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/5756| Title: | Система електропостачання заводу з виробництва етикетувальних машин |
| Authors: | Ситник, Олександр Олексійович Кириченко, Вадим Русланович |
| Keywords: | електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика |
| Issue Date: | Jun-2024 |
| Abstract: | У даній випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання заводу з виробництва етикетувальних машин. 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. Розділ «Індивідуальне завдання» присвячений дослідженню застосування системи керування асинхронним електроприводом. Розділ «Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових підприємств» присвячений розрахунку енергозбереження при використанні частотного перетворювача. У розділі «Охорона праці» зроблено аналіз небезпек та шкідливостей, які впливають на співробітника електротехнічної лабораторії, а також зроблено розрахунок системи кондиціонування повітря лабораторії. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5756 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Кириченко.pdf Restricted Access | 6.74 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 20015 49/04
на тему:
«Система електропостачання заводу з виробництва
етикетувальних машин»
(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)
Кириченко Вадим Русланович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ Олександр СИТНИК
(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
Кириченку Вадиму Руслановичу
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
1. Тема кваліфікаційної роботи
«Система електропостачання заводу з виробництва етикетувальних
машин»
Керівник кваліфікаційної роботи Ситник Олександр Олексійович, д.т.н., професор
(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 –
5223 кВт; 4. Потужність КЗ на шинах енергосистеми – 1450 МВА; 5. Розміри цеху –
45х45х6 м; 6. Кількість електроприймачів цеху – 49 шт; 7. Встановлена потужність силових
електроприймачів цеху – 344,3 кВт; 8. Індивідуальне завдання – Дослідження застосування
системи керування асинхронним електроприводом; 9. Техніко-економічні розрахунки –
Розрахунок енергозбереження при використанні частотного перетворювача; 10. Охорона
праці – Розрахунок системи кондиціонування повітря лабораторії.
4. Зміст розрахунково-пояснювальної записки (перелік питань, що їх належить
розробити)
1 Умови проектування
2 Розрахунок електричних навантажень
3 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства. Розрахунок живлячої мережі
4 Вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності
5 Вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання напругою 10 кВ
6 Розрахунок струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В
7 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП. Вибір високовольтної апаратури.
Перевірка кабельних ліній
8 Розрахунок системи електропостачання цеху
9 Індивідуальне завдання – Дослідження застосування системи керування асинхронним
електроприводом
10 Техніко-економічні розрахунки – Розрахунок енергозбереження при використанні
частотного перетворювача
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 ________________ Вадим КИРИЧЕНКО
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Керівник кваліфікаційної роботи ________________ Олександр СИТНИК .
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
ЗМІСТ
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ 6
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ .................................................................................... 7
1.1 Характеристика об'єкта проектування ............................................................. 9
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії ...................................... 10
1.3 Характеристика цехів об'єкта, особливості їх електропостачання ......... 11
1.4 Характеристика джерела живлення ............................................................... 12
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ ......................................... 13
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів ............. 14
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень від
однофазних електроприймачів ............................................................................. 24
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від освітлювальних
систем ...................................................................................................................... 25
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій ...... 29
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху .......................... 29
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП) ............................................ 33
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ ................................................................... 33
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ................................ 33
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ........................................................... 35
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ........................................... 38
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ
ПОТУЖНОСТІ .......................................................................................................... 44
4.1 Вибір трансформаторівголовної понижуючої підстанції ............................ 44
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності ..................................................................... 47
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві ................................. 53
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
НАПРУГОЮ 10 (6) кВ.............................................................................................. 54
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ
Ли Зм. № докум. Підпис Дата
тР озроб. Кириченко В.Р Літ Аркуш Аркушів
Перев. Ситник О.О. Система електропостачання 3 135
Т. контр. заводу з виробництва
Н. кон тр. Ключка К.М. етикетувальних машин ФЕТАМ, ЕСЕ-202
Затв. Ситник О.О.
Инв. № подп Подп. и дата Инв. № дубл. Взам. инв. № Подп. и дата
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі 54
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж ..................................................... 55
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ
1000В .......................................................................................................................... 60
6.1 Вихідні дані для розрахунків .......................................................................... 60
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках ...................................................................................................................... 62
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ .. 66
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 .......................................................... 69
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН ............................................. 70
7.4 Вибір трансформаторів струму ...................................................................... 71
7.5 Вибір трансформаторів напруги ..................................................................... 73
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість ....................................................... 73
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ ........................ 74
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху .................................... 74
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем ............................ 75
8.2.1 Загальні відомості ...................................................................................... 75
8.2.2 Розрахунок освітленості ............................................................................ 77
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву ....................... 88
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж .......................... 88
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами нагріву
та захисту ............................................................................................................. 90
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги ........................... 97
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ ............................ 99
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання мережі до 1000В ..................... 101
8.5 Захист цехових електричних мереж ............................................................. 104
8.5.1 Вибір апаратів захисту ............................................................................ 104
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність .......................................................... 106
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції .. 106
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції .... 108
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Системи керування асинхронним
електроприводом ..................................................................................................... 112
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 4
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Розрахунок енергозбереження при
використанні частотного перетворювача ............................................................. 118
11 ОХОРОНА ПРАЦІ ............................................................................................. 123
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, що впливають на співробітника
електротехнічної лабораторії .............................................................................. 123
11.2 Розрахунок системи кондиціонування повітря лабораторії .................... 128
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ............................................................... 134
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 5
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І
ТЕРМІНІВ
ВН – висока напруга
ГПП – головна понижуюча підстанція
ЕН – електричне навантаження
ЕП – електроприймачі
КЗ – коротке замикання
КРП – комплектно розподільчий пристрій
КТП – комплектна трансформаторна підстанція
ЛЕП – лінія електропередачі
НБК – низьковольтна батарея конденсаторів
НКУ – низьковольтна комплектна установка
ПЛ – повітряні лінії
ПРА – пускорегулююча апаратура
ПУЕ – правила улаштування установок
РП – розподільчий пункт
РПС – районна підстанція
СЕП ПП – система електропостачання промислового підприємства
ТЕР – техніко-економічні розрахунки
ТП – трансформаторна підстанція
ЦЕН – центр електричних навантажень
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 6
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції,
розподільчих пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у
цехах. Призначена система для забезпечення вимог виробництва в передачі
електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у відповідній
кількості та якості.
Як відомо [3], системи електропостачання промислових підприємств можна
умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та комбіновані. Згідно
з завданням на дипломне проектування система електропостачання
промислового підприємства має бути централізованою.
Основними чинниками при проектуванні системи електроспоживання є
характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в першу чергу
безперебійність електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування, а також вимоги електробезпеки. Але незважаючи на те, що ці
особливості та характеристики є головними чинниками при проектуванні
системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію побудови раціональної
СЕП вносять загальні вимоги до системи електропостачання, основні з яких
приведемо нижче.
Проектування системи електропостачання промислових підприємств
проводимо згідно з [1, 4] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проектуванні є характеристики джерел
живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування у технологічної частині проекту, вимоги електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств розробляємо з
урахуванням наступних основних принципів [4]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на
кожної напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
г) Схеми електропостачання і електричних з'єднань підстанцій
мають бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і
резервування було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 7
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
та провідників.
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному принципу
з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення електроприймачів
паралельних технологічних ліній слід здійснювати від різних секцій шин
підстанцій, взаємозв'язані технологічні агрегати повинні живитися від однієї
секції шин.
Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися при будь-яких
перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних потоків.
є) При побудові схеми електропостачання підприємства, електроприймачі
якого вимагають резервування живлення, повинно проводитися секціонування
шин у всіх ланцюгах системи розподілу електричної енергії, включаючи шини
низької напруги цехових двохтрансформаторних підстанцій.
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися під
навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має бути
обґрунтовано.
ж) Потрібно застосовувати (вживати) , як правило, роздільну роботу ліній,
трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена паралельна
робота елементів електропостачання.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження 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
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 8
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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" відносятся
до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного підприємства.
Поняття "категорія електроприймача по надійності електропостачання" не
відноситься до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць, корпусів і
т. д. Це поняття правомірно тільки по відношенню до індивідуального ЕП. Для
споживача характерно лише поєднання в різних пропорціях електроприймачів
категорій І, IIта III.
1.1 Характеристика об'єкта проектування
Підприємство, електропостачання якого ми будемо проектувати в даному
дипломному проекті, займається виготовленням етикетувальних машин.
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 заводу враховувалося, що всі
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 9
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
підстанції підприємства телемеханізовані та будуть працювати без чергового
персоналу.
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії
Силові електроприймачі цеху живляться трифазним змінним струмом
промислової частоти 50 Гц номінальною напругою 380 В. Однофазне
обладнання складається з малопотужних установок, що включені на фазу 220 В.
Вищих гармонік при експлуатації обладнання не виникає. Встановлена
потужність та інші характеристики приведено у таблиці 1.1.
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
Встановлена
№ Кількість,
Електроприймач потужність, cos
поз. шт.
кВт
1 2 3 4 5
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Вентилятор приточний 2 32 0,88
2 Прес гідравлічний 2 5,5 0,88
3 Прес штампувальний 2 7,5 0,84
4 Прес листозгинальний 2 12 0,83
5 Вентилятор витяжний 9 3 0,8
6 Термопласт автомат 3 4,1 0,87
7 Тельфер 1 7,2 0,81
8 Трафаретний прес 2 2,2 0,88
9 Свердлильнй верстат 2 1,8 0,87
10 Заточний верстат 1 2 0,8
11 Вакуумно-складальна установка 1 22 0,85
12 Форматний автомат 3 17,5 0,84
13 Автоматична паяльна установка 2 10 0,86
14 Прес ущільнювачів 2 7 0,86
15 Координатно-різальний верстат 2 5 0,94
16 Фарбувальна камера 2 18,2 0,91
17 Конвеєр 1 1,6 0,8
18 Верстат формування тен 1 7,4 0,8
19 Насос теплообмінний 3 3,3 0,8
43
Однофазні електроприймачі
1 Фен промисловий 6 1,5 0,89
6
В цеху з виготовлення аплікаторів етикеток 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
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 10
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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 приміщені цеху є такі, що
потребують практично рівномірну освітленість цеху.
Проектом передбачено загальне виробниче освітлення 380/220 В.
Розміри цеху з виготовлення аплікаторів етикеток, електропостачання
якого ми будемо розраховувати, складають: становлять 54×54×6, з площею
освітлення S=2916 м2.
1.3 Характеристика цехів об'єкта, особливості їх електропостачання
Проектування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони розташовуються.
При цьому ми виконуємо всі вимоги ПУЕ у цієї частини.
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми проектуємо,
розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься складське
обладнання. Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих
нормальних, тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не
перевищує 60 % та відсутні умови, наведені уп. 1.1.10-1.1.12 ПУЕ.
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах,
проникати всередину машин, апаратів, цех рамних конструкцій
Але ці цехи відноситься до приміщень з не струмопровідним пилом.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 11
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання
1.4 Характеристика джерела живлення
Живлення даного підприємства здійснюється від районної підстанції
(РПС) енергосистеми 110 та 220 кВ.
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є: обрана
номінальна напруга енергосистеми Uс=110 кВ:
потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1450 МВ • А;
довжина повітряної лінії Lпл = 50 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на границі
балансової приналежності Qек = 345 квар в часи її максимуму навантаження.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110кВ±5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 12
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно договору
про споживання електроенергії, який укладається з усіма підприємствами
промислового району і енергопостачальною організацією.
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки
провідників (шин, кабелів та ін.) і трансформаторів по пропускній
спроможності і економічній густині струму, а також для розрахунку втрат і
відхилення напруги, вибору апаратів захисту та засобів компенсації реактивної
потужності.
Правильне визначення електричних навантажень при проектуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху.
Поняття «розрахункове навантаження» випливає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи
мережі і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часі
І const Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадкових характер,
використовується співвідношення
t
1
I(t) I(t) dt ,
t
де – тривалість інтервалу усереднення ( t T - ), що
приймається для графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної
3 T0 (у решті випадків – 3 T0 );
T – інтервал реалізації випадкового процесу;
T0 – постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої
температури (за час, рівний 3 T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого
рівня).
Умовно приймають T0 10 хв., 30 хв. незалежно від перетину
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 13
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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
t
1
P P(t)dt .
t
Активне розрахункове навантаження Ppоз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Pmax або «максимального навантаження»
Imax Iроз , тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилиних
інтервалах усереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно проводити
згідно методики [5], яка поширюється на всі галузі господарства, адаптована до
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, оскільки
розрахунки на кожній із них мають свою специфіку. На підприємствах
середньої та великої потужності таких рівнів нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності (Ppоз, цеху )як окремих цехів, так і підприємства (
Ppоз, підпр ) у цілому. Розрахункова потужність Ppоз– це така потужність, при
якій термін службі елементів системи електропостачання дорівнює
розрахунковому.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 14
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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).
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 20015 49/04 ПЗ 15
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв Рном , що відповідає значенню Кр , за
співвідношенням:
Рроз Кp Кв Рном , (2.4)
де Кр f Kв , nе , Ta – коефіцієнт розрахункової потужності, який
залежить від коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості
електроприймачів nе та постійною часу нагріву мережі, для якої розраховують
електричні навантаження.
Згідно [5] 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
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 16
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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 . (2.5)
n
n р2
ном
1
Величину nе можна також визначати за спрощеним співвідношенням
2 p
n ном
е . (2.5 а)
pном max
Якщо знайдене за співвідношенням (2.5 а) число nе буде більше за n ( n –
дійсне число ЕП), тоді слід прийняти n nе . Якщо рном max / pном min 3 , де
pном min – номінальна потужність найменшого електроприймача групи, тоді
також приймаємо ne n .
Значення коефіцієнту використання кв за кожним окремим
електроприймачем визначаємо за довідковими даними.
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 17
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
n
кв р
i номi
К 1
в n (2.6)
рномi
1
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе для живлячих мереж напругою до 1000 В
n Коефіцієнт використання Кв
е 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 1,0
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0
6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0
7 2,49 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,0 1,0
8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,0 1,0
9 2,27 1,71 1,43 1,16 1,09 1,07 1,01 1,0 1,0
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 18
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0
11 2,11 1,61 1,35 1,1 1,06 1,04 1,0 1,0 1,0
12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,05 1,03 1,0 1,0 1,0
13 1,99 1,52 1,29 1,06 1,04 1,01 1,0 1,0 1,0
14 1,94 1,49 1,27 1,05 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0
15 1,89 1,46 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
17 1,81 1,41 1,21 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
18 1,78 1,39 1,19 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
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
n Коефіцієнт використання Кв
е 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
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому (середньовиважений
коефіцієнт) дорівнює
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 19
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
n
Кв Р
i номi
К 1
в, цеху
n . (2.7)
Рномi
1
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) для визначення розрахункової
активної потужності прийме вигляд
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 2 2
роз Pроз Qроз (2.10)
Результати розрахунків та вихідні дані цеху заносяться у відповідні місця
таблиці 2.3, виконаної за формою Ф 636–92 [2].
Використовуючи вихідні дані таблиці 2.1, співвідношення (2.1) - (2.11) та
графік рисунок 2.2 [5], розраховуємо в якості прикладу величину
розрахункового активної та реактивної потужності окремого цеха , а саме цеху
з виготовлення аплікаторів етикеток.
Результати розрахунків заносимо у відповідні графи таблиці2.3, що
виконана по формі Ф636-92.
Визначимо номінальну групову потужність другої групи електроприймачів
(прес гідравлічний) Рном,2. При цьому, так як електроприймачі згруповані таким
чином, що мають однакову величину коефіцієнта використання Кв та
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 20
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
номінальну потужність, співвідношення (2.1) приймає вид
n
Pном,2 pном n 5,5 2 11кВт.
1
Визначаємо розрахункову величину Кв Рном,2 , для цієї ж групи,
використовуючи значення Кв з таблиці 2.3 (стовпчик 5); значення додатку
К .
в Рном, заносимо у стовпчик 8 таблиці 2.3.
Кв Рном,2 0,6 11 6,6кВт.
Визначаємо чергову розрахункову величину таблиці 2.1, та заносимо її у
відповідну графу таблиці 2.3.
Кв Рном,2 tgφ 0,6 110,54 20,7квар .
Проводимо аналогічні розрахунки для інших сформованих груп
електроприймачів та заносимо результати розрахунків у таблицю 2.3.
У графах 8 та 9 у підсумкової строки записуємо сумарні значення величин
Кв Рном та Кв Рном tgφ ,
а саме:
Кв Рном та Кв Рном tgφ .
Визначаємо величину ефективної кількості електроприймачів nе за
спрощеним співвідношенням (2.5):
2 p
n ном 2 344,3
е 21,5.
pном м ax 32
Для розрахунку групового середньовиваженого коефіцієнту використання
по цеху в цілому використовуємо формулу (2.7)
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 21
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
n
Кв, і Рном і
1 213,1
Кв, цеху 0,62 .
n
Р 344,3
ном і
1
По графіку рисунок 2.2 для визначених величин nе=22 та Кв, цеху 0,6
знаходимо коефіцієнт розрахункової потужності Кр.цеху який дорівнює Кр,цеху =1,12
За співвідношенням (2.8) знаходимо розрахункову активну потужність
цеху, який розраховуємо у якості прикладу
n
Рр, цеху Кр Кв, цеху Рном,цеху Кр Кв, i Рном і 238,6 кВт.
1
Так, як величина ефективної кількості електроприймачів nе>10,
реактивна потужність силових електроприймачів напругою до 1 кВ по
цеху визначається співвідношенням (1.9), тобто являє собою число підсумкової
строки графи 9:
Qр.цеху (Кв Рном tgφ) 127квар.
Повну розрахункова потужність Sпр силових електроприймачів напругою
до 1 кВ по цеху визначається формулою (1.10)
S P2 Q2 2
р,цеху р,цеху р,цеху (238,6) (127)2 270,3 кВА.
Таким чином, нами виконано розрахунок повної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ окремого цеха , а саме цеху з виготовлення
аплікаторів етикеток.
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших цехів.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 22
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 23
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути
розподілені рівномірно по фазах.
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені по
фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують як трифазні ЕП
тієї ж сумарної потужності. Якщо нерівномірність перевищує 15 %, умовна
трифазна номінальна потужність приймається рівної потроєної величині
навантаження найбільш завантаженої фази.
При кількості однофазних ЕП достатньою для практичних цілей точністю
умовна трифазна номінальна потужність Рном.у(кВт), що визначається
наступним чином
Рном.у = 3 ∙ Рном. .фабоРном.у = 3 ∙ ��пасп ∙ √ТВ ∙ ��������пасп, (2.11)
де Рном. .ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази,
кВт;
��пасп - паспортна потужність споживача, кВА;
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці
Так як однофазні електросоживачі цеху розраховані лише на фазну
напругу Uф=220 В і не мають постійного стаціонарного місця підключення, їх
розрахунок ми будемо виконувати по формулі 2.11.
В цеху використовується три промислові фени, з наступними паспортними
даними:
Рпасп = 1500 Вт; ��������пасп = 0,89; ТВ = 40% часу за одну годину роботи
��ном.у = (6 ∙ 1,5 ∙ 0,4 ∙ 0,89) = 2.53 = 7,59 кВт ;
��ном.у = ��ном.у ∙ ������ = 2,53 ∙ 0,51 = 1,29 = 3,87 квар.
��ном. .ф 1,29
Іном.у = = = 6,58 А
�� ∙ �������� 0,22 ∙ 0,89
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 24
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
В відповідності до категорій пожежозахисту приміщення, згідно ПУЕ
(глава 6.5), ми обираємо тип світильників, їх висоту підвісу, та розташування в
робочій зоні цеху з виготовлення аплікаторів етикеток. Загальні геометричні
розміри виробничої зони цеху становлять 54×54×6, з площею освітлення
S=2916 м2.
Для визначення електричних навантажень(ЕН) освітлювальних установок
використовується метод питомої потужності. Для знаходження питомої
фактичної потужності ЕН освітлювальних установок (Рп.о.ф.) використовуються
слідуючи дані: тип світильника, коефіцієнт запасу к3., освітленість Еф, значення
розрахункової висоти h, площа освітлювального приміщення S. По обраному
типу світильника, площі освітлювального приміщення та висоті підвісу
світильників визначається питома потужність загального рівномірного
освітлення, необхідного для забезпечення норми освітленості.
Для освітлення цеху ми використаємо стельові світильники ПВЛМ з
чотирма лампами типу ЛТБ-65. Світильники розташовані під стелею на висоті
h=5,8 м, від рівня підлоги
Виконаємо розрахунки освітлювального навантаження цеху:
Визначимо активну потужність освітлювальних установок Рм.о. згідно
виразу
Рм.о. кп Рп.о.ф S, (2.12)
де кп – коефіцієнт попиту освітлення [9];
S – площа приміщення, м2;
(0,95 9,7 2916)
Рм.о. 26,8 кВт,
1000
Рп.о.ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м2,
визначається за формулою
Еф к з.ф
рп.о.ф Рп.о.табл к р , (2.13)
100 к з.табл
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 25
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
де Рп.о.табл – питома потужність освітлювальної установки [4], Вт/м2;
Еф – фактична освітленість для виконуваного виду робіт [4], лк;
кз.ф – фактичний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [4];
кз.табл – табличний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [4];
кр - коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення [4].
200 1,8
рп.о.ф 14,5 0,3 9,7 Вт/м2
100 1,6
Реактивну потужність навантаження системи загального освітлення цеху
визначаємо за виразом
Qм.о Р м.о tgφо , (2.14)
де tgφ0 – реактивна складова кута зсуву фаз.
Qм.о 26,8 0,2 5,37 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 Рном.у , (2.15)
Q0,38 цеху Qр. цеху Qр. ос. цеху Qном.у . (2.17)
Отримаємо
P0,38 цеху Рр. цеху Рр.ос. цеху Рном.у 238,6 26,8 7,59 273 кВт,
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 26
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Q0,38 цеху Qр. цеху Qр.ос. цеху Qном.у 127 5,4 3,87 136,3квар.
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанцій за виразом
2 2
Sр.цеху Р0,38 цеху і Q0,38 цеху і , (2.18)
SТП4 Р 2
0,38 цеху Q 2 2
0,38 цеху 237 136,32 290кВА.
Дані розрахунків навантаження цехової підстанції S ТП за формулою (2.18)
і
по усім цехам заносимо у таблицю 2.4.
Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання
На вищих рівнях системи електропостачання підприємства розрахункове
(максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання розрахункових
навантажень окремих груп електроприймачів (цехів, підрозділів) з урахуванням
коефіцієнта одночасності збігання максимумів навантаження Ko .
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на шинах
РУНН ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається за даними [5].
Приблизну потужність підприємства (на шинах РУНН) SНН ГПП
визначаємо за формулою
N 2 2
N
SНН ГПП Ко P0,4 цеху Q
i 0,4 цеху . (2.18)
i
i i
S 2
НН.ГПП 0,9 4748,2 2836,62 4977,8 кВА
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по заводу, а приблизна розрахункова
потужність має значення SНН.ГПП =4977,8 кВА.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.4.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 27
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 28
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху
та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Картограмою навантажень називають план, на якому зображена картина
середньої інтенсивності розподілу навантажень приймачів електроенергії.
Картограму навантажень будуємо як на плані розташування приймачів
електроенергії в цехах, так і на генеральному плані всього підприємства. Якщо
картограму будують на генеральному плані підприємства, то як приймачі
електроенергії розглядаємо самі цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень
на картограмі виконують різними способами [3]. Найбільш простий з них
складається в зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень
приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. Як центр кола
вибирають центр електричного навантаження (ЦЕН) приймача електроенергії, а
радіус кола зв'язують із розрахунковою потужністю приймача електроенергії;
значення його знаходять із умови рівності розрахункової середньої активної
потужності групи електроспоживачів площі кола
Р 2
р,0,38і π ri m ,
де rp.i - радіус кола груписпоживачів, π = 3,14 ; m- кВт/мм2 – масштаб
P
r 0,38 і
i , (2.19)
π m
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають силовому,
а також освітлювальному навантаженням:
360 P
α р, цеху i
с.н ; (2.20)
Р0,38цеху
360 P
α р, цеху i
оc.н , (2.21)
Р0,38 цеху
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 29
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Розраховуємо на прикладі вибраного цеху вказані параметри картограми
електричних навантажень.
Р
r р0,38(ТП6) 273,0
ТП6 29,6 мм.
3,14 m 3,14 115
Розрахункові значення заносимо у графу 8 таблиці 2.5
Таблиця 2.5 – Дані для побутови картограми ЕН
Найменування Pр Pр,OC Pp0,38 m r
кВт кВт кВт кВт/мм2 c.н oc.н мм
1 2 3 4 5 6 7 8
Цех рамних конструкцій. Склад
512,3 38,8 551,1 0,115 335 25 39,1
готової продукції. Котельня
Цех напівавтоматичних
етикетувальних машин. Насосна 844,9 79,2 924,1 0,115 329 31 50,6
станція
Цех ротаційних етикетувальних
машин. Електротехнічний цех. 956,3 67,8 1024 0,115 336 24 53,3
Цех упаковки і тари
Цех ручних етикетувальних
машин. Їдальня. Будівля 113,4 66,0 179,4 0,115 228 132 22,3
управління
Цех з виготовлення маркувальних
277,1 24,6 301,7 0,115 331 29 28,9
машин
Цех з виготовлення аплікаторів
238,6 26,8 273,0 0,115 272 88 29,6
етикеток
Цех напівавтоматичних
етикетувальних машин. Цех пуско 612,3 89,3 701,6 0,115 314 46 44,1
– регулюючої апаратури
Цех з виготовлення комплексних
етикетувальних ліній. 755,0 38,2 793,2 0,115 343 17 46,9
Випробувальна дільниця
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як точку з
координатами:
n
(Pp.i xi )
Х i1 ; (2.22)
n
Pp.i
i1
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 30
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
n
(Pp y )
i i
Y i1 , (2.23)
n
Pp i
i1
де Х,Y– координати центру електричних навантажень на генплані, см;
xi , yi – координати i-ого навантаження на генплані, см;
Pp i – максимальне навантаження i-ого цеху, кВт.
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразу (2.22), (2.23)
заносимо у відповідні графи таблиці 2.6. Визначаємо координати ЦЕН
n
(Pp.i xi )
i1 1367043,9
Х 285,3м,
n
P 4791
p.i
i1
n
(Pp yi )
i
i 1 1005370,3
Y 210,8 м.
n
P 4791
p
i
i 1
Таким чином, нами розраховані дані для побудови картограми
навантаження (таблиця 2.5) та координати ЦЕН (таблиця 2.6) які ми будемо
використовувати при виборі місця розташування ГПП.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 31
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 32
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
Згідно ПУЕ, підприємство відноситься до другої категорії
енергозабезпечення.
При другій категорії енергозабезпечення, використовується радіальна
схема живлення цехів та відповідних установок, від власної підстанції (ГПП).
Живлення виконано кабельними лініями, що прокладені під землею, в
спеціально створених кабельних каналах.
ГПП розташовується поблизу точки теоретичного центру навантаження
підприємства . Енергопостачання ГПП виконано від двох незалежних вводів
районного розподільчого пункту, по повітряним лініям 110 кВ.
Для живлення ГПП використовується схема без прохідної п/ст від ГРП
відстань до якої 50 км.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110 кВ± 5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно договору
про споживання електроенергії, який укладається з усіма підприємствами
промислового району і енергопостачальною організацією.
Сума оплати нараховується в кінці звітного періоду на прикінці місяця
згідно з фактично використаною електроенергією. Розрахунок за перетоки
реактивної електроенергії згідно методики виданої наказом Міністерства
палива та енергетики України від 14.11.1997 р. за № 37.
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
При виборі головної схеми електропостачання промислового підприємства
основними чинниками є характеристики джерел живлення та споживачів
електроенергії, в першу чергу вимоги до безперебійності електропостачання з
урахуванням можливості забезпечення резервування у технологічної частині
проекту, вимоги електробезпеки [4].
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
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 33
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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.
Рисунок 3.1 - Електрична частина ГПП
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 34
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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
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 , (3.2)
2 3 зав.Л
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
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 35
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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
Ртр 0,02 Sпр ;
Qтр 0,1Sпр ,
де Sпр. – приблизна повна потужність об’єкта проектування, кВА;
Ртр 0,02 4977,8 99,5кВт,
Qтр 0,14977,8 497,7 квар .
Загальне навантаження об’єкта визначається виразом
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 36
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
SВН.ГПП 0,9 (4748,2 99,5)2 (2836,6 497,7)2 5295,4 кВА.
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу
S
S ВН.ГПП
тр ;
2 0,7
5295,4
Sтр 3782,4 кВА.
2 0,7
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
5295,4
ІрозПЛ = 13,9 А ,
2 3 110
Переріз лінії живлення (мм2) визначаємо за виразом
І
Fек ,
jек
де jек - нормоване значення економічної густини струму jек=1,4 А/мм2.
13,9
F 2
ек 9,9мм .
1,4
Розрахунковий економічно вигідний переріз закругляємо до найближчого
стандартного перерізу Fст.
Вибраний переріз лінії живлення перевіряється на допустимий струм
нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм після аварійного
режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і мінімальний
переріз за умовою корони згідно виразів і умов:
- на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А;
Ір к Ідоп ,
де Ідоп - допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 37
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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.
9,9 А1260 А;
- на допустимий струм в після аварійному режимі (режим
відключення однієї з ліній живлення)
2 Ір к кдоп Ідоп
де кдоп - допустиме короткочасне перевантаження, кдоп = 1,25;
2 .9,9 А=19,8А <0,9 .1,25 .260=292,5А;
- на мінімальний переріз згідно механічної міцності - згідно з місцем
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її
товщиною і по [10] визначається мінімальна площа перерізу;
- на мінімальний переріз за умовою корони - мінімальний переріз
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм .
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70 [1,6].
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП
В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній), по
яких передається електроенергія від системи до ГПП підприємства, втрати
напруги мають істотно різну величину.
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу напруги.
Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х
повітряної лінії більше активного опору R: X R , причому для ЛЕП напругою
220 кВ і вище справедливе співвідношення: ХR .
Тому при значних протяжностях таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проектних, значення
кутів зсуву стають великими, як правило, близько 15 25 , зі збільшенням
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 38
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
до 35 55 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі потужностей,
близьких до нормативних по статичній стійкості. У цих випадках врахування
поперечної складової U / / вносить уточнення в розрахунки напруги, що
істотно перевищують погрішності інформації про параметри мережі, а тому
аналіз електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної
складової падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X R , кут невеликий (менше
2 3 ).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.4):
Рисунок 3.4 – Схема заміщення фази ділянки мережі
На рисунку 3.4 S1 , S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); R н , Хн – опір навантаження (активний і індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії U /
ф
U /
ф Iа R Iр X I (R cos X sin) . (3.5)
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги
в лінії U / /
ф
U/ /
ф Iа X Iр R I (X cosR sin) . (3.6)
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 39
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
Uф1 Uф2 U //
ф Uф2 Uф jUф
(3.7)
Uф2 (IaR IpX) j(IaX IpR) U j
ф1 e ,
де модуль U1ф цієї напруги
Uф1 (U U/ )2 (U/ / )2
ф2 ф ф (3.8)
та його фаза
U/ /
arctg ф
/ . (3.9)
Uф2 Uф
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф Uф1 Uф2 . (3.10)
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі має
вид
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для
будь-якої кількості ділянок лінії отримаємо
n
U / / 3 U / /
ф 3 Ii ri cosi Ii xi sini . (3.11)
i1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
вважати, що падіння напруги U1дорівнює його поздовжній складовій U/ .
Тоді втрати напруги U приблизно визначається за формулою
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 40
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
/ 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.
Рисунок 3.5 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими формулами.
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП визначаються за
загальним виразом
П П0 L , (3.13)
де r0, x0 – значення подовжнього або поперечного параметра,
віднесеного до 1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по емпіричній
формулі, Ом/км
D
X 0,144 lg cp
0 0,0157 Х/
0 Х//
0 , (3.14)
rдр
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 41
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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
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
rпр
F F
1,151,20 cт . (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
29,531,5 Ом мм2 / км , для міді 18,019,0 Ом мм2 / км .
Для визначення складових струму використовують відомі співвідношення:
Pі Q
Ia ; I і
p (3.18)
3 Uі 3 Uі
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 42
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Проектна потужність підприємства Рі=4748,2 кВт; Qі=2836,6 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 50=17 Ом,
Х Х0 L, Х=0,318 50=15,9 Ом.
Активну і реактивну складову струму обчислюємо з формулою (3.8)
4748,2
Ia 24,9 А;
3 110 103
2836,6
Iр 14,9 А.
3 110 103
Використовуючи формули (3.3) і (3.4) визначимо повздовжню і поперечну
складову падіння напруги
U '
ф 24,9 17 14,9 15,9 660,2 В.
U"" 24,9 15,9 14,9 17 142,6 В.
Модуль напруги на початку ділянки визначимо за формулою (3.5)
U 2 6 2 6
ф1 (110 0,66) 10 (0,142) 10 72,6 кВ.
Модуль падіння напруги Uф визначається співвідношенням (3.7)
Uф (0,66)2 106 (0,142)2 106 680 В.
Втрата напруги розраховується за співвідношенням (3.6)
U 110 103
ф 110 103 =0,6 103 кВ.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при проектній
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 43
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
потужності Р1=4748,2 кВт; Q1=2836,6 квар складає
U
U(%) ф %;
Uном
0,6 103
U(%) 100=0,55 %;
110 103
Таким чином, вибрані параметри повітряної лінії задані практично без
втрат напруги передавати розрахункову потужність на підприємство.
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторівголовної понижуючої підстанції
Трансформатори ГПП повинні забезпечити надійне електропостачання в
нормальному, аварійному і післяаварійному режимі.
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразами
РТ 0,02 Sпр; (4.1)
QТ 0,1Sпр , (4.2)
де Sпp(6 ст.) – приблизна повна потужність об’єкта, що визначається на 6
ступені, кВА.
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом
N 2
N 2
Snp(6 ст.) SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) (4.3)
i i
Номінальна потужність SТ кожного з двох трансформаторів ГПП
попередньо оцінюється згідно виразу
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 44
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
S
SТ np(6 ст.) . (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).
Попередньо вибираємо трансформатор ТМН-6300/110 із
номінальними параметрами Sном ТР=6,3 МВ А, Uном В=115 кВ, Uном Н=11 кВ, UКЗ=10,5%,
∆РХХ= 17,5 кВт, ∆РКЗ= 50 кВт .
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження [10], в якому
максимальне навантаження буде відповідати Sрозр об'єкта, згідно чого
робиться масштаб по вісі навантажень(рисунок 1.4).
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначаємо згідно
виразу
n
(S2 Δt
1 i i )
К 1i
1 ; (4.5)
S n
н.тр Δt i
i1
де Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора,
за
яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформаторашт;
Δtі – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год;
Sі – потужності, що відповідають цім проміжкам часу Δtі , МВА.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 45
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
((2,36 1) (1,77 1) (1,77 2) (2,36 1) (4,25 1)
1 (4,14 3) (3,55 3) (3,55 3) (2,95 1) (2,36 1))
К1 0,56 .
6,3 (11 2 11 3 3 3 11)
S кВА
7000
6500 Sн.тр
6000
5500 Sмакс
5000 5295
4500 4766
4000 4236
3500 3810
3707
3000 3177 3177
2500
2648
2000
2118 2118 2118
1500
1589 1589
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 перевантаження трансформатора К2 визначаємо за більшим
значенням із двох величин К`2 та К``2.
Величину К`2 обчислюємо за формулою, згідно виразу
m
(S2
i Δt i )
К ` 1
1i
2 ; (4.6)
S m
н.тр Δt i
i1
де m – кількість ступенів потужності графіка навантаження, за
яких його більше від номінальної потужності трансформатора;
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 46
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
` 1 ((5,32 2) (4,73 2) (5,91 3))
К 2 0,37 .
6,3 (2 2 3)
Величину К``2 визначаємо за виразом
`` 0,9 S
розр
К2 ,
Sн.тр
`` 0,9 5295,4
К2 0,75.
6300
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1 за
допомогою таблиць [4] визначаємо допустиме систематичне перевантаження
К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним перевантаженням,
коли виконується умова
К2доп≥К2
1,4≥0,75.
На основі розрахунків обраний нами трансформатор може систематично
перевантажуватися у вибраних умовах.
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
Цехові трансформаторні підстанції ТП, що живлять силові та, як правило,
освітлювальні електроприймачі, є основними електроустановками систем
розподілення електроенергії напругою до 1000 В.
Цехові трансформаторні підстанції підрозділяються за кількістю,
одиничною потужністю, схемі з'єднання, способу охолодження
трансформаторів, схемі розподільчого пристрою низької напруги.
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, головним чином,
вимогами надійності живлення споживачів [4].
Електроприймачі І категорії необхідно живити від двотрансформаторних
підстанцій. Двотрансформаторні підстанції рекомендується також
використовувати для живлення споживачів II категорії.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 47
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Живлення окремо споруджених об'єктів загальнозаводського призначення
рекомендується виконувати від двотрансформаторних підстанцій.
Потужність трансформаторів двотрансформаторних підстанцій слід
визначати таким чином, щоб при відключенні одного трансформатора було
забезпечено живлення електроприймачів, що вимагають резервування у після
аварійному режиму з урахуванням перевантажувальної здібності
трансформаторів.
При значній кількості трансформаторів цехових ТП та розосередженого
навантаження вибір одиничної потужності допускається користуватися
критеріями:
при питомої густині навантаження до 0,2 кВА/м2 - 1000, 1600 кВА;
при питомої густині навантаження 0,2-0,5 кВА/м2 - 1600 кВА;
при питомої густині навантаження більше ніж 0,5 кВА/м2 - 2500, 1600 кВА.
Але ж ці критерії чинні лише при рівномірному навантаженні.
Для енергоємних підприємств рекомендується уніфіковувати одиничні
потужності трансформаторів.
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності на прикладі обраного раніше цеху.
Вибір виконується у два етапи:
1)Вибирається економічне оптимальне число цехових
трансформаторів NТЕ та економічне оптимальне значення потужності НБК QНК1.
2) Визначається додаткова потужність НБКQНК2 з метою
оптимального зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі
напругою 10 кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2 , (4.7)
де QНК1 та QНК2 - сумарні потужності НБК, які визначаються на першому
та другому етапах.
Вибір оптимальної кількості цехових трансформаторів
Потужність цехових трансформаторів рекомендується визначати за
питомою густиною навантаження, кВА/м2
S
δ ТПцеху
s ; (4.8)
S
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 48
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
де SТПцеху - в даному випадку максимальне навантаження цеху, кВА;
S- площа приміщення, м2.
289,9
δs 0,099 .
2916
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової потужності
SН.ТР, що призначені для живлення технологічно зв'язаних навантажень:
P
N м
min ΔN; (4.9)
к з Sн.тр
де Рм. – максимальне активне навантаження даної ТП, кВт;
кз – коефіцієнт завантаження трансформатора, (для двотрансформаторних
підстанцій приймається 0,7 – 0,75), а (для однотрансформаторних – 0,95);
Sн.тр – номінальна потужність трансформатору, кВА;
N – дробовий додаток до найближчого цілого числа.
273
Nmin 0,7 1 шт ,
0,95 400
Економічну кількість трансформаторів Neзнаходимо за виразом
Nе Nmin m; (4.10)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [2]
у функції Nmin, N.
N e 1 0 1 шт.
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax.Т, яка
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона за
виразом
Q (N к 2 2
max.T е з.ф Sн.тр) - Рр.0,38 ; (4.11)
де кз.ф – фактичний коефіцієнт завантаження,
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 49
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
S
к мТП
з.ф , (4.12)
Ne Sн.тр
289,9
кз.ф 0,72 .
1 400
Qmax .T (1 0,72 400)2 - 2732 97, 4 квар.
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 136,3- 97,438,9 квар,
При QНК1 ≤ 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не потрібно.
У нашому випадку QНК1 ≥0квар, тобто встановлювати батареї потрібно.
Вибір потужності конденсаторних батарей для зниження втрат
потужності у трансформаторах.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QНК2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
Q _ _
HK 2 Q м Q HK1 γ N S
0,38 е н.тр ; (4.14)
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників К1
К2, схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі (для радіальної
мережі визначається згідно рисунок 4.8, для магістральної схеми -
рисунок 4.9. для двоступеневої схеми живлення трансформаторіввід РП 6-
К
10 кВ, на яких відсутні джерела реактивної потужності γ р1 [7]).
60
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько та
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі - 12, при однозмінній - 24. Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП
ГПП та потужність трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 50
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
даними таблиці 4.7 у залежності від потужності трансформаторів та довжині
живлячої лінії [7].
QHK2 136,338,9_ (0,18 1 400) 25,4 квар, .
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2<0квардодатково встановлювати
конденсаторні батареї не потрібно.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2 , (4.15)
QНК=38,9+25,4=64,3 квар.
По результатам розрахунків, згідно ПУЕ (глава 5.6), вибираємо
однуконденсаторну установку марки УК2-0,415-60 Т3 потужністю 60 квар і
напругою живлення 0,38 кВ.
Аналогічно проводимо розрахунки для інших цехів і результати заносимо
у таблицю 4.1.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 51
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 52
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві
Компенсація реактивної потужності є невід'ємною частиною завдання
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності
одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових
підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії.
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 _ _
ек кн.с Qм Qтр Qек Qнкф , (4.16)
де кнс – коефіцієнт, що враховує не співпадння за часом найбільшого
навантаження підприємства з максимумом навантаження енергосистеми (для
нашого випадку кнс =0,89)
Qм – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Qтр – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторі ГПП,
квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних
конденсаторних батарей, квар.
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою
в часи її максимуму навантаження, квар.
Qек 0,92 2836,6 497,7 42,312651800 квар.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 53
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення [2] два комплекти
високовольтних блоків статичних конденсаторів. Марки прийнятих блоків
статичних конденсаторів УКЛ-10,5-900 У3. Сумарна ємність блоків статичних
конденсаторів складає ΣQБСК10=1800 квар, при номінальній напрузі живлення
10,5 кВ.
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують магістральною,
радіальною або змішаною схемами [10]. Вибір схеми визначається категорією
надійності споживачів електроенергії, їх територіальнім розміщенням,
особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх за
потужних підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП. Радіальні
схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи електропостачання,
від джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється не
менш чім двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій джерела
живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-630
кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без резервування,
якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам прокладки ліній
можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції мають споживачів
II категорії, їх живлення повинно здійснюватися двокабельною лінією з
роз'єднувачами на кожному кабелі.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг перед
магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються при
живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 54
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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.
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
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 55
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
максимальне навантаження з врахуванням втрат потужності в трансформаторі.
Дані для розрахунків беремо з таблиці 4.1. Втрати активної ΔРт та реактивної
Qт потужності в трансформаторі з достатньою для практики точністю
приймаємо рівними відповідно 2% і 10% повної максимальної потужності із
сторони низької напруги трансформатора
Рм10 Рр0,38 Рт Рр0,38 0,02 Sн.тр , (5.1)
Qм10 Qр0,38 Qт Qр0,38 0,1Sн.тр (5.2)
де Рр0,38; Qр0,38 – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ.
Дані для розрахунків (Рр0,38 , Qр0,38, Sн.тр ) беремо з таблиці 2.4 та заносимо у
таблицю 5.1 (графа 2, 3 і 4 відповідно).
Величини Рм10Qм10 розраховуємо за співвідношеннями (5.1) і (5.2) та заносимо
у графи 5 і 6 табл. 5.1 відповідно.
Для прикладу
Рм10=273+0,02.400=281 кВт ,
QМ10=136,3+0,1.400=176,3 квар.
Розрахункову потужність радіальної лінії визначаємо згідно електричної
схеми живлення і розрахункових потужностей по виразу
2 2
SЛ Рм10 Qм10 , (5.3)
S 2812 176,32
Л(ГПП ТП6) 331,7 кВА.
де Рм10і Qм10 – відповідно розрахункова активна і реактивна потужність
лінії
кожного з трансформаторів, що живиться від цієї лінії;
Дані розрахунків по цьому та інших ТП заносимо до таблиці 5.1 (графа8).
Отримані тільки таким чином значення SЛ будуть коректними для визначення
перерізу живлячих кабельних ліній.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 56
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
Рр0,38, Q , S , Р , Q
Позиція р0,38 н.тр м10 м10, Sл
кВт квар кВА кВт квар кВА
1 2 3 4 5 6 7 8
ТП-1 1 551,10 310,02 1000 571,1 410,0 703,0
ТП-2 2 462,05 278,02 1000 482,1 378,0 612,6
ТП-3 2 512,05 301,84 1000 532,1 401,8 666,7
ТП-4 1 179,40 91,24 250 184,4 116,2 218,0
ТП-5 1 301,70 176,41 400 309,7 216,4 377,8
ТП-6 1 273,02 136,25 400 281,0 176,3 331,7
ТП-7 2 350,80 200,15 630 363,4 263,1 448,7
ТП-8 2 396,60 281,31 630 409,2 344,3 534,8
Розрахунковий струм у кабельної лінії на кожної ділянки (ГПП-ТП6) в
нормальному режимі визначається як
S
I Л,і
р.Л,і (5.4)
3 Uн
Для цеху, який обрано у якості прикладу
331,7
Iр.Л,(ГППТП6) 19,2 А.
3 10
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2 (графа
4).
Згідно економічної густини струму jек визначаємо стандартний переріз Fек
кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий струм Ідоп,
значення якого заносимо у графу 6 таблиці 5.2.
І 19,2
Fек 13,7 мм2.
jек 1,4
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 57
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Кількість т-рів
Шт.
Розрахунковий переріз кабелів для лінії (ГПП – ТП6) 13,7 мм2, тому ми
приймаємо найменший переріз кабелю марки АПвВнг, що має переріз 25 мм2,
Іном.каб=113 А.
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи за співвідношенням [12]
Iр.Л Iдоп К1K2 ;
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та
повітря К1=1,05;
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості кабелів
прокладених паралельно К2=0,9;
Ідоп– тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних умовах
19, 2 113 1,05 0,9 106 А.
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається за
виразом
2 Iл IдопК1K2 К3
де К3 - допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3=1,25
Для нашого випадку
2 19,2 113 1,05 0,9 1, 25 133 А
тобто умова виконується.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше (5%.Uн=52,5 В) і визначається за виразом
U 3 Ір.Л Lкл (r0 cosφ x0 sin φ), (5.5)
де L – довжина лінії, км;
r0,x0 - відповідно питомий активний та реактивний опір лінії, Ом/км;
cosφ – коефіцієнт потужності навантаження лінії
Значення cosφ та sinφ знаходимо з відомого співвідношення,
використовуючи дані таблиці 1.5 для відповідної кабельної лінії.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 58
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Для лінії ГПП–ТП6
Рм10 281
сosφ 0,849 ,
Sл 331,7
Q 176,3
sin φ м10 0,53
Sл 331,7
Втрата напруги в кабельної лінії, що розглядається у якості прикладу, буде
U 3 19,2 0,15 (1,54 0,84 0,072 0,53) 10,3В.
Таким чином, умова виконується, так як
U10,30,05 Uном 52 В.
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній і дані
заносимо в таблицю 5.2.
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Ділянка Lкл, SЛ, IрЛ, Fек, Iдоп, Прийнята F
2 2 Прийнята F, мм2
кабелю м кВА А мм А мм
ГПП-ТП1 140 703,0 40,6 29,0 136 35 АПвВнг(3×35)
ГПП-ТП2 180 612,6 35,4 25,3 113 25 АПвВнг(3×25)
ГПП-ТП3 60 666,7 38,5 27,5 136 35 АПвВнг(3×35)
ГПП-ТП4 270 218,0 12,6 9,0 113 25 АПвВнг(3×25)
ГПП-ТП5 90 377,8 21,8 15,6 113 25 АПвВнг(3×25)
ГПП-ТП6 150 331,7 19,2 13,7 113 25 АПвВнг(3×25)
ГПП-ТП7 90 448,7 25,9 18,5 113 25 АПвВнг(3×25)
ГПП-ТП8 210 534,8 30,9 22,1 113 25 АПвВнг(3×25)
ГПП-БСК10 10 900 52 37,1 166 50 АПвВнг(3×50)
де БСК10 – ємкісна потужність блока статичних конденсаторів 10 кВ, що
встановлені в приміщені КРУН-10 кВ ГПП.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 59
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ 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.
Т1
Т6
Т3
Рисунок 6.1 - Розрахункова схема розрахунку КЗ
каб.лін 1
каб.лін 6
каб.лін 3
Рисунок 6.2 - Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ
Для розрахункової схеми (рисунок 6.1) складаємо схему заміщення,
виходячи з розрахункових умов і враховуючи прийняті у стандарті [15, 16]
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 60
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
припущення. Схему складаємо однолінійною.
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
номінальна напруга енергосистеми UС=110 кВ:
потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1450 МВ • А;
довжина повітряної лінії lл=50 км.
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту.
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі
опори схеми заміщення приводяться до базисних умов.
За базисні умови приймаємо:
Sб 100 МВА,Uб1 115 кВ, Uб2 10,5 кВ
S
I б
б , (6.1)
3 U б
100
Iб1 0,5кА,
3 115
100
Iб1 5,5кА.
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях:
– електричної системи
S
Хс
б , (6.2)
Sк.з.
100
Хс 0,069 .
1450
– повітряної лінії 110, кВ
S
R б
пл r0л lл , (6.3)
U2
б1
100
R пл 0,38 110 0,316;
1152
де lл– довжина повітряної лінії, км;
r0л, x0л– активні та індуктивні опори повітряної лінії, Ом/км
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 61
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
S
Xпл x0л lл
б , (6.4)
U2
б1
100
Хпл 0,06 110 0,05.
1152
– трансформатора ГПП
U
Х кз S
тр б ,. (6.5)
100 Sн.тр
де Uкз – напруга короткого замикання трансформатора, %;
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
10,5 100
Х тр 1,66.
100 6,3
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках
В точці К1
Визначаємо сумарний реактивний і активний опір до розглядаємої точки
к.з і визначаємо повний опір
Струм короткого замикання в розглядаємій точці визначаємо за виразом
І
І б1
кз(К1) (6.6)
Х 2 2
сум(К1) R сум(К1)
0,5
Ікз(К1) 1,48 кА ;
0,119 2 0,316 2
Хсум(К1) Хс Хпл , (6.7)
Хсум(К1) 0,069 0,05 0,119;
R сум(К1) Rпл , (6.8)
Rсум(К1) 0,316
Ударний струм короткого замикання в точці К1 визначаємо за виразом:
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 62
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
і уд(К1) 2 Ікз(К1) к уд(К1) ; (6.9)
де куд– ударний коефіцієнт, що визначаємо за виразом
Rсум(К1)
3,14( )
Х
к уд(К1) 1 е сум(К1) , (6.10)
0,316
3,14( )
к уд(К1) 1 2,718 0,119 1,12.
і уд(К1) 2 1,48 1,12 2,31 кА.
В точці К2
І
І б2
кз(К2) ,
Х2 2
сум(К2) R сум(К2)
5,5
Ікз(К2) 3,03кА
1,786 2 0,3162
Хсум(К2) Хс Хпл Хтр ,
Хсум(К2) 0,069 0,051,661,786;
R сум(К2) Rпл ,
Rсум(К2) 0,316.
Ударний струм короткого замикання в точці К2 визначаємо за виразом:
і уд(К2) 2 Ікз(К2) к уд(К2) ;
і уд(К2) 2 3,03 1,01 4,28кА
Rсум(К2)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К2)
уд(К2) ,
0,316
3,14( )
к уд(К2) 1 2,718 1,786 1,01.
В точці К3
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 63
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
І
І б2
кз(К3)
Х 2 2
сум(К3) R сум(К3)
5,5
Ікз(К3) 1,67 кА
1,87 2 2,712
Хсум(К3) Хс Хпл Хтр Хл1 ,
Хсум(К3) 0,069 0,051,66 0,0841,87;
R сум(К3) Rпл R л1 ,
Rсум(К3) 0,316 2,4 2,71.
Ударний струм короткого замикання в точці К3 визначаємо за виразом:
і уд(К3) 2 Ікз(К3) к уд(К3) ;
і уд(К3) 2 1,67 1,06 2,48 кА
Rсум(К3)
3,14( )
Х
к сум(К3)
уд(К3) 1 е ,
2,71
3,14( )
к уд(К3) 1 2,718 1,87 1,06.
В точці К4
І
І б2
кз(К4)
Х2 2
сум(К4) R сум(К4)
5,5
Ікз(К4) 2,09 кА
1,858 2 1,856 2
Хсум(К4) Хс Хпл Хтр Хл2 ,
Хсум(К4) 0,069 0,051,66 0,0721,858;
Rсум(К4) Rпл Rл2 ,
R сум(К4) 0,3161,54 1,856.
Ударний струм короткого замикання в точці К4 визначаємо за виразом:
і уд(К4) 2 Ікз(К4) к уд(К4) ;
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 64
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
і уд(К4) 2 2,09 1,04 3,06 кА
Rсум(К4)
3,14( )
Х
к уд(К4) 1 е сум(К4) ,
1,856
3,14( )
к уд(К4) 1 2,718 1,858 1,04.
В точці К5
І
І б2
кз(К5)
Х 2 R 2
сум(К5) сум(К5)
5,5
Ікз(К5) 2,36 кА
1,854 2 1,416 2
Хсум(К5) Хс Хпл Хтр Хл3 ,
Хсум(К5) 0,316 0,051,66 0,0681,854;
Rсум(К5) Rпл R л3 ,
Rсум(К5) 0,3161,11,416.
Ударний струм короткого замикання в точці К5 визначаємо за виразом:
і уд(К5) 2 Ікз(К5) к уд(К5) ;
і уд(К5) 2 2,36 1,03 3,41 кА
Rсум(К5)
3,14( )
Х
к уд(К5) 1 е сум(К5) ,
1,416
3,14( )
к 1 2,718 1,854
уд(К5) 1,03.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Точка к.з Хк,в.о. Rк,в.о. Zк,в.о. Ік.з. кА іуд. кА
К1 0,119 0,316 0,34 1,48 2,31
К2 1,786 0,316 1,81 3,03 4,28
К3 1,87 2,716 3,3 1,67 2,48
К4 1,858 1,856 2,63 2,09 3,06
К5 1,854 1,416 2,33 2,36 3,41
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 65
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ
Для розрахунку струму однофазного замикання на землю приймаємо
електричну схему трансформатора 110/10 кВ і складаємо схему заміщення
(рисунок 6.3 а; в) з струмом короткого замиканням в точці А. На базі цих схем
приводимо схему нульової послідовності (рисунок 6.4). Розрахунок ведемо у
відносних одиницях.
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної ліні визначаємо через
опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n, величина якого
залежить від конструктивного виконання лінії, згідно виразу
хл0 n xпл, (6.11)
де - коефіцієнтnв залежності від типу монтажу лінії, n=3,5 для
одноланцюгової лінії без тросів.
х л0 3,5 0,05 0,17
А
Sк.з
а).
А
Хс Хл Хтр1 Хтр2
в).
Рисунок 6.3 – Електрична схема і схема заміщення для розрахунку
однофазного КЗ
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
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 66
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
виводом-трикутник (рисунок 6.4) мають ті ж значення, як і прямої
послідовності.
Однофазний струм короткого замикання на шинах 110 кВ заводської
підстанції визначаємо через трифазний струм к.з.
S1
к k S3
к , (6.12)
де к – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані к.з, від шин
районної підстанції, 0 k 1,5 , при к.з, у віддаленій точці (поблизу
трансформатора ГПП) k=1,5.
S1
к 1,5 1450 3600 МВА.
Струм однофазного к.з, на шинах заводської підстанції визначаємо
виразом:
1 S1
Ikc
к , (6.13)
3 U1
де U1 - номінальна напруга на шинах заводської підстанції,U1=110 кВ.
3600
I 1kc 18,9 кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи (xco у відносних
одиницях)визначаємо з виразу
I 1кc 3 1
; (6.14)
Iб x c1 x c2 x co
з цього виразу находимо xС0
3 1 І
х б
со х
(1) с1 х с2 , (6.15)
Ікс
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 67
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
де хс1, хс2 – відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи,
хс1 хс2 хс .
3 1 5,5
х со 0,069 0,069 0,73.
18,9
Згідно з рисунком 6.4 визначаємо результативний опір схеми нульової
послідовності для однофазного струму к.з, як паралельне з’єднання двох гілок
хо хсо хло хтр1о хтр2о (6.16)
(0,73 0,17) (1,66 1,66)
х 0 0,7 .
(0,73 0,17) (1,66 1,66)
Струм однофазного к.з, у віддаленій точці визначаємо за виразом
І 1
3 1 I
б
kA1 (6.17)
х рез1 х рез2 х о
хрез1 хрез2 хс1 х л1 0,069 0,05 0,119,
І (1) 3 1 5,5
kА1 17,3 .
0,119 0,119 0,7
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
В розділі приводяться дані, які стосуються конструкції та особливості
компоновки як самої головної понижуючої підстанції (ГПП), так і розподільчих
установок високої і низької напруги. Вказується область застосування ГПП,
основні вимоги до місць встановлення,характеристика ізоляції, категорії
розміщення тощо.
Приводяться основні параметри і характеристики ГПП. Вказується склад
підстанції, при необхідності – особливості схеми головних кіл. Матеріали
можуть ілюструватися фрагментами розрізу підстанції (або іншими
кресленнями) та зображеннями окремих елементів підстанції.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 68
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою
апаратурою є високовольтні вимикачі і роз'єднувачі.
Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо
обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою
таблиці 7.1, у якої в першу графу заносимо відповідні розрахункові дані, і графу
2 - відповідні каталожні дані, а графа 3 містить умови вибору апаратів.
Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії ВГТ-110ІІ*-40/2500У1
з допустимим нижнім робочим значенням температури оточуючого повітря -
45°С, допустимою швидкістю вітру до 40 м/с, сейсмічності - до 9 балів та
приводом пружинного типу.
Результати вибору зводимо в таблицю 7.1
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=110 кВ Uном=110 кВ Uн Uном
Iр=13,9 А Iном=2500 А Ір Іном
іу =2,31 кА Im.дин= 102 кА іу Іm.дин
Іn.t =1,48 к А Iвідкл. =40 кА Іn.t Івідкл
В І2 t (2,3 103)2
к n к 0,035 І
Т 40 кА; tТ 3 с;
В І2 t
0,185 106 В2 с І2
Т tТ 4800 106 В2 с к Т T
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.
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [17].
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.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 69
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=110 кВ Uном=110 кВ Uн Uном
Iр=13,9А Iном=1000 А Ір Іном
іу =2,31 кА Im.дин= 80 кА іу Іm.дин
Вк І2
n tк (2,3 103)2 0,035 ІТ 40 кА; tТ 3 с;
0,185 2
106 В2 с
І2 В І t
Т tТ 4800 106 В2 с к Т T
Остаточно, по даним таблиці 1.9 обираємо роз'єднувач серії РГН-110/1000
УХЛ1, який на протязі терміну експлуатації (30 років) не вимагає технічного
обслуговування [18].
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення
Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач навантаження
вакуумний типу ВВЭ-10-20/1000 УЗ з вбудованим електромагнітним приводом
[8].
При розрахунках розрахункового струму ввідного вимикача 10 кВ
значення Ір визначаємо за співвідношенням
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=10 кВ Uном=10 кВ Uн Uном
Iр=291,5 А Iном=1000 А Ір Іном
іу =4,28 кА Im.дин= 52 кА іу Іm.дин
Іn.t =3,03 к А Iвідкл. =20 кА Іn.t Івідкл
В І2 t (4,28103)2 0,055 ІТ 20 кА; tТ 3 с;
к n к
2 6 2 Вк І2
Т t
1106 В2 с ІТ tТ 1200 10 В с T
При розрахунках розрахункового струму секційного вимикача 10 кВ
значення Ір визначаємо за співвідношенням
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 70
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
S 5295,4 103
Ір.секц
розр 145,7 А.
2 3 Uн (2 3 10) 103
Попередньо по номінальним даним обираємо секційний вимикач
вакуумний типу ВВЗ-10-20/630 УЗ з вбудованим електромагнітним приводом
[8].
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=10 кВ Uном=10 кВ Uн Uном
Iр=145,7 А Iном=630 А Ір Іном
іу =4,28 кА Im.дин= 80кА іу Іm.дин
Іn.t =3,03 к А Iвідкл. =20 кА Іn.t Івідкл
В 2 3 2 І 20 кА; t 3 с;
к Іn tк (4,2810 ) 0,055 Т Т 2
6 2 І2 t 1200 106 В2 В І t
110 В с с к Т T
Т Т
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, згідно ПУЕ (розділ 1.6.6 – 1.6.8), вибираємо за
номінальною напругою, первинному та вторинному струмам, за родом
встановлення, конструкції, класу точності та перевіряємо на термічну стійкість
при короткому замиканні таблиця 6.1.
Попередньо обираємо трансформатор струму напругою 10 кВ типу
ТШЛП-10К
Таблиця 7.5 – Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн=110 кВ Uном=10 кВ
Iр=291,5 А Iном=1000 А
ідин kдин 2 Іном1
іу =4,28 кА
30 1,4 1000 кА=42 103 кА
В І2 t (4,28 103 2 І
к n к ) 0,055 Т 31,5 кА; tТ 4 с;
2 6 2
1106 В2 с ІТ tТ 3969 10 В с
Номінальний струм вторинної обмотки I2Н =5 А, допустима потужність S2Н
вторинної обмотки при cos = 0,8 клас точності 0,5 складає 15, ВА.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 71
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Сумарний опір приладів, Ом:
ΣSприл
rприл , (7.1)
I 2
2Н
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної
та реактивної енергії та ін.),Sприл 7 (ВА).
7
rприл 0,28 .
52
Опір контактів rк 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів, Ом:
S 2
r 2 Н I2 Н (rприл rк )
пров , (7.2)
I2
2 Н
1552 (0,28 0,1)
rпров 0,22.
52
Довжина проводів lпров 25 м.
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp lпров 25 м.
Переріз з'єднувальних проводів, мм2:
l ρ
F p
пров . , (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.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 72
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Якщо виконується умова тоді обраний трансформатор струму забезпечить
допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМИ–10–66УЗ. Розрахунок навантаження
основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, Потужність, що
що Кільк. cosφ споживається
Прилад Тип
споживається котушок tgφ P, Q, S,
котушкою, Вт Вт вар ВА
Вольтметр ЭВ0302 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028
СЛ -
Лічильник 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048
7000
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 [20]:
l tпр
Fmin , (7.4)
С
де tпр – приведений час дії струмів к.з, А;
tt∞ – ударний струм к.з, що діє на вибраний нами відрізок лінії, кА;
С – коефіцієнт, що відповідає різниці теплоти, яка в провіднику після і до
короткого замикання (для кабелів з алюмінієвою жилою С = 85 ).
Приведений час можна визначити по виразу
tпр=tзах+tвідкл
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 73
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії вимикаючої апаратури, с.
tпр=0,08+0,055=0,135 с.
У такому разі
2573 0,135
F 11,1 мм2
min .
85
Розглянутий нами відрізок кабельної лінії (ГПП-ТП6), що має переріз F=25
мм2 повністю задовольняє умовам термічної стійкості, під час дії ударних
струмів к.з.
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
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 74
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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
Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми живлення
використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше розповсюдженні
змішані схеми, але для конкретного випадку саме така «рафінована» схема
може виявитися найбільш раціональною.
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
На промислових підприємствах близько 10% енергії, що споживається,
витрачається на електричне освітлення.
Правильне виконання освітлювальних установок сприяє раціональному
використанню електроенергії, поліпшенню якості продукції, знижує
втомлюваність працівників, зменшує кількість аварій та випадків травматизму.
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної та
електричної частин [4, 5].
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 75
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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, 76ино проводів розрізняти в
залежності від розряду робіт, що виконуються; коректуються рівні освітленості,
якісні показники освітлювальних установок (показник засліпленості
(дискомфорту), пульсації освітленості, передача кольору, нерівномірність
розподілу освітленості) [5].
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проектуванні світлотехнічної частини слід також враховувати умови
експлуатації освітлювальної установки.
Штучне освітлення проектується двох видів: загальне і комбіноване, коли
до загального додається місцеве освітлення робочих місць. Якість і
економічність освітлювальних установок залежить від правильності вибору
системи освітлення.
Систему загального освітлення застосовуються для освітлення всього
приміщення, в тому числі і робочих поверхонь. Загальне освітлення може
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним розміщенням
світильників під стелею освітлюваного приміщення. Освітлення з рівномірним
розміщенням світильників застосовують, якщо в виробничих приміщеннях
технологічне устаткування розміщене рівномірно по всій площі з однаковими
умовами зорової роботи і необхідно забезпечити рівномірне освітлення. Якщо в
приміщеннях є робочі поверхні, що вимагають різних умов освітлення, то для
створення на них необхідної освітленості світильники розміщують
локалізовано, залежно від розміщення робочих поверхонь або виробничого
устаткування.
Локалізоване освітлення необхідно передбачати в приміщеннях із
стаціонарним крупним устаткуванням (венткамери, пічні відділення тощо), у
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 76
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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 тощо).
Це освітлення називають аварійним освітленням для продовження роботи, воно
має створювати на робочих місцях 5% нормованого робочого освітлення при
системі загального освітлення, але не менш як 2 лк.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок освітлення цеху може проводиться методом світлового потоку
(методом коефіцієнту використання), або іншим відомим методом. Для
прикладу нижче приведено розрахунки методом світлового потоку:
кз Еmin S zФ , (8.1)
N
де кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [4];
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 20015 49/04 ПЗ 77
Зм 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.
Рисунок 8.2 – Приклад розміщення світильників цеху:
hc – відстань від стелі до світильника, Lв – відстань між світильниками,
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 78
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
l – відстань від крайнього ряду до стіни; Lа – відстань між рядами
Після прийняття схеми розміщення світильників проводиться перевірка
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу
n
Фсв ei
Е i1 , (8.4)
1000 к3
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника, лм;
– коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників,
1,11,2 ;
n
ei – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових
i1
ізолюкс, лк;
n – кількість врахованих світильників.
Виконаємо розрахунок освітлення цеху методом світлового потоку.
Виходячи із розряду зорової праці, згідно ПУЕ (розділ 6.1.1 – 6.1.11), по
нормам освітленості [22] визначаємо освітленість системи загального
освітлення цеху Ен 200 лк.
Кз Еmin S zFp , (8.5)
N Кв
де Кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [23];
Emin – мінімальна освітленість, лк;
S – площа освітлювального приміщення, м2;
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z=1,1 – 1,15;
N – прийнята кількість світильників, шт;
Кв – коефіцієнт використання світлового потоку.
З таблиці 10.4 [9] приймаємо λе=Lв/h=1, тоді отримаємо відстань між
світильниками
Lв λе h, (8.6)
Lв 15,8 5,8 м.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 79
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Приблизну кількість світильників визначаємо за виразом
A B
N , (8.7)
L2
в
54 54
N 86,6 шт.
5,82
Коефіцієнт використання світлового потоку визначаємо по довідниковим
таблицям [22], в залежності від прийнятого типу світильника, коефіцієнтів
відбиття, від поверхонь приміщень і від індексу приміщення, що визначається
за виразом
А В
і ;
h(А В)
(8.8)
54 54
і 4,66.
5,8 (54 54)
де h – висота підвісу світильника, м.
1,6 200 2916 1,15
Fp 18477 лм.
86 0,67
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймаємо
світильник типу ПВЛМ з чотирма лампами типу ЛТБ-65, Рл=0,065 кВт, що має
світловий потік Фл=4650 лм. Загальний світловий потік від світильника буде
становити Фсв=18600 лм
Обрані лампи за світловим потоком відрізняєтьсявід розрахункового на
Fcв Fр 1860018454
% 100% 100% 0,79%,
Fр 18454 (8.9)
що є допустимо.
Згідно результатів проведеного розрахунку ми можемо зробити висновки,
що встановлена в приміщенні цеху світлова арматура загального призначення з
лампами типу ЛТБ-65в повній мірі задовольняє вимогам СНіП ІІ-4-79, що до
загальних вимог освітленості в робочій зоні цеху.
Електропостачання освітлювальних установок
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 80
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Відповідно до ПУЕ для живлення світильників загального освітлення
повинна застосовуватися напруга не вище 380/220 В змінного струму при
заземленій нейтралі і не вище 220 В змінного струму при ізольованій нейтралі і
у мережах постійного струму.
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище 220В,
що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від висоти
їхньої установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У приміщеннях з
підвищеною небезпекою і особливо небезпечних при установці світильників
загального освітлення з лампами розжарювання на висоті менше ніж 2,5 м при
відсутності спеціальної конструкції світильника (що виключає доступ до лампи
без застосування інструмента) використовується напруга не вище 42 В.
Світильник з люмінесцентними лампами на напругу 127–220 В
допускається встановлювати на висоті менше ніж 2,5 м від підлоги за умови
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових, 81ино проводів81х8181 і натрієвих
ламп, розрахованих на напругу 380 В, і пускорегулюючих апаратів для
газорозрядних ламп, що мають спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з
послідовним з’єднанням ламп), застосовується напруга не вище 380 В, у тому
числі фазна напруга системи 660/380 В із заземленою нейтраллю при
дотриманні наступних умов:
введення у світильник чи ПРА має виконуватися проводом або кабелем з
мідними жилами і ізоляцією, розрахованою на напругу не менше, ніж 660
В;
забороняється вводити у світильник двох чи трьох проводів різних фаз
системи 660/380;
нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою застосовуваної
напруги «380 В» при установці світильника в приміщеннях підвищеною
небезпекою і особливо небезпечних;
забезпечення одночасного відключення усіх фазних проводів, що
вводяться у світильник; це стосується і багатолампових світильників
системи 380/220 В, за винятком світильників, які встановлюються в
приміщеннях без підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В в приміщеннях без
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною небезпекою
і особливо небезпечних. Допускається застосування напруги до 220 В для
світильників спеціальної конструкції: тих, що являються складовою частиною
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 81
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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.
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
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 82
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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).
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.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 83
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА:
��роз = кп ∙ кдод ∙ ��ном , (8.10)
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, для ламп ЛДЦкдод = 1,12 [18].
Згідно коефіцієнт попиту для дрібних будівель виробничого характеру
складає кп = 1,0.Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок
мережі аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
��роз = 0,95 ∙ 1,12 ∙ (4 ∙ 0,065) = 23,8 кВт.
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за допустимимструмом
навантаження.
Провідники освітлювальної мережі повинні задовольняти вимоги у
відношенні гранично допустимого нагрівання при нормальних режимах роботи.
Нагрівання провідників викликається проходженням по них електричного
струму.
Межі нагрівання суворо нормуються ПУЕ, при цьому кожному перерізу
проводу або кабелю в залежності від його конструкції і способу прокладання
відповідає допустимий нормований струм (Iдоп, А).
У практичних розрахунках користуються готовими таблицями з
допустимими тривалими навантаженнями, що нормовані ПУЕ і нормативною
документацією.
Зазначені таблиці складені для визначення температурних режимів повітря
і землі, що складають відповідно +25°С та +15°С. Якщо фактичні температури
відрізняються від табличних, користуються коефіцієнтами перерахунку, що
наведені в ПУЕ.
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є:
��доп > ��роз,
де ��роз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі.
Розрахунковий струм для трифазних мережвизначається за виразом:
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 84
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
��роз ∙ 10 ��роз ∙ 10
��роз = = , (8.11)
√3 ∙ �� 3 ∙ �� ∙ cos ��
л ∙ cos �� ф
де ��роз – розрахункова потужність, кВт;
��ф, ��л – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cos �� – коефіцієнт потужності, для газорозрядних ламп з конденсаторами
cos �� = 0,9.
23,8 ∙ 10
��роз = = 40,2 А.
√3 ∙ 380 ∙ 0,9
Визначений показник струму використаємо для вибору кабельно-
провідникової продукції та комутуючого обладнання.
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги. Даний метод
розрахунку передбачає забезпечення допустимих рівнів напруг на джерелах
світла.
Зниження напруги щодо номінальної пов’язане зі зменшенням світлового
потоку світильників і, як наслідок, рівнів освітленості на робочих місцях.
Збільшення напруги щодо номінальної пов’язане з додатковою витратою
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо
важливе для ламп розжарювання.
Відповідно до ГОСТ 13109-97 напруга в найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення промислових підприємств, а також прожекторних
установок зовнішнього освітлення повинна бути не нижча 97,5%Uном, а в
найбільш віддалених лампах аварійного і зовнішнього освітлення, виконаного
світильниками – не нижча 95%Uном.
У мережах 12–42 В допускаються втрати напруги до 10% Uном, якщо
рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша напруга ламп не
повинна перевищувати 105%Uном.
На затисках газорозрядних ламп напруга не повинна бути нижчою
90%Uном, на інших лампах – не нижчою 88%Uном.
Величина допустимої втрати напругивосвітлювальній мережі від
джерела живлення до найбільш віддаленої лампи повинна складати:
∆��м = ��хх − ∆��тр − �� ,
де ∆��м – допустима втрата напруги в мережі;
��хх – напруга холостого ходу трансформатора (на 5% вища від
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 85
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
номінальної);
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі;
�� – мінімально допустима напруга на затисках лампи.
Розрахунок допустимої величини втрати напруги в освітлювальній мережі
в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися і в
іменованих одиницях (вольтах).
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається за виразом:
∆��тр = �� ∙ �� ∙ cos �� + �� ∙ sin �� , (8.12)
де �� , �� – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого
замикання трансформатора (��КЗ), %;
cos �� – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
�� – коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення розрахункового
навантаження трансформатора до його номінальної потужності).
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (%) визначаються за виразами:
100 ∙ ��КЗ
�� = ; (8.13)
��ном.тр
�� = ��КЗ − ��а , (8.14)
де ��КЗ – втрати потужності короткого замикання трансформатора, Вт;
��ном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без урахування
індуктивного опору провідників.
100 ∙ 5,5
�� = = 1,37 %;
400
�� = 5,5 − 1,34 = 5,33 %;
∆��тр = 0,87 ∙ (1,34 ∙ 0,9 +5,33 ∙ 0,44) = 3,08 %;
∆��м = 105 − 3,08 − 97,5 = 4,42 %.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається за виразом:
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 86
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
��
∆�� = , (8.15)
�� ∙ ��
де �� – момент освітлювальногонавантаження, кВт∙м;
�� – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника [18, ст. 40 таблиця 14];
�� – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими
співвідношеннями.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки:
�� = �� ∙ �� , (8.16)
де �� – відстань між лініями живлення світильників;
�� – потужність лінії.
Рисунок 4.1 – Схема підключення світильників
�� = �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� +
+�� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� ;
�� = 6 ∙ 2,64 + 12 ∙ 2,64 + 18 ∙ 2,64 + 24 ∙ 2,64 + 30 ∙ 2,64 + 36 ∙ 2,64 +
+42 ∙ 2,64 + 48 ∙ 2,64 + 54 ∙ 2,64 = 712,8 кВт ∙ м;
712,8
∆�� = = 0,78 %.
54 ∙ 16,8
Отже умова виконується, втрата напруги у найбільш віддаленій точці
перевищює 5%. Тому ми встановлюємо щиток освітлення в безпосередній
близькості від КТП і першої лінії освітлювальної мережі.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 87
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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 [1] 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
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 88
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні забезпечувати
допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що нормуються
стандартом по якості електроенергії. Для кожної ділянки цехової мережі за
розрахованим півгодинним максимумом навантаження і значенням
максимального пускового або пікового струму вибирається переріз провідника,
а також тип і значення уставок апаратів захисту від ненормальних режимів в
мережі: тривалих, не передбачених перевантажень мережі і коротких замикань.
Вихідними даними для проведення розрахунків є:
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів захисту;
– Uном мережі;
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки
мережі Рmax ;
– пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми;
– номінальні потужності ЕП.
Вибір перерізу провідника пов’язаний з вибором апаратів захисту, тому
вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів виконується
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
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 89
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
документів.
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам щодо
гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а й
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При
перевірці на нагрів приймається півгодинний максимум струму, найбільший з
середніх півгодинних струмів даного елемента мережі.
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи електроприймачів
в якості розрахункового струму для перевірки перерізу провідників по
нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить від відповідного
режиму (повторно-короткочасний, короткочасний, тривалий).
Вимоги для нормальних навантажень та післяаврійних перевантажень
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
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 90
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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 )
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
Ідоп
max . (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
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 91
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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.
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
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 92
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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 мм 2 по алюмінію;
– в трифазних схемах, де частка струмів третьої гармоніки і гармонік,
кратним трьом, лежить в межах від 15 % до 33 %.
Для багатофазних кіл, де площа поперечного перерізу лінійних
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 93
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
провідників більше, ніж 16 мм2 по міді або 25 мм 2 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 мм 2 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
Ір ; (8.22)
3 Uн
де ΣSн.тр – загальна потужність силових трансформаторів цеху, кВА;
кз - коефіцієнта завантаження трансформаторної підстанції,
400 0,72
Ір 438 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.рІн.т.р>1,1 Ір
630 ≥630 630>1,1.438=481.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 94
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
де Ін.а– номінальний струм автоматичного вимикача А;
Ін.тр– номінальний струм теплового розчіплювача автоматичного вимикача
(каталожні дані), А
Приймаємо ввідний автоматичний вимикач виробництва компанії SIMENS
Elektrik серії 3VL, Iн=630 A.
Для забезпечення секціонування, в аварійному режими роботи, ми
застосуєморезервну перетинку від цеху рециркуляційних насосів. В якості
захисного автомата ми приймаємо автомат тієї ж марки, що і ввідний.
Електричні параметри автомата секціонування аналогічні ввідному автомату.
Вибір перерізу шин по напрузі 0,4 кВ згідно [1] виконуємо за умови
І >І .
д.д р кз
1250>438.1
де кз – коефіцієнт запасу для шин 0,4 кВ дорівнює кз=1;
Ід.д– довго тривало допустимий струм на шинах 0,4 кВ, А;
Приймаємо шинопровід типу ШМА-4; Ід.д=1250 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 , (8.23)
3 Uн cos
де Рн - номінальна потужність згідно з завданням, кВт ; Uн= 0,38кВ.
Ір Ку.н ІН.ДОП.Л
Умовами вибору ліній живлення [1,7] є виконання співвідношення
де І НДОПЛ - допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
Куп - коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 95
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
ПУЕ.
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (таблиця 1.3.3 ПУЕ),
умова прийме вид
ІН.ДОП.Л Іmax1, 25 Ip .
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі живлення
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.1.
Таблиця 8.1 – Розрахункова таблиця вибору ліній живлення цеху
Р I , I
Назва споживача н р max., Iн.доп.л Марка
кВт А А А
1 2 3 4 5 6
Вентилятор приточний 32 55,3 69,1 50 АПвВГ(3×6)+(1×4)
Прес гідравлічний 5,5 9,5 11,9 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Прес штампувальний 7,5 13,6 17,0 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Прес листозгинальний 12 22,0 27,5 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Вентилятор витяжний 3 5,7 7,1 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Термопласт автомат 4,1 7,2 9,0 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Тельфер 7,2 13,5 16,9 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Трафаретний прес 2,2 3,8 4,8 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Свердлильнй верстат 1,8 3,1 3,9 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Заточний верстат 2 3,8 4,8 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Вакуумно-складальна установка 22 39,4 49,2 50 АПвВГ(3×6)+(1×4)
Форматний автомат 17,5 31,7 39,6 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Автоматична паяльна установка 10 17,7 22,1 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Прес ущільнювачів 7 12,4 15,5 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Координатно-різальний верстат 5 8,1 10,1 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Фарбувальна камера 18,2 30,4 38,0 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Конвеєр 1,6 3,0 3,8 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Верстат формування тену 7,4 14,1 17,6 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Насос теплообмінний 3,3 6,3 7,8 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Щиток освітлення 23,8 40,2 57 67 АПвВГ(3×10)+(1×6)
Конденсаторна установка 60 квар 91,1 76 87 АПвВГ(3×16)+(1×10)
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 ,
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 96
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
де Кн - коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку Кн = 0,7.
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
умовами
Ір.РП ІН.ДОП
Вибрана кабельно-провідникова продукція, живлення споживачів цеху,
прокладена в кабельних каналах підлоги цеху.
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної має
становити не більше 5 % Uном . Для освітлювальних мереж промислових
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від 5
до 2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення
5 % Uном . Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту
асинхронних електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його
зменшення може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення
зниження напруги призводить до різкого зменшення світлового потоку.
Розрахунок цехової мережі за умовами допустимої втрати напруги і
побудова епюри відхилення напруги виконується для кола ліній від шин ГПП
або ЦРП до затискачів одного найбільш віддаленого від цехової ТП або
найбільш потужного ЕП для режимів максимальних і мінімальних навантажень
(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
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 97
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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, (8.24)
де �� – величина додаткової напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі, %;
∑ ��м – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача, %;
�� – кількість послідовних магістралей до споживача;
∆��сп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
−5% - припустиме усталене відхилення напруги згідно [13].
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 %, (8.25)
де ∆��т – втрати напруги у трансформаторі. ��т = 3,28 %;
∆��л – втрати напруги у лінії, що живить споживача:
∆��л = √3 ∙ ��р ∙ ��кл ∙ (�� ∙ cos �� + �� ∙ sin ��), (8.26)
��ном 270,3
��р = = = 15,6 А;
√3 ∙ 10 √3 ∙ 10
де Sном- повнапотужність цеху [2.14] кВа;
��кл – довжинакабеля, який живить споживача; ��кл = 100 м;
�� , �� – активнийта індуктивний опори кабелю
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 98
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Приймаємо найближчий, по параметрам, кабель марки АПвВнг
АПвВнг(3×25)Ідоп=135 А
�� = 1,1 Ом/км,
�� = 0,068 Ом/км [20].
∆��л = √3 ∙ 15,6 ∙ 0,1 ∙ (1,1 ∙ 0,89 + 0,068 ∙ 0,45) = 0,17 В;
0,17
∆��л(%) = ∙ 100% = 0,017 %;
10 ∙ 10
100 − 3,28 − 0,017 = 96,5 ≥ 95 %.
Оскільки відхилення напруги не перевищує допустимого значення,
обирати відпайки для цехової КТП не потрібно.
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 , (8.27)
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 99
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які
виконують споживачі. Після розрахунку струмів короткого замикання та
обрання автоматичних вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом
автоматичних вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі.
Далі за довідковими даними обирається конкретний тип НКУ, вказуються
його технічні характеристики, включаючи напругу, номінальний струм, апарати
захисту тощо, у тому числі конструктивне виконання та особливості
застосування.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); номінального струму
автоматичних вимикачів, та струму теплових розчіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі; сумарного струму Ір РП споживачів, що приєднані
до РП, який визначається за виразом
Ір.РП ІН КН ,
де Кн - коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку Кн = 0,7.
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
умовами
Ір.РП ІН.ДОП
Таблиця 8.2 – Вибір перерізу ввіднихкабелів РП
І , А І ,А
Найменування РП р.РП І Н.ДОП.Л
max ,А Марка
Розподільчий пункт РП-1 45,2 56,5 67 АПвВГ(3×10)+(1×6)
Розподільчий пункт РП-2 117,11 146,4 166 АПвВГ(3×50)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-3 24,15 30,2 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Розподільчий пункт РП-4 45,2 56,5 67 АПвВГ(3×10)+(1×6)
Розподільчий пункт РП-5 53,5 66,9 87 АПвВГ(3×16)+(1×10)
Розподільчий пункт РП-6 33,18 41,5 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Вибрана кабельно-провідникова продукція, живлення споживачів цеху,
прокладена в кабельних каналах підлоги цеху.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 00
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання мережі до 1000В
Розрахунок струмів короткого замикання в цехових мережах, тобто
мережах напругою до 1000 В має свої особливості, які регулюються
міждержавним стандартом [24] та керуючими вказівками [16].
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.
Активну складову опору трансформатора rтр (Ом) розраховуємо за виразом
ΔРк.з 103
rтр , (8.28)
3 І2
н.тр
де ΔРкз – потужність к.з трансформатора, кВт;
5,5 103
rтр 0,005 Ом.
3 608,4
Ін.тр– номінальний струм вторинної обмотки трансформатора, А
Sн.тр
Ін.тр 103 , (8.29)
3 U н
400
Ін.тр 103 608,4 А.
3 380
Повний опір дорівнює
U U2
к.з. н 103
zтр , (8.30)
100 Sн.тр
4,5 3802 103
z тр 0,0162 Ом.
100 400
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 01
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.5 - Розрахункова схема і схема заміщення прямої
послідовності частини мережі 0,38 кВ
Індуктивна складова опору трансформатора хтр (Ом)
х z2 r2
тр тр тр , (8.31)
х 2 2
тр 0,0162 0,005 0,0155 Ом.
Визначимо повний опір схеми заміщення до точки короткого замикання К1
2
Z n m
(К1) ri x
i , (8.32)
i1 i1
Z r r r r r 2 2
(К1) тр ав тс ш пр х тр хав х тс хш ,
2
0,0005 0,00014 0,00002 0,00003 0,00008
Z
(К1) 0,016 Ом.
2
0,0155 0,00008 0,00002 0,000014
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 02
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Величину струму к.з, в розрахунковій точці К1 визначаємо за виразом
І(3) U0
к.з.(К1) , (8.33)
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) 18,7 кА.
3 0,016
Для визначення струму к.з, в розрахунковій точці К2, до опорів точки К1
додамо сумарні опори точки К2, згідно виразу
Z 2
(К2) r(К1) rш rав rл rав rпр х(К1) хш хав хл х 2
ав ,
2
0,0052 0,0001 0,0001 0,0223 0,00017 0,00008
Z
(К2) 0,0148 .
0,0155 0,00013 2
0,00025 0,0000306 0,00065
де активний rл (Ом) і індуктивний хл (Ом) опір кабельної лінії знаходимо за
виразами
l 103
r л
л , (8.34)
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 l л х 0 , (8.35)
хл 0,005 0,21 0,00105 Ом.
Величину струму к.з, в розрахунковій точці К2 визначаємо за виразом
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 03
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
І (3) U
0
к.з.(К2) , (8.36)
3 Z (К2)
І(3) 399
к.з.(2) 12,5 кА.
3 0,0148
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 [1].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
– збільшення струму внаслідок перевантаження;
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
– збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
У підрозділі повинно бути ретельно проаналізовано і вказані всі мережі,
що захищаються від перевантаження.
Вказується окремі мережі, у яких забороняється встановлення апаратів
захисту.
Приводяться критерії, за якими допускається відмовлятися від
застосування захисту провідників від перевантаження.
Повинен бути наведений перелік мереж, що згідно ПУЕ мають бути
захищеними від перевантаження, у тому числі силові і освітлювальні мережі,
мережі всередині приміщень (залежно від способу прокладення та
характеристик ізоляції).
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Захист кабельних ліній, що живляться РП та окремі електроприймачі, як
правило, здійснюється автоматичними вимикачами.
Умовами їх вибору є вирази
Ін.т.р 1,1 Ір ;
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 04
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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 SIMENSElektrik. Ці автоматичні вимикачі, призначені
для групового захисту розподільчих пунктів, мають дві системи захисту —
електро-теплову і електромагнітну, та виконані згідно ГОСТ 14254-96 зі
ступенем захисту не нижче ІР30.
Для автоматичних вимикачів, що виконані в стандартіDIN, 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
Вентилятор приточний 55,3 60,8 5SL6 63 63 500
Прес гідравлічний 9,5 10,5 5SL6 63 13 500
Прес штампувальний 13,6 14,9 5SL6 63 16 500
Прес листозгинальний 22 24,2 5SL6 63 25 500
Вентилятор витяжний 5,7 6,3 5SL6 63 8 500
Термопласт автомат 7,2 7,9 5SL6 63 8 500
Тельфер 13,5 14,9 5SL6 63 16 500
Трафаретний прес 3,8 4,2 5SL6 63 6 500
Свердлильнй верстат 3,1 3,5 5SL6 63 4 500
Заточний верстат 3,8 4,2 5SL6 63 6 500
Вакуумно-складальна установка 39,4 43,3 5SL6 63 50 500
Форматний автомат 31,7 34,9 5SL6 63 40 500
Автоматична паяльна установка 17,7 19,5 5SL6 63 20 500
Прес ущільнювачів 12,4 13,6 5SL6 63 16 500
Координатно-різальний верстат 8,1 8,9 5SL6 63 10 500
Фарбувальна камера 30,4 33,5 5SL6 63 40 500
Конвеєр 3 3,3 5SL6 63 4 500
Верстат формування тени 14,1 15,5 5SL6 63 16 500
Насос теплообмінний 6,3 6,9 5SL6 63 8 500
Освітлення 40,2 44,2 5SL6 63 50 500
Розподільчий пункт РП-1 45,2 49,7 5SL6 63 50 500
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 05
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Розподільчий пункт РП-2 117,11 128,8 3VL160 160 160 1600
Розподільчий пункт РП-3 24,15 26,6 5SL6 63 32 500
Розподільчий пункт РП-4 45,2 49,7 5SL6 63 50 500
Розподільчий пункт РП-5 53,5 58,9 5SL6 63 63 500
Розподільчий пункт РП-6 33,18 36,5 5SL6 63 40 500
Конденсаторна установка 91,1 100 3VL160 160 160 1600
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, (8.37)
де ��сх – поправочний коефіцієнт; для умов цеху ��сх = 1;
��доп – тривалий допустимий струм провідника, А;
��зах – коефіцієнт захисту; для теплового розщіплювача ��зах = 1;
��зах- струм спрацьовування апарату захисту, А.
Для прикладу перевіримо лінію, для якої Ір=33,18 А, Ідоп.л=42 А, Ізах=40 А.
1 ∙ 42 ≥ 1 ∙ 40 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 мережі перевіряють на допустимі відхилення напруги у споживачів.
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути не нижче 0,95 ∙ ��ном. В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах ТП не повинна перевищувати
5% номінальної напруги, тобто �� ∙ �� ≤ 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30% від максимальних.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 06
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги:
�� ∙ �� = �� − ∆��тр + ��м + ∆��сп ≥ −5, (8.38)
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 [13].
Знайдемо відхилення напруги до найбільш віддаленого споживача.
Оскільки напруга на затискачах найбільш віддалених споживачів повинна
становити не менше 0,95 ∙ ��ном,формула 5.1. матиме вигляд:
��ном − ∆��т − ∆��л ≥ 95 %, (8.39)
де ∆��т – втрати напруги у трансформаторі. Згідно пункту 4.2.6
пояснювальної записки ��т = 3,28 %;
∆��л – втрати напруги у лінії, що живить споживача:
∆��л = √3 ∙ ��р ∙ ��кл ∙ (�� ∙ cos �� + �� ∙ sin ��), (8.40)
��ном 289,9
��р = = = 16,6 А;
√3 ∙ 10 √3 ∙ 10
де Sном- повнапотужність цеху [2.14] кВа;
��кл – довжина кабеля, який живить споживача; ��кл = 150 м;
�� , �� – активнийта індуктивний опори кабелю
Приймаємо найближчий, по параметрам, кабель марки АПвВнг(3 × 25)
АПвВнг(3×25)Ідоп=113 А
�� = 1,1 Ом/км,
�� = 0,068 Ом/км [20].
∆��л = √3 ∙ 16,7 ∙ 0,15 ∙ (1,1 ∙ 0,84 + 0,068 ∙ 0,53) = 4,1 В;
4,1
∆��л(%) = ∙ 100% = 0,04 %;
10 ∙ 10
100 − 3,28 − 0,04 = 96,7 ≥ 95 %.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 07
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Оскільки відхилення напруги не перевищує допустимого значення,
обирати відпайки для цехової КТП не потрібно.
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 типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування.
Рисунок 8.6 – Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 08
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо
комплектну трансформаторну підстанцію КТПЦ ТОВ «Новокаховський
електромеханічний завод [14].
Обрана однотрансформаторна підстанція КТПЦ–400/10/0,4 УЗ призначена
для надійного електропостачання промислових об’єктів, має потужність
трансформаторів 400 кВ∙А, з захистом і автоматикою.
Склад підстанції КТПЦ–400/10/0,4–04 У3:
Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН).
Силовий трансформатор.
Кожух виводів силового трансформатору.
Розподільча установка низької напруги (РУНН), що складається з
наступного обладнання:
шафа вимикача робочого вводу;
шафа секційного вимикача;
шафа ліній, що відходять;
шафа автоматизованої конденсаторної установки;
шафа управління.
5. Шинна перемичка.
Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна трансформаторна може
бути виконана як однорядною, так і дворядною. З врахуванням особливостей
цеху, обираємо компактне однорядне виконання.
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії ТМЗ,
що виготовляється у герметичному гофробаку і не потребує обслуговування на
протязі всього терміну експлуатації. Загальний вид трансформатору серії ТМЗ
приведено на рисунку 8.7.
В таблиці 8.4 приведені основні технічні характеристики
Таблиця 8.4 – Технічні характеристики КТПЦ-400/10/0,4 У3
Найменування параметра Значення
параметра
Потужність силового трансформатора, кВА 400
Номінальна напруга на стороні ВН, кВ 10
Найбільша робоча напруга на стороні ВН, кВ 12
Номінальна напруга на стороні НН, кВ 0,4
Номінальний струм збірних шин ВН, А 100
Номінальний струм збірних шин НН, А 1250
Струм термічної стійкості на протязі 1 с на стороні ВН, кА 20
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 09
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.7 – Загальний вид трансформатора серії ТМЗ
Таблиця 8.5 – Класифікація виконання КТПЦ-400/10/0,4 У3
Призначена для встановлення
За типом силового трансформатора
масляного трансформатора типу ТМЗ
За способом виконання нейтралі
З глухозаземленою нейтраллю
трансформатора на стороні НН
За взаємним розташуванням виробів Дворядне виконання
За виконанням високовольтного ввода Через пристрій ПВН
Наявність ізоляції шин в РУНН З ізольованими шинами
За видом оболонок і ступенем захисту
ІР31
згідно ГОСТ 14254
За способом установки автоматичних
З викотними вимикачами
вимикачів в РУНН
Вимоги стійкості до зовнішнього середовища обраної КТПВ наступні:
температура оточуючого повітря – від мінус 25 до плюс 50 °С;
висота над рівнем моря – не більше 1000 м;
середньорічне значення відносної вологості повітря – 75% при температурі
+15 °С;
оточуюче середовище не вибухонебезпечне, не містить вибухонебезпечного
пилу, агресивних газів в концентраціях, що можуть пошкодити метали та
ізоляцію;
верхнє значення відносної вологості повітря – 98% при температурі +25 °С;
атмосферний тиск – від 86,6 до 106,7 кПа.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 10
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Шафи високовольтного вводу з вимикачами навантаження ВВЭ-6(10)
призначені для комутації електричних мереж трифазного змінного струму з
ізольованою нейтраллю частотою 50 Гц, з номінальною напругою 6(10) кВ і
застосовуютсья в якості ПВН КТПВ.
ПВН представляють собою металеву оболонку закритого виконання.
Обираю до встановлення ПВН типовиконання ШВВ-3 з встановленим
обладнанням:
вимикачем вакуумним типу ВВЭ-10-20/630 У2;
роз’єздувачем типу РВЗ-10/630 У2;
трансформаторами струму типу ТОЛ-10-1.
Для забезпечення безпечної роботи обслуговуючого персоналу силові
шири, що йдуть від ПВН до силового трансформатора, розташовані в коробі,
що закріплений на боковій стінці ПВН. Для локалізації дуги, що виникає при
КЗ в ПВН, в пристрої передбачене вікно, в якому закріплений клапан
зкидування тиску.
Установка конденсаторна для компенсації реактивної потужності УК4-
0,38-60 Т3 призначені для підвищення автоматичного регулювання коефіцієнта
потужності (cos ��) електроустановок промислових підприємств і розподільчих
мереж напругою 0,4 кВ частотою 50 Гц. Установки забезпечуються заданий
cos �� в періоди максимальних та мінімальних навантажень, а також
виключають можливість виникнення режиму генерування реактивної
потужності.
Конденсаторні установки дозволяють:
підтримувати необхідне для споживача значення коефіцієнта потужності
як в автоматичному, так і в ручному режимі в межах 0,8…1 шляхом
підключення/відключення ступенів конденсаторних батарей;
здійснювати моніторинг значення коефіцієнта потужності;
знизити загальні витрати на електроенергію, а також підвищити її якість
безпосередньо в мережах підприємства;
збільшити строк служби елементів розподільчої мережі шляхом
зменшення їх навантаження.
Установки монтуються в напольних шафах одностороннього
обслуговування, що складаються з однієї-двох секції одного габариту та
конструктивного виконання. На лицьовій панелі встановлюється контролер
(регулятор реактивної потужності, ручка вимикача та амперметр).
План КТП наведений на аркуші 7 (Вид і план КТП) графічної частини
випускної кваліфікаційної роботи.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 11
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Системи керування асинхронним
електроприводом
Розглядаючи системи автоматичного керування асинхронним еле-
ктроприводом оптимізованих за критерієм мінімуму електричних втрат для
застосування з типовими виробничими механізмами доцільно використовувати
наступні системи.
Системи ТРН-АД (рис. 9.1), мають великі можливості для зниження втрат
електроенергії в нерегульованих по швидкості електроприводах. Постійність
частоти струму статора має на увазі регулювання тільки напруги статора АД.
Це дозволяє спростити закони оптимального керування, підста- вляючи kf = 1.
Для регулювання використовується тиристорні регулятори напруги.
Рисунок 9.1 – Структурна схема оптимізованої системи ТРН-АД (РН-
регулятор напруги, БЕР- блок екстремального регулювання, Д-датчик моменту)
Для забезпечення мінімальних втрат в двигуні необхідно регулювати
напругу пропорційно навантаженню (при зменшенні навантаження необхідно
зменшувати напругу). Ця властивість АД дозволяє забезпечити мінімізацію
втрат в системі автоматичного регулювання із зворотнім зв'яком по ковзанню,
або по моменту. Прикладом такої системи регулювання може служити
структурна схема оптимізованої системи ТРН-АД де за рахунок зворотнього
зв'язку по швидкості і моменту, напруга статора двигуна змінюється в функції
момента на валу.
Можливість реалізації любого із розроблених законів мінімізації енергії
робить систему універсальною. Розрахунки показують, що використовуючи
таку систему можна значно покращити енергетичні параметри АД та досягти
зниження споживання електроенергії.
В системі ТПН-АД (рис. 9.2), напруга крім функції мінімізації електричних
втрат може бути використана для регулювання швидкості в системі
автоматичного регулювання.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 12
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 9.2 – Структурна схема оптимізованої системи ТПН-АД
Для цього схему ТПН-АД замикають зворотнім зв'язком по швидкості з
великим коефіцієнтом підсилення Кос в каналі зворотного зв'язку.
Система ТПЧ-АД. В режимах де потрібно регулювати швидкість електро-
приводу в широкому діапазоні, слід використовувати систему електроприводу
на базі перетворювача частоти (рис. 9.6). Існує три типи перетворювачів
частоти:
перетворювач частоти з інвертором напруги: частотне керування, при
якому в якості керуючих факторів прийнято частоту та напругу на статорі
(ЧНК);
перетворювач частоти з інвертором струму: частотне керування, при якому
в якості керуючих факторів прийнято частоту та струм статора (ЧСК).
Вибір типу перетворювача залежить від частоти мережі живлення,
необхідних частот на виході перетворювача, а також від типу привода та
режиму його роботи [6]. Для вихідних частот 50 Гц та нижче чи вище
використовується перетворювач інверторного типу, причому для
індивідуальних та групових нереверсивних приводів великої потужності, та
групових приводів середньої та малої потужності при діапазоні регулювання
частоти 20÷1 використовується АІН.
Перетворювач з автономним інвертором напруги. Крім того ПЧ-АІН
дозволяє будувати розімкнену систему керування, а використання АІН на базі
ШІП дозволяє одержати майже синусоїдальні струму в обмотках статора.
Розглянувши оптимізацію різних систем електроприводів, які використо-
вуються для різних типів виробничих механізмів, можна зробити висновок про
можливість зниження втрат при роботі кожної із приведених систем. Область
використання систем електроприводу визначається технологічними вимогами
та технічними характеристиками самих систем.
Систему ТРН-АД можливо використовувати при роботі з постійною
швидкістю та змінним навантаженням, і при оптимізації такої системи можливо
покращити ККД на 2-10% при навантаженнях менше 0,5Мп, та cosφ до 50%. Це
відображається в зменшені втрат.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 13
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 9.3 – Структурна схема оптимізованої по енерго-
споживанню системи керування швидкістю АД з КЗР
Систему ТПН-АД слід використовувати при вентиляторному наванта-
женні, в силу технічних особливостей системи. Оптимізація даної системи
може дати зниження втрат 2-15%, покращення cosφ на 2-10%, що приводить до
зменшення споживання повної потужності на 5-20%.
Завдяки своїм перевагам над вище приведеними системами, найбільшого
поширення набула система ПЧ-АД. Така система може використовуватися в
якості електроприводу любих виробничих механізмів. Так при роботі з
постійною швидкістю та коливанні навантаження система може дати таку ж
економію електроенергії як і попередньо розглянуті електроприводи. Однак в
силу своїх переваг система може використовуватися і в механізмах з
вентиляторним навантаженням, оптимізація дає покращення ККД на 1-5%,
cosφ на 5-10%, зниження втрат на 2-7%, зниження споживання повної
потужності на 2-5%. Використання системи ПЧ-АД до механізмів з постійним
навантаженням, дає дещо гірші результати при оптимізації системи, але тут, як
і в інших випадках це відбувається тому що навантаження на природній
характеристиці рівне 0,7Мп, а при цьому навантаженні ККД має максимальне
значення і не може бути покращеним. Проте, при зниженні навантаження на
природній характеристиці, ККД та cosφ при регулюванні напруги по законам
оптимального регулювання буде збільшуватися. Використання оптимізованої
системи ПЧ-АД до механізмів з постійним навантаженням на валу двигуна, дає
зниження втрат на 1-15%, та зниження споживання повної потужності на 2-7%,
причому cosφ покращується на 1-3%.
Таким чином, оптимізуючи будь-яку із приведених систем електропри-
воду, можна досягнути певного покращення енергетичних характеристик
електроприводу. А використання кожної із систем буде визначатися технологі-
чною необхідністю, та рівнем розвитку сучасних систем електроприводу.
Враховуючи те, що на сьогоднішній день експлуатується в основному
традиційні системи електроприводів на базі ПЧ-АД саме такі системи в силу
своєї поширеності представляють інтерес для спеціалістів працюючих в області
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 14
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
оптимізації електроспоживання асинхронного електропривода. Ціль модерніза-
ції знизити споживання електроенергії. В даному випадку в канал керування
напругою і струмом додається додатковий регулятор, який забезпечує регулю-
вання напруги на статорі в залежності від навантаження. При цьому необхідно
враховувати вплив несинусоідальності вихідної напруги перетворювача на
характеристики двигуна які істотно залежать від степені відхилення напруги від
синусоїди та від її гармонічного складу. Проблеми зв'язані з вищими
гармоніками пропонується вирішити шляхом використання ШІП.
Вибір елементів схеми частотного перетворювача. Виконаєм вибір
елементів схеми частотного перетворювача, для асинхронного двигуна,
найбільшої потужності, насосу цеха водопостачання відповідно до схеми
частотного перетворювача зображеної на рис. 9.4, та вихідних даних, таблиця
9.2.
Рисунок 9.4 – Силова схема частотного перетворювача
Таблиця 9.2 – Вихідні дані
Електродвигун насоса АИР 180М4
Рн, кВт п, об/хв Uн, В Кі cosφ η, % f
30 1500 380 7 0,87 92 50
Визначаєм струм навантаження перетворювача частоти:
Р
Ін , А
3 Uн cos
30
Ін 56,9 А.
3 380 0,92 0,87
Вибираєм автоматичний вимикач типу АЕ 2056 100/80 згідно умов:
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 15
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Іа.в. Ін , 100 А 56,9 А ,
Іт. р 1,25 Ін , 80 А 1,25 56,9 71 А ,
де Іа.в.., Іт.р. – номінальні струми вимикача і його теплового рощіплювача, А;
Приводиться детальний вибір одного з автоматичних вимикачів для
конкретної лінії відгалуження.
Трансформатори струму вибираю за номінальною напругою, первинному
та вторинному струмам, за родом встановлення, конструкції, класу точності.
Вибираєм трансформатор струму типу ТОП 0,68 80/5, Uн = 660 В, (І1н = 80
А, І2н = 5 А) – номінальний струм первинної та вторинної обмоток, допустима
потужність S2н вторинної обмотки при cos = 0,8 клас точності 0,5 складає S2н
= 5 ВА.
Виконуєм вибір діодів випрямляча за зворотньою напругою і макси-
мальнодопустимим струмом:
Uа ≤ Uм.об , 537 В ≤ 1200 В,
де Uа – амплітудне значення напруги, В; Uм.об – максимальна зворотня напруга,
В, [6].
Uа Uн 2 , В; U а 380 2 537 , В;
Кз ∙ Ін ≤ Ім.д., 1,7 ∙ 56,9 = 96 А ≤ 100 А,
де Кз – коефіцієнт запасу Кз = 1,7; Ім.д. – максимальнодопустимий струм
силового діода, [18].
Вибираєм силовий діод типу Д141-100-12, Uм.об = 1200 В, Ім = 100 А,
Виконуєм вибір і розрахунок згладжувальних конденсаторів згідно
виразів:
Uа ≤ Uм.к , 537 В ≤ 600 В,
І
С 1,5 106 н , мкФ;
f U н p
де С – ємність конденсатора, мкФ; р – допустимий коефіцієнт пульсацій (р =
1,3) [6]; f – частота електромережі. Uм.к. – максимальна напруга конденсатора,
В.
Вибираєм згладжувальні електролітичні конденсатори типу GP, LL,
SIKORTL +105, C = 2500 мкФ, Uн.к. = 600 В.
Вибір згладжувального дроселя, дроселів і діодів компенсації стрибків
напруги, виконую аналогічно.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 16
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Виконуєм вибір ключів керування частотним перетворювачем, тобто
транзисторів, згідно виразів:
Uа ≤ Uоб.к.э , 537 В ≤ 600 В,
Кз ∙ Ін ≤ Ік., 2,2 ∙ 56,9 = 125 А ≤ 150 А,
Ім ≤ Іі., 398 А ≤ 600 А,
Ім = Ін. ∙ Кі = 56,9 ∙ 7 = 398 А,
де Кз – коефіцієнт запасу, Кз = 2,2, [18]; Ім. – максимальний пусковий струм
двигуна; Іі. – максимальнодопустимий імпульсний струм транзистора; Uоб.к.э –
максимальна зворотня напруга транзистора, колектор – емітер, В.
Отже, вибираєм силові составні напівпровідникові транзисторні модулі
типу IGBT Mitsubishi серії А CM 150DY-24A, Uоб.к.э = 1200 В, Ік = 150 А.
Визначим приблизне значення потужності розсіювання, що виділеться на
одному транзисторі:
Рк = (0,25 + 0,017 ∙ Uн ) ∙ Ін , Вт;
Рк = (0,25 + 0,017 ∙ 380 ) ∙ 56,9 = 382 Вт.
Вибрані елементи схеми частотного перетворювача заносю до таблиці 9.3.
Таблиця 9.3 – Вибір елементів схеми частотного перетворювача
Кіль-
№
Найменування кість Тип
Поз.
шт.
QF1 Автоматичний вимикач 1 АЕ 2056 100/80
TT1 ТОП 0,68 80/5, 660 B, S = 5ВА
Трансформатор струму 2
TT2 (кл. точ. 0,5)
VD1-
Силов діоди випрямляча 6 Д141-100-12, 1200 В, 100 А
VD6
Згладжувальні електролітичні GP, LL, SIKOREL+105℃, 2500
C1-C2 2
конденсатори мкФ, 600 В
ФРОС, 380-660 В, 80 А,
L1 Згладжувальний дросель 1
L = 0,24 мГн
L2 Дросель компенсації стрибків ФРОС, 380-660 В, 80 А,
2
L3 напруги L = 0,05 мГн
VD7
Діоди компенсації стрибків напруги 2 Д122-32-12, 1200 В, 32 А
VD8
VT1- СМ 150DY-24А, 1200 В,
Транзисторні модулі IGBT серії А 3
VT3 150 А
БЗ Блок захисту 1 Varispeed E7 (SYSDRIVE)
БУ Блок керування 1 Varispeed E7 (SYSDRIVE)
Асинхронний двигун відцентрового АИР 180М4, Р = 30 кВт,
АД 1
насосу п = 1500 об/хв
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 17
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Розрахунок енергозбереження при
використанні частотного перетворювача
Покращення завантаження насосів. Найменші питомі витрати
електроенергії на подачу води спостерігається при максимальній подачі насоса.
Максимальна подача насосу залежить від характеристики системи водопо-
стачання. У випадку різких розходжень необхідна заміна насоса.
Регулювання роботи насосів. В практиці незмінних (постійних) режимів
водопостачання не буває. Насоси працюють у змінному режимі в залежності від
режиму споживання води. Крім того невідповідність розрахункових та
фактичних параметрів створює такий режим роботи, при якому, або не
забезпечується необхідна подача рідини споживачу, або подача здійснюється з
підвищеним енергоспоживанням. Правильна зміна режиму роботи насоса,
тобто раціональне регулювання забезпечує значну економію електроенергії.
Загалом, способи регулювання насосних установок подібні способам
регулювання вентиляторів, що дозволяє зробити за аналогією висновок про
економічність тих чи інших способів регулювання. Зміна (регулювання)
режиму роботи насосу здійснюється:
без регулювання насосу, використовуючи байпасне регулювання потоку
рідини;
напірною або приймальною засувкою (дроселювання);
зміною числа працюючих насосів;
періодичне відключення насосів;
зміною частоти обертання електродвигуна;
обточенням колеса або заміна колеса на колесо з меншим діаметром;
числом лопаток та кутом їх нахилу.
Аналіз цих способів регулювання вказує на наступне:
При регулюванні засувкою (дроселювання) із зменшенням витрат води
величина ККД насосу зменшується, а значення напору зростають. Такий режим
регулювання призводить до того, що із зменшенням витрат рідини питомі
витрати електроенергії швидко зростають.
При регулюванні зміною частоти обертання насосу, ККД насоса і
електродвигуна із зменшенням витрат знижуються, напір також знижується.
Питомі витрати електроенергії зменшуються. На рисунку 10.1, приводиться
пояснення цих двох способів регулювання, де:
характеристика трубопроводу при відкритій напірній засувці;
характеристика насоса при регулюванні швидкості обертання;
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 18
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
характеристика нерегульованого насоса;
характеристика дросельованого трубопроводу.
Найбільш економічним способом регулювання є зміна числа працюючих
насосів, далі - регулювання частоти обертання насоса. Найменш неекономічне
регулювання за допомогою засувки. При дроселюванні, зменшуючи подачу
рідини в трубопровід, насосу потрібно здолати протитиск, що створюється
клапаном (засувкою). Управління швидкістю обертання насоса знімає цю
проблему і дозволяє зекономити електроенергію. Кінцева величина економії
залежить від середньої подачі при який насос працює.
Рисунок 10.1 – Регулювання роботи насосу (Q – H Характеристика насоса)
- 1,3 - робоча точка при максимальній подачі;
- 2,4 - робоча точка при мінімальній подачі
Можна використати два варіанти:
- змінити напір (роб, точка переміститься від 1 до 2 на графіку рисунок
10.1) засувкою на виході насосу, зменшуючи подачу рідини в трубопровід.
Насосу приходиться здолати протитиск, створюваний засувкою. При цьому
способі регулювання зростає напір, в трубопроводі до засувки від Нн до Н2 і
призводить до надлишкових втрат електроенергії, тому, що насос
продовжуватиме працювати використовуючи ту саму потужність працюючи в
цьому режимі. На графіку (а) точка 1 при роботі насоса на повну
продуктивність, (максимальна подача і напір), при 70% подачі робоча точка 2,
заштрихований квадрат показує споживання електроенергії в цьому режимі.
Змінити швидкість обертання ω від ω1 до ω2, точка 4 на графіку (б), значення
напору, як після так і до засувки в трубопроводі будуть відповідати Н1,
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 19
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
заштрихований квадрат показує величину споживаної електроенергії, при зміні
швидкості обертання електродвигуна. Такий режим забезпечить витрату
набагато меншої потужності в порівнянні з дроселюванням. Резерви економії
показує вільна область прямокутника обведеного штрих пунктирною лінією.
Центробіжні механізми для подачі рідини та газів (вентилятори, димососи,
насоси, компресори) є основними загально промисловими механізмами. В
основному, ці механізми, мають не регульований по швидкості електропривод з
асинхронним двигуном, регулювання подачі Q центробіжного механізму, що
працює з постійною швидкістю, здійснюється за допомогою вентиля на його
виході. Такий спосіб регулювання приводить до значних втрат електроенергії.
Так як регулювання подачі за допомогою вентилів, по аналогії з електричним
колом, подібно регулюванню струму шляхом збільшення електричного опору
кола. Можливості економії електроенергії показують Q - Н характеристики,
залежність напору Н від подачі Q (рис. 10.1). Проведемо дослідження економії
зміною швидкості обертання. Цей захід може економити велику кількість
електроенергії, так, як при цьому способі регулювання зменшується напір і
подача, а робочі характеристики механізмів видозмінюються у відповідності із
співвідношеннями:
Q / Qmax = ω / ωmax : H / H 2 2
max = ω / ω max:
P / Pmax = ω 3 / ω 3max Q = Qн ∙ ω факт / ω н
Н = Нн ∙ ( ω / ω )2
факт н
Проаналізуємо роботу двигуна центробіжного насосу цеха водопостача-
ння потужністю 30 кВт. Нехай насос працює цілий рік (1 зміна). Приймаємо,
що це 4392 робочих годин. З цих 4392 годин припустимо, t1 = 2100 годин насос
працює на повну продуктивність, тобто Q1 = Qмах, t2 = 1500 годин з
продуктивністю Q2 = 0,8 ∙ Qмах, та 792 годин з подачею Q3 = 0,5 ∙ Qмах - Звідси
нерегульований по швидкості електропривод насоса за 4392 годин
використовує електроенергію:
W = Pн ∙ t = 30 ∙ 4392 = 131760 кВт ∙ год.
Якщо використовувати регульований по швидкості електропривод насосу,
то зниження подачі приведе до відповідного зниження швидкості до ω1 = 0,8 ωн
та ω2 = 0,5 ωн, згідно з вище приведеними законами подібності.
Тоді величина використаної енергії, кВт · год:
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 20
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
3 3
W1 Рн t1 Рн
1 t2 Рн
1 t3 кВт,
н н
3 3
0,8 1500 0,5 1500
W1 30 2100 30
1500 30
792 91980 кВт год,
1500 1500
Економія електроенергії складає:
∆W 1 = W - W1 = 131760 – 91980 = 39780 кВт∙год.
Використання законів оптимального регулювання швидкості обертання дає
можливість додаткового скорочення споживання електроенергії. Розрахуємо
можливу додаткову економію при використанні оптимізованого по
енергоспоживанню регульованого по швидкості електропривода насоса:
- згідно з тим, що робота механізмів протягом більшої частини часу на
знижених частотах обертання зі зменшенням циклічного динамічного та
вібраційного навантаження на підшипники, ущільнення, кріплення двигуна та
відповідним збільшенням їх ресурсу та міжремонтного пробігу;
- зниження механічних, гідравлічних та електродинамічних навантажень
при запусках та в перехідних режимах до рівня нешкідливих;
- виключення кидків струму в обмотках двигунів при запусках та зниження
величини пускових струмів до номінальних значень;
- виключення зносу трубопровідної арматури у зв'язку із зняттям з неї
керуючих функцій;
Для розрахунку приймемо, що використання цих переваг дає 10%
економії, тоді використання електроенергії, кВт ∙ год:
3 3
W2 Рн t1 Рн
1 0,1 1
t Р 1 0,1 2
2 н t3 , кВт,
н н
W2 30 2100 30 (1 0,1) 0,83 1500 30 (1 0,1) 0,53 792 86409 кВт,
За рахунок оптимізації роботи електродвигунів та виключення не
виробничого споживання електроенергії, можна додатково заощадити за рік,
кВт∙год:
∆W′ = W 1 – W2 = 91980 – 86409 = 5571 кВт∙год,
Загальна економія становитиме:
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 21
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
∆W = (∆W1 + ∆W′) = (39780 + 5571) = 45351 кВт∙ год,
Вартість зекономленої енергії становить:
ВЕ = ∆W∙ СЕ = 45351∙ 0,71 =32199,2 грн.
На практиці цей ефект, може виявитися ще більш високим, так як з різних
причин регулювання вентилями, в деяких випадках, взагалі не використо-
вується, що приводить не тільки до підвищених втрат електроенергії, але й до
надлишкових напорів в аеродинамічній мережі. Крім цього, тут не врахо-
вувалась економія реактивної потужності. За допомогою оптимізації
елекроспоживання електроприводів, можна досягти до 50% економії реактивної
потужності, значно покращити соsφ, а значить покращити стан мережі
живлення.
В результаті аналізу ринку обладнання для встановлення, запропоновано
частотний перетворювач. Характеристики перетворювача:
Номінальна потужність двигуна 30 кВт; Вхід : 3×380 В, 50/60Гц;
Вихід: 3×380 В, 0,2 100 Гц, 60 А; RS 485, Векторний контроль, U/f -
керування.
Перетворювач забезпечує:
виняткову стабільність швидкості з постійним самопідстроюванням;
« м'яка» ШИМ для зменшення шуму;
гальмування у разі втрати напруги живлячої мережі;
відповідність СЕ, UL, і cUL стандартам;
Затрати на встановлення частотнорегульованого приводу складаються із
вартості частотного регулятора ~ 21000 грн. (80 у.е. за 1 кВт потужності
приводу) та вартості монтажу перетворювача 1400 грн (до 10% від вартості
перетворювача). Загалом затрати становлять:
З = (21000 + 1400) ∙ 2 = 22400 грн.
Термін окупності заходу:
Ток = З / ВЕ = 32199,2 / 22400 = 1,43 роки.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 22
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, що впливають на співробітника
електротехнічної лабораторії
В процесі розробки системи електропостачання заводу з виготовлення
етикетувальних машин на співробітника лабораторії впливають
різноманітні параметри виробничої обстановки.
Як відомо, від умов праці в значному ступені залежать здоров'я і
працездатність людини, її відношення до праці і результати її діяльності.
При поганих умовах різко знижується продуктивність праці і створюються
передумови для виникнення травм і професійних захворювань. Для
цілеспрямованої діяльності по поліпшенню умов праці необхідно знати
чинники, що впливають на їхнє формування.
Проаналізуємо фактори, що впливають на здоров'я і працездатність
співробітника, який працює в електротехнічній лабораторії.
Робочі місця співробітників встановлені в просторовій кімнаті, яка
мебльована столами та шафами, укомплектована комп’ютерною технікою та
периферійним обладнанням. Всі предмети на робочому місці співробітників
знаходяться в робочій зоні в межах прямої видимості та розміщені на
відстані не більше 70 см від працівника. Розміри столу становлять: ширина
– 1,4 м, глибина – 0,8 м, висота – 0,72 м. Висота стільця становить 0,45 м. З
врахуванням середнього росту людини, який складає 160–180 см, можна
сказати, що положення, яке співробітник лабораторії займає при роботі
відповідає нормативним інструкціям і рекомендаціям ДСТУ 8604:2015
«Дизайн і ергономіка. Робоче місце для виконання робіт у положенні сидячи.
Загальні ергономічні вимоги».
Монітори на столах розташовані таким чином, що відстань від екрану
монітору до користувача складає не менше 70 cм, при цьому кут зору становить
близько 30о. При цьому потрібно відмітити, що положення моніторів
вибрано найкращим чином, так як світло, що потрапляє через вікно, падає з
лівого чи правого боку від працюючого в залежності від розташування
робочого місця і, таким чином, не засліплює йому очі. Задля кращого
уникнення негативного ефекту, пов’язаного з надмірною освітленістю
приміщення, вікна обладнано жалюзі.
Розміри лабораторії становлять: довжина – 8 м, ширина – 4,5 м, висота
– 2,75 м. Відповідно її площа дорівнює 36 м2. Найбільша кількість
одночасно працюючих становить 4 особи. Звідси площа, що припадає на
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 23
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
одного робітника, дорівнює 9 м2, що відповідає ДБН В.2.2.28-2010. Об’єм
приміщення становить 99 м3. Звідси визначаємо, що об'єм який припадає на
одну людину дорівнює 27 м3. Нормативне значення складає 20 м3. З
наведених даних можна зробити висновок, що дане приміщення
задовольняє вимогам ДБН В.2.2.28-2010.
Раціонально виконане освітлення виробничих приміщень надає
позитивного психофізіологічного впливу на працюючих, сприяє підвищенню
якості продукції та продуктивності праці, забезпеченню її безпеки, знижує
втому і травматизм на виробництві, зберігає високу працездатність в процесі
праці.
Освітлення здійснюється через віконні отвори (природне однобічне
освітлення), за допомогою світильників, які розташовані на стелі (штучне
верхнє освітлення) або одночасно - світильники і вікна (сполучене
освітлення). В приміщенні вздовж однієї зі стін розташовано 2 вікна,
розміри кожного з яких становлять 2 м на 1,15 м.
Величина необхідного освітлення на робочому місці приміщення
нормується за ДБН В.2.5-28-2018. При штучному освітленні нормується
величина освітленості в люксах (Лк), яка вибирається в залежності від ха-
рактеристики зорової праці з урахуванням найменшого розміру об'єкта
розрізнення, фона, контраста об'єкта розрізнення з фоном.
За найменший об’єкт розрізнення приймаймо напис на радіоелементі,
розмір якого визначимо на рівні 0,15–0,3 мм. Користуючись ДБН В.2.5-28-2018,
визначаємо, що за розміром обраного найменшого об’єкта розрізнення, ступінь
точності зорової праці відноситься до високого і становить ІІ розряд.
Нормативне значення КПО для визначеного розряду зорової роботи відповідає
– ен = 1,8%. Фактичне значення КПО в електротехнічній лабораторії становить
22-24%. Отже, рівень природного освітлення в даному приміщенні знаходиться
в нормі.
В якості джерела світла при штучному освітленні використовуються
люмінесцентні лампи, в світильниках типу ЛСП, загальна кількість яких
становить три.
Нормативне значення штучного загального освітлення становить
400 лк. Фактичне значення в електротехнічній лабораторії згаданого параметра
відповідає 280-300 лк, що нижче зазначеної норми, відповідно ДБН В.2.5-28-
2018. Таким чином, в даному приміщенні рекомендується модернізувати
систему загального штучного освітлення.
Приміщення лабораторії характеризується відсутністю сирості,
неструмопровідною підлогою та нормативними параметрами мікроклімату.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 24
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Тому приміщення лабораторії відноситься до приміщень без підвищеної
небезпеки ураження працюючих електричним струмом, згідно ПУЕ-17.
Комп’ютери, встановлені на робочих місцях живляться напругою 220 В і
споживають потужність менше ніж 3 кВт, для забезпечення безпеки людини
було обладнано додатковою ізоляцією та заземленням. Для виключення
ураження працівників електричним струмом всі електронні прилади під’єднані
до системи захисного занулення, згідно ДСТУ Б В.2.5-82:2016.
Під час роботи з обладнанням при раптовому припиненні подачі
електроструму потрібно негайно вимкнути електрообладнання. Категорично
забороняється ремонтувати електрообладнання, вмикати та вимикати його,
якщо це не передбачено в ході роботи, проводити будь-які перемикання на
головному розподільному щиті. У випадку ураження електричним струмом слід
терміново звільнити потерпілого від дії струму і прийняти міри по наданню
першої допомоги, при необхідності викликати лікаря.
Приміщення лабораторії, згідно ДСТУ Б В.1.1-36:2016, відноситься до
приміщень за категорією вибухопожежонебезпеки типу В (горючі та
важкогорючі рідини, тверді горючі та важкогорючі речовини і матеріали (в
тому числі пил та волокна), речовини та матеріали, здатні при взаємодії з
водою, киснем повітря або одне з одним горіти, за умови, що приміщення, в
яких вони знаходяться (використовуються), не належать до категорії А та Б).
Для попередження пожеж в лабораторії, відповідно ДБН В.2.5-56-2014,
змонтована електрична пожежна сигналізація (Страж М-501) променевого типу
та теплові датчики типу (Satel DRP-100) у кількості 6 шт. Також дана
лабораторія обладнана двома ручними вуглекислотними вогнегасниками ВВК-
5, відповідно Правил експлуатації та типових норм належності вогнегасників.
Шум супроводжується коливанням частинок навколишнього середовища,
що сприймається органами слуху людини як небажані сигнали. Зазвичай шум
обумовлюється неприємним або небажаним звуком чи сукупністю звуків, що
заважають сприйняттю корисних звукових сигналів, порушують тишу, чинять
шкідливу або подразливу дію на організм людини, знижують її працездатність.
В лабораторії рівень шуму, який в основному зумовлений одночасною
роботою системних блоків комп’ютерів не перевищує 45 дБА. Інколи, при
роботі принтера це значення досягає 55 дБА. Але відповідно ДСН 3.3.6.037-99
нормативне значення допустимого рівню звукового тиску, рівню звуку та
еквівалентного рівню звуку на робочому місці в лабораторії становить 60 дБА.
Таким чином, фактичні рівні шуму в приміщенні лабораторії не перевищують
нормативні значенні цього параметру.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 25
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
З появою нових технологічних рішень щодо здійснення бездротового
електронного зв’язку лабораторія пронизана постійним електромагнітним
випромінюванням згідно ДСНіП 3.3.6.096-2002.
Документи встановлюють вимоги до суб’єктів господарювання щодо
захисту працівників від небезпеки для їх здоров’я, що існує або виникає
внаслідок впливу електромагнітних полів.
Згідно з цими нормативними актами перед початком робіт у разі
застосування джерел електромагнітного випромінювання необхідно:
- провести вимірювання напруженості електричної та магнітної складових
електромагнітних полів
- облаштувати виробниче приміщення і розташувати технологічне
обладнання згідно гігієнічних нормативів.
Тривалість перебування працівників, які працюють з джерелами
електромагнітного випромінювання в робочих зонах не повинна перевищувати
граничнодопустимих рівнів електромагнітного випромінювання, зазначених у
ДСНіП 3.3.6.096 -2002.
Аналізуючи зареєстроване електростатичне поле, в даному випадку його
напруженість не перевищує гранично допустиме значення (Едоп) і дані умови
праці відносяться до допустимих.
Згідно ДСН 3.3.6.042-99 окремо для двох періодів року, визначаємо
оптимальні і допустимі значення температури, відносної вологості та швидкості
руху повітря для категорії важкості роботи Іа. При цьому враховуємо, що
верхня і нижня межа діапазону допустимої температури визначаються у
залежності від того, постійне робоче місце чи непостійне. В нашому випадку –
постійне.
Нормовані величини температури, відносної вологості і швидкості руху
повітря в робочій зоні виробничого приміщення в холодний період року:
- оптимальне значення температури 22-24°С;
- допустиме значення температури 21-25°С;
- оптимальне значення відносної вологості 40-60%;
- оптимальне значення швидкості руху повітря 0,1м/с;
- допустиме значення швидкості руху повітря ≤0,1 м/с.
Нормовані величини температури, відносної вологості і швидкості руху
повітря в робочій зоні виробничого приміщення в теплий період року:
- оптимальне значення температури 23-25°С;
- допустиме значення температури 22-28°С;
- оптимальне значення відносної вологості 40-60%;
- оптимальне значення швидкості руху повітря 0,1 м/с;
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 26
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
- допустиме значення швидкості руху повітря 0,1-0,2 м/с.
В лабораторії фактичне значення температури в холодний період року
становить 20-22°С, що нижче від відповідної нижньої межі допустимого
значення. Таким чином дані умови праці відносяться до першого ступеня
шкідливості. Що стосується теплого періоду року, то фактичне значення
температури відповідає 28-30°С, що в свою чергу перевищує оптимальне
значення, але знаходиться в допустимих межах. Проте, як відомо, висока
температура негативно впливає на самопочуття робітника і, як наслідок, веде за
собою зниження працездатності. В такому випадку рекомендується в даному
приміщенні встановити кондиціонер, що сприятиме більш комфортній роботі.
Фактичне значення швидкості руху повітря становить 0,15 м/с, що
перевищує максимально допустиме значення лише в холодну пору року. Це
може негативно вплинути на здоров’я робітника, так як з протягом пов’язані
такі хвороби, як запалення м’язів, гострі респіраторні захворювання і ін.
Фактичне значення відносної вологості повітря в приміщенні становить
65-68%. Це відповідає першому ступеню шкідливості умов праці. Перевищення
вологості в теплий період року призводить до збільшення температури тіла.
Особливо дане явище має місце при відхиленні температури від оптимальних
меж в сторону збільшення. При пониженні температури підвищена вологість
може призвести до переохолодження тіла. Як підвищення, так і зниження
температури тіла може призвести до застуди.
На основі вищенаведених даних можемо сказати, температурний рівень в
лабораторії не відповідає нормативним вимогам. Таким чином, в даному
приміщенні рекомендується встановити кондиціонер.
Інструктажі з питань охорони праці проводяться з метою навчити
працівника правильно і безпечно для себе і навколишнього середовища
виконувати свої трудові обов'язки. Інструктажі за часом і характером
проведення поділяють на: вступний, первинний, повторний, позаплановий та
цільовий.
Вступний інструктаж проводиться з усіма працівниками, які щойно
прийняті на роботу (постійну або тимчасову), незалежно від їх освіти, стажу
роботи за цією професією або посади; працівниками, які знаходяться у
відрядженні на підприємстві й беруть безпосередню участь у виробничому
процесі; в даному випадку трудового й професійного навчання в
електротехнічній лабораторії.
З працівниками проводиться вступний інструктаж з трудового та
професійного навчання. Запис про проведення вступного інструктажу робиться
в спеціальному журналі. Первинний інструктаж проводиться кожному
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 27
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
працівнику індивідуально в електротехнічній лабораторії перед виконанням
роботи НПАОП 0.00-4.12-05.
Медичний огляд обов’язковий для працівників радіотехнічної лабораторії
відповідно наказу №246 від 21.05.2007, що пов’язано з:
- зі шкідливими чи небезпечними умовами праці;
- з обладнанням що знаходиться під напругою, вібрацією, шумом;
- довго тривалими однотипними роботами;
- хімічні речовини, їх сполуки та елементи (неорганічного та органічного
походження);
Висновок: в даному розділі було проаналізовано усі можливі небезпеки та
шкідливі фактори, що можуть впливати на співробітників електротехнічної
лабораторії і можемо сказати, що технічний рівень не відповідає нормативним
вимогам. Це проявляється в наслідок підвищення температури літом вище
норми. Таким чином, в даному приміщенні рекомендується встановити
кондиціонер.
11.2 Розрахунок системи кондиціонування повітря лабораторії
Кондиціонування - це комплекс систем, які призначені для створення в
приміщеннях мікрокліматичних умов, оптимальних для життєдіяльності людей.
Кондиціонер - пристрій для підтримання оптимальних кліматичних умов
в квартирах, будинках, офісах, автомобілях, а також для очищення повітря в
приміщенні від небажаних частинок. Призначений для зниження температури
повітря в приміщенні.
Типи кондиціонерів:
- віконний кондиціонер;
- спліт-система з внутрішнім блоком настінного типу;
- спліт-система з внутрішнім блоком підлогово-стельового типу;
- спліт-система з внутрішнім блоком касетного типу;
- спліт-система з внутрішнім блоком канального типу;
- мульті спліт-системи;
- мультізональні системи (VRF або VRV системи).
Віконний кондиціонер.
Віконний тип є моноблочним, врізається у віконний отвір або в стіну. Для
встановлення ніякого особливого інструменту для нього не потрібно.
Виробництво віконників добре відпрацьоване за багато років, звідки і береться
їх довговічність.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 28
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Віконний тип має істотні недоліки. У віконному типі, оскільки він
моноблочний, компресор знаходитиметься у вашому приміщенні.
Про другий мінус прохолодно буде не у вас в кімнаті, а між шторою і
вікном тому що встановлюється він безпосередньо у вікно.
Безумовним плюсом є низька ціна віконного типу і можливість невеликої
подачі свіжого повітря в приміщення. При низькому бюджеті будівництва
бізнес установи не високого класу можна обійтися віконними кондиціонерами і
замовити вікна під розмір.
Спліт-система.
Спліт-системи, як тип кондиціонера на відміну від віконних, діляться
самі по собі ще на типи. Під типом спліт-системи в основному розуміють тип
внутрішнього блоку, зовнішні блоки по принциповому пристрою фактично
однакові для побутового діапазону. Спліт-система має два блоки - внутрішній і
зовнішній. Найгаласливіший з них, де знаходиться компресор, виноситься на
вулицю, а внутрішній, відповідно, усередині приміщення.
Спліт-система з внутрішнім блоком настінного типу.
Набули найбільшого поширення в квартирах, невеликих офісних
приміщеннях. Якщо в приміщеннях давно вже виконаний ремонт, є одним з
якнайкращих способів не псувати інтер'єр і добитися освіжаючої прохолоди.
Мають масу переваг: достатньо малошумні, і за ціною значно дешевше спліт-
систем іншого типу. Також в своєму діапазоні холодильної потужності є
монополістами - інші типи спліт-систем не мають холодильної потужності
нижче 3,5 кВт. І при кондиціонуванні невеликого кабінету настінний тип спліт-
системи не має конкурентів.
Спліт-система з внутрішнім блоком підлогово-стельового типу.
У разі установки під стелею потік охолодженого повітря могутнім
струменем поступає в обслуговуване приміщення. У разі установки в
підлоговому варіанті, наприклад в перенаселеному працівниками офісі,
приносить менше дискомфорту працівникам, ніж наприклад настінний
кондиціонер. Будь-який кондиціонер створює біля себе «мертву зону», де
рухливість повітря буде дуже високою. У настінних блоків це до 3 метрів, у
підлогових - 1 метр. У підлоговому варіанті охолоджене повітря йде вгору і
нікому особливо не заважає. Отже, підлогово-стельові кондиціонери в
основному використовують в офісах, супермаркетах, витягнутих великих
приміщеннях.
Спліт-система з внутрішнім блоком канального типу.
Канальний внутрішній блок має масу переваг в порівнянні зі своїми
побратимами. Одному "канальнику" цілком під силу охопити до 10 дрібних
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 29
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
приміщень, де необхідна холодопродуктивність по кожному приміщенню не
перевищує 1,3 кВт. Якщо в кожній такій кімнаті встановити по окремій
настінній спліт-системі, а мінімальна продуктивність будь-який настінною
спліт-системи нижче 1,8 кВт не буває, перевага установки кондиціонування
канального типу за ціною в порівнянні з установкою 10 окремих настінних
спліт-систем.
Ще однією незаперечною перевагою є те, що при використанні
внутрішнього блоку цього типу можна підмішувати до 20 % свіжого повітря.
Але є і зворотна сторона - не варто забувати, що свіжим повітрям Ви зможете
бути забезпечені тільки тоді, коли на вулиці не нижче - 5 С. Інакше ви просто
можете вивести з ладу пристрій.
Спліт-системи з внутрішніми блоками канального типу мають і недоліки.
Окрім необхідності наявності підвісної стелі, така система не дозволяє
регулювати температуру в кожному приміщенні індивідуально. Датчик
температури встановлюється в пульті управління кондиціонером, і розмістити
ви його можете тільки в одній кімнаті. Іншою проблемою буде те, що кожне з
приміщень може мати різний тепловий режим, одна кімната може виходити
вікнами на південь, інша на північ. Може утворитися ситуація, коли в одній
кімнаті буде максимальне теплове навантаження, а в іншій мінімальна.
Установка індивідуального регулювання температури по кожній кімнаті у
вартості наближатиметься до вартості всього устаткування.
Останнім недоліком такої системи є те, що монтажу канального типу
кондиціонування повинен передувати хороше проектне опрацьовування,
розрахунок перетинів повітроводів. Інакше ви можете отримати ситуацію, коли
в одній кімнаті надмірно холодно, а в іншій навпаки жарко.
Мульті-спліт-системи.
У цих системах до одного зовнішнього блоку можна під'єднати відразу
декілька внутрішніх блоків. Основна перевага мульті-спліт-систем це наявність
одного зовнішнього блоку. В умовах міста, особливо в центрі, велику кількість
зовнішніх блоків кондиціонерів, що висять на стіні, не тільки псують фасад
будівлі, але не залишають іншого вибору, як використання мульті спліт-
системи.
Мультізональні системи (VRF або VRV системи).
VRV або VRF системи є найостаннішим і інноваційним досягненням в
кондиціонуванні повітря. За принципом роботи це ті ж самі мульті-спліт-
системи, але з можливістю підключення до 64 внутрішніх блоків. Важливою
перевагою мультізональних систем є різноманітність внутрішніх блоків.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 30
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Останнє покоління таких систем має одну з незаперечних переваг -
максимально допустима довжина фреонових трас до 1000 метрів, що в умовах
центральних вулиць міста дозволяє винести зовнішній блок в таке місце, де він
не псуватиме фасад. Дані системи неймовірно економічні і довговічні.
Середній термін їх експлуатації до 25 років, в порівнянні з побутовими
спліт-системами 6-10 років. Інтелектуальна система управління роботою
дозволяє досягти максимальної економії при роботі деяких внутрішніх блоків в
режимі охолоджування, а інших в режимі тепла. Система VRV (VRF) дозволяє
перенести частину тепла з одного приміщення в інше. При цьому споживання
системи знижується майже в 2 рази.
Встановлюють такі системи найчастіше в бізнес-центрах, торгових
центрах, урядових установах і на багатьох інших об'єктах, де необхідна
центральна система кондиціонування великої кількості приміщень.
Рисунок 11.1 - Будова та принцип дії кондиціонера типу спліт-системи
Розрахуємо потужність кондиціонера для радіотехнічної лабораторії
площею 26 м² з висотою стель 2,75 м, в якій здійснюється проектування та
модернізація пристрою. В лабораторії працюють 4 людини, а також є 3
комп'ютери, і невеликий холодильник з максимальною споживаною
потужністю 165 Вт. Кімната розташована на сонячній стороні. Комп'ютери всі
одночасно працюють, оскільки ними користується 4 людини.
Спочатку визначимо тепло припливи від вікна, стін, підлоги і стелі.
Коефіцієнт Q виберемо рівним 40, так як кімната розташована на сонячній
стороні:
Q1 = S * h * q / 1000 (11.1)
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 31
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
де:
S – площа радіотехнічної лабораторії;
h – висота стелі;
q - коефіцієнт припливу тепла.
Q1 = 36 м² * 2,75 м * 40 / 1000 = 2,86 кВт.
Теплоприпливи від 4 робочих в спокійному стані складуть 0,4кВт.
Q2 = N *qод.л.= 4 * 0,1 = 0,4 кВт.
Далі, знайдемо теплоприпливи від техніки. Оскільки комп'ютери
працюють одночасно, то в розрахунках необхідно враховувати суму з цих
приладів, а саме сумарну кількість тепла. Це комп'ютери, тепловиділення від
яких становлять 0,9 кВт. Холодильник виділяє 0,793 кВт:
Q3 = 0,165 кВт + 0,793 = 0,958 кВт, (11.2)
Q3 = 0,9 кВт + 0,793 кВт = 1,693 кВт.
Тепер ми можемо визначити:
Q = Q1 + Q2 + Q3 (11.3)
Q = 2,86 кВт + 0,4 кВт + 1,693 кВт = 4,95 кВт.
Рекомендований діапазон потужності (від -5% до + 15% розрахункової
потужності Q): 4.70кВт < Qrange < 5,69 кВт.
Нам залишилося вибрати модель підходящої потужності. Більшість
виробників випускає спліт-системи з потужностями, близькими до
стандартного ряду: 2,0 кВт; 2,6 кВт; 3,5 кВт; 5,2 кВт; 7,0 кВт. З цього ряду
обираємо модель потужністю 5,2 кВт.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 32
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 11.2 – Кондиціонер Saturn ST-18TLHR/Bio
Технічні характеристики кондиціонера Saturn ST-18TLHR/Bio
- Рекомендована площа приміщення - 50 кв.м;
- Тип компресора - звичайний;
- Тип фреону - R410A;
- Холодопродуктивність - 5,28 кВт;
- Теплопродуктивність - 5,42 кВт;
- Рівень шуму, внутрішній блок - 45 дБ;
- Рівень шуму зовнішній блок - 52 дБ;
- Режими - автоматичний, вентилятор, нічний, обігрів, осушення,
охолодження, турборежим.
Додаткові характеристики кондиціонера
- Таймер - на 24 години;
- Дисплей на внутрішньому блоці;
- Фільтри тонкого очищення, електростатичний фільтр;
- Діапазон зовнішньої робочої температури - від +1 до +43 °С;
- Захист від обдування холодним повітрям;
- Захист від обмерзання зовнішнього блоку;
- Плавний пуск;
- Габарити внутрішнього блока - 28х90х20,2 см;
- Габарити зовнішнього блока – 55,2х76х25,6 см;
- Вага внутрішнього блоку - 11 кг.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 33
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2017. – 736 с.
2. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт
України. Характеристики напруги електропостачання в електричних
мережах загальної призначеності.
3. Електропостачання промислових підприємств. Посібник для курсового та
дипломного проектування / Шестеренко В.Є., Шестеренко О.В. – Київ,
2013. – 424 с.
4. Електропостачання промислових підприємств : Підручник для студентів
електромеханічних спеціальностей / В.І. Мілих, Т.П. Павленко. – Харків :
ФОП Панов А. М., 2016. – 272 с.
5. Бурбело М.Й., Бірюков О.О., Мельничук Л.М. Системи електропостачання.
Елементи теорії та приклади розрахунків. Вінниця: ВНТУ, 2011. 204 с.
6. Коліушко Д. Г. Проєктування систем електропостачання промислових
підприємств: навч.-метод. посібник до виконання курсового проєкту за
курсом "Електропостачання промислових підприємств та
енергозбереження": для студентів дистанц. форми навчання за спец.141–
Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка за освітньою
програмою 03 "Електропривід, мехатроніка та робототехніка" / Д. Г.
Коліушко, Л. В. Асмолова ; Нац. техн. ун-т "Харків. політехн. ін-т". –
Харків: ПромАрт, 2021. – 96 с.
7. Споживачі електричної енергії. Електричне освітлення : навч. посіб. / О. І.
Соловей, А. В. Чернявський, О. О. Ситник, В. Ф. Ткаченко, Г. В. Курбака ;
за ред. Солов’я О. І.; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-
т. – Черкаси : ФОП Гордієнко Є.І., 2018. – 132 с.
8. СОУ-Н ЕЕ 20.178:2008. Схеми принципові електричні розподільчих
установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних підстанцій.
9. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств.
10. СОУ-Н МПЕ 40.1.20.510:2006 Методика визначення економічно доцільних
обсягів компенсації реактивної енергії, яка перетікає між електричними
мережами електропередавальної організації та споживача.
11. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для вузів. /
Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. –
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с.
12. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015 «Настанова з проектування систем
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.
Арк
ЧДТУ А1 20015 49/04 ПЗ 1 34
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Обчислення сили струму (ІЕС 60909- 0:2001, IDТ). Видання офіційне. Київ:
Держспоживстандарт України, 2009. 51 с.
16. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра для
здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм
навчання [Електронний ресурс] / [Упоряд. : Ситник О.О., Яценко І.В.,
Ключка К. М., Самойлик О.В.] ; М-во освіти і науки України, Черкас. держ.
технол. ун-т. – Черкаси : ЧДТУ, 2022. – 98 с.
17. Соловей О.І. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств / О.І. Соловей, О.О. Ситник, В.П. Розен, В.В.
Демиденко, Г.В. Курбака, А.В. Чернявський та С.М. Мильніченко //
Черкаси: ЧДТУ, 2012, с. 247.
18. 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 20015 49/04 ПЗ 1 35
Зм Арк. № докум. Підпис Дата