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/5753| Title: | Електропостачання заводу з виробництва пожежного обладнання |
| Authors: | Кисельова, Ганна Олексіївна Василевський, Ігор Олегович |
| Keywords: | електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика |
| Issue Date: | Jun-2024 |
| Abstract: | У випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання заводу з виробництва пожежного обладнання. Було проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. У розділі «Індивідуальне завдання» зроблено розрахунок уставок максимального струмового захисту шинопроводу 10 кВ підприємства. У розділі «Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових підприємств» зроблено розрахунок вартості монтажу повітряної лінії електропостачання заводу з виробництва пожежного обладнання. У розділі «Охорона праці» зроблено аналіз небезпек та шкідливостей, иникають при роботі в приміщенні технічної лабораторії та розрахунку системи кондиціонування повітря. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5753 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Василевський.pdf Restricted Access | 7.88 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
______________________
“_____” __________2024 р.
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА
до кваліфікаційної роботи
б а к а л а в р
(освітньо-кваліфікаційний рівень)
ЧДТУ А1 20011 49/04
на тему:
«Електропостачання заводу з виробництва пожежного
обладнання»
(назва теми згідно з наказом)
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу,
групи ЕСЕ – 202
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності)
Василевський Ігор Олегович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ _Ганна КИСЕЛЬОВА_
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Рецензент ____________ _____________________
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів
без відповідних посилань
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)
Черкаси 2024 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
______________________
“_____” __________2024 р.
З А В Д А Н Н Я
НА КВАЛІФІКАЦІЙНУ РОБОТУ
Василевському Ігору Олеговичу ___________
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
1. Тема кваліфікаційної роботи
«Електропостачання заводу з виробництва пожежного обладнання»
Керівник кваліфікаційної роботи Кисельова Ганна Олексіївна, ст. викладач
(прізвище, ім’я, по батькові, науковий ступінь, вчене звання)
Затверджені наказом Черкаського державного технологічного університету від
« 20 » лютого 2024 року № 49/04
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 –
10270,3 кВт; 4. Потужність КЗ на шинах енергосистеми – 1600 МВА; 5. Розміри цеху –
32х54х4 м; 6. Кількість електроприймачів цеху – 93 шт; 7. Встановлена потужність силових
електроприймачів цеху – 2283,9 кВт; 8. Індивідуальне завдання – Розрахунок уставок
максимального струмового захисту шинопроводу 10 кВ підприємства; 9. Техніко-економічні
розрахунки – Розрахунок вартості монтажу повітряної лінії електропостачання заводу з
виробництва пожежного обладнання; 10. Охорона праці – Розрахунок системи
кондиціонування повітря.
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 – Розрахунок уставок максимального струмового захисту
шинопроводу 10 кВ підприємства
10 Техніко-економічні розрахунки – Розрахунок вартості монтажу повітряної лінії
електропостачання заводу з виробництва пожежного обладнання
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 21 лютого 2024 року
КАЛЕНДАРНИЙ ПЛАН
Строк виконання
№ Назва етапів виконання кваліфікаційної роботи
етапів кваліфікаційної Примітка
з/п
роботи
1 Умови проектування 24.02.24 – 01.03.24
2 Розрахунок електричних навантажень 02.03.24 –06.03.24
Вибір і обґрунтування схеми живлення
3 07.03.24 – 10.03.24
підприємства. Розрахунок живлячої мережі
Вибір трансформаторів і засобів компенсації
4 11.03.24 – 18.03.24
реактивної потужності
Вибір схеми внутрішньозаводського
5 19.03.24 – 22.03.24
електропостачання напругою 10 (6) кВ
Розрахунок струмів короткого замикання в
6 23.03.24 – 30.03.24
мережах вище 1000 В
Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП.
7 Вибір високовольтної апаратури. Перевірка 01.04.24 – 12.04.24
кабельних ліній.
8 Розрахунок системи електропостачання цеху 13.04.24 – 05.05.24
9 Індивідуальне завдання 06.05.24 – 10.05.24
Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП
10 11.05.24 – 16.05.24
промислового підприємства
11 Охорона праці 17.05.24 – 20.05.24
12 Виконання креслень графічної частини роботи 21.05.24 – 07.06.24
Підготовка доповіді та супровідних документів, 08.06.24 – 10.06.24
13
збір необхідних підписів
Здобувач вищої освіти-дипломник ________________ Ігор ВАСИЛЕВСЬКИЙ
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Керівник кваліфікаційної роботи ________________ Ганна КИСЕЛЬОВА .
(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 .............. 10
1.4 Характеристика джерела живлення ................................................................ 11
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ .......................................... 12
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів .............. 13
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень від
однофазних електроприймачів .................................................................................. 22
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від освітлювальних
систем ....................................................................................................................... 26
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової підстанції
................................................................................................................................... 27
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання .................................................................................................. 28
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій ....... 30
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ..................................................................... 38
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ................................. 38
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ............................................................ 39
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ............................................ 42
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ
ПОТУЖНОСТІ ........................................................................................................... 48
4.1 Вибір трансформаторів головної понижуючої підстанції ............................ 48
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності ...................................................................... 50
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві .................................. 54
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
НАПРУГОЮ 10 (6) кВ ............................................................................................... 56
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі 56
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж ...................................................... 57
ЧДТУ А1 2001149/04 ПЗ
Ли Зм. № докум. Підпис Дата
тР азраб. Василевський І.О Електропостачання заводу з Літ Лист Листів
Перев. Кисельова Г.О. виробництва пожежного 3 124
Т. контр.
Н. контр. Ключка К.М. обладнання ФЕТАМ, ЕСЕ-202
Затв. Ситник О.О.
Инв. № подп Подп. и дата Инв. № дубл. Взам. инв. № Подп. и дата
6 РОЗРАХУНОКСТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ
1000В ........................................................................................................................... 61
6.1 Вихідні дані для розрахунків ........................................................................... 61
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках ....................................................................................................................... 63
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ ... 65
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ........... 68
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ....................................... 68
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН ........................................................... 68
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН .............................................. 69
7.4 Вибір трансформаторів струму ....................................................................... 70
7.5 Вибір трансформаторів напруги...................................................................... 72
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість ........................................................ 72
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ ......................... 73
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху ..................................... 73
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем ............................. 74
8.2.1 Загальні відомості ....................................................................................... 74
8.2.2 Розрахунок освітленості ............................................................................ 75
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок ...................................... 78
8.2.4 Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги ...................... 82
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву ........................ 85
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж .......................... 85
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами нагріву
та захисту .............................................................................................................. 86
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги ............................ 93
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ ............................ 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 – Розрахунок уставок максимального
струмового захисту шинопроводу 10 кВ підприємства ....................................... 108
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Розрахунок вартості монтажу
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 4
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
повітряної лінії електропостачання заводу з виробництва пожежного
обладнання ................................................................................................................ 111
11 ОХОРОНА ПРАЦІ .............................................................................................. 115
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, що виникають при роботі в приміщенні
технічної лабораторії ............................................................................................ 115
11.2 Розробка системи кондиціонування повітря лабораторії ......................... 118
11.2.1 Типи кондиціонерів ................................................................................ 118
11.2.2 Розрахунок системи кондиціонування повітря ................................... 120
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ................................................................ 123
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 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 20011 49/04 ПЗ 6
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції, розподільчих
пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у цехах. Призначена
система для забезпечення вимог виробництва в передачі електроенергії від
джерела живлення до місця споживання її у відповідній кількості та якості [1, 2].
Як відомо [3, 4], системи електропостачання промислових підприємств
можна умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та комбіновані.
Згідно з завданням на дипломне проектування система електропостачання
промислового підприємства має бути централізованою.
Основними чинниками при проектуванні системи електроспоживання є
характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в першу чергу
безперебійність електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування, а також вимоги електробезпеки. Але незважаючи на те, що ці
особливості та характеристики є головними чинниками при проектуванні
системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію побудови раціональної
СЕП вносять загальні вимоги до системи електропостачання, основні з яких
приведемо нижче.
Проектування системи електропостачання промислових підприємств
проводимо згідно з [1, 4] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проектуванні є характеристики джерел
живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування у технологічної частині проекту, вимоги електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств розробляємо з
урахуванням наступних основних принципів [4]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на
кожної напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
г) Схеми електропостачання і електричних з'єднань підстанцій
мають бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і
резервування було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання
та провідників.
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному принципу
з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення електроприймачів
паралельних технологічних ліній слід здійснювати від різних секцій шин
підстанцій, взаємозв'язані технологічні агрегати повинні живитися від однієї
секції шин.
Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися при будь-яких
перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних потоків.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 7
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
є) При побудові схеми електропостачання підприємства, електроприймачі
якого вимагають резервування живлення, повинно проводитися секціонування
шин у всіх ланцюгах системи розподілу електричної енергії, включаючи шини
низької напруги цехових двохтрансформаторних підстанцій.
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися під
навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має бути
обґрунтовано.
ж) Потрібно застосовувати (вживати) , як правило, роздільну роботу ліній,
трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена паралельна
робота елементів електропостачання.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження обумовлюється значеннями і характером навантаження та
розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При цьому враховуються
також архітектурно-будівельні і експлуатаційні вимоги, розміщення
технологічного обладнання, умови оточуючого середовища, вимоги
вибухопожежної та екологічної безпеки.
Система електропостачання промислового підприємства враховує
черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно порушувати чи
знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового підприємства
належить враховуємо потребу у електроенергії сторонніх близько розташованих
споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення є максимально уніфіковані.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання
відповідають ПУЕ. При цьому не допускається необґрунтованого віднесення ЕП
до більш високої категорії, а саме:
- ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що виконують
допоміжні технологічні операції, частину обладнання інженерного забезпечення
будівлі, відносимо до III категорії.
Віднесення вказаних електроприймачів до II категорії приводе до
необґрунтованого завищення не тільки потужності встановлених
трансформаторів, але і вимог до резервування живлення споживачів.
До II категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання,
без якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час після
аварійного режиму.
- електроприймачі, відключення яких приводе до масового недовідпуску
продукції , нерідко відносять не до II категорії, а до І категорій, що мотивується
тім, що наносяться "значні збитки народному господарству".
Зазначимо, що поняття "значні збитки народному господарству" відносяться
до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного підприємства.
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 20011 49/04 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 проектувати в даній
кваліфікаційній роботі бакалавра, займається виробництвом пожежного
обладнання.
При проектуванні системи електропостачання (СЕП) підприємства ми
враховуємо основні вимоги "Норм технологічного проектування СЕП
промислових підприємств", і відповідних розділів "Правил улаштування
електроустановок 2017".
Структура підприємства приведена на генплані (лист №1) і включає як цеха
основного виробництва, так і допоміжні приміщення та підрозділи.
При проектуванні системи електропостачання враховано рельєф
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної енергії
окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на підприємстві,
характеристику оточуючого середовища.
Головна понижуюча підстанція (ГПП) підприємства розташована з
врахуванням місця знаходження теоретичного центру електричного
навантаження. При цьому було враховано домінуючий напрямок вітру.
Основним високовольтним обладнанням підприємства є понижуючі
трансформатори цехових трансформаторних підстанцій.
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 пожежних рукавів 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 Формувальний екструдер 4 98 0,94
2 Камера активного охолодження 12 18,8 0,88
3 Опльоточний автомат 8 14,3 0,83
4 Екструдер зовнішнього гумування 12 64 0,92
5 Кордувальний верстат 4 42,1 0,9
6 Маркувальний верстат 4 2 0,85
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 9
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 1.1
1 2 3 4 5
7 Установка маркування фарбою 4 1,7 0,84
8 Відрізний верстат 4 2,4 0,84
9 Верстат формування бабін 4 8,2 0,82
10 Тельфер 1 27 0,8
11 Пересувна шнекова установка 4 38 0,85
12 Змішувач 8 18,3 0,88
13 Опресовочний верстат 6 4,3 0,82
14 Конвеєр 1 21 0,8
15 Пакувальний автомат 1 2,1 0,84
16 Вентилятор витяжний 8 7 0,88
17 Теплообмінний насос 4 10 0,86
18 Приточний вентилятор 4 22 0,88
93
Однофазні електроприймачі
1 Зварювальний апарат гуми 3 7,2 0,72
2 Універсальний верстат 3 7,2 0,72
6
В цеху пожежних рукавів на рівні технологічних зв’язків здійснюється
відповідне резервування.
Основне обладнання цеху відноситься до ІІ категорії. Як відомо [1], до ІІ
категорії слід відносити обладнання без якого не можливе продовження роботи
основного виробництва на час після аварійного режиму.
Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних особливостей
виробничих процесів.
Виробничо - сформоване електрообладнання живляться від власних
розподільних пунктів РП.
План цеху та розташування обладнання зображено на листі 5 графічної
частини, а також на рисунку 1.1.
Особливостями розташування обладнання у примащені цеху є такі, що
потребують практично рівномірну освітленість цеху.
Проектом передбачено загально-виробниче освітлення 380/220 В, та
аварійне освітлення 220 В.
Розміри цеху, електропостачання якого ми будемо розраховувати, складають
:становлять 32×54×4 м. з площею освітлення S=1728 м2.
1.3 Характеристика цехів об'єкта, особливості їх електропостачання
Проектування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони розташовуються.
При цьому ми виконуємо всі вимоги ПУЕ у цієї частини.
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми проектуємо,
розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься складське
обладнання. Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 10
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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
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 = 40 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на границі
балансової приналежності Qек = 609,7 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 20011 49/04 ПЗ 11
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки
провідників (шин, кабелів та ін.) і трансформаторів по пропускній спроможності
і економічній густині струму, а також для розрахунку втрат і відхилення напруги,
вибору апаратів захисту та засобів компенсації реактивної потужності.
Правильне визначення електричних навантажень при проектуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань електропостачання
сучасного промислового підприємства, у тому числі, окремого цеху.
Поняття «розрахункове навантаження» випливає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи мережі
і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часі
І const Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадкових характер,
використовується співвідношення
t
1
I (t) I(t) dt ,
t
де – тривалість інтервалу усереднення ( t T - ), що приймається для
графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної 3T0 (у решті
випадків – 3T0);
T – інтервал реалізації випадкового процесу;
T0 – постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої
температури (за час, рівний 3 T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого рівня).
Умовно приймають T0 10 хв., 30 хв. незалежно від перетину
провідника, звідки і витікає поняття «півгодинний максимум».
З наведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий
струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж максимального нагріву
провідника або викликає такий же тепловий знос, що й початкове змінне
навантаження I(t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Ppоз 3 U Ipоз cos . (2.1)
В якості розрахункового навантаження приймають середнє навантаження
P за активною потужністю впродовж часу
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 12
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
t
1
P P(t)dt .
t
Активне розрахункове навантаження Ppоз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Pmax або «максимального навантаження» Imax Iроз ,
тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилиних інтервалах
усереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно проводити
згідно методики [7], яка поширюється на всі галузі господарства, адаптована до
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, оскільки
розрахунки на кожній із них мають свою специфіку. На заводах середньої та
великої потужності таких рівнів нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина розрахункової
потужності (Ppоз, цеху )як окремих цехів, так і підприємства ( Ppоз, підпр ) у цілому.
Розрахункова потужність Ppоз– це така потужність, при якій термін службі
елементів системи електропостачання дорівнює розрахунковому.
У розрахунках використовуються такі позначення та співвідношення:
– номінальна потужність, Рном ;
– паспортна потужність, Рпасп ;
– встановлена потужність Ру .
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для окремого
електроприймача встановлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі
pу pном pпасп ;
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному режимі:
pу pном pпасп ТВ ,
де ТВ – тривалість включення в частках одиниці (задається у паспорті, як
правило, у відсотках).
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 13
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебрична
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у групу
ЕП
n
Рном рном , (2.2)
1
де n – кількість електроприймачів у групі.
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
n n
Qном qном рном tg , (2.3)
1 1
де tg – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної потужності.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 14
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв Рном, що відповідає значенню Кр , за
співвідношенням:
Рроз Кp Кв Рном , (2.4)
де Кр f Kв, nе, Ta – коефіцієнт розрахункової потужності, який залежить від
коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості електроприймачів nе та
постійною часу нагріву мережі, для якої розраховують електричні навантаження.
Згідно [7] прийняти наступні постійні часу нагріву:
– Ta 10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр для таких мереж приймають за
номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1;
– Ta 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр приймають згідно таблиці 2.2;
– Ta 30 хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова потужність
для цих елементів визначається за умовою Кр 1.
Відмітимо, що добуток Кв Рном є проміжною допоміжною розрахунковою
величиною, але не середнім значенням очікуваного навантаження, як це
вважалося раніше.
Величину ефективної кількості електроприймачів nе визначаємо за
співвідношенням
2
n
Pном
n 1
е n . (2.5)
n р2
ном
1
Величинуnе можна також визначати за спрощеним співвідношенням
2 p
nе
ном . (2.5)
pном max
Якщо знайдене за співвідношенням (2.5) число nе буде більше за n ( n –
дійсне число ЕП), тоді слід прийняти n nе . Якщо рном max / pном min 3 , де
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 15
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
pном min – номінальна потужність найменшого електроприймача групи, тоді
також приймаємо ne n .
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр для
різних Кв в залежності від nе для живлячих мереж напругою до 1000 В
n Коефіцієнт використання К
в
е
0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 1,0
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0
6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0
7 2,49 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,0 1,0
8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,0 1,0
9 2,27 1,71 1,43 1,16 1,09 1,07 1,01 1,0 1,0
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0
11 2,11 1,61 1,35 1,1 1,06 1,04 1,0 1,0 1,0
12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,05 1,03 1,0 1,0 1,0
13 1,99 1,52 1,29 1,06 1,04 1,01 1,0 1,0 1,0
14 1,94 1,49 1,27 1,05 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0
15 1,89 1,46 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
17 1,81 1,41 1,21 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
18 1,78 1,39 1,19 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 16
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр для
різних Кв в залежності від nе на НН цехових трансформаторів і для
магістральних шинопроводів напругою до 1000 В
Коефіцієнт використання Кв
nе 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 і
більше
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85
Більше 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8
Значення коефіцієнту використання кв за кожним окремим
електроприймачем визначаємо за довідковими даними.
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою
n
кв р
i номi
Кв
1 (2.6)
n
рномi
1
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 17
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому (середньовиважений
коефіцієнт) дорівнює
n
Кв Р
i номi
К 1
в, цеху . (2.7)
n
Рномi
1
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) для визначення розрахункової
активної потужності прийме вигляд
n
Рроз цеху Кр Кв, цеху Рном Кр Кв Рном . (2.8)
i i
1
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховується за
співвідношенням
Qроз цеху Кр Кв 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 2
роз роз Qроз (2.10)
Результати розрахунків та вихідні дані цеху заносяться у відповідні місця
таблиці 2.3, виконаної за формою Ф 636–92 [2].
Використовуючи вихідні дані таблиці 2.1, співвідношення (2.1) - (2.11) та
графік рисунок 2.2 [7], розраховуємо в якості прикладу величину розрахункового
активної та реактивної потужності окремого цеха , а саме цеху з виготовлення
пожежних рукавів.
Результати розрахунків заносимо у відповідні графи таблиці 2.3, що
виконана по формі Ф636-92.
Визначимо номінальну групову потужність другої групи електроприймачів
(опльоточний автомат) Рном,3. 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 20011 49/04 ПЗ 18
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
n
Pном,3 pном n 14,3 8 114,4 кВт.
8
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,3 0,8 114,4 91,52 кВт.
Визначаємо чергову розрахункову величину таблиці 2.1, та заносимо її у
відповідну графу таблиці 2.3.
Кв Рном,3 tgφ 91,52 0,67 61,5квар .
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):
2 p 2 2283,9
nе
ном 46,6шт.
pном м ax 98
Для розрахунку групового середньовиваженого коефіцієнту використання
по цеху в цілому використовуємо формулу (2.7)
n
Кв, і Рном і
К 1 1866,8
в, цеху 0,82 .
n
Р 2283,9
ном і
1
По графіку рисунок 2.2 для визначених величин nе=47 та Кв, цеху 0,82
знаходимо коефіцієнт розрахункової потужності Кр.цеху який дорівнює Кр,цеху =1,0.
За співвідношенням (2.8) знаходимо розрахункову активну потужність
цеху, який розраховуємо у якості прикладу
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 19
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
n
Рр. цеху Кр Кв. цеху Рном.цеху Кр Кв. i Рном і 1,02 1866,8 1904,2 кВт.
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) 899,5квар.
Повну розрахункова потужність Sпр силових електроприймачів напругою
до 1 кВ по цеху визначається формулою (1.10)
S 2
р.цеху Pр.цеху Q2 1904,182
р.цеху 899,52 2105,9кВА.
Таким чином, нами виконано розрахунок повної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ окремого цеха , а саме цеху з виготовлення
пожежних рукавів.
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших цехів.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 20
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 21
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень
від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути
розподілені рівномірно по фазах.
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені по
фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують як трифазні ЕП
тієї ж сумарної потужності [6, 17]. Якщо нерівномірність перевищує 15 %, умовна
трифазна номінальна потужність приймається рівної потроєної величині
навантаження найбільш завантаженої фази.
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних цілей
точністю умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт) визначається
наступним чином:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулою
Рном, у 3 Рном.max ф або Рном, у 3 Sпасп ТВ cosпасп ,
де Рном. max ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт;
Sпасп – паспортна потужність, кВ А ,
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці;
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна трифазна
номінальна потужність Рном у при кількості електроприймачів від одного до
трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі трифазної системи,
визначаються за формулами:
при одному електроприймачу
Рном, у 3 Рном. ;
при двох або трьох електроприймачах
Рном, у 3 Рном.max ф . (2.11)
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cos більш
трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони розподіляються по фазах
по можливості рівномірно, то визначаються середні навантаження за найбільш
завантажену зміну по кожної фазі.
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається складанням
середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і однофазних
навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним зведенням останніх
до навантажень однієї фази та фазної напруги з використанням таблиці.
Наприклад, для фази а маємо
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 22
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
P(a) Кв Раb (аb)а Кв Рac (аc)а Кв Рао ; (2.12)
Q(a) Кв Раb q(аb)а Кв Раc q(аc)а Кв Qао , (2.13)
де Pab, Pac – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між
фазами аb і ас;
Pao, Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним та
нульовим проводами);
(аb)а , (ас)а , q(аb)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень(таблиця 2.4),
що включені на лінійну напругу до фази а;
Кв , Кв – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму роботи.
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз b і с,
знаходиться найбільш завантажена фаза по активної потужності, наприклад фаза
с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних
електроприймачів.
Р 3 Р(с) і Q 3 Q(c) .
Таблиця 2.4 – Коефіцієнти зведення навантажень
Коефіцієнти Коефіцієнт потужності навантаження
зведення 0,3 0,4 0,5 0,6 0,65 0,7 0,8 0,9 1,0
(аb)а,, (bс)b , (са)с 1,4 1,17 1,0 0,89 0,84 0,8 0,72 0,64 0,5
(аb)b,, (bс)с , (са)а –0,4 –0,17 0 0,11 0,16 0,2 0,28 0,36 0,5
q(аb)а,, q(bс)b , q(са)с 1,26 0,86 0,58 0,38 0,3 0,22 0,09 – –
0,05 0,29
q(аb)b,, q(bс)с , q(са)а 2,45 1,44 1,16 0,96 0,88 0,8 0,67 0,53 0,29
Однофазними електроприймачами в цеху є наступні установки:
- Зварювальний апарат гуми-3 шт;
- Універсальний 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 20011 49/04 ПЗ 23
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 20011 49/04 ПЗ 24
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
Кв(b)
(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 20011 49/04 ПЗ 25
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
S 14,9 103 15,7 103 2
роз у 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 32×54×4, з площею освітлення
S=1728 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 ЛТБ-65. Світильники розташовані під стелею на висоті
h=4 м, від рівня підлоги
Виконаємо розрахунки освітлювального навантаження цеху:
Визначимо активну потужність освітлювальних установок Рм.о. згідно виразу
Рм.о. кп Рп.о.ф S, (2.12)
де кп – коефіцієнт попиту освітлення [9];
S – площа приміщення, м2;
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 26
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
0,95 9,7 2184
Р 20,3кВт,
м.о. 1000
Рп.о.ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м2,
визначається за формулою
Е к
ф з.ф
р п.о.ф Р п.о.табл к , (2.13)
100 к р
з.табл
де Рп.о.табл – питома потужність освітлювальної установки [9], Вт/м2;
Еф – фактична освітленість для виконуваного виду робіт [9], лк;
кз.ф – фактичний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [9];
кз.табл – табличний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [9];
кр - коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення [9].
200 1,8
рп.о.ф 14,6 0,3 9,78 Вт/м2
100 1,6
Реактивну потужність навантаження системи загального освітлення цеху
визначаємо за виразом
Q м.о Р м.о tgφ о , (2.14)
де tgφ0 – реактивна складова кута зсуву фаз.
Qм.о 20,3 0,2 4,1 квар.
Розрахунок освітлювального навантаження інших цехів та підрозділів
підприємства виконуємо аналогічно. Живлення зовнішньої системи освітлення
підприємства виконано від силового трансформатора, що живить будівлю
управління.
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової підстанції
Сумарні активну та реактивну розрахункові потужності на шинах 0,4 кВ
визначаємо за виразами
P0,38 цеху Рр. цеху Рр. ос. цеху , (2.15)
Q0,38 цеху Qр. цеху Qр. ос.цеху . (2.17)
Отримаємо
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 27
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
P0,38 цеху Рр. цеху Рр.ос. цеху 1904,2 20,31924,5 кВт,
Q0,38 цеху Qр. цеху Qр.ос. цеху 899,5 4,1 903,6 квар.
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанцій за виразом
2 2
Sр.цеху Р0,38 цеху і Q0,38 цеху і , (2.18)
2 2
S 2 2
ТП5 Р0,38 цеху Q0,38 цеху 1924,5 903,6 2019,7 кВА.
Дані розрахунків навантаження цехової підстанції S ТПі за формулою (2.18) по
усім цехам заносимо у таблицю 2.4.
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання
На вищих рівнях системи електропостачання 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 10774,62 6563,22 12616,13 кВА
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по заводу, а приблизна розрахункова
потужність має значення SНН.ГПП =12616,13 кВА.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.4.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 28
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 29
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху
та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій
Картограмою навантажень називають план, на якому зображена картина
середньої інтенсивності розподілу навантажень приймачів електроенергії.
Картограму навантажень будуємо як на плані розташування приймачів
електроенергії в цехах, так і на генеральному плані всього підприємства. Якщо
картограму будують на генеральному плані підприємства, то як приймачі
електроенергії розглядаємо самі цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень на
картограмі виконують різними способами [1, 6]. Найбільш простий з них
складається в зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень
приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. Як центр кола вибирають
центр електричного навантаження (ЦЕН) приймача електроенергії, а радіус кола
зв'язують із розрахунковою потужністю приймача електроенергії; значення його
знаходять із умови рівності розрахункової середньої активної потужності групи
електроспоживачів площі кола
Рр,0,38і π r2
i 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
Рр0,38(ТП2) 1924,5 1000
rТП2 39,9 мм.
3,14 m 3,14 385
Розрахункові значення заносимо у графу 8 таблиці 2.5.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 30
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 2.5 – Дані для побудови картограми ЕН
Найменування Рроз.цеху Рроз.осв.цеху Р0,38.цеху m r
кВт кВт кВт Вт/мм2 c.н oc.н мм
Експерементальний цех. Склад
готової продукції; Насосна 647,4 64,8 712,2 385 327 33 24,3
станція
Цех пожежних рукавів 1904,2 20,3 1924,5 385 356 4 39,9
Цех резервуарів. Ремонтний цех.
Котельня. Склад сировинних
1023,7 54,9 1078,6 385 342 18 29,9
матеріалів. Пакувально-
поліграфічний цех
Цех пожежних колонок та
1677,3 78,1 1755,4 385 344 16 38,1
гідрантів
Цех гідроелеваторів та насосів 1348,2 22,4 1370,6 385 354 6 33,7
Цех мотопомп. Цех
1226,7 67,8 1294,5 385 341 19 32,7
переобладнання автомобілів
Цех пожежного інвентарю.
1008,5 32,1 1040,6 385 349 11 29,3
Фарбувальний цех
Цех модульних пожежних
754,8 102,5 857,3 385 317 43 26,6
драбин
Цех вогнегасників. Цех
дренчерів та спликерів. Цех 679,5 61,4 740,9 385 330 30 24,8
клапанів та муфт
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як точку
з координатами:
n
(Pp.i xi )
Х i1 ; (2.22)
n
Pp.i
i1
n
(Pp y
i i )
Y i1 , (2.23)
n
Pp
i
i 1
де Х,Y– координати центру електричних навантажень на генплані, мм;
xi , yi – координати i-ого навантаження на генплані, мм;
Pp i – максимальне навантаження i-ого цеху, кВт.
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразу (2.22), (2.23)
заносимо у відповідні графи таблиці 2.6. Визначаємо координати ЦЕН
n n
(Pp.i xi ) (P y )
i1 2299253 p i i 2583541
Х 213,4м, Y i1 239,8 м.
n
P 10774,6 n
P 10774,6
p.i p
i i
1 i1
Таким чином, нами розраховані дані для побудови картограми навантаження
(таблиця 2.5) та координати ЦЕН (таблиця 2.6) які ми будемо використовувати
при виборі місця розташування ГПП.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 31
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 32
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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:
п
Рроз х
i i
ХЦЕН цеху(Р)
i1 , (2.24)
п
Рроз i
i1
п
Рроз у
i i
У i1
ЦЕН цеху(Р) ; (2.25)
п
Рроз i
i1
– для реактивної потужності:
п
Qроз х
i i
Х i1
ЦЕН цеху(Q) ,
п
Qроз i
i1
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 33
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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 ∙X Yi,
кВт i i Pi∙Yi Хцен Y
плані м м цен
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1 Формувальний
98 18 1764 20 1960
екструдер
2 Формувальний
98 38 3724 20 1960
екструдер
3 Формувальний
98 58 5684 20 1960
екструдер
4 Формувальний
98 78 7644 20 1960
екструдер
5 Камера активного
18,8 3 56,4 16 300,8
охолодження
6 Камера активного
18,8 13 244,4 16 300,8
охолодження
7 Камера активного
18,8 16 300,8 16 300,8
охолодження
8 Камера активного
18,8 23 432,4 16 300,8
охолодження
9 Камера активного
18,8 33 620,4 16 300,8
охолодження
10 Камера активного
18,8 36 676,8 16 300,8
охолодження
11 Камера активного
18,8 43 808,4 16 300,8
охолодження
12 Камера активного
18,8 53 996,4 16 300,8
охолодження
12 Камера активного
18,8 56 1052,8 16 300,8
охолодження
14 Камера активного
18,8 63 1184,4 16 300,8
охолодження
15 Камера активного
18,8 73 1372,4 16 300,8
охолодження
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 34
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
16 Камера активного
18,8 76 1428,8 16 300,8
охолодження
17 Опльоточний автомат 14,3 12 171,6 16 228,8
18 Опльоточний автомат 14,3 15,5 221,65 16 228,8
19 Опльоточний автомат 14,3 32 457,6 16 228,8
20 Опльоточний автомат 14,3 35,5 507,65 16 228,8
21 Опльоточний автомат 14,3 52 743,6 16 228,8
22 Опльоточний автомат 14,3 55,5 793,65 16 228,8
23 Опльоточний автомат 14,3 72 1029,6 16 228,8
24 Опльоточний автомат 14,3 75,5 1079,65 16 228,8
25 Екструдер зовнішнього
64 7 448 16 1024
гумування
26 Екструдер зовнішнього
64 11 704 16 1024
гумування
27 Екструдер зовнішнього
64 14 896 16 1024
гумування
28 Екструдер зовнішнього
64 25 1600 16 1024
гумування
29 Екструдер зовнішнього
64 30 1920 16 1024
гумування
30 Екструдер зовнішнього
64 32 2048 16 1024
гумування
31 Екструдер зовнішнього
64 45 2880 16 1024
гумування
32 Екструдер зовнішнього
64 50 3200 16 1024
гумування
33 Екструдер зовнішнього
64 53 3392 16 1024
гумування
34 Екструдер зовнішнього
64 65 4160 16 1024
гумування
35 Екструдер зовнішнього
64 69 4416 16 1024
гумування
36 Екструдер зовнішнього
64 73 4672 16 1024
гумування
37 Кордувальний верстат 42,1 8 336,8 18 757,8
38 Кордувальний верстат 42,1 28 1178,8 18 757,8
39 Кордувальний верстат 42,1 48 2020,8 18 757,8
40 Кордувальний верстат 42,1 68 2862,8 18 757,8
41 Маркувальний верстат 2 4 8 16 32
42 Маркувальний верстат 2 24 48 16 32
43 Маркувальний верстат 2 44 88 16 32
44 Маркувальний верстат 2 64 128 16 32
45 Установка маркування
1,7 3,5 5,95 16 27,2
фарбою
46 Установка маркування
1,7 23,5 39,95 16 27,2
фарбою
47 Установка маркування
1,7 43,4 73,78 16 27,2
фарбою
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 35
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
48 Установка маркування
1,7 63,5 107,95 16 27,2
фарбою
49 Відрізний верстат 2,4 2 4,8 16 38,4
50 Відрізний верстат 2,4 22 52,8 16 38,4
51 Відрізний верстат 2,4 42 100,8 16 38,4
52 Відрізний верстат 2,4 62 148,8 16 38,4
53 Верстат формування
8,2 1,5 12,3 16 131,2
бабін
54 Верстат формування
8,2 21,5 176,3 16 131,2
бабін
55 Верстат формування
8,2 41,5 340,3 16 131,2
бабін
56 Верстат формування
8,2 61,5 504,3 16 131,2
бабін
57 Тельфер 27 1,5 40,5 25 675
58 Пересувна шнекова
38 12 456 22,5 855
установка
59 Пересувна шнекова
38 32 1216 22,5 855
установка
60 Пересувна шнекова
38 52 1976 22,5 855
установка
61 Пересувна шнекова
38 62 2356 22,5 855
установка
62 Змішувач 18,3 9 164,7 26 475,8
63 Змішувач 18,3 11 201,3 26 475,8
64 Змішувач 18,3 29 530,7 26 475,8
65 Змішувач 18,3 41 750,3 26 475,8
66 Змішувач 18,3 59 1079,7 26 475,8
67 Змішувач 18,3 61 1116,3 26 475,8
68 Змішувач 18,3 69 1262,7 26 475,8
69 Змішувач 18,3 71 1299,3 26 475,8
70 Опресовочний верстат 4,3 5 21,5 8 34,4
71 Опресовочний верстат 4,3 9 38,7 8 34,4
72 Опресовочний верстат 4,3 11 47,3 8 34,4
73 Опресовочний верстат 4,3 14 60,2 8 34,4
74 Опресовочний верстат 4,3 19 81,7 8 34,4
75 Опресовочний верстат 4,3 21 90,3 8 34,4
76 Конвеєр 21 15 315 5 105
77 Пакувальний автомат 2,1 2 4,2 5 10,5
78 Вентилятор витяжний 7 42 294 4 28
79 Вентилятор витяжний 7 42 294 6 42
80 Вентилятор витяжний 7 47 329 4 28
81 Вентилятор витяжний 7 47 329 6 42
82 Вентилятор витяжний 7 50 350 4 28
83 Вентилятор витяжний 7 50 350 6 42
84 Вентилятор витяжний 7 53 371 4 28
85 Вентилятор витяжний 7 53 371 6 42
86 Теплообмінний насос 10 66 660 4 40
87 Теплообмінний насос 10 66 660 6 60
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 36
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
88 Теплообмінний насос 10 70 700 4 40
89 Теплообмінний насос 10 70 700 6 60
90 Приточний вентилятор 22 74 1628 4 88
91 Приточний вентилятор 22 74 1628 6 132
92 Приточний вентилятор 22 76 1672 4 88
93 Приточний вентилятор 22 76 1672 6 132
РАЗОМ 2475,3 - 96687,03 - 38657,7 39,1 15,6
Розрахунок координат ЦЕН реактивного навантаження цеху має сенс у
тому випадку, коли компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях
концентрації таких споживачів, або в цеху встановлено високовольтні двигуни,
які є джерелами реактивної потужності.
Розрахунок координат ЦЕН реактивного навантаження цеху має сенс у
тому випадку, коли компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях
концентрації таких споживачів, або в цеху встановлено високовольтні двигуни,
які є джерелами реактивної потужності.
Так як компенсацію реактивної потужності здійснювати будемо
безпосередньо на шинах ТП, координати ЦЕН реактивного навантаження цеху не
розраховуємо.
Розрахункові координати ЦЕН (на рис.1.1) складають:
Х ЦЕН 39,1 мм ; YЦЕН 15,6 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 20011 49/04 ПЗ 37
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
При виборі головної схеми електропостачання підприємства основними
чинниками є характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в
першу чергу вимоги до безперебійності електропостачання з урахуванням
можливості забезпечення резервування у технологічної частині проекту, вимоги
електробезпеки [2].
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови навколишнього
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки. Схеми електричних
з'єднань підстанцій і розподільчих установок повинні вибиратися виходячи з
загальної схеми електропостачання підприємства і задовольняти наступним
вимогам:
- забезпечувати надійність електропостачання споживачів і
перетікання потужності по магістральним зв'язкам у нормальному і після
аварійному режимах;
- ураховувати перспективу розвитку;
- допускати можливість поетапного розширення;
- широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги
протиаварійної автоматики;
- забезпечувати можливість проведення ремонтних і
експлуатаційних робіт на окремих елементах схеми без відключення
сусідніх приєднаній.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового підприємства
належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх близько розташованих
споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально уніфіковані.
Узагальнюючі вище приведені міркування, а також загальні вимоги до
систем електропостачання, що приведені у п. 1.1, обираємо схему ГПП, приведену
на рисунку 3.1
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 38
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 3.1 - Електрична частина ГПП
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при забрудненій
атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони повинні
відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого нагріву з
урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а також режимів
у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу струмів між лініями.
Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається згідно ПУЕ.
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірені, при
необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
На цьому етапі проектування попередньо визначається переріз живлячих
ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном РУВН і приблизна
потужність SВН ГПП на стороні ВН ГПП.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано втрати
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 39
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
потужності у силових трансформаторах ГПП
N 2 2
N
SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) . (3.1)
i i
де PT і QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
S
І = ВН ГПП
роз 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 20011 49/04 ПЗ 40
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Ртр 0,02 Sпр;
Qтр 0,1Sпр,
де Sпр. – приблизна повна потужність об’єкта проектування, кВА;
Ртр 0,02 12616,13 252,3 кВт,
Qтр 0,112616,131261,6 квар .
Загальне навантаження об’єкта визначається виразом
Sрозр 0,9 (10774,6 252,3)2 (6563,2 1261,6)2 13521,1 кВА.
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу
S
S ВН.ГПП
тр ;
2 0,7
13521,1
Sтр 9657,9 кВА.
2 0,7
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
13521,1
ІрозПЛ = 71,1 А ,
3 110
Переріз лінії живлення (мм2) визначаємо за виразом
І
Fек ,
jек
де jек - нормоване значення економічної густини струму j 2
ек=1,4 А/мм .
71,1
F 50,8 мм2
ек .
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 20011 49/04 ПЗ 41
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.
50,81120А ;
- на допустимий струм в після аварійному режимі (режим
відключення однієї з ліній живлення)
2 Ір к кдоп Ідоп
де кдоп - допустиме короткочасне перевантаження, кдоп = 1,25;
2 .50,8<1,07 .1,25 .120А;
- 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: X R , причому для ЛЕП напругою
220 кВ і вище справедливе співвідношення: ХR .
Тому при значних протяжностях таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проектних, значення кутів
зсуву стають великими, як правило, близько 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 20011 49/04 ПЗ 42
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
23 ).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.2).
На рисунку 3.2 S1, S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії U /
ф
U/
ф Iа R Iр X I (R cosXsin) . (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 20011 49/04 ПЗ 43
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Uф1 Uф2 Uф Uф2 U jU//
ф 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
Uф1 (Uф2 U/
ф)2 (U// 2
ф ) (3.8)
та його фаза
U/ /
arctg ф . (3.9)
Uф2 U/
ф
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф Uф1 Uф2 . (3.10)
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі має
вид
Рисунок 3.3 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної
мережі
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для будь-
якої кількості ділянок лінії отримаємо
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 44
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 U /
1дорівнює 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
X 0,144 lg cp
0 0,0157 Х/
0 Х/ /
0 , (3.14)
rдр
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
– магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів – 1,
для сталі – 1 .
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp ,
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij і
визначається з формули
D 3
cp D12 D13 D23 ,м. (3.15)
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 45
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
r cт
пр 1,15 1,20 . (3.16)
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R0 , (3.17)
F
де – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм2 / км;
F – переріз фазного проводу (жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
29,531,5Ом мм2 / км , для міді 18,019,0Ом мм2 / км .
Для визначення складових струму використовують відомі співвідношення:
Ia
Pі Q
; I і
p (3.18)
3 Uі 3 Uі
Проектна потужність підприємства Рі=10774,6 кВт; Qі=6563,2 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 40=13,6 Ом,
ХХ0 L, Х=0,318 40=12,7 Ом.
Активну і реактивну складову струму обчислюємо за формулою (3.18)
10774,6
Ia 56,6 А;
3 110
6563,2
Iр 34,5 А.
3 110
Використовуючи формули (3.3) і (3.4) визначимо повздовжню і поперечну
складову падіння напруги
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 46
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
U'
ф 56,6 13,6 34,5 12,7 1207,9 В.
U"" 56,6 13,634,5 12,7 331,6 В.
Модуль напруги на початку ділянки визначимо за формулою (3.5);
U 2 6 2 6
ф1 (110 1,3) 10 (0,33) 10 111,3 кВ.
Модуль падіння напруги Uф визначається співвідношенням (3.7)
Uф (1,3)2 106 (0,33)2 106 1341,2 В.
Втрата напруги розраховується за співвідношенням (3.6)
U 111,3 103 110 103=1,3 103
ф В.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при проектній
потужності Рі=10774,6 кВт; Qі=6563,2 квар складає
U
U(%) ф %;
Uном
1,3 103
U(%) 100=1,2 %;
110 103
Таким чином, вибрані параметри повітряної лінії задані практично без
втрат напруги передавати розрахункову потужність на підприємство.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 47
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
N 2
Snp(6 ст.) SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) (4.3)
i i
Номінальна потужність SТ кожного з двох трансформаторів ГПП
попередньо оцінюється згідно виразу
S
S np(6 ст.)
Т . (4.4)
2 0,7
По отриманому значенню потужності вибирається номінальна потужність
трансформатора Sном Т . Якщо різниця між потужностями SТ іSном Т незначна
10 % , то для розгляду приймається один варіант, в іншому випадку
розглядається варіант з більшою і меншою стандартною потужністю
трансформатора відносно SТ .
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
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 20011 49/04 ПЗ 48
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).
S1 к4В50А0
14000
13500 Sмакс
13000 13521
12500
12000
11500 12169
11000
10500
10000 Sн.тр 10817
9500
9000 9728
8500 9465
8000
7500 8113 8113
7000
6500
6000 6761
5500
5000
4500 5408 5408 5408
4000
3500 4056 4056
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
1 2 4 5 6 8 11 14 16 19 22 23 24
t год
Рисунок 4.1 – Упорядкований добовий графік навантаження для
вибору трансформаторів ГПП
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначаємо згідно
виразу
n
(S2
i Δt
1 i )
К 1i
1 ; (4.5)
S n
н.тр Δt i
i1
де Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора, за
яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора, шт;
Δtі – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год;
Sі – потужності, що відповідають цім проміжкам часу Δtі , МВА.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 49
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
(5,4 1) (4,05 1) (4,05 2) (5,4 1) (9,72 1)
1
(9,46 3) (8,113) (8,113) (6,76 1) (5,4 1)
К
1 0,54 (МВА) .
10 (11 2 11 3 3 311)
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 )
` 1 i
К2 1i ; (4.6)
S m
н.тр Δt i
i1
де m – кількість ступенів потужності графіка навантаження, за
яких його більше від номінальної потужності трансформатора;
` 1 ((12,16 2) (10,81 2) (13,52 3))
К2 0,35 (МВА).
10 (2 2 3)
Величину К``2 визначаємо за виразом
`` 0,9 Sрозр 0,9 13521,1
К2 1,22.
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≥1,22
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 50
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Цехові трансформаторні підстанції підрозділяються за кількістю,
одиничною потужністю, схемі з'єднання, способу охолодження трансформаторів,
схемі розподільчого пристрою низької напруги.
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, головним чином,
вимогами надійності живлення споживачів [4].
Електроприймачі І категорії необхідно 6живити від двотрансформаторних
підстанцій. Двотрансформаторні підстанції рекомендується також
використовувати для живлення споживачів II категорії.
Живлення окремо споруджених об'єктів загальнозаводського призначення
рекомендується виконувати від двохтрансформаторних підстанцій.
Потужність трансформаторів двохтрансформаторних підстанцій слід
визначати таким чином, щоб при відключенні одного трансформатора було
забезпечено живлення електроприймачів, що вимагають резервування у після
аварійному режиму з урахуванням перевантажувальної здібності
трансформаторів.
При значній кількості трансформаторів цехових ТП та розосередженого
навантаження вибір одиничної потужності допускається користуватися
критеріями:
- при питомої густині навантаження до 0,2 кВА/м2 - 1000, 1600 кВА;
- при питомої густині навантаження 0,2-0,5 кВА/м2 - 1600 кВА;
- при питомої густині навантаження більше ніж 0,5 кВА/м2 - 2500, 1600 кВА.
Але ж ці критерії чинні лише при рівномірному навантаженні.
Для енергоємних підприємств рекомендується уніфіковувати одиничні
потужності трансформаторів.
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів (НБК)
у такій послідовності на прикладі обраного раніше цеху.
Вибір виконується у два етапи:
1)Вибирається економічне оптимальне число цехових
трансформаторів NТЕ та економічне оптимальне значення потужності НБК
QНК1.
2) Визначається додаткова потужність НБК QНК2 з метою
оптимального зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі
напругою 10 кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2, (4.7)
де QНК1 та QНК2 - сумарні потужності НБК, які визначаються на першому
та другому етапах.
Вибір оптимальної кількості цехових трансформаторів
Потужність цехових трансформаторів рекомендується визначати за
питомою густиною навантаження, кВА/м2
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 51
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
S
δs
ТПцеху ; (4.8)
S
де SТПцеху - в даному випадку максимальне навантаження цеху, кВА;
S- площа приміщення, м2.
2019,7
δs 0,9 .
2184
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.
1924,5
Nmin 0,4 2 шт ,
0,75 1600
Економічну кількість трансформаторів Ne знаходимо за виразом
N N m, Ne 20 2 шт.
е min (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 2 2
е кз.ф Sн.тр) - Рр.0,38 ; (4.11)
де кз.ф – фактичний коефіцієнт завантаження,
S
к мТП
з.ф , (4.12)
Ne Sн.тр
2019,7
кз.ф 0,63 .
2 1600
Q 2 2
max .T (2 0,63 1600) -1924,5 613 квар.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 52
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів QНК1
складе:
Q _
НК1 Qм0,38 QmaxТ ; (4.13)
де Qм – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш
0,38
завантажену зміну, квар.
QHK1 903,6 - 613 290,6 квар,
При QНК1 ≤ 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно. У нашому випадку QНК1 ≥0квар, тобто встановлювати батареї потрібно.
Вибір потужності конденсаторних батарей для зниження втрат
потужності у трансформаторах.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QНК2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
Q HK 2 Q _ Q _
м0,38 HK1 γ N е Sн.тр ; (4.14)
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників К1 К2,
схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі (для радіальної мережі
визначається згідно рисунок 4.8, для магістральної схеми - рисунок 4.9. для
двоступеневої схеми живлення трансформаторів від РП 6-10 кВ, на яких відсутні
К
джерела реактивної потужності γ р1 [11]).
60
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько та
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній роботі
- 12, при однозмінній - 24. Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та
потужність трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з даними
таблиці 4.7 у залежності від потужності трансформаторів та довжині живлячої
лінії [11].
Q 903,6_
HK2 290,6_ (0,18 2 1600) 37 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)
QНК=290,6+27=327,6 квар.
По результатам розрахунків, згідно ПУЕ (глава 5.6), вибираємо дві
конденсаторні установки марки УКЛН-0,38-150-50 У3 потужністю Qкку=150 квар
і напругою живлення 0,38 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 53
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Аналогічно проводимо розрахунки для інших цехів і результати заносимо
у таблицю 4.1.
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві
Компенсація реактивної потужності є невід'ємною частиною завдання
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності одночасно
з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових підприємств є
одним з основних способів скорочення втрат електроенергії.
Нові "Правила користування електричною та тепловою енергією" передбачають
нормування споживання реактивної потужності Q безпосередньо у іменованих
одиницях, тобто поряд з нормуванням активної потужності нормується і
реактивна.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно "Вказівок щодо
проектування компенсації реактивної потужності у електричних мережах
промислових підприємств [11].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними даними є
максимальна реактивна потужність Qм та вхідна реактивна потужністьQек , що
погоджена з енергопостачальною організацією на межі балансової
приналежності.
Максимальна реактивна потужність на шинах розподільчого пункту 10 кВ
підстанції, яка повинна бути скомпенсована високовольтними батареями
статичних конденсаторів визначається за виразом:
Q к Q Q _ _
ек н.с м тр Qек 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 6563,2 1261,6 609,7 3090 3600 квар.
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення [2] два комплекти
високовольтних блоків статичних конденсаторів УКЛ-10,5-1800 У1. Сумарна
ємність блоків статичних конденсаторів складає ΣQБСК10=3600 квар, при
номінальній напрузі живлення 10,5 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 54
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 55
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 20011 49/04 ПЗ 56
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 20011 49/04 ПЗ 57
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Для прикладу
Рм10=1924,5+0,02.1600=1956,5 кВт ,
Q .
М10= 903,6+0,1 1600=1063,6 квар.
Розрахункову потужність радіальної лінії визначаємо згідно електричної
схеми живлення і розрахункових потужностей по виразу
SЛ 2 2
Рм10 Qм10 , (5.3)
S 1956,52 2
Л(ГППТП2) 1063,6 2226,9 кВА.
де Рм10 і Qм10 – відповідно розрахункова активна і реактивна потужність лінії
кожного з трансформаторів, що живиться від цієї лінії;
Дані розрахунків по цьому та інших ТП заносимо до таблиці 5.1 (графа8).
Отримані тільки таким чином значення SЛ будуть коректними для визначення
перерізу живлячих кабельних ліній.
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
Кіль
к. Р , Q , S Р , Q
№ ТП р0,38 р0,38 н.тр , м10 м10,
т-рів Sл
кВт квар кВА кВт квар
шт. кВА
ТП-1 1 712,2 394,9 1000 732,2 494,9 883,8
ТП-2 2 1924,5 903,6 1600 1956,5 1063,6 2226,9
ТП-3 2 1078,6 640,9 1000 1098,6 740,9 1325,1
ТП-4 2 1755,4 1197,5 1600 1787,4 1357,5 2244,5
ТП-5 2 1370,6 829,1 1600 1402,6 989,1 1716,3
ТП-6 2 1294,5 768,6 1000 1314,5 868,6 1575,6
ТП-7 2 1040,6 745,8 1000 1060,6 845,8 1356,6
ТП-8 1 857,3 581,8 1600 889,3 741,8 1158
ТП-9 2 740,9 500,9 630 753,5 563,9 941,1
Розрахунковий струм у кабельної лінії на кожної ділянки (ГПП-ТП5) в
нормальному режимі визначається як
S
I Л,і
р.Л,і (5.4)
3 Uн
Для цеху, який обрано у якості прикладу
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 58
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2226,9
IЛ(ГППТП2) 128,7 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 128,7
Fек 91,9мм2.
jек 1,4
Розрахунковий переріз кабелів для лінії (ГПП – ТП2) Fек=91,9 мм2, тому
приймаємо трижильний алюмінієвий силовий кабель в свинцевій оболонці типу
АСБГ (3×150), Іном.каб=275 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
60,1115 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
2 128,7 275 1,04 0,87 1,25 311А,
тобто умова виконується.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не більше
(5%.Uн=52,5 В) і визначається за виразом
U 3 Ір.Л Lкл (r0 cosφ x0 sinφ), (5.5)
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 59
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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
Р
сosφ м10 1956,5
0,87 ,
Sл 2226,9
sin φ 1 0,872 0,49 .
Втрата напруги в кабельної лінії, що розглядається у якості прикладу, буде
ΔU 3 128,7 0,12 (0,256 0,87 0,063 0,49) 6,78 В.
Таким чином, умова виконується, так як
U 6,78 0,05 Uном 52 В.
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній і дані
заносимо в таблицю 5.2.
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Ділянка Lкл, SЛ, IрЛ, Fек, Iдоп, Прийнята F
Прийнята F, мм2
кабелю м кВА А мм2 А мм2
ГПП-ТП1 300 883,8 51,1 36,5 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП2 120 2226,9 128,7 91,9 275 150 АСБГ(3×150)
ГПП-ТП3 140 1325,1 76,6 54,7 140 50 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП4 180 2244,5 129,7 92,6 275 150 АСБГ(3×150)
ГПП-ТП5 100 1716,3 99,2 70,9 205 95 АСБГ(3×95)
ГПП-ТП6 120 1575,6 91,1 65,1 205 95 АСБГ(3×95)
ГПП-ТП7 170 1356,6 78,4 56,0 205 95 АСБГ(3×95)
ГПП-ТП8 140 1158 66,9 47,8 205 95 АСБГ(3×95)
ГПП-ТП9 190 941,1 54,4 38,9 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-БСК10 10 1800 104 74,3 205 95 АСБГ(3×95)
де БСК10 – ємкісна потужність блока статичних конденсаторів 10 кВ,
що встановлені в приміщені КРУН-10 кВ ГПП.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 60
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
6 РОЗРАХУНОКСТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000В
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Основною причиною порушення нормального режиму роботи СЕП
є виникнення короткого замикання в мережі або в елементах електрообладнання
внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій обслуговуючого
персоналу.
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання, згідно ПУЕ
(розділ 1.4.9 – 1.4.13), є прийнята схема електропостачання та величина
потужності короткого замикання на шинах районної підстанції. Розрахункова
схема мережі і схема заміщення зображені на рисунках 6.1 і 6.2
Величинами вихідних даних для розрахунку струмів короткого замикання
є прийнята схема електропостачання, величина потужності короткого замикання
на шинах районної підстанції та конкретні дані елементів схеми заміщення.
Т2
Т4
Т3
Рисунок 6.1 - Розрахункова схема розрахунку КЗ
Для розрахункової схеми (рисунок 6.1) складаємо схему заміщення,
виходячи з розрахункових умов і враховуючи прийняті у стандарті [15]
припущення. Схему складаємо однолінійною.
каб.лін 2
каб.лін 4
каб.лін 3
Рисунок 6.2 - Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
- номінальна напруга енергосистеми UС=110 кВ:
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 61
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
- потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1600 МВА;
- довжина повітряної лінії lл=40 км.
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту.
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі опори
схеми заміщення приводяться до базисних умов.
За базисні умови приймаємо:
За базисні умови приймаємо:
Sб 100 МВА, Uб1 115 кВ, Uб2 10,5 кВ
S
Iб б ,
3 Uб
100
Iб1 0,5 кА,
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 lл
б ,
U2
б1
100
Rпл 0,38 40 0,115;
1152
S
X б
пл x0л lл ,
U2
б1
100
Хпл 0,06 40 0,018.
1152
– трансформатора ГПП
U
Х кз Sб
тр ,.
100 Sн.тр
де Uкз – напруга короткого замикання трансформатора [8], %;
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
10,5 100
Х тр 1,05.
100 10
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 62
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках
В точці К1
Визначаємо сумарний реактивний і активний опір до розглядаємої точки к.з
і визначаємо повний опір
Струм короткого замикання в розглядаємій точці визначаємо за виразом
І
І б1
кз(К1) ,
Х 2 2
сум(К1) R сум(К1)
0,5
Ікз(К1) 3,56 кА.
0,0812 0,1152
Х сум(К1) Х с Хпл ,
Хсум(К1) 0,063 0,018 0,081;
R сум(К1) R пл ,
Rсум(К1) 0,115
Ударний струм короткого замикання в точці К1 визначаємо за виразом:
і уд(К1) 2 Ікз(К1) к уд(К1) ;
де куд – ударний коефіцієнт, що визначаємо за виразом
Rсум(К1)
3,14( )
Х
к сум(К1)
уд(К1) 1 е ,
0,115
3,14( )
к 0,081
уд(К1) 1 2,718 1,06.
іуд(К1) 2 3,56 1,06 5,29 кА .
В точці К2
І
І б2
кз(К2) ,
Х 2 2
сум(К2) R сум(К2)
5,5
Ікз(К2) 4,84кА
1,1312 0,1152
Х сум(К2) Х с Х пл Х тр ,
Хсум(К2) 0,063 0,018 1,05 1,131;
R сум(К2) R пл ,
Rñóì (Ê 2) 0,115
Ударний струм короткого замикання в точці К2 визначаємо за виразом:
іуд(К2) 2 Ікз(К2) куд(К2) ,
іуд(К2) 2 4,84 1,00 6,81 кА,
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 63
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Rсум(К2)
3,14( )
Х
к сум(К2)
уд(К2) 1 е ,
0,115
3,14( )
куд(К2) 1 2,718 1,131 1,00.
В точці К3
І
І б2
кз(К3) ,
Х 2 2
сум(К3) R сум(К3)
5,5
Ікз(К3) 3,22 кА.
1,1992 1,2152
Х сум(К3) Х с Хпл Х тр Х л1 ,
Хсум(К3) 0,063 0,018 1,05 0,068 1,199 ;
R сум(К3) R пл R л1 ,
Rсум(К3) 0,115 1,11,215
Ударний струм короткого замикання в точці (К3) визначаємо за виразом:
іуд(К3) 2 Ікз(К3) куд(К3) ,
іуд(К3) 2 3,22 1,04 4,71 кА.
Rсум(К3)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К3)
уд(К3) ,
1,215
3,14( )
к 1,199
уд(К3) 1 2,718 1,04.
В точці К4
І
І б2
кз(К4) ,
Х 2 2
сум(К4) R сум(К4)
5,5
Ікз(К4) 4,4кА.
1,1942 0,3712
Х сум(К4) Х с Хпл Х тр Х л2 ,
Хсум(К4) 0,063 0,018 1,05 0,063 1,194 ;
R сум(К4) R пл R л2 ,
Rсум(К4) 0,115 0,256 0,371
Ударний струм короткого замикання в точці К4 визначаємо за виразом:
іуд(К4) 2 Ікз(К4) куд(К4) ,
іуд(К4) 2 4,4 1,01 6,24 кА.
Rсум(К4)
3,14( )
Х
к уд(К4) 1 е сум(К4) ,
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 64
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
0,371
3,14( )
куд(К4) 1 2,718 1,194 1,01.
В точці К5
І
І б2
кз(К5)
Х 2 2
сум(К5) R сум(К5)
5,5
Ікз(К5) 4,22 кА
1,1952 0,522
Х сум(К5) Х с Хпл Х тр Х л3 ,
Хсум(К5) 0,063 0,018 1,05 0,064 1,195 ;
R сум(К5) R пл R л3 ,
Rсум(К5) 0,115 0,405 0,52
Ударний струм короткого замикання в точці (К5) визначаємо за виразом:
і уд(К5) 2 Ікз(К5) к уд(К5) ;
іуд(К5) 2 4,22 1,02 6,02 кА
Rсум(К5)
3,14( )
Х
к сум(К5)
уд(К5) 1 е ,
0,52
3,14( )
куд(К5) 1 2,718 1,195 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 0,081 0,115 0,14 3,56 5,29
К2 1,131 0,115 1,14 4,84 6,81
К3 1,199 1,215 1,71 3,22 4,71
К4 1,194 0,371 1,25 4,40 6,24
К5 1,195 0,520 1,30 4,22 6,02
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ
Для розрахунку струму однофазного замикання на землю приймаємо
електричну схему трансформатора 110/10 кВ і складаємо схему заміщення
(рисунок 6.3 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
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 65
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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 0,018 0,06 .
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.
S1
к 1,5 1600 2400 кВА.
Струм однофазного к.з., на шинах підстанції визначаємо виразом
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 66
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
S1
I 1 к
kc ,
3 U1
де U1 - номінальна напруга на шинах підстанції, U1=110 кВ.
1 2400
Ikc 12,6 кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи ( xco у відносних одиницях) визначаємо
з виразу
I 1кc 3 1
;
Iб x c1 x c2 x co
з цього виразу находимо xС0
3 1 І
х б
со х с1 х с2 ,
І (1)
кс
де хс1, хс2 – відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи,
х с1 х с2 х с .
3 1 5,5
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 х ло х тр1о х тр2о
(1,18 0,06) (1,05 1,05)
х0 0,8
(1,18 0,06) (1,05 1,05)
Струм однофазного к.з., у віддаленій точці визначаємо за виразом
1 3 1 I
І б
kA1 ;
х рез1 х рез2 х о
х рез1 х рез2 х с1 х л1 ;
хрез1 0,063 0,018 0,081
(1) 3 1 5,5
ІkА1 17,5 кА
0,081 0,081 0,8
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 67
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
В розділи приводяться дані, які стосуються конструкції та особливості
компоновки як самої комплектної трансформаторної підстанції (КТП), так і
розподільчих установок високої і низької напруги. Вказується область
застосування КТП, основні вимоги до місць встановлення,характеристика
ізоляції, категорії розміщення тощо.
Приводяться основні параметри і характеристики КТП. Вказується склад
підстанції, при необхідності – особливості схеми головних кіл. Матеріали можуть
ілюструватися фрагментами розрізу підстанції (або іншими кресленнями) та
зображеннями окремих елементів підстанції.
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою
апаратурою є високовольтні вимикачі і роз'єднувачі.
Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо
обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою
таблиці 1.8, у якої в першу графу заносимо відповідні розрахункові дані, і графу
2 - відповідні каталожні дані, а графа 3 містить умови вибору апаратів.
Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії
ВГТ-110ІІ*-40/2500У1 з допустимим нижнім робочим значенням
температури оточуючого повітря - 45°С, допустимою швидкістю вітру до 40 м/с,
сейсмічності - до 9 балів та приводом пружинного типу.
Результати вибору зводимо в таблицю 7.1
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=110 кВ Uном=110 кВ Uн Uном
Iмах=71,1 А Iном=2500 А Ір Іном
іуд =5,29 кА Im.дин= 102 кА іу Іm.дин
Іnt =3,56 А Iвідкл. =40 кА Іn.t Івідкл
В І2
к t tф 5,292 0,035 ІТ 40 кА; t
Т 3 с;
В І2
І2 t 4800 106 В2 с к Т tT
0,979 Т Т
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 20011 49/04 ПЗ 68
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [13].
Алгоритм вибору роз'єднувача відрізняється від алгоритму вибору
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка струму
відключення.
Попередньо по номінальним даним обираємо роз'єднувач серії РГН-
110/1000 УХЛ1.
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=110 кВ Uном=110 кВ Uн Uном
Iмах=71,1 А Iном=1000 А Ір Іном
іуд =5,29 кА Im.дин= 80 кА іу Іm.дин
ІТ 40 кА; tТ 3 с;
Іnt =3,56 кА В І2 t
І2
Т t 4800 106 В2 с к Т T
Т
Остаточно, по даним таблиці 1.9 обираємо роз'єднувач серії РГН-110/1000
УХЛ1, який на протязі терміну експлуатації (30 років) не вимагає технічного
обслуговування [18].
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення
Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач навантаження
вакуумний типу NEO ВВ/N10M-630A з вбудованим електромагнітним приводом
[13].
При розрахунках розрахункового струму ввідного вимикача 10 кВ значення
Ір визначаємо за співвідношенням
13521,1
Іmax(ввід) 744,3 А.
3 10,5
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=10 кВ Uном=10 кВ Uн Uном
Iмах(ввід)=744,3 А Iном=1000 А Ір Іном
іуд =6,81 кА Im.дин= 52 кА іу Іm.дин
Іnt =4,84 кА Iвідкл. =20 кА Іn.t Івідкл
В 2 2
к Іt tф 6,81 0,12 ІТ 20 кА; tТ 3 с;
2 6 2 В І2 t
к Т T
5,56 ІТ tТ 1200 10 В с
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 69
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
При розрахунках розрахункового струму секційного вимикача 10 кВ
значення Ір визначаємо за співвідношенням
S
І розр 0,5 13521,1
р.секц 372,1 А.
2 3 Uн 3 10,5
Попередньо по номінальним даним обираємо секційний вимикач
вакуумний типу ВВЗ-10-20/630 УЗ 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 Uном=10 кВ Uн Uном
Iмах(секційний)=372,1 А Iном=630 А Ір Іном
іуд =6,81 кА Im.дин= 80кА іу Іm.дин
Іnt =4,84 кА Iвідкл. =20 кА Іn.t Івідкл
В І2 t 6,812
к t ф 0,12 ІТ 20 кА; t 3 с;
Т 2
І2 В І
t 1200 106 В2 с к Т tT
5,56 Т Т
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, згідно ПУЕ (розділ 1.6.6 – 1.6.8), вибираємо за
номінальною напругою, первинному та вторинному струмам, за родом
встановлення, конструкції, класу точності та перевіряємо на термічну стійкість
при короткому замиканні таблиця 6.1.
Попередньо обираємо трансформатор струму напругою 10 кВ типу ТШЛП-
10К
Таблиця 7.5 – Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн=10 кВ Uном=10 кВ
Iмах(ввід)=744,3 А Iном=1000 А
ідин kдин 2 Іном1
іуд =6,81 кА
30 1,4 1000 кА=42 103 кА
ІТ 31,5 кА; tТ 4 с;
Вк І2
t tф 6,812 0,12 5,56
І2
Т tТ 3969 106 В2 с
Номінальний струм вторинної обмотки I2Н =5 А, допустима потужність S2Н
вторинної обмотки при cos = 0,8 клас точності 0,5 складає 15, ВА.
Сумарний опір приладів, Ом:
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 70
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
ΣS
прил
rприл , (7.1)
I 2
2Н
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної та
реактивної енергії та ін.),Sприл7 (ВА).
7
rприл 0,28 .
52
Опір контактів rк 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів, Ом:
S 2
r 2 Н I2 Н (rприл rк )
пров , (7.2)
I2
2 Н
15 52 (0,28 0,1)
rпров 0,22.
52
Довжина проводів lпров 25 м.
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp lпров 25 м.
Переріз з'єднувальних проводів, мм2:
lp ρ Fпров . , (7.3)
rпров .
25 0,02
Fпров 2,27.
0,22
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом F 2,5 мм2 .
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф .
rпров.ф rприл. rн 0,6 Ом,
0,2+0,28=0,48<0,6.
Якщо виконується умова тоді обраний трансформатор струму забезпечить
допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 71
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
7.5 Вибір трансформаторів напруги
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМИ–10–66УЗ. Розрахунок навантаження
основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
Потужність, що
Кількість cosφ споживається
Прилад Тип споживається
котушок
котушкою, Вт tgφ P, Q, S,
Вт вар ВА
Вольтметр ЭВ0302 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
Fmin , (7.4)
С
де tпр – приведений час дії струмів КЗ, А;
tt∞ – ударний струм КЗ, що діє на вибраний нами відрізок лінії, кА;
С – коефіцієнт, що відповідає різниці теплоти, яка в провіднику після і до
короткого замикання (для кабелів з алюмінієвою жилою С = 85 ).
Приведений час можна визначити по виразу
tпр=tзах+tвідкл
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії вимикаючої апаратури, с.
6240 0,2
Fmin 33 мм.
83
tпр=0,08+0,12=0,2
Розглянутий нами відрізок кабельної лінії (ГПП-ТП2), що має переріз
F=150 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 20011 49/04 ПЗ 72
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1000 В,
з якої найбільш поширена – напруга 380 В.
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори:
– вимоги до надійності електропостачання і резервування,
– режими роботи електроприймачів,
– розміщення їх по території цеху,
– номінальні струми та напруги,
– вплив мікроклімату виробничих приміщень.
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
За способами ізоляції мережі діляться на дві групи: такі, що виконані
голими проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і такі, що виконані
кабелями і ізольованими проводами (електропроводки).
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного призначення та
конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способів їх виконання
здійснюється при проектуванні на основі вивчення технології виробництва, умов
оточуючого середовища, вимог електробезпеки та пожежної безпеки згідно ПУЕ.
У цьому підрозділі бакалаврської роботи на основі всебічного аналізу і
виявлення основних визначальних факторів (таких, як, наприклад розміщення
технологічного обладнання на плані цеху, надійність електропостачання
електроприймачів, характер навантаження та її розподіл по площі цеху та багато
інших) вибирається конкретний вид схеми. Кожний вид схем має свою найбільш
доцільну область застосування.
На рисунку 8.1 приведена проста радіальна схема цехової електричної
мережі.
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 73
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми живлення
використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше розповсюдженні
змішані схеми, але для конкретного випадку саме така «рафінована» схема може
виявитися найбільш раціональною.
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
На промислових заводах близько 10% енергії, що споживається,
витрачається на електричне освітлення.
Правильне виконання освітлювальних установок сприяє раціональному
використанню електроенергії, поліпшенню якості продукції, знижує
втомлюваність працівників, зменшує кількість аварій та випадків травматизму.
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної та
електричної частин [9].
В світлотехнічній частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічаються найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні характеристики
освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Першим етапом проектування системи освітлення об’єкту є його аналіз,
необхідний для отримання повного уявлення про об’єкт освітлення. На другому
етапі обирається вид і система освітлення.
Норми освітлення побудовані на основній класифікації робіт, основною
ознакою яких є найменший розмір об’єктів, шинопроводів розрізняти в
залежності від розряду робіт, що виконуються; коректуються рівні освітленості,
якісні показники освітлювальних установок (показник засліпленості
(дискомфорту), пульсації освітленості, передача кольору, нерівномірність
розподілу освітленості) [9].
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням можливих
обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проектуванні світлотехнічної частини слід також враховувати умови
експлуатації освітлювальної установки.
Штучне освітлення проектується двох видів: загальне і комбіноване, коли
до загального додається місцеве освітлення робочих місць. Якість і економічність
освітлювальних установок залежить від правильності вибору системи освітлення.
Систему загального освітлення застосовуються для освітлення всього
приміщення, в тому числі і робочих поверхонь. Загальне освітлення може
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним розміщенням
світильників під стелею освітлюваного приміщення. Освітлення з рівномірним
розміщенням світильників застосовують, якщо в виробничих приміщеннях
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 74
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. 75тощо.). Це
освітлення називають аварійним освітленням для продовження роботи, воно має
створювати на робочих місцях 5% нормованого робочого освітлення при системі
загального освітлення, але не менш як 2 лк.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок освітлення цеху може проводиться методом світлового потоку
(методом коефіцієнту використання), або іншим відомим методом. Для прикладу
нижче приведено розрахунки методом світлового потоку:
кз Еmin S zФ , (8.1)
N
де кз– коефіцієнт запасу, визначається за довідником [9];
Еmin – мінімальна освітленість, лк;
S– площа освітлювального приміщення, м2;
E
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z cp 1,11,15 ;
Emin
N – прийнята кількість світильників, шт.;
– коефіцієнт використання світлового потоку.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 75
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 20011 49/04 ПЗ 76
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 15,85,8 м.
Приблизну кількість світильників визначаємо за виразом
A B
N , (8.7)
L2
в
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 77
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
28 78
N 64,9 66 шт.
5,82
Коефіцієнт використання світлового потоку визначаємо по довідниковим
таблицям [22], в залежності від прийнятого типу світильника, коефіцієнтів
відбиття, від поверхонь приміщень і від індексу приміщення, що визначається за
виразом
А В
і ;
h(А В)
(8.8)
(28 78)
і 2,86.
5,8 (28 78)
де h – висота підвісу світильника, м.
1,6 200 2184 1,15
Fp 21598,7 лм.
66 0,57
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймаємо
світильник типу ГСП03-125 з лампами типу ДРЛ, Рл=400 Вт, що має світловий
потік Фл=25000 лм.
Обрані лампи за світловим потоком відрізняється від розрахункового на
Fcв F
% р 25000 21598,7
100% 100% 15,7% (8.9)
Fр 21598,7
що є допустимо.
Згідно результатів проведеного розрахунку ми можемо зробити висновки,
що встановлена в приміщенні цеху світлова арматура загального призначення з
лампами типу ДРЛ в повній мірі задовольняє вимогам СНіП ІІ-4-79, що до
загальних вимог освітленості в робочій зоні цеху.
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Відповідно до ПУЕ для живлення світильників загального освітлення
повинна застосовуватися напруга не вище 380/220 В змінного струму при
заземленій нейтралі і не вище 220 В змінного струму при ізольованій нейтралі і у
мережах постійного струму.
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище 220В,
що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від висоти їхньої
установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У приміщеннях з
підвищеною небезпекою і особливо небезпечних при установці світильників
загального освітлення з лампами розжарювання на висоті менше ніж 2,5 м при
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 78
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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 20011 49/04 ПЗ 79
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 20011 49/04 ПЗ 80
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.4– Схема живлення освітлювальних установок від
двотрансформаторної підстанції
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на
підставі світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості
світильників, тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА:
��роз = кп ∙ кдод ∙ ��ном , (8.10)
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, для ламп LHK кдод = 1,12 [9].
Згідно коефіцієнт попиту для дрібних будівель виробничого характеру
складає кп = 1,0.Коефіцієнт попиту для групової
мережі освітлення і всіх ланок мережі аварійного освітлення приймається
рівним 1,0.
��роз = 1 ∙ 1,12 ∙ 0,4 = 26,4 кВт.
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за допустимим
струмом навантаження
Провідники освітлювальної мережі повинні задовольняти вимоги у
відношенні гранично допустимого нагрівання при нормальних режимах роботи.
Нагрівання провідників викликається проходженням по них електричного
струму.
Межі нагрівання суворо нормуються ПУЕ, при цьому кожному перерізу
проводу або кабелю в залежності від його конструкції і способу прокладання
відповідає допустимий нормований струм (Iдоп, А).
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 81
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
У практичних розрахунках користуються готовими таблицями з
допустимими тривалими навантаженнями, що нормовані ПУЕ і нормативною
документацією.
Зазначені таблиці складені для визначення температурних режимів повітря
і землі, що складають відповідно +25°С та +15°С. Якщо фактичні температури
відрізняються від табличних, користуються коефіцієнтами перерахунку, що
наведені в ПУЕ.
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є:
��доп > ��роз,
де ��роз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі.
Розрахунковий струм для трифазних мереж визначається за виразом:
��роз ∙ 10 ��роз ∙ 10
��роз = = , (8.11)
√3 ∙ ��л ∙ cos �� 3 ∙ ��ф ∙ cos ��
де ��роз – розрахункова потужність, кВт;
��ф, ��л – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cos �� – коефіцієнт потужності, для газорозрядних ламп з конденсаторами
cos �� = 0,9.
26,4
Іроз 44,6 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 ГОСТ 13109-97 напруга в найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення промислових підприємств, а також прожекторних
установок зовнішнього освітлення повинна бути не нижча 97,5%Uном, а в
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 82
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
найбільш віддалених лампах аварійного і зовнішнього освітлення, виконаного
світильниками – не нижча 95%Uном.
У мережах 12–42 В допускаються втрати напруги до 10% Uном, якщо
рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша напруга ламп не повинна
перевищувати 105%Uном.
На затисках газорозрядних ламп напруга не повинна бути нижчою 90%Uном,
на інших лампах – не нижчою 88%Uном.
Величина допустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від
джерела живлення до найбільш віддаленої лампи повинна складати:
∆��м = ��хх − ∆��тр − �� ,
де ∆��м – допустима втрата напруги в мережі;
��хх – напруга холостого ходу трансформатора (на 5% вища від
номінальної);
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі;
�� – мінімально допустима напруга на затисках лампи.
Розрахунок допустимої величини втрати напруги в освітлювальній мережі
в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися і в
іменованих одиницях (вольтах).
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається за виразом:
∆��тр = �� ∙ �� ∙ cos �� + �� ∙ sin �� , (8.12)
де �� , �� – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (��КЗ), %;
cos �� – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
�� – коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення розрахункового
навантаження трансформатора до його номінальної потужності).
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (%) визначаються за виразами:
100 ∙ ��КЗ
�� = ; (8.13)
��ном.тр
�� = ��КЗ − ��а , (8.14)
де ��КЗ – втрати потужності короткого замикання трансформатора, Вт;
��ном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без урахування
індуктивного опору провідників.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 83
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
100 ∙ 12,2
�� = = 0,76 %;
1600
�� = 5,5 − 0,76 = 5,5 %;
∆��тр = 0,87 ∙ (0,76 ∙ 0,9 +5,5 ∙ 0,44) = 2,7 %;
∆��м = 105 − 2,7 − 97,5 = 4,8 %.
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 ∙ 1,86 + 12 ∙ 1,86 + 18 ∙ 1,86 + 24 ∙ 1,86 + 30 ∙ 1,86 + 36 ∙ 1,86 + 42 ∙ 1,86
+ 48 ∙ 1,86 + 54 ∙ 1,86 = 502,2 кВт ∙ м;
502,2
∆�� = = 0,55 %.
54 ∙ 16,8
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 84
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 20011 49/04 ПЗ 85
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 20011 49/04 ПЗ 86
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
Ipоз = роз (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 20011 49/04 ПЗ 87
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
де Ідоп – тривало допустимий струм навантаження на проводи, кабелі та шини
для даного перерізу за ПУЕ (або технічними характеристиками конкретних
виробів).
При прокладанні декількох кабелів і більше чотирьох проводів в одній
трубі, траншеї, лотку, коробі і т.п. в розрахункову формулу (8.14) вводиться
коефіцієнт Кпрокл , поправочний коефіцієнт на умови прокладки проводів і
кабелів
I
І max
доп . (8.20)
Кпрокл
Згідно ПУЕ допустимі тривалі струми для кабелів, які прокладають у
блоках, слід визначати за емпіричною формулою
Iдоп.бл a b c Iдоп , (8.21)
a, b, c – поправочні коефіцієнти (табл. ПУЕ)
Поправочні коефіцієнти застосовуються до груп однотипних проводів і
кабелів, що мають однакову допустиму температуру нагрівання.
Для груп проводів і кабелів, що мають різні максимальні температури
нагріву, допустиме струмове навантаження розраховується з поправочних
коефіцієнтів, що належать до тієї частини проводів і кабелів, у яких допустима
температура мінімальна.
Якщо у частині ізольованих проводів і кабелів в групі навантаження не
перевищує 30 % допустимого, то вони виключаються із загального числа при
визначенні поправочного коефіцієнту для іншої частини групи.
Допустимі струмові навантаження для кола залежать від числа провідників.
У багатофазній збалансованій системі спільно прокладений нейтральний
провідник не враховується. В цьому випадку допустиме навантаження
чотирижильного кабеля приймається як для трьохжильного, з тим же перерізом
фазних провідників. Чотири і п’ятижильні кабелі можуть мати більше допустиме
струмове навантаження, якщо навантажені тільки три фазні проводи.
Якщо нейтральний провідник пропускає струм, який є наслідком
дисбалансу фазних струмів, то збільшення тепловиділення в нейтральному
провіднику компенсується його відповідним зменшенням в одному або декількох
фазних провідниках. В цьому випадку переріз всіх провідників вибирається по
найбільш навантаженому проводу.
Якщо не потрібно вводити поправочні коефіцієнти для струму в
нейтральному провіднику в залежності від характеру навантаження фазних
провідників, нейтральний провідник вибирається відповідно до параметрів кола
Необхідність введення поправочних коефіцієнтів для струмів може бути
наслідком наявності істотних струмів вищих гармонік в трифазному колі. Якщо
гармонічна складова перевищує 15 %, нейтральний провідник вибирається
перерізом не нижче фазного.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 88
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Оскільки струм в нейтральному провіднику визначається струмами фазних
провідників, то струми вищих гармонік в ньому взаємно не компенсується.
Найбільш значущою з гармонік є третя гармоніка. Діюче значення струму третьої
гармоніки в нейтральному проводі може перевищувати діюче значення струму
промислової частоти в фазних провідниках.
У цьому випадку струм в нейтральному провіднику є визначальним при
розрахунках допустимого струмового навантаження кола. Вплив гармонік
враховується поправочними коефіцієнтами. Поправочні коефіцієнти, що наведені
в МЕК60364-5-52:2009 «Електроустановки низьковольтні. Частина 5-52. Вибір і
монтаж електроустаткування. електропроводки», надані для збалансованої
трифазної системи; слід вказати, що ситуація погіршується, якщо в трифазній
системі навантажені тільки дві фази. У цьому випадку струм вищих гармонік в
нейтральному провіднику буде визначатися струмом дисбалансу. Така ситуація
призведе до перевантаження нейтрального провідника.
Поправочні коефіцієнти застосовуються для випадку, коли нейтральний
провідник є жилою чотирьох- або п’ятижильного кабелю, виконаний з того ж
матеріалу і має той же переріз, що і фазні провідники.
Поправочні коефіцієнти відносяться до струмів третьої гармоніки. Якщо
очікуються значні вищі гармоніки, такі як 9-я, 12-я тощо, тобто вони становлять
понад 15 %, поправочний коефіцієнт повинен бути зменшений. Якщо дисбаланс
між фазними навантаженнями перевищує 50 %, то поправочний коефіцієнт може
бути зменшений. Розрахунковий поправочний коефіцієнт для визначення
допустимого струмового навантаження для кабелів з трьома робочими
провідниками приймається, як для кабелю з чотирма робочими провідниками, у
якого струм в четвертому проводі викликаний гармоніками. Поправочні
коефіцієнти також враховують фактор нагріву фазних провідників струмами
гармонік.
Коли значення струму в нейтральному провіднику очікується вище, ніж
фазний струм, розмір кабелю визначається по нейтральному провіднику.
Якщо переріз кабелю визначено по нейтральному провіднику, то необхідно
зменшити розрахункове навантаження для трьох робочих провідників.
Якщо струм в нейтральному провіднику більше, ніж 135 % фазного струму
і переріз кабелю вибирається по нейтральному провіднику, то три фазних
провідника не можуть бути повністю завантажені. Зменшення тепловиділення
фазними провідниками компенсує тепловиділення нейтрального провідника в
такій мірі, що немає необхідності застосовувати інші поправочні коефіцієнти
щодо трьох робочих провідників.
За відсутності спеціальних вимог необхідно виконувати такі вказівки:
Площа поперечного перерізу нейтрального провідника повинна бути,
принаймні, рівною площі поперечного перерізу лінійних провідників у наступних
випадках:
– в однофазних двопровідникових колах, незалежно від площі поперечного
перерізу провідника;
– в багатофазних колах, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників - менше або дорівнює 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію;
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 89
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
– в трифазних схемах, де частка струмів третьої гармоніки і гармонік,
кратним трьом, лежить в межах від 15 % до 33 %.
Для багатофазних кіл, де площа поперечного перерізу лінійних провідників
більше, ніж 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію, площа поперечного перерізу
нейтрального провідника може бути нижче площі поперечного перерізу лінійних
провідників (звичайно не нижче 50 %), якщо виконуються одночасно такі умови:
– навантаження кола в нормальному режимі розподілено рівномірно між
фазами, третя гармоніка не перевищує 15% струму лінійного провідника;
– нейтральний провідник захищається від надструмів;
– площа поперечного перерізу нейтрального провідника – не менш 16 мм2
по міді або 25 мм2 по алюмінію.
Відносно нульових робочих провідників в чотирипровідній системі
трифазного струму ПУЕ містить наступне формулювання: вони повинні мати
провідність не менше ніж 50 % провідності фазних провідників; у необхідних
випадках вона має бути збільшеною до 100 % провідності фазних провідників.
Вибраний переріз провідника за умовами нагріву тривалим струмом
перевіряється по нагріванню струмом післяаварійного режиму Ітр. ав (в умовах
двотрансформаторних цехових ТП і декількох кабелів одної лінії):
Для подальшого вибору апаратів попередньо визначимо струм на
затискачах вторинної обмотки силового трансформатора цехової ТП за
співвідношенням
ΣS
н.тр к з
І р ; (8.22)
3 U н
де ΣSн.тр – загальна потужність силових трансформаторів цеху, кВА;
кз - коефіцієнта завантаження трансформаторної підстанції(таблиця 1.4),.
2000 0,72
Ір 2187,9 А
3 0,38
Визначимо силові елементи схеми живлення цеху на стороні 0,4 кВ.
Тип ввідного автоматичного вимикача приймаємо згідно каталожних даних [21]в
залежності від типу шафи за умовами
І .
н.а≥Ін.т.р Ін.а>1,1 Ір
2500 ≥2000 2500>1,1∙2187,9=2406,7 А,
де Ін.а– номінальний струм автоматичного вимикача А;
Ін.тр– номінальний струм теплового розчіплювача автоматичного вимикача
(каталожні дані), А
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 90
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Приймаємо ввідний автоматичний вимикач виробництва компанії NEO
ВВ/N10M-630A. Для забезпечення секціонування, в аварійному режими роботи,
ми застосуємо, секційний вимикач згідно співвідношення:
3200 0,5
Ір 2431,6 А .
3 0,38
Визначимо силові елементи схеми живлення цеху на стороні 0,4 кВ
Тип ввідного автоматичного вимикача приймаємо згідно каталожних даних
в залежності від типу шафи за умовами
І .
н.а≥Ін.т.р Ін.т.р>1,1 Ір
4000 ≥3000 3000>1,1 2431,6 2674,7 А
де Ін.тр – номінальний струм теплового розчіплювача автоматичного вимикача
(каталожні дані), А
Приймаємо ввідний автоматичний вимикач серії ВА 88-43, що встановлений
в шафі типу ЩО70-22; Uн =0,4 кВ; Iн=2500 А.
Для забезпечення секціонування, в аварійному режими роботи, ми
застосуємо автоматичний вимикач серії ВА 88-40, що також встановлений в шафі
типу ЩО70-22; Uн =0,4 кВ; Iн=2500 A.
Тип секційного автоматичного вимикача приймаємо згідно каталожних
даних в залежності від типу шафи за умовами
І .
н.а≥Ін.т.р Ін.т.р>1,1 Ір.св
2500 ≥2500 2500>1,1 1534,7 1688,2 .
де Ір.св – робочий струм секційного вимикача, що визначаємо за виразом
0,5 S
І ном
р.св ;
3 Uн
де Sн.ом – номінальна потужність цеху, кВА;
0,5 2019,7
Ір 1534,7 А .
3 0,38
Вибір перерізу шин по напрузі 0,4 кВ згідно [1] виконуємо за умови
Ід.д>І .
р кз
2500>2431,6 1.
де кз – коефіцієнт запасу для шин 0,4 кВ дорівнює кз =1;
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 91
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Ід.д – довго тривало допустимий струм на шинах 0,4 кВ, А;
Приймаємо шинопровід типу ШМА-68Н; Ід.д=2500 А; Uн =0,4 кВ.
Вибір струмоведучих частин
Основним завданням розрахунку цехових електричних мереж є вибір
перерізу кабелів, проводів шино проводів і захисних апаратів згідно ПУЕ (розділ
2.1.31 – 2.1.51).
Для мереж напругою до 1000 В основними вимогами, що визначають вибір
перерізу провідників, є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів
провідників, механічна міцність, втрата напруги, термічна стійкість до струмів
КЗ.
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в
цілому за співвідношенням
Р
І Н
р ,
3 U cos (8.24)
н
де Рн - номінальна потужність згідно з завданням, кВт ; Uн= 0,38кВ.
Ір Ку.н ІН.ДОП.Л
Умовами вибору ліній живлення [5,6] є виконання співвідношення
де І НДОПЛ - допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
Куп - коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ.
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (таблиця 1.3.3 ПУЕ), умова
прийме вид
ІН.ДОП.Л Іmax1,25Ip
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі живлення
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.1.
Таблиця 8.1 – Розрахункова таблиця вибору ліній живлення цеху
Рн Iр, Imax., I
Назва споживача н.доп.л Марка
кВт А А А
1 2 3 4 5 6
Формувальний екструдер 98 158,6 198,2 200 АВВГ(3×70)+(1×35)
Камера активного охолодження 18,8 32,5 40,6 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Опльоточний автомат 14,3 26,2 32,8 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Екструдер зовнішнього гумування 64 105,8 132,3 135 АВВГ(3×35)+(1×16)
Кордувальний верстат 42,1 71,2 88,9 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Маркувальний верстат 2 3,6 4,5 19 АВВГ(4×2,5)
Установка маркування фарбою 1,7 3,1 3,8 19 АВВГ(4×2,5)
Відрізний верстат 2,4 4,3 5,4 19 АВВГ(4×2,5)
Верстат формування бабін 8,2 15,2 19 19 АВВГ(4×2,5)
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 92
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 8.1
1 2 3 4 5 6
Тельфер 27 51,3 64,2 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Пересувна шнекова установка 38 68 85 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Змішувач 18,3 31,6 39,5 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Опресовочний верстат 4,3 8 10 19 АВВГ(4×2,5)
Конвеєр 21 39,9 49,9 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Пакувальний автомат 2,1 3,8 4,8 19 АВВГ(4×2,5)
Вентилятор витяжний 7 12,1 15,1 19 АВВГ(4×2,5)
Теплообмінний насос 10 17,7 22,1 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Приточний вентилятор 22 38 47,5 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Освітлення 26,4 44,6 55,7 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Зварювальний апарат гуми 7,2 26,3 32,9 34 АВВГ(2х2,5)
Універсальний верстат 7,2 45,5 56,8 80 АВВГ(2х10)
Конденсаторна установка 150 квар 228 285 305 АВВГ(3×150)+(1×70)
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); номінального струму автоматичних
вимикачів, та струму теплових розчіплювачів, які захищають приєднанні
електроприймачі; сумарного струму Ір РП споживачів, що приєднані до РП, який
визначається за виразом
Ір.РП ІН КН ,
де Кн - коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку Кн = 0,7.
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [2], за умовами
Ір.РП ІН.ДОП
Вибрана кабельно-провідникова продукція, живлення споживачів цеху,
прокладена в кабельних каналах підлоги цеху.
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної має
становити не більше 5 % Uном . Для освітлювальних мереж промислових
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від 5 до
2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення 5 % Uном
. Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту асинхронних
електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його зменшення
може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення зниження напруги
призводить до різкого зменшення світлового потоку.
Розрахунок цехової мережі за умовами допустимої втрати напруги і
побудова епюри відхилення напруги виконується для кола ліній від шин ГПП або
ЦРП до затискачів одного найбільш віддаленого від цехової ТП або найбільш
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 93
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
потужного ЕП для режимів максимальних і мінімальних навантажень
(визначається з добового графіка навантажень), а в випадку
двохтрансформаторної підстанції – і післяаварійного.
Як відомо, існує залежність r0 i x0 від перерізу проводів і кабелів, якою
можна скористатися при розрахунках.
Як правило у розрахунковому ланцюгу «ГПП – найбільш віддалений
потужний споживач» присутня трансформаторна підстанція ТП.
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.4.
Рисунок 8.4 – Розрахункова схема
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути не нижче 0,95 ∙ ��ном. В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах ТП не повинна перевищувати 5%
номінальної напруги, тобто �� ∙ �� ≤ 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30% від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги:
�� ∙ �� = �� − ∆��тр + ��м + ∆��сп ≥ −5, (8.25)
де �� – величина додаткової напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі, %;
∑ ��м – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача, %;
�� – кількість послідовних магістралей до споживача;
∆��сп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
−5% - припустиме усталене відхилення напруги згідно [14].
Знайдемо відхилення напруги до найбільш віддаленого споживача.
Оскільки напруга на затискачах найбільш віддалених споживачів повинна
становити не менше 0,95 ∙ ��ном,формула 8.25. матиме вигляд:
��ном − ∆��т − ∆��л ≥ 95 %, (8.26)
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 94
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
де ∆��т – втрати напруги у трансформаторі. ��т = 3,28 %;
∆��л – втрати напруги у лінії, що живить споживача:
Величину ΔUтр (%) знаходимо за виразом:
S
ΔU м
тр (U a cos φ U p sin φ),
Sн.тр
де Sм - максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора, кВ;
Sнтр - номінальна потужність трансформатора, кВА;
Uа- активна складова напруги к.з трансформатора, %;
100 ΔP
U кз
a ,
Sн.тр
100 18
Ua 1,125 В .
1600
Uр- реактивна складова напруги к.з трансформатора, %:
U U2
p кз U2
a ,
U 2,82 1,1252
p 2,6 В.
2433,8
ΔUтр (1,125 0,95 2,6 0,31) 2,83 В.
630
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги:
δ U 2 E m к з (ΔU тр ΔUм ) ΔUcп 5% .
де кз = 0,3 - коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень;
+ 5 % - припустиме усталене підвищення напруги від Uн=19 В, згідно [11]:
δ U2 15 0,3 (2,83 60,3) 5 8,94 5% Uн 525 В .
Згідно виконаних розрахунків ми маємо можливість пересвідчитись, що
можлива зміна навантаження цехового трансформатора ні як не буде
відображатися на зміні величини потенціалу напруги у найвіддаленішого
споживача.
Оскільки відхилення напруги не перевищує допустимого значення, обирати
відпайки для цехової КТП не потрібно.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 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 20011 49/04 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-1 487,6 488,8 540 2АВВГ(3×120)+(1×70)
Розподільчий пункт РП-2 235,7 294,6 305 АВВГ(3×150)+(1×70)
Розподільчий пункт РП-3 235,7 294,6 305 АВВГ(3×150)+(1×70)
Розподільчий пункт РП-4 487,6 488,8 540 2АВВГ(3×120)+(1×70)
Розподільчий пункт РП-5 313,7 392,1 400 АВВГ(3×240)+(1×120)
Розподільчий пункт РП-6 262,4 328 345 АВВГ(3×185)+(1×95)
Розподільчий пункт РП-7 487,6 488,8 540 2АВВГ(3×120)+(1×70)
Розподільчий пункт РП-8 235,7 294,6 305 АВВГ(3×150)+(1×70)
Розподільчий пункт РП-9 235,7 294,6 305 АВВГ(3×150)+(1×70)
Розподільчий пункт РП-10 487,6 488,8 540 2АВВГ(3×120)+(1×70)
Розподільчий пункт РП-11 91,7 114,6 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Розподільчий пункт РП-12 96,8 121 135 АВВГ(3×35)+(1×16)
Розподільчий пункт РП-13 205,1 256,3 270 АВВГ(3×120)+(1×70)
Вибрана кабельно-провідникова продукція, живлення споживачів цеху,
прокладена в кабельних каналах підлоги цеху.
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання мережі до 1000В
Розрахунок струмів короткого замикання в цехових мережах, тобто
мережах напругою до 1000 В має свої особливості, які регулюються
міждержавним стандартом [15] та керуючими вказівками [1].
При розрахунку струму трифазного КЗ в установках напругою до 1 кВ варто
враховувати не тільки індуктивні й активні опори всіх елементів
короткозамкненого ланцюга, але й активні опори всіх перехідних контактів у
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 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
ΔР 3
r к.з 10
тр , (8.42)
3 І2
н.тр
де ΔРкз – потужність КЗ трансформатора, кВт;
18 103
rтр 0,001 Ом.
3 2433,8
Ін.тр – номінальний струм вторинної обмотки трансформатора, А;
Sн.тр
І 3
н.тр 10 , (8.43)
3 U н
1600
І 3
н.тр 10 2433,8 А.
3 380
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 98
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Повний опір дорівнює
U 2 3
z к.з. U н 10
тр , (8.44)
100 Sн.тр
5,5 3802 103
z тр 0,00496 Ом.
100 1600
Індуктивна складова опору трансформатора хтр (Ом)
х 2 2
тр zтр rтр , (8.45)
х тр 0,004962 0,0012 0,0049 Ом.
Визначимо повний опір схеми заміщення до точки короткого замикання К1
n 2 m
Z (К1) r
i x i , (8.46)
i1 i1
Z 2 2
(К1) rтр rав rтс rш rпр х тр хав хтс хш ,
2
0,001 0,00005 0,00002 0,000014 0,00008
Z(К1) 0,005 Ом.
2
0,0049 0,0001 0,00002 0,000006
Величину струму к.з, в розрахунковій точці К1 визначаємо за виразом
U
І(3) 0
к.з.(К1) , (8.47)
3 Z
де U0 – напруга х.х вторинної обмотки трансформатора, В,U0=1,4.Uн;
Z – повний опір до точки к.з;
(3) 399
Ік.з.(К1) 69,33 кА.
3 0,005
Для визначення струму к.з, в розрахунковій точці К2, до опорів точки К1
додамо сумарні опори точки К2, згідно виразу
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 99
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Z(К2) r(К1) rш rав r r 2
л ав rпр х(К1) хш хав хл х 2
ав ,
0,00124 0,00008 0,00041 0,000002 0,0223 0,00082
Z(К2) 0,0071 .
0,0049 0,00006 0,0003 0,00000029 0,000132
де активний rл (Ом) і індуктивний хл (Ом) опір кабельної лінії знаходимо за
виразами
l 103
r л
л , (8.48)
γ F
де lл – довжина кабельної лінії, Ом;
γ – провідність матеріалу, (АL=0,032 км/Ом.мм2);
F – поперечний перетин провідника, мм2.
0,005 1000
rл 0,0223 Ом .
32 70
х л lл х0 , (8.49)
хл 0,005 0,0000057 0,00000029 Ом.
Величину струму к.з, в розрахунковій точці К2 визначаємо за виразом
U
І (3) 0
к.з.(К2) , (8.50)
3 Z (К2)
(3) 399
Ік.з.(2) 18,7 кА.
3 0,0123
Таким чином, струм однофазного короткого замикання значно меньше
струмів як трифазного, так і двофазного короткого замикання.
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави 3.1
ПУЕ [2].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
– збільшення струму внаслідок перевантаження;
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
– збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 100
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
У підрозділі повинно бути ретельно проаналізовано і вказані всі мережі, що
захищаються від перевантаження.
Вказується окремі мережі, у яких забороняється встановлення апаратів
захисту.
Приводяться критерії, за якими допускається відмовлятися від
застосування захисту провідників від перевантаження.
Повинен бути наведений перелік мереж, що згідно ПУЕ мають бути
захищеними від перевантаження, у тому числі силові і освітлювальні мережі,
мережі всередині приміщень (залежно від способу прокладення та характеристик
ізоляції).
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Захист кабельних ліній, що живляться РП та окремі електроприймачі, як
правило, здійснюється автоматичними вимикачами.
Умовами їх вибору є вирази
Ін.т.р 1,1 Ір ;
Ін.е.р 1,25 Іп ;
де Ін.т.р.,Ін.е.р. - номінальний струм відповідного теплового та електромагнітного
розчіплювача, А;
Іп – пікове навантаження, Іп=(5-7.Ір), А.
При виборі типу вимикача орієнтуємося попередньо на апарати виробництва
компанії ВА . Ці автоматичні вимикачі, призначені для групового захисту
розподільчих пунктів, мають дві системи захисту — електротеплову і
електромагнітну, та виконані згідно ГОСТ 14254-96 зі ступенем захисту не нижче
ІР30.
Для автоматичних вимикачів, що виконані в стандарті DIN, струм
електромагнітного розчіплювача в залежності від характеристики (С, В чи
D)виконується співвідношення:
Ін.е.р (3...5) Ін.т.р; Ін.е.р (5...10) Ін.т.р або Ін.е.р (10...14) Ін.т.р.
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.3.
Таблиця 8.3 – Розрахунок та вибір позиційних автоматичних вимикачів 0,4 кВ
І , 1,1. І Тип І , І , І ,
Найменування обладнання р р н н.т.р н.е.р
А А апарату А А А
1 2 3 4 5 6 7
Формувальний екструдер 158,6 198,2 ВА88-35 250 200 2500
Камера активного охолодження 32,5 40,6 ВА47-29 63 50 500
Опльоточний автомат 26,2 32,8 ВА47-29 63 40 500
Екструдер зовнішнього гумування 105,8 132,3 ВА88-33 160 160 1600
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 101
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 8.3
1 2 3 4 5 6 7
Кордувальний верстат 71,2 88,9 ВА47-100 100 100 1000
Маркувальний верстат 3,6 4,5 ВА47-29 63 6 500
Установка маркування фарбою 3,1 3,8 ВА47-29 63 4 500
Відрізний верстат 4,3 5,4 ВА47-29 63 4 500
Верстат формування бабін 15,2 19 ВА47-29 63 20 500
Тельфер 51,3 64,2 ВА47-100 100 80 1000
Пересувна шнекова установка 68 85 ВА47-100 100 80 1000
Змішувач 31,6 39,5 ВА47-29 63 40 500
Опресовочний верстат 8 10 ВА47-29 63 10 500
Конвеєр 39,9 49,9 ВА47-29 63 50 500
Пакувальний автомат 3,8 4,8 ВА47-29 63 6 500
Вентилятор витяжний 12,1 15,1 ВА47-29 63 16 500
Теплообмінний насос 17,7 22,1 ВА47-29 63 25 500
Приточний вентилятор 38 47,5 ВА47-29 63 50 500
Освітлення 44,6 49,1 ВА47-29 63 50 500
Зварювальний апарат гуми 21,6 28,9 ВА47–29 63 32 150
Універсальний верстат 33,6 50,1 ВА47–29 63 63 150
Розподільчий пункт РП-1 487,6 536,4 ВА88-40 800 630 8000
Розподільчий пункт РП-2 235,7 259,3 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-3 235,7 259,3 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-4 487,6 536,4 ВА88-40 800 630 8000
Розподільчий пункт РП-5 313,7 345,1 ВА88-37 400 400 4000
Розподільчий пункт РП-6 262,4 288,6 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-7 487,6 536,4 ВА88-40 800 630 8000
Розподільчий пункт РП-8 235,7 259,3 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-9 235,7 259,3 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-10 487,6 536,4 ВА88-40 800 630 8000
Розподільчий пункт РП-11 91,7 100,9 ВА88-32 125 125 1250
Розподільчий пункт РП-12 96,8 106,5 ВА88-32 125 125 1250
Розподільчий пункт РП-13 205,1 225,6 ВА88-35 250 250 2500
Конденсаторна установка 228 250,8 ВА88-37 400 315 4000
Вибрані,згідно ПУЕ (розділ 1.4.19 – 1.4.22), автоматичні вимикачі
встановлені сталевих шафах силових РП, що знаходяться в безпосередній
близькості від сформованих груп технологічного електрообладнання.
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряються за захищеність за умовою:
��сх ∙ ��доп ≥ ��зах ∙ ��зах, (8.51)
де ��сх – поправочний коефіцієнт; для умов цеху ��сх = 1;
��доп – тривалий допустимий струм провідника, А;
��зах – коефіцієнт захисту; для теплового розщіплювача ��зах = 1;
��зах- струм спрацьовування апарату захисту, А.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 102
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Для прикладу перевіримо лінію, для якої Ір=158,6 А, Ідоп.л=250 А.
1 ∙ 158,6 ≥ 1 ∙ 250 А
Таким чином мережа захищена.
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції
Оскільки серед електроприймачів цеху, як правило, відсутні
електроприймачі, що значно впливають на якість електроенергії, то обрану
цехову мережу перевіряють на допустимі відхилення напруги у споживачів.
Хід розрахунків залежить від схемі електропостачання цеху, але в цілому
виконується в наступному порядку.
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути нижче 0,95 Uном . В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах 0,4 кВ ТП не повинна
перевищувати 5 % номінальної напруги, тобто U1 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30 % від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
згідно ДСТУ EN IEC 61000-4-11:2022
т
U1 Ет UТ Uм Uсп 5,
i1
де Ет – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
UТ – втрата напруги в трансформаторі, %;
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 20011 49/04 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 20011 49/04 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–1600/10/0,4 УЗ призначена
для надійного електропостачання промислових об’єктів, має потужність
трансформаторів 1000 кВ∙А, з захистом і автоматикою.
Склад підстанції 2КТПЦ-1600/10/0,4-04 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.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 105
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна трансформаторна
може бути виконана як однорядною, так і дворядною. З врахуванням
особливостей цеху, обираємо компактне дворядне виконання.
Для прикладу на рисунку 8.7 приведено загальний вид шафи секційного
вимикача, на рисунку 8.8 – загальний вид шафи управління.
Рисунок 8.7 – Загальний вид шафи Рисунок 8.8 – Загальний вид шафи
секційного вимикача: управління:
1 – шафа секційного вимикача; 2 – відсік 1 – шафа управління; 2 – відсік збірних шин;
збірних шин; 3 – клапан розвантаження; 3 – клапан розгрузки; відсік клемного блоку;
4 – відсік клемного блоку; 5 - відсік 5 – відсік релейного блоку; 6 – відсік шинок
секційного вимикача; 6 – відсік релейного управління
блоку;
7 – відсік шинок управління; 8 – відсік шин
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії ТМЗ
11 (трансформатор масляний), що виготовляється у герметичному гофробаку і не
потребує обслуговування на протязі всього терміну експлуатації. Загальний вид
трансформатору серії ТМЗ приведено на рисунку 8.9.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 106
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.9 – Загальний вид трансформатору серії ТМГ
Конструкція і компоновка трансформаторної підстанції 2КТПЦ-
1600/10/0,4-04 У3 приведено на графічної частини дипломної роботи.
Для нашого конкретного випадку обрана однорядна компоновка підстанції,
що більш відповідає реальним умовам цеху, для якого проектується система
План КТП наведений на аркуші 7 (Компоновка КТП) графічної частини
випускної роботи.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 107
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Розрахунок уставок максимального
струмового захисту шинопроводу 10 кВ підприємства
Схема приведена на рисунку 9.1 використовують для взаєморезервування
трансформаторів двохтрансформаторної підстанції, працюючих окремо, кожен
на свою секцію збірних шин, а також для взаєморезервування живлячих ліній .
Рисунок 9.1 - Схема АВР секційного вимикача на оперативному змінному
струмі
Секційний вимикач Q3, відключений в нормальному режимі роботи
підстанції, включається при зникненні напруги на одній із секцій зборних шин.
При зникненні напруги на першій секції в результаті відключення живлення
першої секції, замикається розмикаючий контакт реле напруги KV1 і подається
живлення на котушку реле часу КТ1 від трансформатора напруги TV2 (при
включеному вимикачі Q1 його допоміжний контакт Q1.1 замкнутий). Через
встановлений проміжок часу замикається контакт КТ1.1 в мережі живлення
вимикаючого електромагніту VAT1 від трансформатора TV2, внаслідок чого
відбувається відключення вимикача Q1. Після відключення вимикача Q1
замикаються його допоміжні контакти Q1.2 і Q1.3 та від трансформатора напруги
TV2 подається живлення на електромагніт включення VAC секційного вимикача
Q3, внаслідок чого вимикач Q3 включається. При зникненні напруги на другій
секції збірних шин схема працює аналогічно (живлення на оперативні ланцюги
подається від трансформатора напруги TV1). При включенні на к.з секційний
вимикач відключається без витримки часу максимальним струмовим захистом,
що діє на відключаючий електромагніт вимикача VAT3.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 108
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Для розрахунку задамося основними вихідними даними навантаження
заводу, що приймається для розрахунку уставок максимального струмового
захисту наступні:
- повна потужність підприємства S = 8037,6 кВА;
- напруга на шинопроводі UI = 10,5 кВ.
Визначаємо первинний номінальний струм на шинах
S
Іном ,
3 10,5
де S = 13521,1 кВА – повна потужність заводу;
UІ = 10,5 кВ – напруга живлення.
13521,1
Іном 744,3 А.
3 10,5
Для виконання умови спрацювання захисту визначаємо, що вторинний
струм в плечах захисту при роботі з номінальним навантаженням повинен
складати:
k І
І над ном
ср.зах ,
k взв
де kнад - коефіцієнт надійності, приймається рівним 1,1...1,25;
kвзв = Iвзв/Icp = 0,8...0,85 - коефіцієнт повернення реле (Iвзв, Iср - струми
повернення і спрацьовування реле);
1,2 744,3
Іср.зах 1116,5 А.
0,8
Знаходимо струм спрацьовування реле струму:
k сх І ср.зах
Іср ,
k т.т
де kсх = 1 - коефіцієнт схеми, визначуваний схемою з'єднання трансформаторів
струму;
kт.т – коефіцієнт трансформації трансформаторів струму:
- на стороні 10,5 кВ: kт.т = 800/5 = 160;
11116,5
Іср 6,97 А.
160
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 109
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
На стороні шинопроводів 10,5 кВ приймаємо реле РТ-40/10 (первинний
струм спрацьовування 7 А).
Витримку часу максимального - струмового захисту із залежною
характеристикою часу спрацьовування вибираємо при певних значеннях струмів
короткого замикання. Величина ступеня селективності цього захисту повинна
складати 0,4...0,7 с.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 110
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Розрахунок вартості монтажу
повітряної лінії електропостачання заводу з виробництва пожежного
обладнання
До початку робіт по споруді повітряних ліній електропередач (ПЛЕ)
повинні бути виконані наступні роботи: отримані дозволи на ведення робіт по
трасі ПЛЕ, включаючи території лісових масивів і сільськогосподарських угідь;
підготовлені тимчасові приміщення для розміщення монтажних бригад і ділянок
виконробів; організовані тимчасові бази для складування матеріалів; перевірені
стани доріг, мостів і під'їзних шляхів до траси ПЛЕ, при необхідності споруджені
тимчасові під'їзні дороги; розчищена смуга землі уздовж траси, а в лісовій
місцевості влаштовані просіки; здійснений передбачений проектом знос будівель,
що знаходяться на трасі ПЛЕ або поблизу неї і що перешкоджають проведенню
робіт; виконаний виробничий пікетаж - установка уздовж траси ПЛЕ пікетів, що
відзначають майбутні місця установки опор.
Як опорні конструкції ПЛЕ обираємо анкерно-кутові одноцепні
залізобетонні опори з відтяжками ПЛ 35-220 кВ, які розраховані на застосування
на відкритих рівних або малопересічених ділянках місцевості, в умовах I-IV
ожеледних районів Європи при напору вітру до 0,6 кПа.
Визначимо кількість опор ПЛ 110 кВ:
L
Nоп l ,
де L – відстань від точки введення з системи електропостачання до
ввідної підстанції підприємства; L = 40 км;
l – довжина прольоту між опорами; для опор ПЛ 35-220 кВ за умови
захисту одиночних проводів і тросів від вібрації l = 80 м [17, табл.25-19].
40000
Nоп 500 опор.
80
Витрати на придбання даних опор складає:
Cоп Nоп C1 ,
де С1 – вартість однієї опори ПЛ 35-220 кВ з шістьма ізоляторами; С1
= 31750 грн.
Cоп 500 31750 15875000 грн.
Вартість постійного відведення землі приймається з урахуванням
розрахункових значень площі відведення під опори ПЛЕ і вартості землі. Витрати
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 111
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
на освоєння нових земель під установку ПЛЕ замість тих, що вилучаються із
сільськогосподарських угідь складає:
Cо.н.з Cн.з S Nоп ,
де Сн.з – вартість 1 м2 відчужених від сільськогосподарських потреб
під установку ПЛЕ земель; Сн.з = 380 грн/м2;
S – площа земельної ділянки, відведеної під кожну опору; S = 1,75 м2.
Cо.н.з 380 1,75 500 332500 грн.
В процесі установки опор ПЛЕ необхідно влаштувати|улаштувати|
тимчасові бази для зберігання матеріалів в районі проходження траси ПЛЕ.
Перевезення опор на трасу ПЛЕ здійснюється спеціальними стволовозами|.
Розвантаження опор і барабанів з|із| дротом|проводом| виконується
підйомними|підіймальними| кранами. Постачання будівельної техніки на трасу
ПЛЕ здійснюється своїм ходом.
Витрати на транспортування і зберігання матеріалів в процесі установки
опор знаходиться так:
Cтр,хр n1 Cоп ,
де n1 – коефіцієнт, який враховує витрати на транспортування і
зберігання матеріалів при прокладці ПЛЕ; n1 = 0,45 [17].
Cтр,хр 0,45 15875000 7143750 грн.
Залізобетонні опори встановлюються без фундаментів. Котловани для
залізобетонних опор розробляються спеціальними буровими машинами. Діаметр
котловану повинен перевищувати нижній діаметр (розмір) стійки опори на 5...10
см. Розробка котлованів і установка в них опор проводиться підрядною
будівельною організацією [17]: кількість зайнятих людей для цих робіт: n = 70
люд. для яких продуктивність праці в зміну: П = 28 опор/зміну; трудомісткість
роботи 0,72 люд.-днів; робота машин – 0,21 машино-змін; вартість підряду:
Спод.ч = 1100 грн/люд.-днів; Спод.м = 1650 грн/машино-змін.
Тоді, вартість підряду на установку опор ПЛЕ:
N
C оп
под n 0,72 Cпод.ч 0,21 C
П под.м
;
500
Cпод 70 0,72 1100 0,211650 1423125 грн.
28
Укрупнені вартісні показники ПЛЕ складені з урахуванням використання
сталеалюмінієвих проводів марки АС-70 знаходимо
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 112
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
CПЛ C1 L n ,
де С1 – вартість одного погонного метру дроту марки АС-70; С1 = 6,85
грн/м;
L – відстань від точки введення з системи електропостачання до ввідної
підстанції підприємства; L = 40 км;
n – кількість ліній подачі у ПЛЕ; n = 4.
CПЛ 60,85 40000 4 10960000 грн.
Монтаж дротів (тросів) виконується окремо на кожній ділянці ПЛЕ,
обмеженій двома найближчими анкерними опорами (анкерному прольоті), і
складається з наступних основних операцій: розкочування дротів, включаючи їх
з'єднання і підйом на опори; натягнення дротів з регулюванням стріли
провисання; кріплення дротів до ізоляторів опор.
Монтаж дротів також проводиться підрядною організацією [17]: кількість
зайнятих людей для цих робіт: n = 24 люд. для яких продуктивність праці в
зміну: П = 48 прольотів/зміну; трудомісткість роботи 0,76 люд.-днів; робота
машин – 0,19 машино-змін; вартість підряду: Спод.ч = 1800 грн/люд.-днів;
Спод.м = 1650 грн/машино-змін.
Тоді, вартість підряду на монтаж дротів ПЛЕ:
N
C оп
подПЛ n 0,76 C
П под.ч 0,19 Cпод.м ;
500
CподВЛ 24 0,76 1800 0,19 1650 420375 грн.
48
Після закінчення всіх монтажних робіт на опори ПЛЕ на висоті 2... 3 м
наносяться наступні знаки: порядкові номери опор; номер ПЛЕ або її умовне
позначення; інформаційні знаки з вказівкою ширини охоронної зони;
попереджувальні плакати на всіх опорах в населеній місцевості.
При безвідмовній роботі ПЛЕ під навантаженням протягом доби
приймальна комісія оформлює акт передачі ПЛЕ в експлуатацію. Дата підписання
цього акту членами приймальної комісії вважається датою введення ПЛЕ в
експлуатацію. Лінія переходить у ведення замовника, приймається на баланс
експлуатуючою організацією, яка отримує всю технічну документацію і несе
подальшу відповідальність за лінію.
Вартість роботи приймальної комісії [17]: Сп.к = 12750 грн.
Дані по вартості монтажу ПЛЕ наведені в таблиці 10.1.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 113
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 10.1 - Витрати на монтаж повітряної лінії електропостачання
Стаття витрат Сума, грн.
Витрати на придбання залізобетонних опор, Соп 1 587 5000
Витрати на освоєння нових земель під установку ПЛЕ, Со.н.з 33 2500
Витрати на транспортування і зберігання матеріалів в процесі
714 3750
установки опор, Стр, хр
Вартість підряду на установку опор ПЛЕ, Спод 142 3125
Витрати на придбання сталеалюмінієвих дротів марки АС-70, СПЛ 1 096 0000
Вартість підряду на монтаж дротів ПЛЕ, СподПЛ 42 0375
Вартість роботи приймальної комісії, Сп.к 1 2750
Разом 3 616 7500
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 114
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, що виникають при роботі в
приміщенні технічної лабораторії
При розробці проекту системи електропостачання заводу потрібно
використовувати сучасну комп’ютерну техніку. Тому проаналізуємо умови праці
інженера-дослідника, який виконуватиме таку роботу в приміщенні технічної
лабораторії.
Розміри лабораторії становлять: ширина – 4 м, довжина – 6 м, висота стелі
– 3 м, площа кімнати складає 24 м2. Лабораторія розрахована на чотирьох
працюючих, звідси площа, яка припадає на одну людину, дорівнює 6 м2. Об’єм
приміщення становить - 72 м3. Звідси об’єм, який складає на одну людину,
дорівнює 18 м3, що відповідає вимогам ДБН В.2.2.28-2010.
За рівнем фізичних навантажень дана робота відноситься до категорії І а
(робота з витратою до 120 ккал/год, сидячи без фізичної напруги).
Робоче місце працівника є постійним і являє собою стіл, на якому
встановлений персональний комп’ютер, принтер. Воно знаходиться в окремому
приміщенні, мебльованому робочими столами зі встановленими на них
комп’ютерами.
Важливе значення мають фактори мікроклімату в робочому приміщенні,
оскільки вони безпосередньо впливають на здоров’я та самопочуття
співробітника.
При підвищенні температури навколишнього повітря рефлекторно
розширюються кровоносні судини поверхні тіла, прискорюється потік крові по
периферії і значно збільшується тепловіддача шляхом конвекції і
випромінювання (фізична терморегуляція). Однак при температурі повітря і
навколишніх предметів вище 33 ºC, що дорівнює температурі на поверхні тіла,
припиняється тепловіддача методом конвекції і випромінювання і відбувається
тільки за рахунок випаровування поту.
При легких формах перегрівання з'являються слабкість, головний біль і
запаморочення, шум у вухах, сухість у роті і спрага, іноді нудота, блювота.
При подальшому перегріванні різко збільшується потовиділення, при
певних умовах досягає 10-12 літрів в зміну. При втраті великої кількості рідини
людина втрачає велику кількість солей і вітамінів C і B1, відбувається згущення
крові, підвищується її в'язкість, що ускладнює роботу систем кровообігу і
дихання.
При підвищенні відносної вологості повітря в умовах високої температури
значно ускладнюється віддача тепла випаровуванням поту. Вважається, що
найвищою межею можливої ефективності терморегуляції у людини в спокої є
температура повітря 30-31 ºC при відносній вологості 85% або температура
повітря 40 ºC при відносній вологості 30%.
Накопичення тепла в організмі призводить до порушення і розладу
нервової системи, секреторну діяльність шлунка, печінки, порушення обмінних
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 115
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
процесів. Може привести до патологічної гіпертермії (перегріву), судомної
хвороби, теплового удару.
При впливі на організм людини повітря з температурою нижче допустимих
значень, навпаки, шкірні судини скорочуються, швидкість кровотоку через них
знижується, що значно зменшує віддачу тепла організмом шляхом конвекції і
випромінювання (фізична терморегуляція). Одночасно збільшується
теплопродукція (хімічна терморегуляція). Значно підвищується обмін речовин,
що призводить до утворення тепла в організмі, посилюється діяльність залоз
внутрішньої секреції: гіпофіза, надниркових залоз, щитовидної залози. При цьому
у людини підвищення теплопродукції при охолодженні тіла пов'язано, головним
чином, з діяльністю м'язів, скорочення яких сприяє посиленню виділення тепла.
Таким чином, підвищення температури, відносної вологості повітря,
зменшення швидкості його руху призводять до зменшення теплообміну,
перегріву організму, розладу нервової системи, порушення секреторної
діяльності печінки, шлунка, порушення обмінних процесів, виникнення судомної
хвороби, теплового удару.
Зниження температури, підвищення відносної вологості, швидкості руху
повітря призводять до збільшення теплообміну, переохолодження організму,
також до розладу нервової системи, порушення діяльності печінки, шлунка,
обмінних процесів, виникнення простудних захворювань.
Оскільки метеоумови значно впливають на організм людини, параметри
мікроклімату нормуються.
Згідно з ДСН 3.3.6.042-99 нормативні значення основних параметрів
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 становлять відповідно:
1. Температури повітря:
В теплий період року – 30-32 °С ;
В холодний період року –21-23 °С .
2. Вологість повітря:
В теплий період року – 50 %;
В холодний період року – 55 %.
3. Швидкість руху повітря:
В теплий період року – 0,08 м/с;
В холодний період року – 0,07 м/с.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 116
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Майже всі фактичні параметри мікроклімату відповідають нормативним
вимогам, зокрема в холодний період року, але не відповідають в теплій період
року згідно ДСН 3.3.6.042-99. Тому рекомендовано встановити систему
кондиціонування повітря для підтримання температури повітря в теплий період
року в межах норми.
Для обігріву приміщення в холодний період у аудиторії використовується
система централізованого водяного опалення, яка відповідає ДБН В.2.5.67-2013.
Система опалення складається з 5-ти секційних радіаторів типу «Плоский».
Природне освітлення здійснюється через два вікна. Розміри вікон
приміщення однакові і становлять 2 х 1,15 м . Робочі столи розташовані таким
чином, що вікна знаходяться збоку від працюючого або ззаду. Вікна обладнані
сонцезахисними жалюзі.
Нормування природного освітлення приводиться за допомогою
коефіцієнта природної освітленості (КПО), вираженого в відсотках, який для
даного типу зорової праці складає 2,5 % згідно ДБН В.2.5-28-2018. Фактичне
значення КПО становить 15-21 %. Тому рівень природного освітлення відповідає
ДБН В.2.5-28-2018.
Також в приміщенні передбачене штучне освітлення. Лабораторія
обладнана вісьма світильниками типу ЛСП 02В-2х36, кожний з яких має дві
люмінесцентні лампи денного світла. Для даного типу зорової праці необхідна
величина штучного загального освітлення складає 400 лк, фактична величина
становить 450 лк, що відповідає ДБН В.2.5-28-2018.
Шум також є важливим фактором виробничого середовища. Головним
джерелом шуму є вентилятор охолодження в системному блоці комп’ютера.
Згідно з ДСН 3.3.6.037-99 «Санітарні норми допустимих рівнів шуму на
робочих місцях» нормативне значення еквівалентного рівня шуму при даному
видові діяльності та типу робочого місця складає 50 дБА. Дане робоче місце
відповідає цій вимозі, оскільки фактичний рівень шуму складає 42-43 дБА.
Тип робочого крісла обирається у відповідності ДСТУ 8604:2015 та в
залежності від тривалості роботи: при тривалій – масивне, при короткочасній –
крісло легкої конструкції, яке легко пересувати. Ширина столу 0,9 м, усі
предмети, що знаходяться на ньому розташовані на відстані не більше 75 см від
працівника, отже вони знаходяться в робочій зоні. Висота столу 70 см; висота
стільця 45 см. Робоча поза працюючого безпосередньо повязана з тривалим
очікуванням закінчення обрахунків компютером, що в свою чергу призводить
до періодичного перебування в незручній, фіксованій позі до 25% від загальної
тривалості роботи.
Однотипність даних на екрані та очікування закінчення розрахунків може
привести до додаткового виснаження ресурсів організму, швидше стомлення,
значне зниження працездатності. Ступінь складності завдання полягає в
виконанні обчислень, обробці отриманих результатів, визначаючи їх вірність та
коректність, що відповідає допустимому класу умов праці.
Інструктаж з техніки електробезпеки складений на основі чинних
нормативних документів і проводиться з працівниками періодично - один раз на
півріччя, відповідно НПАОП 0.00-4.12-05.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 117
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Лабораторія відноситься до приміщень з категорією пожежобезпеки типу
В, згідно з ДСТУ Б В.1.1-36:2016. План евакуації розміщений на стіні з вільним
доступом до нього, відповідно ДБН В.2.5.56-2014. Для попередження пожеж в
лабораторії використовується електрична пожежна сигналізація променевого
типу та димові датчики типу (ДИП-212) у кількості 4 штук відповідно ДБН
В.2.5.56-2014. В даній лабораторії забезпечуються необхідні заходи щодо
протидії виникнення пожежонебезпечних ситуацій згідно з НАПБ А.01.001-2014
«Правила пожежної безпеки України». Приміщення обладнане порошковим
вогнегасником ВП-5у (Правила експлуатації та типові норми належності
вогнегасників).
В результаті проведеного аналізу, можливо зробити висновок, що в теплий
період року температура повітря в приміщенні не відповідає нормативним
вимогам. Тому пропонується встановити в приміщенні систему кондиціонування
повітря.
11.2 Розробка системи кондиціонування повітря лабораторії
11.2.1 Типи кондиціонерів
До складу системи кондиціонування повітря (СКП) входять: системи
приготування, переміщення та розподілу повітря, а також технічні засоби холодо-
і теплопостачання, автоматики, дистанційного керування та контролю. Основне
устаткування СКП для підготовки і переміщення повітря, компонується в
єдиному корпусі, що названий кондиціонером. У багатьох випадках всі технічні
засоби для кондиціонування повітря скомпоновані в одному або двох блоках, і
тоді поняття СКП та кондиціонер є однозначними. Установки для
кондиціонування повітря можуть бути центральними, які обслуговують одне
велике або декілька приміщень та місцевими. В нашому випадку буде
використовуватися місцева СКП, яка призначена для обслуговування невеликих
виробничих приміщень, лабораторій, кабінетів та встановлюється безпосередньо
в приміщенні, яке вона обслуговує.
Тому саме за допомогою установки СКП, можна створити і автоматично
підтримувати у лабораторії нормовані значення температури повітря в теплий
період року. Щоб правильно підібрати кондиціонер для нашого приміщення,
необхідно ознайомитися з призначенням кожного типу кондиціонерів,
представлених на українському ринку.
Віконні кондиціонери. Це один з «найстаріших» типів кондиціонерів.
Розміщується в прорізі вікна. Недоліками даного кондиціонеру є: зменшення
площі вікна, підвищення шуму в приміщенні (за рахунок того, що компресор і
вентилятори розташовані в одному корпусі). Переваги: простота монтажу,
зручність експлуатації, відносно низька вартість.
Пересувні мобільні кондиціонери. Не вимагають монтажу та є достатньо
шумними. Можуть працювати як на обігрів, так і на охолодження. При роботі в
режимі охолодження, відведення тепла здійснюється за допомогою гнучкого
шланга, який виводиться на зовні через вікно або отвір в стіні. Основна їхня
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 118
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
перевага полягає в тому, що при необхідності їх можна переміщувати в потрібне
місце кімнати або переносити з одного приміщення в інше. До недоліків можна
віднести: високу вартість, підвищений рівень шуму, необхідність зливу
конденсату з дренажної системи кондиціонера.
На відміну від моноблоків, спліт-системи (англ. split – роздільний)
складаються з двох блоків (внутрішній та зовнішній), мають між собою
гідравлічний та електричний зв’язок.
Мобільні спліт-системи. Такі кондиціонери мають практично всі переваги
спліт-систем, при цьому не вимагають спеціального монтажу. Тому внутрішній
блок можна розмістити в будь-якому місці приміщення, а зовнішній блок,
наприклад, можна підвісити на ременях за вікном. Основними перевагами є
наявність автоматичного режиму підтримки обраної температури та швидкості
вентилятора. Система очищення повітря разом з системою іонізації (в деяких
моделях) роблять атмосферу в приміщенні чистою і комфортною, тим самим
зберігаючи здоров’я персоналу.
Настінні спліт-системи. Це найбільш популярний тип кондиціонерів для
квартир, невеликих офісів, ресторанів, кафе, барів. Вимагають грамотного і
якісного монтажу із застосуванням професійного інструменту. Складаються з
зовнішнього компресорно-конденсаторного блоку (встановлюється на: фасаді,
даху, лоджії, технічному поверсі) і внутрішнього, який встановлюється на стіні,
всередині приміщення, в зручному для користувача місці. Серед переваг
виділяють – низький рівень шуму, широкі можливості програмування різних
режимів, простота експлуатації. Низький рівень шуму обумовлений тим, що
компресор знаходиться поза приміщенням в зовнішньому блоці. Можуть
працювати на холод, на тепло, а також в режимі рециркуляційного вентилювання
або осушення повітря.
Мультиспліт-системи. Відрізняються від моноспліт-систем тим, що до
одного зовнішнього блоку приєднуються декілька внутрішніх. Як правило, вони
використовуються там, де потрібно мінімум зовнішніх блоків. За ціною вони не
дешевші моноспліт-систем, але за якістю нерідко поступаються, особливо це
стосується дешевих мультиспліт-систем, де потужність компресора менше
сумарної потужності внутрішніх блоків.
Підлогово-стельові кондиціонери. За принципом дії аналогічні
настінним. Використовуються в тому випадку, коли неможливо (небажано)
встановлювати внутрішні блоки на стіні, а доцільніше розмістити біля підлоги
або на стелі. Перший варіант розміщення хороший тим, що кондиціонер не
кидається в очі і направляє потік холодного повітря вертикально вгору.
Спліт-системи колонного типу. Аналогічні настінним і підлогово-
стельовим. Мають внутрішній блок у вигляді колони (встановлюється
безпосередньо на підлозі), прекрасно вписуються в інтер’єр великих громадських
приміщень (ресторани, бари, зали, холи офісів).
Спліт-системи касетного типу. Відрізняються від настінних моделей
способом розташування і конструкцією внутрішнього блоку. Прекрасно
розміщуються всередині підвісної стелі, маючи ззовні майже плоску
повітрозабірну решітку і повітророзподільні жалюзі на чотири напрямки.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 119
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Спліт-системи канального типу. Основна відмінність канальних
кондиціонерів полягає в тому, що повітря береться через повітряні канали
(повітроводи) і вентиляційні решітки. Внутрішній блок кондиціонера
розміщується за підвісною стелею, та має потужний вентилятор, що дозволяє
подолати опір повітроводів, фільтрів та решіток. Більша частина моделей
дозволяє працювати не тільки в режимі рециркуляції, а й подавати в приміщення
через вентиляційний канал вуличне повітря, тобто поєднувати кондиціонування і
вентиляцію.
11.2.2 Розрахунок системи кондиціонування повітря
Технічна лабораторія розташована на 2-му поверсі в південній частині 5-ти
поверхової будівлі. Приміщення має наступні розміри: довжина – 6 м, ширина –
4 м, висота – 3 м. Виходячи з даних параметрів, загальна площа приміщення
становить 24 м2, а об’єм – 72 м3. Лабораторія має однобічне природне освітлення,
яке забезпечується 2 вікнами. Вікна мають однакові розміри, які становлять 1,5 ×
2 м, відповідно площа одного вікна становить 3 м2. В роботі приймають участь 4
працівника. Категорія робіт – Ia (легка робота в сидячому положенні).
Розрахунок СКП проводиться для теплого періоду року на охолодження,
враховуючи те, що температура повітря приміщення в теплий період року (30-
32С) не відповідає нормативним вимогам (22-28С), а максимальна температура
зовнішнього повітря становить 35С.
Розрахунок теплонадходження в приміщення
1) Теплонадходження від сонячної радіації залежать від площі та
розташування вікон:
Q1 SВ QВ ,
(11.1)
Q1 2 3 260 1560 Вт,
де SB – площа вікна, м2,
QB – теплонадходження через вікна, яке для південної орієнтації
становить 260 Вт/м2.
Враховуючи те, що на вікнах встановлені жалюзі, які забезпечують
регулювання природного освітлення в приміщенні, необхідно отриманий
результат Q1 поділити на коефіцієнт 1,4.
1560
Q1 1114 Вт.
1,4
2) Теплонадходження через зовнішню стіну:
Q2 S SВ QC , (11.2)
Q2 3 6 2 3 28 336 Вт.
де S – площа зовнішньої стіни, м2,
SB – площа вікна, м2,
QC – теплонадходження від стіни, яке для південної орієнтації становить
28 Вт/м2.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 120
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
3) Теплонадходження від штучного освітлення розраховуються з
врахуванням того, що лабораторія обладнана 8 світильниками OKN-236, кожен з
яких має 2 люмінесцентні лампи типу TLD, потужністю 36 × 2 Вт.
N n P
Q3 ,
k (11.3)
8 2 36 576
Q3 496 Вт.
1,16 1,16
де k – коефіцієнт для люмінесцентних ламп (k 1,16),
N – кількість світильників,
n – кількість ламп,
P – потужність лампи, Вт.
Теплонадходження від штучного освітлення менші за теплонадходження
від сонячної радіації, тому вони не враховуються при подальших розрахунках.
4) Теплоємність повітря:
Q4 V VМ k, (11.4)
Q4 72 2 4 36 72 246 288 Вт.
де V – об’єм приміщення, м3,
VM – об’єм, який займають меблі, м3,
k – для офісного приміщення складає 6 Вт/м3.
5) Теплонадходження від людей. Враховуючи, що працівники займаються
легкою роботою в сидячому положенні:
Q5 4 130 520 Вт
6) Теплонадходження від техніки:
Персональні комп’ютери (4 шт.) – Q6 4 300 1200 Вт.
Загальне теплонадходження:
Q заг Q1 Q2 Q4 Q5 Q6 Q7 , (11.5)
Qзаг 1114 336 288 5201200 3458Вт.
Провівши розрахунок параметрів кондиціонера, виберемо з існуючих
вітчизняних та зарубіжних зразків найбільш підходящий кондиціонер.
Згідно отриманих за розрахунками даних обираємо кондиціонер LG
S12LHP Silver з такими функціями та складовими:
- Система очищення повітря NEO-Plasma Plus 2008 года
- Анти-корозійне покриття Gold Fin
- Автоматична зміна режимів
- Автоочищення
- Швидке охолодження JETCOOL
- Автоматичний режим сну
- Нова система повітряного потоку
- Природній бриз за програмою роботи жалюзі
- Функція авторестарт
- 24-годинний програмуємий таймер включення/вимкнення
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 121
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
- Антибактеріальний фільтр LG від пилу
- Передня панель з прозорого оргскла зі срібляної основи.
Рисунок 11.1 - Кондиціонер LG S12LHP Silver
Технічні характеристики кондиціонера:
- Рівень охолодження (кВт): 3.6
- Рівень обігріву (кВт): 3.9
- Енергетичний ККД охолодження: 3.23
- Енергетичний ККД обігріву: 3.41
- Рівень шуму (дБ): 30/49
- Циркуляція повітря (м3): 8.6
- Робочий струм охолодження (А): 5.0
- Робочий струм обігріву (А): 5.1
- Споживана потужність охолодження (кВт): 1.10
- Споживана потужність обігріву (кВт): 1.14
- Напруга, частота струму (В, Гц): 220, 50
- Габарити (ДхШхВ): 840x270x153
- Габарити зовнішнього блоку (ДхШхВ): 717x481x228
- Маса зовнішнього блоку (кг): 25
- Маса внутрішнього блоку (кг): 7
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 122
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2017. – 736 с.
2. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт України.
Характеристики напруги електропостачання в електричних мережах
загальної призначеності.
3. Електропостачання промислових підприємств. Посібник для курсового та
дипломного проектування / Шестеренко В.Є., Шестеренко О.В. – Київ, 2013.
– 424 с.
4. Електропостачання промислових підприємств : Підручник для студентів
електромеханічних спеціальностей / В.І. Мілих, Т.П. Павленко. – Харків :
ФОП Панов А. М., 2016. – 272 с.
5. Бурбело М.Й., Бірюков О.О., Мельничук Л.М. Системи електропостачання.
Елементи теорії та приклади розрахунків. Вінниця: ВНТУ, 2011. 204 с.
6. Коліушко Д. Г. Проєктування систем електропостачання промислових
підприємств: навч.-метод. посібник до виконання курсового проєкту за
курсом "Електропостачання промислових підприємств та енергозбереження":
для студентів дистанц. форми навчання за спец.141– Електроенергетика,
електротехніка та електромеханіка за освітньою програмою 03
"Електропривід, мехатроніка та робототехніка" / Д. Г. Коліушко, Л. В.
Асмолова ; Нац. техн. ун-т "Харків. політехн. ін-т". – Харків: ПромАрт, 2021.
– 96 с.
7. Споживачі електричної енергії. Електричне освітлення : навч. посіб. / О. І.
Соловей, А. В. Чернявський, О. О. Ситник, В. Ф. Ткаченко, Г. В. Курбака ; за
ред. Солов’я О. І.; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. –
Черкаси : ФОП Гордієнко Є.І., 2018. – 132 с.
8. СОУ-Н ЕЕ 20.178:2008. Схеми принципові електричні розподільчих
установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних підстанцій.
9. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств.
10. СОУ-Н МПЕ 40.1.20.510:2006 Методика визначення економічно доцільних
обсягів компенсації реактивної енергії, яка перетікає між електричними
мережами електропередавальної організації та споживача.
11. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для вузів. / Г.Г.
Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. – Дніпропетровськ,
2002. – 597 с.
12. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015 «Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств».
13. Букович Н. В. Розрахунок струмів короткого замикання електроенергетичних
систем. Львів : Вища шк., 2008. 248 с.
14. Зорін В.В., Штогрин Є.А., Буйний Р.О. Електричні мережі та системи. Ніжин:
Аспект-Поліграф, 2011. 224 с.
15. Струми короткого замикання у трифазних системах змінного струму. Ч. 0.
Обчислення сили струму (ІЕС 60909- 0:2001, IDТ). Видання офіційне. Київ:
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 123
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Держспоживстандарт України, 2009. 51 с.
16. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра для
здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм навчання
[Електронний ресурс] / [Упоряд. : Ситник О.О., Яценко І.В., Ключка К. М.,
Самойлик О.В.] ; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. –
Черкаси : ЧДТУ, 2022. – 98 с.
17. Соловей О.І. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств / О.І. Соловей, О.О. Ситник, В.П. Розен, В.В.
Демиденко, Г.В. Курбака, А.В. Чернявський та С.М. Мильніченко // Черкаси:
ЧДТУ, 2012, с. 247.
18. Методичні вказівки до виконання розділу «Охорона праці» в дипломних
проектах (випускних роботах) бакалаврів /Укл.: В.І.Биков, О.С.Кожем’якін,
В.Л.Цікановський, С.В.Ротте – Черкаси: ЧДТУ, 2014. – 33 с.
Арк.
ЧДТУ А1 20011 49/04 ПЗ 124
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата