готовими таблицями з
допустимими тривалими навантаженнями, що нормовані ПУЕ і нормативною
документацією.
Зазначені таблиці складені для визначення температурних режимів повітря
і землі, що складають відповідно +25°С та +15°С. Якщо фактичні температури
відрізняються від табличних, користуються коефіцієнтами перерахунку, що
наведені в ПУЕ.
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є:
��доп > ��роз,
де ��роз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі.
Розрахунковий струм для трифазних мереж визначається за виразом:
��роз ∙ 10 ��роз ∙ 10
��роз = = , (8.11)
√3 ∙ �� ∙ cos �� 3 ∙ ��ф ∙ cos ��
л
де ��роз – розрахункова потужність, кВт;
��ф, ��л – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cos �� – коефіцієнт потужності, для ламп типу LB-65 – cos �� = 0,9.
23,1
Іроз 47,3 А.
3 0,38 0,9
Визначений показник струму використаємо для вибору кабельно-
провідникової продукції та комутуючого обладнання.
8.2.4 Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги
Даний метод розрахунку передбачає забезпечення допустимих рівнів
напруг на джерелах світла.
Зниження напруги щодо номінальної пов’язане зі зменшенням світлового
потоку світильників і, як наслідок, рівнів освітленості на робочих місцях.
Збільшення напруги щодо номінальної пов’язане з додатковою витратою
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо
важливе для ламп розжарювання.
Відповідно до ДСТУ СОУ НЕК 03.120.4-14:2021 напруга в найбільш
віддалених лампах внутрішнього освітлення промислових підприємств, а також
прожекторних установок зовнішнього освітлення повинна бути не нижча
97,5%Uном, а в найбільш віддалених лампах аварійного і зовнішнього освітлення,
виконаного світильниками – не нижча 95%Uном.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 85
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
У мережах 12–42 В допускаються втрати напруги до 10% Uном, якщо
рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша напруга ламп не повинна
перевищувати 105%Uном.
На затисках газорозрядних ламп напруга не повинна бути нижчою 90%Uном,
на інших лампах – не нижчою 88%Uном.
Величина допустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від
джерела живлення до найбільш віддаленої лампи повинна складати:
∆��м = ��хх − ∆��тр − �� ,
де ∆��м – допустима втрата напруги в мережі;
��хх – напруга неробочого ходу трансформатора (на 5% вища від
номінальної);
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі;
�� – мінімально допустима напруга на затисках лампи.
Розрахунок допустимої величини втрати напруги в освітлювальній мережі
в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися і в
іменованих одиницях (вольтах).
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається за виразом:
∆��тр = �� ∙ �� ∙ cos �� + �� ∙ sin �� , (8.12)
де �� , �� – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (��КЗ), %;
cos �� – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
�� – коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення розрахункового
навантаження трансформатора до його номінальної потужності).
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (%) визначаються за виразами:
100 ∙ ��КЗ
�� = ; (8.13)
��ном.тр
�� = ��КЗ − ��а , (8.14)
де ��КЗ – втрати потужності короткого замикання трансформатора, Вт;
��ном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без урахування
індуктивного опору провідників.
100 ∙ 8,5
�� = = 1,4 %;
630
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 86
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
�� = 5,5 − 1,4 = 5,32 %;
∆��тр = 0,87 ∙ (1,4 ∙ 0,9 +5,32 ∙ 0,44) = 3,1 %;
∆��м = 105 − 3,1 − 95,2 = 6,7 %.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається за виразом:
��
∆�� = , (8.15)
�� ∙ ��
де �� – момент освітлювальногонавантаження, кВт∙м;
�� – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника [13];
�� – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими
співвідношеннями.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для кожної
окремої ділянки:
�� = �� ∙ �� , (8.16)
де �� – відстань між лініями живлення світильників;
�� – потужність лінії.
Рисунок 4.1 – Схема підключення світильників
�� = �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� ;
�� = 6 ∙ 0,26 + 12 ∙ 0,26 + 18 ∙ 0,26 + 24 ∙ 0,26 + 30 ∙ 0,26 + 36 ∙ 0,26 + 42 ∙ 0,26
+ 48 ∙ 0,26 + 54 ∙ 0,26 = 70,2 кВт ∙ м;
70,2
∆�� = = 0,08 %.
54 ∙ 16,8
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 87
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
От же умова виконується, втрата напруги у найбільш віддаленій точці
перевищує 5%. Тому ми встановлюємо щиток освітлення в безпосередній
близькості від КТП і першої лінії освітлювальної мережі.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шинопроводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1 кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової
електричної мережі, номінальна напруга мережі Uном , результати розрахунку
навантаження цеху.
Для мереж напругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів короткого
замикання.
В цьому підрозділі необхідно визначити мережі та її елементи, що не
підлягають перевірці на економічну густину струму. Їх треба окремо
проаналізувати та обов’язково вказати ( у вигляді переліку або таблиці).
Вибір перерізу провідників здійснюється за таблицях [13] або згідно
технічної документації на них (що є більш прийнятним) . При цьому повинна
виконуватися умова
Ipоз Iдоп , (8.17)
де Iдоп – допустимий тривалий струм навантаження в кабелі, проводі и шині для
даного перерізу згідно ПУЕ.
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.3.12-1.3.15 і 1.3.22 ПУЕ, слід застосовувати
коефіцієнти, наведені в таблиці 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху слід також враховувати за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно ПУЕ.
Обраний переріз провідника по умовам нагріву довготривалим струмом
необхідно перевіряти за нагрівом струмом післяаварійного режиму відповідно до
схеми цехової мережі. Отримані дані заносяться у таблицю.
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів кабелів,
проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні забезпечувати
допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що нормуються стандартом
по якості електроенергії. Для кожної ділянки цехової мережі за розрахованим
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 88
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
півгодинним максимумом навантаження і значенням максимального пускового
або пікового струму вибирається переріз провідника, а також тип і значення
уставок апаратів захисту від ненормальних режимів в мережі: тривалих, не
передбачених перевантажень мережі і коротких замикань.
Вихідними даними для проведення розрахунків є:
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів захисту;
– Uном мережі;
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки мережі
Рmax ;
– пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми;
– номінальні потужності ЕП.
Вибір перерізу провідника пов’язаний з вибором апаратів захисту, тому
вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів виконується
спільно.
Потрібно врахувати вимоги ПУЕ щодо особливості вибору перерізу
провідників для мереж напругою до 1 кВ, а саме: акцентувати на те, які вимоги
та умови є визначальними – економічні, нагрів провідників, їх механічна
міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів КЗ.
Вказати, які силові мережі до 1 кВ згідно рекомендацій ПУЕ не підлягають
розрахунку по економічної густини струму.
Вказати, чи враховується фактор економічної густини струму зв’язку зі
спільним живленням силового та освітлювального навантажень
Вибір перерізів провідників за технічними умовами включає:
– вибір за умовою теплового нагрівання;
– за їх пропускною спроможністю та умовами захисту;
– за втратами напруги;
– за термічною стійкістю до струмів КЗ;
– механічну міцність;
– за умовою виникнення корони.
Необхідно оцінити вплив і врахування цих факторів при виборі
перерізу для кабельних і повітряних ліній, так як перелічені фактори по -
різному впливають залежно від номінальної напруги, конструктивного виконання
(кабель, шинопровід), призначення мережі (силова, рухливих ЕП, освітлювальна
тощо). Тому рішення слід приймати для кожного конкретного випадку на підставі
вимог і довідкових даних ПУЕ та інших нормативних документів.
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами нагріву
та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам щодо
гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а й
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих нерівномірностей
розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При перевірці на нагрів
приймається півгодинний максимум струму, найбільший з середніх півгодинних
струмів даного елемента мережі.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 89
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи електроприймачів
в якості розрахункового струму для перевірки перерізу провідників по
нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить від відповідного
режиму (повторно-короткочасний, короткочасний, тривалий).
Вимоги для нормальних навантажень та післяаврійних перевантажень
стосуються кабелів і встановлених на них з’єднувальних та кінцевих муфт й
окінцевань.
Основною умовою вибору перерізу провідників є величина нагрівання їх
електричним струмом у нормальному, форсованому та аварійному режимах.
Якщо температура нагрівання перевищить допустиму, то залежно від величини
перевищення й тривалості часу, елемент може бути пошкоджений, що
спричинить порушення нормальної роботи системи, а в гіршому випадку
(загоряння ізоляції) може привести до пожежі. Тому для всіх видів провідників та
умов їх застосування головним у виборі перерізу є нагрівання, яке визначається
двома ефектами теплового впливу: максимально допустимою температурою та
тепловим зносом ізоляції для даного режиму й класу ізоляції.
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням,
використовують сумарний вплив на строк служби провідника максимальної
температури і тривалості зносу ізоляції за розглянутий період. При різких піках
навантаження більшу небезпеку становить можливість перевищення
максимально допустимої температури. Якщо графік навантаження рівномірний,
більшу вагу має складова теплового зносу ізоляції.
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму ( Іmax або Іроз ), від того, чи потрібно захищати мережу від
перевантаження чи ні, від температурних умов навколишнього середовища,
характеру приміщення і типу ізоляції провідника. Перш за все необхідно вибрати
марку провідника, визначитися з умовами його прокладки і потім виконувати
розрахунок.
Мінімально допустимий переріз провідника – такий переріз, при якому
провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює максимальній тривало
допустимій Qтр. доп , нагрівається струмом КЗ до гранично допустимої
температури за умовами термічної стійкості.
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне струмове
навантаження за півгодинний інтервал часу Imax Ipоз , обчислене за формулою
P
I роз
pоз = (8.18)
3 Uном cosφ
Вибір перерізу провідників виконується за таблицями гл.1.3 ПУЕ «Тривало
допустимі навантаження», при цьому повинна бути виконана умова
Imax Ipоз Iдоп , (8.19 )
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 90
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
де Ідоп – тривало допустимий струм навантаження на проводи, кабелі та шини
для даного перерізу за ПУЕ (або технічними характеристиками конкретних
виробів).
При прокладанні декількох кабелів і більше чотирьох проводів в одній
трубі, траншеї, лотку, коробі і т.п. в розрахункову формулу (8.14) вводиться
коефіцієнт Кпрокл , поправочний коефіцієнт на умови прокладки проводів і
кабелів
I
І max
доп . (8.20)
Кпрокл
Згідно ПУЕ допустимі тривалі струми для кабелів, які прокладають у
блоках, слід визначати за емпіричною формулою
Iдоп.бл a bc Iдоп , (8.21)
a, b, c – поправочні коефіцієнти (табл. ПУЕ)
Поправочні коефіцієнти застосовуються до груп однотипних проводів і
кабелів, що мають однакову допустиму температуру нагрівання.
За відсутності спеціальних вимог необхідно виконувати такі вказівки:
Площа поперечного перерізу нейтрального провідника повинна бути,
принаймні, рівною площі поперечного перерізу лінійних провідників у наступних
випадках:
– в однофазних двопровідникових колах, незалежно від площі поперечного
перерізу провідника;
– в багатофазних колах, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників - менше або дорівнює 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію;
– в трифазних схемах, де частка струмів третьої гармоніки і гармонік,
кратним трьом, лежить в межах від 15 % до 33 %.
Для багатофазних кіл, де площа поперечного перерізу лінійних провідників
більше, ніж 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію, площа поперечного перерізу
нейтрального провідника може бути нижче площі поперечного перерізу лінійних
провідників (звичайно не нижче 50 %), якщо виконуються одночасно такі умови:
– навантаження кола в нормальному режимі розподілено рівномірно між
фазами, третя гармоніка не перевищує 15% струму лінійного провідника;
– нейтральний провідник захищається від надструмів;
– площа поперечного перерізу нейтрального провідника – не менш 16 мм2
по міді або 25 мм2 по алюмінію.
Відносно нульових робочих провідників в чотирипровідній системі
трифазного струму ПУЕ містить наступне формулювання: вони повинні мати
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 91
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
провідність не менше ніж 50 % провідності фазних провідників; у необхідних
випадках вона має бути збільшеною до 100 % провідності фазних провідників.
Вибір струмоведучих частин
Основним завданням розрахунку цехових електричних мереж є вибір
перерізу кабелів, проводів шино проводів і захисних апаратів згідно ПУЕ (розділ
2.1.31 – 2.1.51).
Для мереж напругою до 1000 В основними вимогами, що визначають вибір
перерізу провідників, є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів
провідників, механічна міцність, втрата напруги, термічна стійкість до струмів
КЗ.
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в
цілому за співвідношенням
Р
Ір
Н , (8.24)
3 Uн cos
де Рн - номінальна потужність згідно з завданням, кВт ; Uн= 0,38кВ.
Умовами вибору ліній живлення [5, 6] є виконання співвідношення
Ір Ку.н ІН.ДОП.Л ,
де І НДОПЛ - допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
Куп - коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21 ПУЕ.
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (таблиця 1.3.3 ПУЕ), умова
прийме вид
ІН.ДОП.Л Іmax1,25 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
Р I , I , I
Назва споживача н р max. н.доп.л Марка
кВт А А А
1 2 3 4 5 6
Тельфер 17,3 32,9 41,1 50 АВВГ(3х6)+(1х4)
Гибочно-відрізний верстат 12 22 27,5 37 АВВГ(3х4)+(1х2,5)
Кромкогибочний верстат 10 18,6 23,2 37 АВВГ(3х4)+(1х2,5)
Вентилятор витяжний 5,5 9,7 12,2 19 АВВГ(4х2,5)
Конвеєр ролерний 21 37,1 46,4 50 АВВГ(3х6)+(1х4)
Зварювальний напівавтомат 18,7 31,3 39,1 50 АВВГ(3х6)+(1х4)
Перфораційний автомат 20 32,4 40,5 50 АВВГ(3х6)+(1х4)
Формувальний прес 23,4 40,9 51,1 65 АВВГ(3х10)+(1х6)
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 92
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 8.1
1 2 3 4 5 6
Прес елементів монтажу 11 19 23,8 37 АВВГ(3х4)+(1х2,5)
Вентилятор приточний 24 41,5 51,9 65 АВВГ(3х10)+(1х6)
Комресор 32 62,4 78 90 АВВГ(3х16)+(1х10)
Насос холодної води 7,7 13,6 17 19 АВВГ(4х2,5)
Насос гарячої води 8,8 16,3 20,4 37 АВВГ(3х4)+(1х2,5)
Термопласт автомат 68 111,2 139 165 АВВГ(3х50)+(1х25)
Верстат токарний 17,5 31,3 39,1 50 АВВГ(3х6)+(1х4)
Верстат фрезерний 14,6 26,1 32,7 37 АВВГ(3х4)+(1х2,5)
Верстат свердлильний 5,7 10 12,5 19 АВВГ(4х2,5)
Пила маятникова 3 5,4 6,8 19 АВВГ(4х2,5)
Верстат балансувальний 5,1 8,8 11 19 АВВГ(4х2,5)
Обертовий маніпулятор 6,2 11 13,7 19 АВВГ(4х2,5)
Зварювальний маніпулятор 18 30,4 38 50 АВВГ(3х6)+(1х4)
Складальний обертовий стіл 1,7 3,2 3,9 19 АВВГ(4х2,5)
Камера знежирення 4,2 7,7 9,6 19 АВВГ(4х2,5)
Конвеєр ланцюговий 24,8 46 57,5 65 АВВГ(3х10)+(1х6)
Фарбувальна установка 54,6 90,3 112,8 115 АВВГ(3х25)+(1х16)
Щиток освітлення ЩО 23,1 47,3 59,1 65 АВВГ(3х10)+(1х6)
Конденсаторна установка 80 121,5 152 165 АВВГ(3х50)+(1х25)
Однофазні електроприймачі
Автомат зварювальний 7,2 26,3 28,9 34 АВВГ(2х2,5)
Відрізний верстат 7,2 45,5 50,1 80 АВВГ(2х10)
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); номінального струму автоматичних
вимикачів, та струму теплових розчіплювачів, які захищають приєднанні
електроприймачі; сумарного струму Ір РП споживачів, що приєднані до РП, який
визначається за виразом
Ір.РП ІН КН ,
де Кн - коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку Кн = 0,7.
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [2], за умовами
Ір.РП ІН.ДОП
Вибрана кабельно-провідникова продукція, живлення споживачів цеху,
прокладена в кабельних каналах підлоги цеху.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 93
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної має
становити не більше 5 % Uном . Для освітлювальних мереж промислових
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від 5 до
2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення 5 % Uном .
Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту асинхронних
електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його зменшення
може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення зниження напруги
призводить до різкого зменшення світлового потоку.
Розрахунок цехової мережі за умовами допустимої втрати напруги і
побудова епюри відхилення напруги виконується для кола ліній від шин ГПП або
ЦРП до затискачів одного найбільш віддаленого від цехової ТП або найбільш
потужного ЕП для режимів максимальних і мінімальних навантажень
(визначається з добового графіка навантажень), а в випадку
двохтрансформаторної підстанції – і післяаварійного.
Як відомо, існує залежність r0 i x0 від перерізу проводів і кабелів, якою
можна скористатися при розрахунках.
Як правило у розрахунковому ланцюгу «ГПП – найбільш віддалений
потужний споживач» присутня трансформаторна підстанція ТП.
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.4.
Рисунок 8.4 – Розрахункова схема
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути не нижче 0,95 ∙ ��ном. В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах ТП не повинна перевищувати 5%
номінальної напруги, тобто �� ∙ �� ≤ 5%.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
m
U1 E
m Uтр Uм Uсп 5,
i1
де Еm – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 94
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
трансформатора, %;
ΔUтр – втрата напруги в трансформаторі, %;
n
Uм - сумарна втрата напруги в лініях до споживача, %;
i1
n- кількість послідовних магістралей до споживача;
ΔUсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
– 5% - припустиме усталене відхилення напруги згідно [11]:
U1 15 4,46 31,8 5 26,3 5.
Величину ΔUтр (%) знаходимо за виразом
S
U м
тр (Ua cos Up sin),
Sн.тр
де Sм - максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора, кВА;
Sнтр - номінальна потужність трансформатора, кВА;
100 P
U кз
a - активна складова напруги к.з трансформатора, %;
Sн.тр
U U2
p кз U2
a - реактивна складова напруги к.з трансформатора, %.
958,3
Uтр (1,34 0,95 5,3 0,31) 4,46 В.
630
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги
U2 Em кз (Uтр Uм ) Ucп 5% .
де кз = 0,3 - коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень;
+ 5 % - припустиме усталене підвищення напруги згідно [11].
U1 15 0,3 4,46 31,8 5 0,89 5.
Згідно виконаних розрахунків ми маємо можливість пересвідчитись, що
можлива зміна навантаження цехового трансформатора ні як не буде
відображатися на зміні величини потенціалу напруги у найвіддаленішого
споживача.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 95
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф та інш.).
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма внутрішніми
електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на єдиній
конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних приєднань тощо.
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб з
врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних
комплектних установок.
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ необхідно
здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність робочій напрузі і
струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі, заданому класу точності,
умовам експлуатації тощо), так і за умовами роботи в разі короткого замикання з
урахуванням термічних і електродинамічних впливів, комутаційної
спроможності.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик (кількості приєднаних електроприймачів, сумарного струму
І роз, РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). І роз, РП визначається за виразом
І роз, РП = Іном КП , (8.41)
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання
автоматичних вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом автоматичних
вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають приєднанні
електроприймачі.
Далі за довідковими даними обирається конкретний тип НКУ, вказуються
його технічні характеристики, включаючи напругу, номінальний струм, апарати
захисту тощо, у тому числі конструктивне виконання та особливості
застосування.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); номінального струму автоматичних
вимикачів, та струму теплових розчіплювачів, які захищають приєднанні
електроприймачі; сумарного струму Ір РП споживачів, що приєднані до РП, який
визначається за виразом
Ір.РП ІН КН ,
де Кн - коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку Кн = 0,7.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 96
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [2], за умовами
Ір.РП ІН.ДОП
Таблиця 8.2 – Вибір перерізу ввідних кабелів РП
Найменування РП Ір.РП ,А Іmax ,А ІН.ДОП.Л ,А Марка
1 2 3 4 5
Розподільчий пункт РП-1 191,8 239,7 240 АВВГ(3х95)+(1х25)
Розподільчий пункт РП-2 245,4 306,7 345 АВВГ(3х185)+(1х50)
Розподільчий пункт РП-3 246,7 308,3 345 АВВГ(3х185)+(1х50)
Розподільчий пункт РП-4 48,5 60,6 65 АВВГ(3х10)+(1х6)
Розподільчий пункт РП-5 254,8 318,5 345 АВВГ(3х185)+(1х50)
Розподільчий пункт РП-6 260,4 325,5 345 АВВГ(3х185)+(1х50)
Розподільчий пункт РП-7 38,8 155,2 165 АВВГ(3х50)+(1х25)
Розподільчий пункт РП-8 208,2 260,2 270 АВВГ(3х120)+(1х35)
Розподільчий пункт РП-9 196,1 245,1 270 АВВГ(3х120)+(1х35)
Розподільчий пункт РП-10 151,7 189,6 200 АВВГ(3х70)+(1х25)
Вибрана кабельно-провідникова продукція, живлення споживачів цеху,
прокладена в кабельних каналах підлоги цеху.
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання мережі до 1000В
Розрахунок струмів короткого замикання в цехових мережах, тобто
мережах напругою до 1000 В має свої особливості, які регулюються
міждержавним стандартом [15] та керуючими вказівками [13].
При розрахунку струму трифазного КЗ в установках напругою до 1 кВ варто
враховувати не тільки індуктивні й активні опори всіх елементів
короткозамкненого ланцюга, але й активні опори всіх перехідних контактів у
цьому ланцюзі (на шинах, на уведеннях і висновках апаратів, рознімні контакти
апаратів і контакт у місці короткого замикання).
Для обраної ділянки мережі 0,38 кВ розрахункова схема та схема заміщення
схема, що призначені для розрахунку струмів короткого замикання, приведені на
рисунок 8.5.
Величину струму к.з, визначаємо за виразом
І(3) U
к.з.
0 ,
3 Z
де U0 – напруга х.х вторинної обмотки трансформатора, В, U0=1,05.Uн;
Z – повний опір до точки к.з.
Для визначення трьохфазного струму к.з. в першій контрольній точці (К1),
спочатку визначимо опори елементів її схеми заміщення, згідно рисунку 8.5.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 97
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.5 - Розрахункова схема і схема заміщення прямої
послідовності частини мережі 0,38 кВ
Активну складову опору трансформатора rтр (Ом) розраховуємо за виразом
згідно [13]
Р 3
r к.з 10
тр ,
3 І2
н.тр
де ΔРкз – потужність к.з. трансформатора [13], кВт;
8,5 103
rтр 0,0031 Ом.
3 958,3
Ін.тр – номінальний струм вторинної обмотки трансформатора, А.
S
І н.тр 3
н.тр 10 ,
3 Uн
630
І 103
н.тр 958,3 А.
3 380
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 98
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Повний опір дорівнює
U U2 103
z к.з. н
тр ,
100 Sн.тр
5,5 3802 103
zтр 0,0126 Ом.
100 630
Індуктивна складова опору трансформатора
х 2 2
тр zтр rтр ,
хтр 0,01262 0,00312 0,0122 Ом.
Визначимо повний опір схеми заміщення до точки короткого замикання К1
2
Z n m
(К1) r i x
i ,
i1 i1
2 2
Z(К1) rтр rав rтс rш rпр хтр хав хтс хш ,
2
0,0031 0,00014 0,00002 0,00003 0,00008
Z(К1) 0,013.
2
0,0122 0,00008 0,00002 0,000014
Величину струму к.з, в розрахунковій точці К1 визначаємо за виразом
І(3) U0
к.з.(К1) ,
3 Z
де U0 – напруга х.х вторинної обмотки трансформатора, В, U0=1,05.Uн;
Z – повний опір до точки к.з.
І(3) 399
к.з.(К1) 18 кА.
3 0,013
Для визначення струму к.з, в розрахунковій точці К2, до опорів точки К1
додамо сумарні опори точки К2, згідно виразу
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 99
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 2
Z(К2) r(К1) rш rав rл rав rпр х(К1) хш хав хл хав ,
2
0,0033 0,0001 0,0001 0,0223 0,00017 0,00008
Z(К2) 0,0146 .
2
0,0123 0,00013 0,00025 0,0000306 0,00065
де активний rл (Ом) і індуктивний хл (Ом) опір кабельної лінії знаходимо за
l 103
виразами r л
л ,
F
де lл – довжина кабельної лінії, км;
γ – провідність матеріалу, (АL=0,032 км/Ом.мм2);
F – поперечний перетин провідника, мм2.
0,005 1000
rл 0,0223 .
32 70
хл lл х0 ,
хл 0,005 0,0000057 0,00000029.
Величину струму к.з в розрахунковій точці К2 визначаємо за виразом
І(3) U0
к.з.(К2) ,
3 Z(К2)
399
І(3)
к.з.(2) 15,7 кА.
3 0,046
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави 3.1
ПУЕ [2].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
– збільшення струму внаслідок перевантаження;
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
– збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
У підрозділі повинно бути ретельно проаналізовано і вказані всі мережі, що
захищаються від перевантаження.
Вказується окремі мережі, у яких забороняється встановлення апаратів
захисту.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 100
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Приводяться критерії, за якими допускається відмовлятися від
застосування захисту провідників від перевантаження.
Повинен бути наведений перелік мереж, що згідно ПУЕ мають бути
захищеними від перевантаження, у тому числі силові і освітлювальні мережі,
мережі всередині приміщень (залежно від способу прокладення та характеристик
ізоляції).
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Захист кабельних ліній, що живляться РП та окремі електроприймачі, як
правило, здійснюється автоматичними вимикачами.
Умовами їх вибору є вирази
Ін.т.р 1,1 Ір;
Ін.е.р 1,25 Іп;
де Ін.т.р.,Ін.е.р. - номінальний струм відповідного теплового та електромагнітного
розчіплювача, А;
Іп – пікове навантаження, Іп=(5-7.Ір), А.
При виборі типу вимикача орієнтуємося попередньо на апарати виробництва
компанії ВА . Ці автоматичні вимикачі, призначені для групового захисту
розподільчих пунктів, мають дві системи захисту — електротеплову і
електромагнітну, та виконані згідно ГОСТ 14254-96 зі ступенем захисту не нижче
ІР30.
Для автоматичних вимикачів, що виконані в стандарті DIN, струм
електромагнітного розчіплювача в залежності від характеристики (С, В чи
D)виконується співвідношення:
Ін.е.р (3...5) Ін.т.р; Ін.е.р (5...10) Ін.т.р або Ін.е.р (10...14) Ін.т.р.
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.3.
Таблиця 8.3 – Розрахунок та вибір позиційних автоматичних вимикачів 0,4 кВ
Ір, 1,1. Ір Тип І , І , І ,
Найменування обладнання н н.т.р н.е.р
А А апарату А А А
1 2 3 4 5 6 7
Тельфер 32,9 36,2 ВА47-29 63 40 500
Гибочно-відрізний верстат 22 24,2 ВА47-29 63 25 500
Кромкогибочний верстат 18,6 20,4 ВА47-29 63 25 500
Вентилятор витяжний 9,7 10,7 ВА47-29 63 13 500
Конвеєр ролерний 37,1 40,9 ВА47-29 63 50 500
Зварювальний напівавтомат 31,3 34,4 ВА47-29 63 40 500
Перфораційний автомат 32,4 35,6 ВА47-29 63 40 500
Формувальний прес 40,9 45 ВА47-29 63 50 500
Прес елементів монтажу 19 20,9 ВА47-29 63 25 500
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 101
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Вентилятор приточний 41,5 45,6 ВА47-29 63 50 500
Комресор 62,4 68,6 ВА47-100 100 80 1000
Насос холодної води 13,6 15 ВА47-29 63 16 500
Насос гарячої води 16,3 18 ВА47-29 63 20 500
Термопласт автомат 111,2 122,3 ВА88-32 125 125 1250
Верстат токарний 31,3 34,4 ВА47-29 63 40 500
Верстат фрезерний 26,1 28,7 ВА47-29 63 32 500
Верстат свердлильний 10 11 ВА47-29 63 13 500
Пила маятникова 5,4 6 ВА47-29 63 8 500
Верстат балансувальний 8,8 9,7 ВА47-29 63 10 500
Обертовий маніпулятор 11 12,1 ВА47-29 63 13 500
Зварювальний маніпулятор 30,4 33,5 ВА47-29 63 40 500
Складальний обертовий стіл 3,2 3,5 ВА47-29 63 5 500
Камера знежирення 7,7 8,5 ВА47-29 63 10 500
Конвеєр ланцюговий 46 50,6 ВА47-29 63 63 500
Фарбувальна установка 90,3 99,3 ВА47-100 100 100 1000
Щиток освітлення ЩО 47,3 52 ВА47-29 63 63 500
Однофазні електроприймачі
Автомат зварювальний 26,3 28,9 ВА47-29 63 63 315
Відрізний верстат 45,5 50,1 ВА47-29 63 32 160
Розподільчі пункти
Розподільчий пункт РП-1 191,8 211 ВА88-35 250 250 2500
Розподільчий пункт РП-2 245,4 269,9 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-3 246,7 271,4 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-4 48,5 53,4 ВА47-29 63 63 500
Розподільчий пункт РП-5 254,8 280,3 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-6 260,4 286,4 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-7 38,8 42,7 ВА47-29 63 50 500
Розподільчий пункт РП-8 208,2 229 ВА88-35 250 250 2500
Розподільчий пункт РП-9 196,1 215,7 ВА88-35 250 250 2500
Розподільчий пункт РП-10 151,7 166,9 ВА88-35 250 200 2500
Конденсаторна установка 121,5 133,7 ВА88-35 250 160 2500
Вибрані,згідно ПУЕ (розділ 1.4.19 – 1.4.22), автоматичні вимикачі
встановлені сталевих шафах силових РП, що знаходяться в безпосередній
близькості від сформованих груп технологічного електрообладнання.
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряються за захищеність за умовою:
��сх ∙ ��доп ≥ ��зах ∙ ��зах,
де ��сх – поправочний коефіцієнт; для умов цеху ��сх = 1;
��доп – тривалий допустимий струм провідника, А;
��зах – коефіцієнт захисту; для теплового розщіплювача ��зах = 1;
��зах- струм спрацьовування апарату захисту, А.
Для прикладу перевіримо лінію, для якої Ір=90,3 А, Ідоп.л=100 А.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 102
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
1 ∙ 100 ≥ 1 ∙ 100 А
Таким чином мережа захищена.
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції
Оскільки серед електроприймачів цеху, як правило, відсутні
електроприймачі, що значно впливають на якість електроенергії, то обрану
цехову мережу перевіряють на допустимі відхилення напруги у споживачів.
Хід розрахунків залежить від схемі електропостачання цеху, але в цілому
виконується в наступному порядку.
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути нижче 0,95 Uном . В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах 0,4 кВ ТП не повинна
перевищувати 5 % номінальної напруги, тобто U1 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30 % від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
згідно ДСТУ EN IEC 61000-4-11:2022
т
U1 Ет UТ Uм Uсп 5,
i1
де Ет – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
UТ – втрата напруги в трансформаторі, %;
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
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 103
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
W
U2 U 2
1 .
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі. Значення
UT , залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.7.
Таблиця 8.7
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
0 5,0 5,25
-2,5 7,5
-5,0 10 10,8
Нами проведено розрахунок втрат напруги у мережі 10 і 0,38 кВ: а саме –
п. 5.2 (Розрахунок перерізу розподільчих мереж) і п. 8.3.3 (Розрахунок
електричної мережі за втратами напруги).
Так як відхилення по напрузі нами не виявлено, то нема потреби у зміні
відгалужень трансформатора.
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного обладнання
підвищується якість систем електропостачання, надійність її роботи, зручність і
безпека обслуговування, забезпечується швидке розширення та мобільність
електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер електричних
апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення утворюються
простими у будівельному відношенні. Повністю закриті комплектні установки
можна розташовувати безпосередньо у виробничих приміщеннях без
улаштування будівельних оболонок.
На рисунку 8.6 приведена комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 104
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.6 – Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо
комплектну трансформаторну підстанцію 2КТП Харківського електротехнічного
підприємства.
Обрана двотрансформаторна підстанція 2КТП–630/10/0,4 УЗ призначена
для надійного електропостачання промислових об’єктів, має потужність
трансформаторів 630 кВ∙А, з захистом і автоматикою.
Склад підстанції 2КТПЦ-630/10/0,4-04 У3:
– Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН).
– Силовий трансформатор.
– Кожух виводів силового трансформатору.
Розподільча установка низької напруги (РУНН), що складається з
наступного обладнання:
– шафа вимикача робочого вводу;
– шафа секційного вимикача;
– шафа ліній, що відходять;
– шафа автоматизованої конденсаторної установки;
– шафа управління.
5. Шинна перемичка.
Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна трансформаторна
може бути виконана як однорядною, так і дворядною. З врахуванням
особливостей цеху, обираємо компактне дворядне виконання.
Для прикладу на рисунку 8.7 приведено загальний вид шафи секційного
вимикача, на рисунку 8.8 – загальний вид шафи управління.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 105
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.7 – Загальний вид шафи Рисунок 8.8 – Загальний вид шафи
секційного вимикача: управління:
1 – шафа секційного вимикача; 2 – відсік 1 – шафа управління; 2 – відсік збірних шин;
збірних шин; 3 – клапан розвантаження; 3 – клапан розгрузки; відсік клемного блоку;
4 – відсік клемного блоку; 5 - відсік 5 – відсік релейного блоку; 6 – відсік шинок
секційного вимикача; 6 – відсік релейного управління
блоку;
7 – відсік шинок управління; 8 – відсік шин
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії ТМ
(трансформатор масляний), що виготовляється у герметичному гофробаку і не
потребує обслуговування на протязі всього терміну експлуатації. Загальний вид
трансформатору серії ТМ приведено на рисунку 8.9.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 106
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.9 – Загальний вид трансформатору серії ТМГ
Конструкція і компоновка трансформаторної підстанції 2КТПЦ-
630/10/0,4-04 У3 приведено на графічної частини дипломної роботи.
Для нашого конкретного випадку обрана дворядна компоновка підстанції,
що більш відповідає реальним умовам цеху, для якого проєктується система
План КТП наведений на аркуші 7 (Компоновка КТП) графічної частини
випускної роботи.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 107
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Особливості проведення огляду та
технічного обслуговування електродвигунів
Профілактичні заходи, які виконуються у процесі експлуатації
електрообладнання і засобів автоматизації Системою ППР передбачається два
види заходів: технічне-обслуговування (ТО) і ремонт. В свою чергу
передбачається два вида ремонта: поточний (ПР) та капітальний (КР). ТО
виконується електромонтерами електротехнічної служби господарства або
спеціалізованих організацій згідно графіків ТО і ремонта електрообладнання з
частковою розборкою електрообладнання на місці установки. В його обсяг
входять такі операції: - перевірка параметрів по щитовим приладам; - перевірка
відсутності ненормальних шумів; - очищення від пилу і бруду; - перевірка якості
контактних з’єднань і з’єднань заземлення; - перевірка ступеня нагріву; -
перевірка відсутності заїдання рухомих елементів; - регулювання, налагодження,
усунення дрібних несправностей. Профілактична робота виконується
електромонтерами згідно графіків на місці установки. В його обсяг входять
операції ТО та такі операції: - демонтаж електрообладнання, - транспортування,
розбирання, дефектовка; - ремонт з заміною швидко ізношувальних деталей та
вузлів, збірка, фарбування; - налагодження, регулювання, транспортування; -
монтаж на місці установки.
При технічному обслуговуванні електроприводів їх огляд та контроль за
роботою проводять у строки, визначені ППТОР. Електроприводи оглядають тим
частіше, чим важче умови роботи, наприклад велика тривалість розгону
електродвигуна, часті пуски, висока температура навколишнього середовища.
Конструкція електродвигунів також може впливати на необхідну періодичність
їх оглядів. Крім того, при встановленні періодичності оглядів треба враховувати
і технічний стан електродвигунів, наприклад ступінь їх зношеності.
При огляді під час обходів електроприводів перевіряють температуру
нагрівання двигунів; стежать за вмістом їх у чистоті. Поблизу них не повинно
бути сторонніх предметів, особливо небезпечних у пожежному відношенні.
Спостерігають, щоб пуск і зупинка електродвигунів вироблялися виробничим
персоналом по інструкції й електродвигуни не працювали вхолосту.
Контролюють напругу електромережі, яке має бути в межах 95-110% від
номінального. Перевіряють в підшипниках, реостатах і пусковий апаратурі рівень
масла. Звертають увагу на справність огорож, що перешкоджають випадковим
дотикам до обертовим частинам електропривода; усувають дрібні несправності
та проводять зовнішню очистку електродвигунів.
На роботу електродвигунів істотно впливає напруга живильної мережі:
підвищення напруги мережі призводить до збільшення намагнічує струму, що
викликає перевищення гранично допустимої температури; пониження напруги
мережі зменшує момент обертання, що також викликає збільшення струму і
підвищення температури. Враховуючи це, при експлуатації електродвигунів
контролюють напруга живильної мережі.
Погіршення ізоляції обмоток при експлуатації електродвигуна з часом
може призвести до КЗ між обмотками, а також до замикань обмоток на корпус
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 108
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
електродвигунів. Для запобігання вказаних явищ і пов'язаного з ними виходу
електродвигунів з ладу опір ізоляції обмоток періодично вимірюють мега
омметром. Строки таких перевірок залежать від місцевих умов (вологості
навколишнього середовища, запиленості приміщення і т.п.), технічного стану
електродвигуна і встановлюються графіком ППТОР.
Надійна робота допоміжних електродвигунів на електростанціях визначає
надійність роботи всього енергоблоку в цілому. Експлуатаційна надійність
електродвигунів визначається конструкцією і якістю виготовлення, умовами
експлуатації, періодичністю та якістю ремонту та ін Характер пошкоджень і
причини відмов електродвигунів в процесі експлуатації визначають ступінь
надійності основних його вузлів: обмотки статора і ротора, підшипників і ін.
Використовуючи дані про відмови електродвигунів, визначають найменш
надійні елементи конструкції і розробляють заходи щодо підвищення їх
надійності та довговічності, збільшення міжремонтного періоду і т. п., а також
планують строки технічного обслуговування і ремонту, періодичність та обсяг
випробувань номенклатуру запасних частин , витрата електротехнічних
матеріалів для ремонту та ін.
Технологія і послідовність розбирання електродвигунів визначається їх
конструктивним виконанням, місцем встановлення, наявністю стаціонарних
вантажопідіймальних механізмів та інше. У залежності від конкретних умов і
обсягу робіт повна розбирання електродвигуна може виконуватися на місці його
встановлення, на ремонтній площадці, на спеціалізованій ділянці або на
ремонтному заводі.
При розбиранні електродвигуна вимірами визначають: повітряний зазор
між статором і ротором в чотирьох точках з обох боків; радіальні зазори в
підшипниках і натягу кришок підшипників на вкладиші в підшипників ковзання;
зазори по масло ловцям і ущільненнями валу; осьової розбіг ротора; збіг магнітної
осі ротора і статора ; осьової і радіальний зазори між вентилятором і дифузором;
ухил валу ротора. Результати вимірювань заносять у формуляр.
Після проведення електричних випробувань приступають до розбирання
електродвигуна. Знімають зовнішні, внутрішні щити і дифузори. У повітряний
зазор під ротор заводять лист електрокартону, розбирають опорні підшипники і
опускають ротор в розточку статора. Якщо висновок ротора на місці установки
електродвигуна утруднений або неможливий, то електродвигун демонтують і
встановлюють на ремонтну площадку. Напів муфту знімають гвинтовим або
гідравлічним знімачем, підігріваючи її при необхідності двома ацетиленовими
пальниками або гасової форсункою. При цьому відкриту частину валу
закривають вологим листовим азбестом.
Після зняття і остигання напів муфти і вала електродвигуна зачищають їх
посадочні місця і визначають натяг. Отримані дані порівнюють з даними за
кресленням підприємства-виробника або по табл.
У електродвигунах типів АНЗ, ДАЗО, А, A3 найбільш часто
пошкоджується біляча клітка (тріщини в стрижнях і їх обрив) із за ослаблення
стрижнів в пазу і порушення контакту в місцях пайки стрижня з коротко
замкненими кільцями внаслідок зростання вібрації і знакозмінних деформацій
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 109
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
стрижня. Своєчасно не виявлена тріщина, прогресуючи, призводить до надлому
стрижня, який під дією відцентрових сил згинається і обламується, ушкоджуючи
ізоляцію лобових частин обмотки статора. Внаслідок виник небалансу
збільшується вібрація електродвигуна. Тріщини і неякісні пайки стрижнів
збільшують активний опір обмотки ротора, погіршують пускові характеристики
і порушують нормальну роботу електродвигуна.
Алюмінієві короткозамкнені обмотки електродвигунів типу АНЗ
пошкоджуються через недостатню механічну міцність у зв'язку зі значним
підвищенням температури обмотки. Після заміни алюмінієвих обмоток мідними,
виконаних по рекомендації підприємства-виготовлювача, пошкоджень не
спостерігалося.
Низька надійність обмоток роторів електродвигунів типу AЗ-12-52-4 -
результат завищеного технологічного зазору між стрижнями ротора і пазами, а
також наслідок частих і важких пусків електродвигуна, що викликають значні
термомеханічні напруги в елементах обмотки. Пошкодження коротко замкнутих
роторів трапляються при включенні електродвигунів, що обертаються в момент
пуску у зворотний бік.
У електродвигунів типу АТД має місце ослаблення посадки бандажних
кілець на коротко замикаючого кільця через недостатні натягів (у порівнянні з
креслярськими) при виготовленні або ремонті бандажного вузла. Дефект
прогресує при роботі, так як бандажне кільце розбиває посадочне місце коротко
замикаючого кільця через що збільшується вібрації.
На електродвигунах типу ДАЗО-2-18-59-10У1 іноді утворюються тріщини
в місцях приварки ребер до валу ротора. Прогресуючи, ці останні розвиваються,
займаючи по окружності дугу до 340 , викликаючи різке наростання вібрації. На
електродвигуні типу АВ-8000/6000У-3 поломка вала ротора відбувається після
заклинювання гідромуфти, що з'єднує електродвигун з насосом.
Термін служби корпусних та виткової ізоляції обмоток статорів
електродвигунів 6 кВ становить 20 - 25 років. Однак у процесі експлуатації під
дією різних факторів (електричної, теплової та механічних навантажень, тертя,
вібрації, дії вологи) відбувається старіння ізоляції і термін її служби може значно
скоротитися. Вплив цих факторів залежить від місця установки, режиму роботи і
конструктивного виконання електродвигунів.
Відмова обмотки статора відбувається при роботі електродвигуна або при
проведенні профілактичних випробувань. Експлуатаційні високовольтні
випробування корпусної ізоляції обмотки статора дозволяють судити про її стан;
так як при цьому випробування виткової ізоляції не виробляються, то ремонтний
персонал не отримує даних про її стан. Утворилося виткове замикання приводить
до сильного локального нагріву і, як наслідок, до теплового пробою корпусної
ізоляції.
З підвищенням температури обмотки статора відбувається інтенсивне
старіння виткової і корпусної ізоляції. Вона втрачає еластичність і стає крихкою.
Місцеві перегріви можуть виникнути через дефекти активної сталі і неякісних
пайок. При оцінці строку служби ізоляції приймають, що для ізоляції класу В
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 110
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
термін її служби скорочується вдвічі з підвищенням температури обмотки на 10
° С.
На електродвигунах типу ДАЗО мало місце руйнування ізоляції вивідних
провідників, що з'єднують обмотку з висновками, внаслідок їх інтенсивного
нагріву через недостатнє перетину міді. Під дією підвищеної температури
ізоляція стала крихкою. Пошкодження сприяли також переміщення провідників
під дією електродинамічних зусиль (наприклад, при пусках електродвигуна)
через недостатньо жорсткого їх кріплення в корпусі статора.
Комутаційні перенапруги виникають при включенні і відключенні
електродвигунів. Внаслідок цього на ізоляцію котушок, розташованих ближче до
висновків, діє більша напруга, ніж при нормальному режимі. Пошкодження
ізоляції обмотки статора може відбуватися при тривалій роботі електродвигуна
на двох фазах.
Однофазні замикання на землю в мережі 6 кВ власних потреб також можуть
з'явитися причиною пробою ізоляції обмоток статорів декількох електродвигунів,
що живляться від цієї мережі, так як їх ізоляція виявляється при цьому під
лінійною напругою, що перевершує фазну в 1,73 рази.
До пробою ізоляції може також привести місцеве або загальне зволоження
ізоляції і наявність агресивних домішок у навколишньому середовищі: парів
кислот, лугів, масла та інше. Зволоження обмотки статора може статися через
порушення герметичності повітроохолоджувачів типу вода - повітря; появи води
на зовнішніх поверхнях трубок повітроохолоджувачів, викликаного
конденсацією парів при подачі в повітроохолоджувач занадто холодної води;.
порушення герметичності системи безпосереднього водяного охолодження;
проточок арматури тепломеханічного обладнання та сальникових ущільнень
насосів; попадання атмосферних опадів в двигун і коробку висновків; попадання
води в систему вентиляції; при гідро прибиранню приміщень.
У зв'язку з маневреністю енергоблоків, що працюють в режимах
регулювання навантаження, і з зупинився в резерв на вихідні дні значно
збільшилась кількість пусків електродвигунів власних потреб, що негативно
позначилося на стані кріплення обмотки в пазової і лобовій частинах. При пуску
електродвигунів з короткозамкненим ротором виникають поштовхи струму, в 5 -
7 разів перевищують його номінальні значення, які створюють в обмотці великі
динамічні зусилля. Ці зусилля (до 50-кратного значення номінальних)
позначаються переважно на лобових частинах обмотки статора, викликаючи їх
деформацію і поява місцевих дефектів ізоляції у вигляді тріщин. Дефекти частіше
утворюються в місцях виходу секцій з паза, де виникають найбільші механічні
напруги в ізоляції при деформації лобових частин. Ще більші електродинамічні
зусилля виникають при пусках електродвигунів з приводом, що обертається в
зворотному напрямку (наприклад, внаслідок пропусків шиберів, засувок та ін.).
Недостатньо жорстке кріплення окремих елементів обмотки статора
електродвигунів, що працюють в режимах частих пусків, призводить до втомним
пошкоджень міді провідників котушкових перемичок, висновків та інше Втомні
тріщини з'являються без помітної пластичної реформації. Аналіз численних
зламів між катушочних перемичок обмотки статора електродвигунів типу ДАЗО-
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 111
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
13-50-4, СДМЗ-20-49-60 і АНЗ-16-44-12 показує, що профіль зламу складається з
двох чітко виражених областей: однієї - з грубої шорсткої кристалічної
поверхнею, яка є втомної зоною, інший - з гладкою бархатистою поверхнею, яка
є зоною миттєвого руйнування. Одна з причин, яка сприяє цьому процесу, - зміна
структури міді внаслідок відхилення технологічного режиму пайки міді мідно-
фосфористі припоєм. Тому при перемотування обмоток статорів з використанням
старої міді (заміна корпусних та виткової ізоляції) необхідно ретельно
контролювати і оглядати вивідні кінці котушок і не допускати перепалу міді при
пайку.
Неякісний ремонт або технічно необґрунтоване збільшення міжремонтного
періоду призводить до різкого погіршення стану кріплення обмотки. У процесі
експлуатації при роботі електродвигуна в анормальних режимах можуть
виникнути незворотні деформації обмотки, що викликають великі пошкодження
і необхідність її повної перемотування із заміною ізоляції (рис. 9). Амплітуди
коливань і переміщень елементів обмотки при ослабленні її кріплення
збільшуються, що веде до подальшого ослаблення і обриву шнурових бандажів,
ослабленню і випаданню подклінових прокладок і пазових клинів, деформації
бандажних кілець, перетирання ізоляції в місцях контакту з активними частинами
і деталями кріплення.
В процесі експлуатації іноді пошкоджується корпусні ізоляція котушок у
пазової частини через неякісну шихтовки сердечника статора, якщо окремі гострі
кромки сегментів активної сталі виступають в паз при викрашування окремих
листів (особливо крайніх пакетів). Це відбувається через те, що лист магнітної
сталі, вібруючи в змінному магнітному полі, перерізає ізоляцію до міді.
Механічні пошкодження ізоляції обмотки статора відбуваються також внаслідок
попадання сторонніх предметів в двигун.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 112
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Алгоритм визначення додаткових
втрат в СЕП при зниженні якості електричної енергії
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 проєктування 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 проєктування 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
енергозберігаючих заходів та проєктів.
Техніко-економічні розрахунки виконуються при виборі:
- найбільш раціональної схеми електропостачання цехів та підприємства у
цілому;
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 113
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
- 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:
1) технічних, за якими можуть зрівнюватися тільки взаємозамінні варіанти
при оптимальних режимах роботи і оптимальних параметрах, що
характеризують кожен варіант, що розглядається;
2) 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 проєктуванні 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 і т. інш.
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.
Тема: «Додаткові втрати в системах електропостачання при зниженні
якості електричної енергії».
Вихідні дані. Від шин 10 кВ підприємства живляться високовольтні
асинхронні двигуни загальною потужністю 2000 кВт, низьковольтні – 5000 кВт,
синхронні двигуни – 2500 кВт, трансформатори цехові 10/0,4 кВ – загальною
потужністю 17500 кВА, пічні трансформатори 11000 кВА, конденсатори силові –
5500 квар; на ГПП встановлено два трансформатори 110/10 кВ потужністю 25
МВА кожен (рисунок 10.1).
Коефіцієнт несиметрії на шинах 10 кВ при роботі несиметричних
навантажень – 6 %, гармонічні складові напруги: U3 8 %, U5 3,5 %, U7 4 %,
U11 3 %.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 114
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Визначити додаткові втрати активної потужності в елементах системи
електропостачання.
Розв’язок. У разі зниження рівня якості електричної енергії відбувається
збільшення активного опору струмам вищих гармонік і зростання втрат, а також
поява додаткових втрат при виникненні струмів зворотної послідовності.
Для асинхронних двигунів додаткові втрати активної потужності
визначають виразом
2 U 2
Pа.д кад 2,41U 2
Pном , (10.1)
2
де U – коефіцієнт несиметрії напруг, що дорівнює відношенню напруги
зворотної послідовності до номінальної;
– номер вищої гармоніки;
U – відношення напруги –ї гармоніки до номінальної;
Pном – номінальна активна потужність двигуна;
кад – коефіцієнт додаткових втрат при несиметричній і несинусоїдній
напрузі.
Значення коефіцієнта кад визначається залежно від потужності двигуна: до
5 кВт – від 4,0 до 3,0; від 5 до 100 кВт – від 3,0 до 1,0; більше 100 кВт – від 1,0 до
0,4.
Для кожного діапазону визначають сумарну потужність двигунів і середнє
значення кад , а потім кад для сумарної номінальної потужності всіх асинхронних
двигунів
Р
к к н1 Рн2 Рн3
ад ад1 к
Р ад2 к
Р ад3 .
н н Рн
Додаткові втрати від несиметрії напруг для синхронних машин визначають
виразом
Р к 2
с.м. с.м. U Рном , (10.2)
де кс.м. – коефіцієнт додаткових втрат (для двигунів і генераторів з заспокійливою
обмоткою кс.м. 0,681 і без заспокійливої обмотки – 0,273; для генераторів і
синхронних компенсаторів кс .м. 1,856 і 1,31 відповідно).
Додаткові втрати в синхронних машинах від несинусоїдності напруги
мають вираз
U 2
Р
с.м. кс.м. Рном , (10.3)
2
де кс.м. дорівнює для явнополюсних двигунів і генераторів з заспокійливою
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 115
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
обмоткою 1,121 і без заспокійливої обмотки – 0,403; для генераторів і синхронних
компенсаторів – 1,767 і 1,947 відповідно.
Додаткові втрати від несиметрії і несинусоїдності напруг в силових
конденсаторах визначають виразом
Рдод Qном
tg 2
U U 2
, (10.4)
2
де Qном – номінальна реактивна потужність конденсаторної установки;
tg – тангенс кута втрат на основній частоті.
Додаткові втрати в трансформаторах, у разі несиметрії напруг і обумовлені
вищими гармоніками, визначають відповідно виразами
Р
Ртр
2
Р м
U 0 , (10.5)
U 2
кз
2 Р 1 0,05 2
Ртр Р0 U 0,607 м U 2
2 , (10.6)
2 Uкз 2
де Р0 , Рм – втрати холостого ходу і під навантаженням в симетричному
номінальному режимі;
U кз – напруга к.з., відн. од.
Невідповідність показників якості електричної енергії нормативним
значенням викликає додаткові втрати електроенергії в лініях електропередачі.
Втрати потужності в лініях пропорційні квадрату струму (обернено
пропорційні квадрату напруги). Загальні втрати потужності у разі відхилення
напруги можуть бути визначені за виразом
2
100
P P
ном ,
100 V
де Pном – втрата потужності при номінальній напрузі, кВт;
V – відхилення напруги від номінального значення, %.
Таким чином, для зменшення втрат в лініях електропередачі доцільно
підвищувати напругу.
Для ліній електропередачі при коливаннях напруги і зміні частоти має місце
незначне збільшення втрат, яким можна знехтувати.
Додаткові втрати потужності в лініях електропередач, що викликані
несиметрією і несинусоїдністю, визначають за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 116
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
P 2 2 2 3
л дод 3 І1 3 І2 1,41 І R 10 Pл ,
2
де I1 , I2 – діюче значення струмів прямої і зворотної послідовності;
I – діюче значення струму v–ї гармоніки;
R – опір фази лінії;
Pл – втрати потужності в лінії при проходженні симетричних синусоїдних
струмів, кВт.
Можна прийняти P 3 I 2 R 103
л 1 , тоді вищенаведений вираз набере
вигляду
P 2
л дод 3 І2 1,41 2 І R 103
.
2
Заходи щодо підвищення якості електричної енергії приводять до зниження
втрат потужності в лініях:
– шляхом симетрування струмів навантажень фаз:
P R 103 I 2
л.c in I 2
ik ,
2
де Iin , Iik – струмові навантаження фаз до і після симетрування
– шляхом зниження струмів зворотної послідовності I2n , I2k
Pл.o 3 R 103 I 2
2n I 2
2k ;
– шляхом зниження струмів і напруги вищих гармонік
Pл.г R 103 I 2 2
n I k ,
2
де – коефіцієнт.
Вводячи допущення, що струми зворотної і нульової послідовності
пропорційні відповідним напругам, можна записати
I2 u I ; I U I ,
U
де u
2 – коефіцієнт несиметрії напруги;
Uном
U2 – напруга зворотної послідовності;
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 117
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
U – відносне значення модуля напруги v–ї гармоніки на затискачах
споживача.
Тоді вираз додаткових втрат потужності в лінії набере вигляду
P 2
л дод 3 u 1,41 U 2 2 3
I R 10 .
2
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 118
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають при роботі
інженера-проєктувальника в електротехнічній лабораторії
В даній роботі проводиться розробка системи електропостачання
підприємства з виготовлення кондиціонерів. Подібні роботи полягають в
проведенні складних системних розрахунків. В сучасних умовах ці роботи
проводять із застосуванням комп’ютерної техніки. Робота інженера-
проєктувальника з комп’ютером пов’язана з довготривалим сидінням на одному
місці майже нерухомо перед монітором комп’ютера. Для ефективної організації
роботи спеціаліста у приміщенні електротехнічної лабораторії необхідно
проаналізувати усі небезпечні та шкідливі фактори, що можуть впливати на
працівників лабораторії під час праці.
Приміщення лабораторії розрахована на 5 постійних робочих місць.
Лабораторія має такі розміри : довжина 18 м , ширина 8 м , висота 3,5 м. Площа
кімнати становить 144 м2, об’єм – 504 м3. Це становить 28,8 м2 площі та 100,8 м3
об’єму на одне постійне робоче місце, що відповідає вимогам ДБН В.2.2.28-2010.
Важливе значення мають фактори мікроклімату в робочому приміщенні,
так як вони безпосередньо впливають на здоров’я та самопочуття працівника.
Згідно ДСН 3.3.6.042-99 нормативні значення основних факторів мікроклімату
наступні:
1. Температури повітря:
В теплий період року – 23- 25 °С (допустима – 20-28 °С). ;
В холодний період року – 22-24 °С (допустима – 21-25 °С).
2. Вологість повітря:
В теплий період року – 40-60 %;
В холодний період року – 40-60 %.
3. Швидкість руху повітря:
В теплий період року – 0,1 м/с (допустима – 0,1-0,2 м/с) ;
В холодний період року – 0,1 м/с (допустима – менше 0,1 м/с) .
Фактичні значення даних параметрів мають такі значення:
1. Температури повітря в теплий період року становить – 23-26 °С,
в холодний період року – 21-22 °С .
2. Вологість повітря має різні значення але знаходиться в
допустимих межах – 40-55 %.
3. Швидкість руху повітря як в теплий так і в холодний період
року не перевищує 0,05 м/с. Таким чином, параметри повітря як в теплий
так і в холодний період року задовольняють вимогам ДСН 3.3.6.042-99.
В лабораторії в холодний період року функціонує система централізованого
водяного опалення, яка відповідає ДБН В.2.5.67-2013 «Опалення, вентиляція та
кондиціювання». Система опалення складається з 10-ти секційних алюмінієвих
радіаторів типу «Korado», встановлених під кожним вікном.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 119
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
З вище наведених значень параметрів мікроклімату в робочому приміщенні
можна зазначити, що система опалення, яка застосовується, повністю забезпечує
належні умови праці (температуру повітря) в холодний період року.
В даному приміщенні передбачена неорганізована природна вентиляція.
Повітря просочується через нещільності у вікнах та дверях. Також здійснюється
провітрювання приміщення при відкриванні вікон та кватирок.
На робочому місці, де відбувається процес паяння, організована штучна
витяжна вентиляція, яка складається з витяжної панелі, повітроводів та
вентилятора, встановленого на даху будівлі. Функціональні параметри системи
вентиляції відповідають вимогам ДБН В.2.5.67-2013.
В приміщенні лабораторії однобічне природне освітлення з північно-
західною орієнтацією вікон. Природне освітлення здійснюється через два вікна,
розміри яких однакові і становлять 1,402,0 м. Робочі столи розташовані так, що
вікна знаходяться збоку робочих місць. Вікна обладнані шторками, які розсіюють
світло. При цьому у полі зору працюючого забезпечується оптимальне
співвідношення яскравості робочих та навколишніх поверхонь.
Найменшим об’єктом розрізнення виступає «крапка» тексту на фоні
монітора (в текстових редакторах та математичних прикладних програмах це
текст чорного кольору і білий колір робочого поля). Найменший об’єкт
розрізнення – 0,25 мм, що відповідає дуже високому ступеню точності зорової
праці. Розряд зорової праці – II, підрозряд – г. Контраст об’єкту розрізнення з
фоном - великий.
Згідно з ДБН В.2.5-28-2018 нормування природного освітлення
проводиться за допомогою коефіцієнта природної освітленості (КПО),
вираженого в відсотках, який для даного типу зорової праці складає 1,2%.
Фактичне значення КПО знаходиться в межах 40-45%. Отже, рівень природного
освітлення є достатнім.
Для темного часу доби передбачене штучне освітлення. При штучному
освітленні нормується величина освітленості в люксах (Лк), яка вибирається в
залежності від характеристик зорової праці з урахуванням найменшого розміру
об'єкта розрізнення, фону, контрасту об'єкта розрізнення з фоном.
Лабораторія обладнана десятьма люмінесцентними світильниками,
розташованими пропорційно на стелі приміщення. Кожний світильник має
чотири люмінесцентні лампи денного світла. Для даного типу зорової праці
необхідна величина штучного загального освітлення складає 300 Лк.
Фактичне значення даного параметра складає більше 320 Лк. Отже, рівень
штучного освітлення на робочому місці є достатнім відповідно до ДБН В.2.5-28-
2018 «Природне і штучне освітлення».
Інженер-проєктувальник проводить велику кількість часу поряд із
системним блоком комп’ютера, в якому вентилятор охолодження створює шум.
Це також являється важливим фактором виробничого середовища. Додатковий
рівень шуму створює періодично працююча система витяжної вентиляції, яка
встановлена на одному робочому місці.
Згідно з ДСН 3.3.6.037-99 «Санітарні норми рівнів шуму на робочих
місцях» нормативне значення еквівалентного рівня шуму при даному видові
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 120
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
діяльності та типу робочого місця складає 60 дБА. Рівень шуму на робочих місцях
в даному приміщенні становить 62-65 дБ, що перевищує норму. Тому необхідно
використати в приміщенні лабораторії заходи щодо зниження рівня відбитого
звуку, тобто облицювати стелю приміщення звукопоглинальним покриттям.
Відповідно до ДСН 3.3.6.096-2002 напруженість ЕМП у діапазоні частот 3
МГц - 30 МГц на робочих місцях персоналу протягом робочого дня не повинна
перевищувати 20 В/м. Фактичне значення даного параметра складає менше 0,2
В/м. Отже, рівень електромагнітного випромінювання знаходиться в межах
норми.
Умови праці спеціаліста при роботі з комп'ютером визначаються
характеристиками устаткування, якістю робочих матеріалів у робочій зоні,
конструкцією робочих меблів та її розмірними характеристиками. Робоче місце
співробітника є постійним і складається зі столу, на якому установлений
персональний комп'ютер, та спеціального м’якого стільця. Монітор розміщені
так, щоб відстань від очей користувача до екрану складала не менше 70 cм, кут
огляду 30°. Руки користувача розташовуються на робочому столі в
горизонтальному положенні. Ширина столу 1,2 м, усі предмети, що знаходяться
на ньому розташовані на відстані не більш 75 см від працівника, отже вони
знаходяться в робочій зоні. Висота столу 74 см. Параметри робочого місця
відповідають ДСТУ 8604:2015 та ДСанПіН 3.3.2.007-98.
З точки зору психологічного навантаження доцільно віднести роботу
інженера до роботи з великим обсягом інформації та великою розумовою
активністю. Однотиповість даних на екрані та очікування закінчення розрахунків
може привести до додаткового виснаження, швидкого стомлення, значного
зниження працездатності.
При великому рівні психологічних навантажень спеціаліст змушений
довгий час перебувати у нерухомому стані, практично без фізичних навантажень,
що негативно відображається на фізичному стані та вимагає додаткових вольових
зусиль, які виснажують людину.
Електропроводка живлячої мережі в приміщенні лабораторії прокладена
під шаром штукатурки, що захищає працюючих від дотику до оголених проводів
напругою 220 В при механічному руйнуванні проводки. Приміщення відноситься
до 3 типу: приміщення без підвищеної небезпеки, відповідно ПУЕ, оскільки в
приміщенні немає таких небезпечних факторів як: високої відносної вологості
повітря (перевищення 75% протягом тривалого часу); високої температури
повітря (більше 35 °С протягом тривалого часу); струмопровідного пилу;
струмопровідної підлоги; хімічно активного середовища. Системний блок ПК має
металевий корпус, тому згідно ДСТУ Б В.2.5-82:2016 ці корпуси під'єднано до
загальної системи захисного заземлення.
З працівниками установи регулярно проводиться інструктаж з техніки
безпеки, який складений з врахуванням вимог необхідних нормативних
документів з гігієни праці та техніки безпеки.
Приміщення лабораторії відноситься до приміщень з категорією
пожежобезпеки типу В (горючі та важкогорючі рідини, тверді горючі та
важкогорючі речовини і матеріали (в тому числі пил та волокна), речовини та
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 121
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
матеріали, здатні при взаємодії з водою, киснем повітря або одне з одним горіти,
за умови, що приміщення, в яких вони знаходяться (використовуються), не
належать до категорії А та Б) згідно з ДСТУ Б В.1.1-36:2016, оскільки в
приміщенні існують дерев'яні меблі, велика кількість паперу та інші матеріали.
Існуючі в установі інструкції на випадок пожежі складенні відповідно до НАОП
А.01.001-2014 «Правила пожежної безпеки в Україні».
План евакуації розміщений на стіні лабораторії з вільним доступом до
нього. Приміщення обладнане порошковим вогнегасником ВП-5У, який
закріплено в місці вільного доступу на випадок виникнення пожежі (відповідно
до Правил експлуатації вогнегасників).
В результаті проведеного аналізу можна зробити висновок, що найбільш
шкідливим чинником, що впливає на працівників лабораторії є підвищений
рівень шуму. Тому пропонується розрахувати та змонтувати в приміщенні
систему звукопоглинання.
11.2 Розрахунок системи звукопоглинання в приміщенні лабораторії
Одним з несприятливих факторів є високий рівень шуму, створюваний
обладнаннями, устаткуванням для вентиляції повітря, систем охолодження в
самих ПК. Для розв'язку питань про необхідність і доцільності зниження шуму
необхідно знати рівні шуму на робочім місці. Рівень шуму, що виникає від
декількох некогерентних джерел, що працюють одночасно, підраховується на
підставі принципу енергетичного підсумовування випромінювань окремих
джерел:
L = 10lg ∑ 10 , (11.1)
де Li – рівень звукового тиску i-ого джерела шуму;
n – кількість джерел шуму.
Отримані результати розрахунків порівнюються із допустимим значенням
рівня шуму для даного робочого місця. Якщо результати розрахунків вище
допустимого значення рівня шуму, то необхідні спеціальні заходи щодо зниження
шуму. До них відносяться: облицювання стін і стелі приміщення звуковбирними
матеріалами, зниження шуму в джерелі, правильне планування устаткування і
раціональна організація робочого місця. Рівні звукового тиску джерел шуму,
представлені в таблиці 11.1.
Зазвичай робоче місце оснащене наступним обладнанням: монітор,
системний блок, клавіатура, принтер, сканер. В середині системного блоку
джерелом шуму є система охолодження та вінчестер.
Підставивши значення рівня звукового тиску для кожного виду обладнання
формулу, отримаємо:
L = 10 * lg (103,5 + 105,5 + 106,3
E + 104,5 + 104,2).
LE = 10 * lg (3162+316227 + 1995262 + 31623 + 15849).
LE = 10 * lg (2362123) = 10 * 6,3 = 63 (дБА).
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 122
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 11.1 - Рівні звукового тиску різних джерел
Джерело шуму Рівень шуму, дБА
Вінчестер ПК 35
Система охолодження 55
Система витяжної вентиляції 63
Принтер 45
Вимірювальні прилади 42
Отримане значення перевищує допустимий рівень шуму для робочого
місця з ПК, рівного 60 дБА.
Тому, необхідно знизити рівень шуму в приміщенні за допомогою
звукопоглинаючого облицювання стелі і частини стін приміщення. Для цього
визначимо тип звукопоглинаючого матеріалу, необхідну площу облицювання і
доведемо, що дана конструкція забезпечить зниження рівня шуму в приміщенні
до нормативного рівня, згідно ДСН 3.3.6.037-99.
1. Визначаємо об’єм приміщення. V = 18 * 8 * 3,5 = 504 (м3).
2. Визначаємо постійну приміщення в м2 на середньо геометричній частоті
1000Гц – В1000.
Тому В1000 = 504/10 = 50,4 (м2).
3. Визначаємо постійну приміщення В у октавних смугах частот, за
формулою:
Bi B1000 i , де (11.2)
μ – частотний множник.
Оскільки 50,4 < 200, виберемо такі частотні множники (табл. 11.2).
Таблиця 11.2 – Частотний множник
Об'єм Частотний множник μ на середньо геометричних
приміщення частотах октавних смуг в Гц
V, м2 63 125 250 500 1000 2000 4000 8000
V<200 0,8 0,75 0,7 0,8 1 1,4 1,8 2,5
Тоді: B63 = 50,4 * 0,8 = 40,32; B125= 50,4 * 0,75 = 37,8; B250 = 50,4 * 0,7 =
35,28; B500 = 50,4 * 0,8 = 40,32; B1000 = 50,4 * 1 = 50,4; B2000 = 50,4 * 1,4 = 70,56;
B4000 = 50,4 * 1,8 = 90,72; B8000 = 50,4 * 2,5 = 126;
4. Для робочого кабінету знайдемо нормативні значення рівнів звукового
тиску Lнорм.i. приймаємо відповідно ДСН 3.3.6.037-99.
5. Визначаємо необхідний рівень зниження рівня звукового тиску по кожній
октавній смузі за формулою:
Lнеоб .i Lфакт.i L (11.3)
норм .i
Тоді: Lнеоб.63 = 54 – 79 = - 17; Lнеоб.125 = 60–70 = - 1; Lнеоб.250 =65 – 63=2;
Lнеоб.500 = 61 – 58 = 3; Lнеоб.1000 = 60 – 55 = 5; Lнеоб.2000 = 50 – 52 = - 2;
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 123
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Lнеоб.4000 = 42 – 50 = - 8; Lнеоб.8000 = 39 – 49 = - 10.
Оскільки рівень шуму перевищує норму лише в діапазоні 250-1000Гц,
подальші розрахунки буде проведено по даним частотам.
6. Залежно від частотного спектру необхідного зниження рівня звукового
тиску (табл. 11.3).
Вибираємо звукопоглинальний матеріал з відповідним ревербераційним
коефіцієнтом звукопоглинання αобл для облицьовування стін і стелі.
Діаграми відношення ревербераційних коефіцієнтів звукопоглинання і
октавних смуг зображені нижче (рис. 11.1).
Оскільки Lнеоб.250 = 2, Lнеоб.500 = 3, Lнеоб.1000 = 5 було обрано матеріал
«SonaSpray».
7. Визначаємо величину звукопоглинання звукопоглинальними
конструкціями за формулою:
Ai обл.i Sобл.i , де (11.4)
обл - ревербераційний коефіцієнт звукопоглинання вибраної конструкції
облицьовування в октавній смузі частот;
Sобл - площа звукопоглинального облицьовування, м2.
Таблиця 11.3 – Ревербераційний коефіцієнт звукопоглинання
Ревербераційний коефіцієнт
Матеріал звукопоглинання αобл
63 125 250 500 1000 2000 4000 8000
Isover Ecophon 0,56 0,5 0,6 0,65 0,84 1,0 1,0 0,9
AcousticWool 0,46 0,43 0,62 0,66 0,78 1,0 1,0 0,95
SonaSpray 0,20 0,38 0,78 0,94 0,92 0,96 0,98 0,98
Rockwool 0,48 0,52 0,6 0,68 0,84 0,98 0,94 0,91
Mappy 0,42 0,48 0,78 0,72 0,66 0,4 0,25 0,28
Texdecor 0,3 0,35 0,46 0,76 0,65 0,4 0,22 0,2
Знаходимо Sобл = (Sстіни а + Sстіни б + Sстіни в + Sстелі) * 0,75 = ((8 * 3,5) + (8 * 3,5)
+ (18 * 3,5) + (18 * 8)) * 0,75 = (28+28+63+144) * 0,75 = 263 * 0,75 = =197,25(м2).
ΔA 250 = 0,78* 197,25 =153,85;
ΔA 500 = 0,94 * 197,25 = 185,42;
ΔA 1000 = 0,92 * 197,25 =181,47.
8. Визначаємо величину відношення Bi/Sогр. в кожній октавній смузі.
Sогр. = Sстіни а + Sстіни б + Sстіни в + Sстіни г + Sстелі + Sпідл = (8 * 3,5) * 2 + (18 * 3,5)
* 2 + (8 * 18) * 2 = 56 + 126 + 288 = 470 (м2).
B250/Sогр = 35,28 / 470 = 0,0750;
B500/Sогр = 40,32 / 470 = 0,0857;
B1000/Sогр = 50,4 / 470 = 0,1072.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 124
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
9. Визначаємо середній коефіцієнт звукопоглинання до влаштування
звукопоглинального облицьовування, знайдемо за формулою:
B i / S огр
i (11.5)
B i / S огр 1
а250 = 0,0750 / (0,0750+1) = 0,0697;
а500 = 0,0857 / (0,0857+1) = 0,0789;
а1000 = 0,1072 / (0,1072+1) = 0,0968.
10. Визначаємо величину звукопоглинання огороджуючих конструкцій
приміщення А1(м2), на яких немає звукопоглинального облицьовування, за
формулою:
(11.6)
A1i i ( Sогр Sобл ).
A1 250 = 0,0697 * (470 – 197,25) = 19,01;
A1 500 = 0,0789 * (470 – 197,25) = 22,31;
A1 1000 = 0,0968 * (470 – 197,25) = 26,40.
11. Визначаємо середній коефіцієнт звукопоглинання приміщення із
звукопоглинальною конструкцією, за формулою:
A A
1 i i
1 i . (11.7)
S огр
a1 250 = (153,85 + 19,01) / 470 = 0,37;
a1 500 = (185,42 + 22,31) / 470 = 0,44;
a1 1000 = (181,47 + 26,40) / 470 = 0,45.
12. Визначаємо постійну приміщення В1 за формулою:
A1 i A i
B 1 i .
(11.8)
1 1 i
B1 250 = (19,01 + 153,85) / (1 - 0,37) = 274,38;
B1 500 = (22,31 + 185,42) / (1 - 0,44) = 370,95;
B1 1000 = (26,40 + 181,47) / (1 - 0,45) = 377,95
13. Визначаємо величину відношення B1i/Sогр в кожній октавній смузі.
B1 250/Sогр = 274,38 / 470 = 0,58;
B1 500/Sогр = 370,95 / 470 = 0,79;
B1 1000/Sогр = 377,95 / 470 = 0,81.
14. Визначаємо і 1 - коефіцієнти, відповідно до і після влаштування
звукопоглинальних конструкцій (рис. 11.3).
250 = 0,98; 500 = 0,91; 1000 = 0,86.
1 250 = 0,64; 1 500 = 0,56; 1 1000 = 0,54.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 125
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 11.1 - Діаграми ревербераційних коефіцієнтів звукопоглинальних
матеріалів
Рисунок 11.2 - Зовнішній вигляд звукопоглинаючого матеріалу
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 126
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
15. Визначаємо величину максимального зниження рівня звукового тиску
L (дБ) в кожній октавній смузі при використанні звукопоглинальних
конструкцій в розрахунковій точці, розташованої в зоні відбитого звуку за
формулою:
B1i i
Li 10 log( ) ,
(11.9)
Bi 1i
L250 = 10 * log (274,38 * 0,98 / 35,28 * 0,64) = 10*log(11,9) = 10,76;
L500 = 10 * log (370,95 * 0,91 / 40,32 * 0,56) = 10*log(14,95) = 11,75;
L1000 = 10 * log (377,95 * 0,86 / 50,4 * 0,54) = 10*log(11,94) = 10,77
16. Порівнюємо Lнеоб.i і ΔLi і робимо висновок щодо ефективності
виконаних заходів щодо захисту від шуму.
Lнеоб.250 = 2 < 10,76 = L250;
Lнеоб.500 = 3 < 11,75 = L500;
Lнеоб.1000 = 5 < 10,77 = L1000;
1,2
1,1
1
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 2
B/Sогр
Рисунок 11.3 - Графік відношень звукових коефіцієнтів
Згідно розрахунків, якщо використати звукопоглинаючий матеріал
«SonaSpray», для робочого кабінету розмірами 18*8*3,5 можливо досягти
повного звукопоглинання в кожній октавній смузі, на всіх частотах. Для
доцільності використання коштів та матеріалу можна не облицьовувати
звукопоглинаючим матеріалом стіни.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 127
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
L, дБ 90
80
70
60
50
Lфакт
40
Lнорм
30 Lрозрах
20
10
0
63 125 250 500 1000 2000 4000 8000
f, Гц
Рисунок 11.4 - Порівняльні графіки рівнів шуму в приміщенні лабораторії
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 128
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2017. – 736 с.
2. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт України.
Характеристики напруги електропостачання в електричних мережах
загальної призначеності.
3. Електропостачання промислових підприємств. Посібник для курсового та
дипломного проєктування / Шестеренко В.Є., Шестеренко О.В. – Київ, 2013.
– 424 с.
4. Електропостачання промислових підприємств : Підручник для студентів
електромеханічних спеціальностей / В.І. Мілих, Т.П. Павленко. – Харків :
ФОП Панов А. М., 2016. – 272 с.
5. Бурбело М.Й., Бірюков О.О., Мельничук Л.М. Системи електропостачання.
Елементи теорії та приклади розрахунків. Вінниця: ВНТУ, 2011. 204 с.
6. Коліушко Д. Г. Проєктування систем електропостачання промислових
підприємств: навч.-метод. посібник до виконання курсового проєкту за
курсом "Електропостачання промислових підприємств та енергозбереження":
для студентів дистанц. форми навчання за спец.141– Електроенергетика,
електротехніка та електромеханіка за освітньою програмою 03
"Електропривід, мехатроніка та робототехніка" / Д. Г. Коліушко, Л. В.
Асмолова ; Нац. техн. ун-т "Харків. політехн. ін-т". – Харків: ПромАрт, 2021.
– 96 с.
7. Споживачі електричної енергії. Електричне освітлення : навч. посіб. / О. І.
Соловей, А. В. Чернявський, О. О. Ситник, В. Ф. Ткаченко, Г. В. Курбака ; за
ред. Солов’я О. І.; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. –
Черкаси : ФОП Гордієнко Є.І., 2018. – 132 с.
8. СОУ-Н ЕЕ 20.178:2008. Схеми принципові електричні розподільчих
установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних підстанцій.
9. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проєктування систем
електропостачання промислових підприємств.
10. СОУ-Н МПЕ 40.1.20.510:2006 Методика визначення економічно доцільних
обсягів компенсації реактивної енергії, яка перетікає між електричними
мережами електропередавальної організації та споживача.
11. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для вузів. / Г.Г.
Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. – Дніпропетровськ,
2002. – 597 с.
12. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015 «Настанова з проєктування систем
електропостачання промислових підприємств».
13. Букович Н. В. Розрахунок струмів короткого замикання електроенергетичних
систем. Львів : Вища шк., 2008. 248 с.
14. Зорін В.В., Штогрин Є.А., Буйний Р.О. Електричні мережі та системи. Ніжин:
Аспект-Поліграф, 2011. 224 с.
15. Струми короткого замикання у трифазних системах змінного струму. Ч. 0.
Обчислення сили струму (ІЕС 60909- 0:2001, IDТ). Видання офіційне. Київ:
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 129
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Держспоживстандарт України, 2009. 51 с.
16. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра для
здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм навчання
[Електронний ресурс] / [Упоряд. : Ситник О.О., Яценко І.В., Ключка К. М.,
Самойлик О.В.] ; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. –
Черкаси : ЧДТУ, 2022. – 98 с.
17. Соловей О.І. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств / О.І. Соловей, О.О. Ситник, В.П. Розен, В.В.
Демиденко, Г.В. Курбака, А.В. Чернявський та С.М. Мильніченко // Черкаси:
ЧДТУ, 2012, с. 247.
18. Методичні вказівки до виконання розділу «Охорона праці» в дипломних
проєктах (випускних роботах) бакалаврів /Укл.: В.І.Биков, О.С.Кожем’якін,
В.Л.Цікановський, С.В.Ротте – Черкаси: ЧДТУ, 2014. – 33 с.
Арк.
ЧДТУ А1 23231 64/03-03 ПЗ 130
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата