Репозиторій ЧДТУ
Репозиторій ЧДТУ зберігає і дозволяє легкий і відкритий доступ до всіх видів цифрового контенту, включаючи текст, зображення, анімовані зображення, MPEG і набори даних
Дізнатися більше
Будь ласка, використовуйте цей ідентифікатор, щоб цитувати або посилатися на цей матеріал:
https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5762| Назва: | Електропостачання заводу з виготовлення вантажних вагонів |
| Автори: | Кисельов, Владлен Борисович Бровко, Максим Віталійович |
| Ключові слова: | електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика;розрахунок КЗ;розрахунок електропостачання цеху |
| Дата публікації: | чер-2024 |
| Короткий огляд (реферат): | У випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання заводу з виготовлення вантажних вагонів. 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 впровадженню тороїдальних трансформаторів в зварювальних установках цеху. У розділі «Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових підприємств» зроблено розрахунок економічного ефекту від впровадження тороїдальних трансформаторів в зварювальних установках цеху. У розділі «Охорона праці» зроблено аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають на виробничій дільниці з ремонту та наладки електротехнічного обладнання та модернізації системи пожежної сигналізації на дільниці цеху. |
| URI (Уніфікований ідентифікатор ресурсу): | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5762 |
| Розташовується у зібраннях: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Файли цього матеріалу:
| Файл | Опис | Розмір | Формат | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Бровко.pdf Restricted Access | 7.01 MB | Adobe PDF | Переглянути/Відкрити Запит копії |
Усі матеріали в архіві електронних ресурсів захищено авторським правом, усі права збережено.
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 22367 49/04
на тему:
«Електропостачання заводу з виготовлення вантажних вагонів»
(назва теми згідно з наказом)
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу,
групи ЕСЕ – 202ск2
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності)
Бровко Максим Віталійович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ Владлен КИСЕЛЬОВ
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Рецензент ____________ _____________________
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів
без відповідних посилань
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)
Черкаси 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
Бровку Максиму Віталійовичу ___________
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
1. Тема кваліфікаційної роботи
«Електропостачання заводу з виготовлення вантажних вагонів»
Керівник кваліфікаційної роботи Кисельов Владлен Борисович, к.т.н., доцент
(прізвище, ім’я, по батькові, науковий ступінь, вчене звання)
Затверджені наказом Черкаського державного технологічного університету від
« 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 –
9982,2 кВт; 4. Потужність КЗ на шинах енергосистеми – 4200 МВА; 5. Розміри цеху –
90х42х6 м; 6. Кількість електроприймачів цеху – 63 шт; 7. Встановлена потужність силових
електроприймачів цеху – 1438,7 кВт; 8. Індивідуальне завдання – Модернізація схеми
живлення поздовжньо-стругального верстата 7210; 9. Техніко-економічні розрахунки –
Розрахунок економічного ефекту від впровадження тороїдальних трансформаторів в
зварювальних установках цеху; 10. Охорона праці – Модернізація системи пожежної
сигналізації на дільниці цеху.
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 – Впровадження тороїдальних трансформаторів у зварювальних
установках цеху
10 Техніко-економічні розрахунки – Розрахунок економічного ефекту від впровадження
тороїдальних трансформаторів в зварювальних установках цеху
11 Охорона праці.
5. Перелік графічного матеріалу (з точним зазначенням обов’язкових креслень,
плакатів)
1 Генплан заводу
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 ________________ Максим БРОВКО
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Керівник кваліфікаційної роботи ________________ Владлен КИСЕЛЬОВ .
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
ЗМІСТ
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ . 6
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ .................................................................................... 7
1.1 Характеристика об'єкта проектування .............................................................. 9
1.3 Характеристика цехів об'єкта, особливості їх електропостачання .............. 11
1.4 Характеристика джерела живлення ................................................................ 12
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ .......................................... 13
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів .............. 14
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень від
однофазних електроприймачів .............................................................................. 23
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від освітлювальних
систем ....................................................................................................................... 23
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової підстанції
................................................................................................................................... 25
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання .................................................................................................. 25
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
заводу. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій ................... 28
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ЗАВОДУ. РОЗРАХУНОК
ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ ................................................................................................ 31
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення заводу ............................................. 31
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ............................................................ 32
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ............................................ 35
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ
ПОТУЖНОСТІ ........................................................................................................... 41
4.1 Вибір трансформаторів головної понижуючої підстанції ............................ 41
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності ...................................................................... 44
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві .................................. 49
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
НАПРУГОЮ 10 (6) кВ ............................................................................................... 50
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі 50
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж ...................................................... 51
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ
Ли Зм. № докум. Підпис Дата
тР азраб. Бровко М.В. Лит Лист Листов
Перев. Кисельов В.Б. Електропостачання заводу з 3 126
Т. контр. виготовлення вантажних вагонів
Н. кон тр. Ключка К.М. ФЕТАМ, ЕСЕ-202ск2
Затв. Ситник О.О.
Инв. № подп Подп. и дата Инв. № дубл. Взам. инв. № Подп. и дата
6 РОЗРАХУНОКСТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ
1000В ........................................................................................................................... 55
6.1 Вихідні дані для розрахунків ........................................................................... 55
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках ....................................................................................................................... 57
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ ... 60
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ........... 63
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ....................................... 63
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН ........................................................... 63
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН .............................................. 64
7.4 Вибір трансформаторів струму ....................................................................... 65
7.5 Вибір трансформаторів напруги...................................................................... 67
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість ........................................................ 67
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ ......................... 69
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху ..................................... 69
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем ............................. 70
8.2.1 Загальні відомості ...................................................................................... 70
8.2.2 Розрахунок освітленості ........................................................................... 71
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок ................................... 75
8.2.4 Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги ................... 79
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву ........................ 81
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж .......................... 82
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами нагріву
та захисту............................................................................................................ 83
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги ........................ 89
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ ............................ 91
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання мережі до 1000В ........................ 93
8.5 Захист цехових електричних мереж ............................................................... 96
8.5.1 Вибір апаратів захисту ............................................................................. 96
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції ..... 98
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції .... 100
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – впровадження тороїдальних
трансформаторів в зварювальних установках цеху .............................................. 104
9.1 Основні відомості про зварювальні апарати змінного струму .................. 104
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 4
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
9.2 Обмежувач напруги холостого ходу в ланцюзі зварювального
трансформатора ..................................................................................................... 107
9.3 Розрахунок тороїдального трансформатора зварювальної установки ...... 109
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Розрахунок економічного ефекту від
впровадження тороїдальних трансформаторів в зварювальних установках цеху
.................................................................................................................................... 113
11 ОХОРОНА ПРАЦІ .............................................................................................. 115
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають на виробничій дільниці з
ремонту та наладки електротехнічного обладнання ......................................... 115
11.2 Модернізація системи пожежної сигналізації на дільниці цеху .............. 118
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ................................................................ 125
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 5
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І
ТЕРМІНІВ
ВН – висока напруга
ГПП – головна понижуюча підстанція
ЕН – електричне навантаження
ЕП – електроприймачі
КЗ – коротке замикання
КРП – комплектно розподільчий пристрій
КТП – комплектна трансформаторна підстанція
ЛЕП – лінія електропередачі
НБК – низьковольтна батарея конденсаторів
НКУ – низьковольтна комплектна установка
ПЛ – повітряні лінії
ПРА – пускорегулююча апаратура
ПУЕ – правила улаштування установок
РП – розподільчий пункт
РПС – районна підстанція
СЕП ПП – система електропостачання промислового підприємства
ТЕР – техніко-економічні розрахунки
ТП – трансформаторна підстанція
ЦЕН – центр електричних навантажень
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 6
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції,
розподільчих пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у цехах.
Призначена система для забезпечення вимог виробництва в передачі
електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у відповідній
кількості та якості [1, 2].
Як відомо [3, 4], системи електропостачання промислових підприємств
можна умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та комбіновані.
Згідно з завданням на дипломне проектування система електропостачання
промислового підприємства має бути централізованою.
Основними чинниками при проектуванні системи електроспоживання є
характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в першу чергу
безперебійність електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування, а також вимоги електробезпеки. Але незважаючи на те, що ці
особливості та характеристики є головними чинниками при проектуванні
системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію побудови раціональної
СЕП вносять загальні вимоги до системи електропостачання, основні з яких
приведемо нижче.
Проектування системи електропостачання промислових підприємств
проводимо згідно з [1, 4] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проектуванні є характеристики джерел
живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування у технологічної частині проекту, вимоги електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств розробляємо з
урахуванням наступних основних принципів [4]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на
кожної напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
г) Схеми електропостачання і електричних з'єднань підстанцій
мають бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і
резервування було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання
та провідників.
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному принципу
з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення електроприймачів
паралельних технологічних ліній слід здійснювати від різних секцій шин
підстанцій, взаємозв'язані технологічні агрегати повинні живитися від однієї
секції шин.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 7
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися при будь-яких
перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних потоків.
є) При побудові схеми електропостачання підприємства, електроприймачі
якого вимагають резервування живлення, повинно проводитися секціонування
шин у всіх ланцюгах системи розподілу електричної енергії, включаючи шини
низької напруги цехових двохтрансформаторних підстанцій.
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися під
навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має бути
обґрунтовано.
ж) Потрібно застосовувати (вживати) , як правило, роздільну роботу ліній,
трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена паралельна
робота елементів електропостачання.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження обумовлюється значеннями і характером навантаження та
розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При цьому враховуються
також архітектурно-будівельні і експлуатаційні вимоги, розміщення
технологічного обладнання, умови оточуючого середовища, вимоги
вибухопожежної та екологічної безпеки.
Система електропостачання промислового підприємства враховує
черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно порушувати
чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового підприємства
належить враховуємо потребу у електроенергії сторонніх близько розташованих
споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення є максимально уніфіковані.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання
відповідають ПУЕ. При цьому не допускається необґрунтованого віднесення ЕП
до більш високої категорії, а саме:
- ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що виконують
допоміжні технологічні операції, частину обладнання інженерного забезпечення
будівлі, відносимо до III категорії.
Віднесення вказаних електроприймачів до II категорії приводе до
необґрунтованого завищення не тільки потужності встановлених
трансформаторів, але і вимог до резервування живлення споживачів.
До II категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше
обладнання, без якого неможливе продовження роботі основного виробництва
на час після аварійного режиму.
- електроприймачі, відключення яких приводе до масового недовідпуску
продукції , нерідко відносять не до II категорії, а до І категорій, що мотивується
тім, що наносяться "значні збитки народному господарству".
Зазначимо, що поняття "значні збитки народному господарству"
відносяться до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного
підприємства.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 8
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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, II та III.
1.1 Характеристика об'єкта проектування
Завод, електропостачання якого ми будемо проектувати в даній
кваліфікаційній роботі бакалавра, займається виготовленням вантажних вагонів.
При проектуванні системи електропостачання (СЕП) підприємства ми
враховуємо основні вимоги "Норм технологічного проектування СЕП
промислових підприємств", і відповідних розділів "Правил улаштування
електроустановок 2010".
Структура заводу приведена на генплану (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) заводу розташована з врахуванням
місця знаходження теоретичного центру електричного навантаження. При
цьому було враховано домінуючий напрямок вітру.
Основним високовольтним обладнанням заводу є понижуючі
трансформатори цехових трансформаторних підстанцій.
При розробці системи електропостачання заводу враховувалося, що всі
підстанції заводу телемеханізовані та будуть працювати без чергового
персоналу.
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії
Силові електроприймачі цеху з виготовлення хоперних вагонів 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.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 9
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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 Прес гідравлічний 3 12 0,75
2 Верстат токарно-балансувальний 2 37 0,80
3 Кран мостовий 2 48 0,68
4 Зварювальний т-р 6 64 0,90
5 Верстат заточний 6 0,8 0,86
6 Домкрат гідравлічний двосторонній 6 13 0,80
7 Верстат довбильний 4 8 0,73
8 Верстат фрезерний 6 12,5 0,82
9 Верстат токарний 6 22 0,70
10 Прес пневматичний 4 11,2 0,78
11 Пила маятникова 3 10 0,84
12 Свердлильно-револьверний автомат 3 7,7 0,78
13 Формувальний прес 4 37 0,88
14 Вентилятор приточний 3 32 0,86
15 Вентилятор витяжний 4 22 0,88
16 Автоматична фарбувальна камера 1 97 0,90
63
Однофазні електроприймачі
1 Сатуратор 3 0,9 0,89
2 Сабельна пила 3 0,9 0,89
6
В цеху з виготовлення хоперних вагонів на рівні технологічних зв’язків
здійснюється відповідне резервування.
Основне обладнання цеху відноситься до ІІ категорії. Як відомо [1], до ІІ
категорії слід відносити обладнання без якого не можливе продовження роботи
основного виробництва на час після аварійного режиму.
Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних особливостей
виробничих процесів.
Виробничо - сформоване електрообладнання живляться від власних
розподільних пунктів РП.
План цеху та розташування обладнання зображено на листі 5 графічної
частини, а також на рисунку 1.1.
Особливостями розташування обладнання у примащені цеху є такі, що
потребують практично рівномірну освітленість цеху.
Проектом передбачено загально-виробниче освітлення 380/220 В, та
аварійне освітлення 220 В.
Розміри цеху, електропостачання якого ми будемо розраховувати,
складають :становлять 90×42×6 м. з площею освітлення S=3780 м2.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 10
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання
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 заводу, електропостачання якого ми проектуємо,
розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься складське
обладнання. Приміщення цехів заводу 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.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 11
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах,
проникати всередину машин, апаратів [5, 6].
Але ці цехи відноситься до приміщень з не струмопровідним пилом.
1.4 Характеристика джерела живлення
Живлення даного заводу здійснюється від районної підстанції (РПС)
енергосистеми 110 та 220 кВ.
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
обрана номінальна напруга енергосистеми Uс=110кВ:
потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=4200 МВ • А;
довжина повітряної лінії Lпл = 30 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на границі
балансової приналежності Qек = 57,6 квар в часи її максимуму навантаження.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110кВ±5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно договору
про споживання електроенергії, який укладається з усіма підприємствами
промислового району і енергопостачальною організацією.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 12
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки
провідників (шин, кабелів та ін.) і трансформаторів по пропускній спроможності
і економічній густині струму, а також для розрахунку втрат і відхилення
напруги, вибору апаратів захисту та засобів компенсації реактивної потужності.
Правильне визначення електричних навантажень при проектуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового заводу, у тому числі, окремого
цеху.
Поняття «розрахункове навантаження» випливає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи
мережі і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часі
І const Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадкових характер,
використовується співвідношення
t
1
I (t) I(t) dt ,
t
де – тривалість інтервалу усереднення ( t T - ), що приймається для
графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної 3T0 (у решті
випадків – 3T0);
T – інтервал реалізації випадкового процесу;
T0 – постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої
температури (за час, рівний 3 T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого
рівня).
Умовно приймають T0 10 хв., 30 хв. незалежно від перетину
провідника, звідки і витікає поняття «півгодинний максимум».
З наведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий
струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж максимального нагріву
провідника або викликає такий же тепловий знос, що й початкове змінне
навантаження I(t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Ppоз 3 U Ipоз cos . (2.1)
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 13
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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 [7], яка поширюється на всі галузі господарства,
адаптована до сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів
розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового заводу в цілому. При таких
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, оскільки
розрахунки на кожній із них мають свою специфіку. На заводах середньої та
великої потужності таких рівнів нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності (Ppоз, цеху )як окремих цехів, так і заводу (Ppоз, підпр ) у
цілому. Розрахункова потужність Ppоз – це така потужність, при якій термін
службі елементів системи електропостачання дорівнює розрахунковому.
У розрахунках використовуються такі позначення та співвідношення:
– номінальна потужність, Рном ;
– паспортна потужність, Рпасп ;
– встановлена потужність Ру .
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для
окремого електроприймача встановлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі
pу pном pпасп ;
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному режимі:
pу pном pпасп ТВ ,
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 14
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
де ТВ – тривалість включення в частках одиниці (задається у паспорті, як
правило, у відсотках).
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебрична
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у групу
ЕП
n
Рном рном , (2.2)
1
де n – кількість електроприймачів у групі.
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
n n
Qном qном рном tg , (2.3)
1 1
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 15
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
де tg – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної потужності.
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв Рном , що відповідає значенню Кр , за
співвідношенням:
Рроз Кp Кв Рном , (2.4)
де Кр f Kв, nе, Ta – коефіцієнт розрахункової потужності, який залежить від
коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості електроприймачів nе та
постійною часу нагріву мережі, для якої розраховують електричні
навантаження.
Згідно [7] прийняти наступні постійні часу нагріву:
– Ta 10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр для таких мереж приймають за
номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1;
– Ta 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр приймають згідно
таблиці 2.2;
– Ta 30 хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова потужність
для цих елементів визначається за умовою Кр 1.
Відмітимо, що добуток Кв Рном є проміжною допоміжною
розрахунковою величиною, але не середнім значенням очікуваного
навантаження, як це вважалося раніше.
Величину ефективної кількості електроприймачів nе визначаємо за
співвідношенням
n 2
Pном
n 1
е n . (2.5)
n р2
ном
1
Величинуnе можна також визначати за спрощеним співвідношенням
2 p
nе
ном . (2.5)
pном max
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 16
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Якщо знайдене за співвідношенням (2.5) число nе буде більше за n ( n –
дійсне число ЕП), тоді слід прийняти n nе . Якщо рном max / pном min 3 , де
pном min – номінальна потужність найменшого електроприймача групи, тоді
також приймаємо ne n .
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр для
різних Кв в залежності від nе для живлячих мереж напругою до 1000 В
n Коефіцієнт використання К
в
е
0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 1,0
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0
6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0
7 2,49 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,0 1,0
8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,0 1,0
9 2,27 1,71 1,43 1,16 1,09 1,07 1,01 1,0 1,0
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0
11 2,11 1,61 1,35 1,1 1,06 1,04 1,0 1,0 1,0
12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,05 1,03 1,0 1,0 1,0
13 1,99 1,52 1,29 1,06 1,04 1,01 1,0 1,0 1,0
14 1,94 1,49 1,27 1,05 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0
15 1,89 1,46 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 17
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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
Коефіцієнт використання Кв
nе 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 і
більше
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85
Більше 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8
Значення коефіцієнту використання кв за кожним окремим
електроприймачем визначаємо за довідковими даними.
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 18
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
n
кв р
i номi
К 1
в (2.6)
n
рномi
1
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому (середньовиважений
коефіцієнт) дорівнює
n
Кв Р
i номi
К 1
в, цеху . (2.7)
n
Рномi
1
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) для визначення розрахункової
активної потужності прийме вигляд
n
Рроз цеху Кр Кв, цеху Рном Кр Кв Р
i ном . (2.8)
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 [7], розраховуємо в якості прикладу величину
розрахункового активної та реактивної потужності окремого цеха , а саме цеху з
виготовлення хоперних вагонів.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 19
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Результати розрахунків заносимо у відповідні графи таблиці 2.3, що
виконана по формі Ф636-92.
Визначимо номінальну групову потужність четвертої групи
електроприймачів (прес гідравлічний) Рном,1. При цьому, так як електроприймачі
згруповані таким чином, що мають однакову величину коефіцієнта
використання Кв та номінальну потужність, співвідношення (2.1) приймає вид
n
Pном,1 pном n 12 3 36кВт.
1
Визначаємо розрахункову величину Кв Рном,4 , для цієї ж групи,
використовуючи значення Кв з таблиці 2.3 (стовпчик 5); значення додатку К .
в Рном,
заносимо у стовпчик 8 таблиці 2.3.
Кв Рном,1 0,53618кВт.
Визначаємо чергову розрахункову величину таблиці 2.1, та заносимо її у
відповідну графу таблиці 2.3.
Кв Рном,1 tgφ0,5360,8815,9квар .
Проводимо аналогічні розрахунки для інших сформованих груп
електроприймачів та заносимо результати розрахунків у таблицю 2.3.
У графах 8 та 9 у підсумкової строки записуємо сумарні значення величин
Кв Рном та Кв Рном tgφ ,
а саме:
Кв Рном та Кв Рном tgφ.
Визначаємо величину ефективної кількості електроприймачів nе за
спрощеним співвідношенням (2.5):
2pном 2 1438,7
nе 29 шт.
pном м ax 97
Для розрахунку групового середньовиваженого коефіцієнту використання
по цеху в цілому використовуємо формулу (2.7)
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 20
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
n
Кв, і Рном і
1 1066,9
Кв, цеху 0,74 .
n
Р 1438,7
ном і
1
По графіку рисунок 2.2 для визначених величин nе=30 та Кв, цеху 0,74
знаходимо коефіцієнт розрахункової потужності Кр.цеху який дорівнює Кр,цеху =1,1
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 1066,9 1,11184,3кВт.
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) 701,5квар.
Повну розрахункова потужність Sпр силових електроприймачів напругою
до 1 кВ по цеху визначається формулою (1.10)
S P2 2
р,цеху р,цеху Qр,цеху 1184,32 701,52 1376,5 кВА.
Таким чином, нами виконано розрахунок повної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ окремого цеха , а саме цеху з виготовлення
хоперних вагонів.
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших цехів.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 21
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 22
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень
від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути
розподілені рівномірно по фазах.
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені по
фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують як трифазні ЕП
тієї ж сумарної потужності. 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. .ф або Рном.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 електроспоживачі 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 сатуратори, з наступними паспортними
даними:
Рпасп = 900 Вт; ��������пасп = 0,89; ТВ = 40% часу за одну годину роботи
��ном.у = (6 ∙ 0,9 ∙ 0,4 ∙ 0,89) = 1,5 = 9 кВт ;
��ном.у = ��ном.у ∙ ������ = 1,5 ∙ 0,51 = 0,765 = 4,6 квар.
��ном. .ф 1,5
Іном.у = = = 7,66 А
�� ∙ �������� 0,22 ∙ 0,89
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
В відповідності до категорій пожежозахисту приміщення, згідно ПУЕ
(глава 6.5), ми обираємо тип світильників, їх висоту підвісу, та розташування в
робочій зоні цеху елеваторних зерносушильних машин. Загальні геометричні
розміри виробничої зони цеху становлять 50×60×6, з площею освітлення
S=3000 м2.
Для визначення електричних навантажень (ЕН) освітлювальних установок
використовується метод питомої потужності. Для знаходження питомої
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 23
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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 3780)
Р 35,1 кВт,
м.о. 1000
Рп.о.ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м2,
визначається за формулою
Е ф к з.ф
р п.о.ф Р п.о.табл к р , (2.13)
100 к з.табл
де Р 2
п.о.табл – питома потужність освітлювальної установки [9], Вт/м ;
Еф – фактична освітленість для виконуваного виду робіт [9], лк;
кз.ф – фактичний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [9];
кз.табл – табличний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [9];
кр - коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення [9].
200 1,8
рп.о.ф 14,5 0,3 9,7 Вт/м2
100 1,6
Реактивну потужність навантаження системи загального освітлення цеху
визначаємо за виразом
Qм.о Р м.о tgφо , (2.14)
де tgφ0 – реактивна складова кута зсуву фаз.
Qм.о 35,1 0,2 7 квар.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 24
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розрахунок освітлювального навантаження інших цехів та підрозділів
заводу виконуємо аналогічно. Живлення зовнішньої системи освітлення заводу
виконано від силового трансформатора, що живить будівлю управління.
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової підстанції
Сумарні активну та реактивну розрахункові потужності на шинах 0,4 кВ
визначаємо за виразами
P0,38 цеху Рр. цеху Рр. ос. цеху , (2.15)
Q0,38 цеху Qр. цеху Qр. ос.цеху . (2.17)
Отримаємо
P0,38 цеху Рр. цеху Рр.ос. цеху 1184,3 35,11219,4 кВт,
Q0,38 цеху Qр. цеху Qр.ос. цеху 701,5 7 708,5 квар.
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанцій за виразом
2 2
Sр.цеху Р0,38 цеху і Q0,38 цеху і , (2.18)
SТП1 Р0,38 цеху 2 2
Q0,38 цеху 1219,42 708,52 1339,8кВА.
Дані розрахунків навантаження цехової підстанції S ТПі за формулою (2.18) по
усім цехам заносимо у таблицю 2.4.
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання
На вищих рівнях системи електропостачання заводу 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 заводу (на шинах РУНН) SНН ГПП визначаємо за
формулою
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 25
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
N 2 2
N
SНН ГПП Ко P0,4 цеху Q
i 0,4 цеху . (2.18)
i
i i
SНН.ГПП 0,9 10402,32 6369,42 10977,7 кВА
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по заводу, а приблизна розрахункова
потужність має значення SНН.ГПП =10977,7 кВА.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.4.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 26
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 27
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху
та заводу. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій
Картограмою навантажень називають план, на якому зображена картина
середньої інтенсивності розподілу навантажень приймачів електроенергії.
Картограму навантажень будуємо як на плані розташування приймачів
електроенергії в цехах, так і на генеральному плані всього заводу. Якщо
картограму будують на генеральному плані заводу, то як приймачі
електроенергії розглядаємо самі цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень
на картограмі виконують різними способами [1, 6]. Найбільш простий з них
складається в зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень
приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. Як центр кола
вибирають центр електричного навантаження (ЦЕН) приймача електроенергії, а
радіус кола зв'язують із розрахунковою потужністю приймача електроенергії;
значення його знаходять із умови рівності розрахункової середньої активної
потужності групи електроспоживачів площі кола
Р 2
р,0,38і π ri m
де r 2
p.i - радіус кола групи споживачів, π = 3,14 ; m- кВт/мм – масштаб
P
0,38 і
ri , (2.19)
π m
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають
силовому, а також освітлювальному навантаженням:
360 P
α р, цеху i
с.н ; (2.20)
Р0,38цеху
360 P
α р, цеху i
оc.н , (2.21)
Р0,38 цеху
Розраховуємо на прикладі вибраного ливарного цеху вказані параметри
картограми електричних навантажень.
Рр0,38(ТП2) 2755,3
rТП2 56 мм.
3,14 m 3,14 0,280
Розрахункові значення заносимо у графу 8 таблиці 2.5.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 28
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 2.5 – Дані для побудови картограми ЕН
Найменування Рроз, цеху Р
роз, ос, цеРх0у,4 цеху m r
кВт кВт кВт Вт/мм2 c.н oc.н мм
1 2 3 4 5 6 7 8
Цех хоперних вагонів 1184,3 35,1 1219,4 280 350 10 37,2
Ливарний цех; Механічний цех;
2714,3 41 2755,3 280 355 5 56
Нормалізаційний цех
Цех цистерн 1224,7 36,1 1260,8 280 350 10 37,9
Це вантажних вагонів;
1189,5 38,7 1228,2 280 349 11 37,4
Столярний цех
Цех платформ; Насосна станція 967,3 28,4 995,7 280 350 10 33,7
Цех дампкар вагонів 1213,5 40 1253,5 280 349 11 37,8
Цех напіввагонів;
1076,4 87,3 1163,7 280 333 27 36,4
Будівля управління
Випробувальна лаболаторія;
412,2 113,5 525,7 280 282 78 24,5
Склади
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як точку
з координатами:
n
(Pp.i xi )
Х i1 ; (1.21)
n
Pp.i
i1
n
(Pp yi )
Y i i
1 , (1.22)
n
Pp
i
i 1
де Х,Y– координати центру електричних навантажень на генплані, мм;
xi , yi – координати i-ого навантаження на генплані, мм;
Pp i – максимальне навантаження i-ого цеху, кВт.
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразу (1.21), (1.22)
заносимо у відповідні графи таблиці 2.6. Визначаємо координати ЦЕН
n n
(Pp.i xi ) (Pp y
i i )
i1 2398801 i1 2281564
Х 230,6м, Y 219,3 м.
n n
P 10402,3
p.i P 10402,3
p
i
i 1 i1
Таким чином, нами розраховані дані для побудови картограми
навантаження (таблиця 2.5) та координати ЦЕН (таблиця 2.6) які ми будемо
використовувати при виборі місця розташування ГПП.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 29
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 30
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ЗАВОДУ.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення заводу
При виборі головної схеми електропостачання заводу основними
чинниками є характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в
першу чергу вимоги до безперебійності електропостачання з урахуванням
можливості забезпечення резервування у технологічної частині проекту, вимоги
електробезпеки [2].
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану заводу. При цьому
повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні вимоги,
розміщення технологічного обладнання, умови навколишнього середовища,
вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки. Схеми електричних з'єднань
підстанцій і розподільчих установок повинні вибиратися виходячи з загальної
схеми електропостачання заводу 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 заводу повинна враховувати
черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно порушувати
чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового заводу
належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх близько
розташованих споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально уніфіковані.
Узагальнюючі вище приведені міркування, а також загальні вимоги до
систем електропостачання, що приведені у п. 1.1, обираємо схему ГПП,
приведену на рисунку 3.1
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 31
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 3.1 - Електрична частина ГПП
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при забрудненій
атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони
повинні відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого
нагріву з урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а
також режимів у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу
струмів між лініями. Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається згідно
ПУЕ.
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірені, при
необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
На цьому етапі проектування попередньо визначається переріз живлячих
ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном РУВН і приблизна
потужність SВН ГПП на стороні ВН ГПП.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 32
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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
зав.Л , (3.2)
2 3 Uном
де Кзав.Л – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному режимах
з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і безперебійності
електропостачання.
Вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення перевіряється на
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм
післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і
мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів і умов:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А
Іроз к Ідоп , (3.3)
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру середовища;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
2 Іроз к кдоп Ідоп.Т , (3.4)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп 1,25;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності, відповідно до місця
розташування заводу, 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.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 33
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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 10977,7 219,5 кВт,
Qтр 0,110977,7 1097,7 квар .
Загальне навантаження об’єкта визначається виразом
SВН.ГПП 0,9 (10402,3 219,5)2 (6369,4 1097,8)2 11685,5 кВА.
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу
S
S ВН.ГПП
тр ;
2 0,7
11685,5
Sтр 8346,8 кВА.
2 0,7
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
11685,5
ІрозПЛ = 61,4 А ,
1,732 110
Переріз лінії живлення (мм2) визначаємо за виразом
І
Fек ,
jек
де jек - нормоване значення економічної густини струму j =1,4 А/мм2
ек .
61,4
Fек 43,8 мм2.
1,4
Розрахунковий економічно вигідний переріз закругляємо до найближчого
стандартного перерізу Fст.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 34
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Вибраний переріз лінії живлення перевіряється на допустимий струм
нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм після аварійного
режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і мінімальний переріз
за умовою корони згідно виразів і умов:
- на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А;
Ір к Ідоп ,
де Ідоп - допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к - коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища к=1;
За умовою корони – мінімальний переріз повітряної лінії 110 кВ
складає 70 мм2.
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70 [1,6], для якого Ідоп=260 А.
61,4 1 265А ;
- 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 .61,4<1,07 .1,25 .265 А;
- на мінімальний переріз згідно механічної міцності - згідно з місцем
розташування заводу визначається величина стінки ожеледі за її товщиною і по
[10] визначається мінімальна площа перерізу;
- на мінімальний переріз за умовою корони - мінімальний переріз
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм .
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70 [13].
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП
В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній), по
яких передається електроенергія від системи до ГПП заводу, 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 .
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 35
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Тому при значних протяжностях таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проектних, значення кутів
зсуву стають великими, як правило, близько 1525 , зі збільшенням до
3555 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі потужностей, близьких
до нормативних по статичній стійкості. У цих випадках врахування поперечної
складової U// вносить уточнення в розрахунки напруги, що істотно
перевищують погрішності інформації про параметри мережі, а тому аналіз
електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної
складової падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менше XR , кут невеликий (менше
23 ).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.2).
На рисунку 3.2 S1, S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і індуктивний).
Повздовжня (по напряму U /
2ф ) складова падіння напруги в лінії Uф
U/
ф Iа R Iр X I (R cosXsin) . (3.5)
Рисунок 3.2 – Схема заміщення фази ділянки мережі
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги
в лінії U / /
ф
U/ /
ф Iа X Iр R I (X cosR sin) . (3.6)
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 36
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
Uф1 Uф2 Uф Uф2 Uф jU//
ф
(3.7)
U j
ф2 (IaR IpX) j(IaX IpR) Uф1 e ,
де модуль U1ф цієї напруги
Uф1 (Uф2 U/
ф)2 (U//)2
ф (3.8)
та його фаза
U/ /
arctg ф
U U/ . (3.9)
ф2 ф
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф Uф1 Uф2 . (3.10)
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі має
вид
Рисунок 3.3 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної
мережі
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 37
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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
/ PіR QіX PіR Q X
U U 3 (I і
a R Ip X) , (3.12)
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими формулами.
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП визначаються
за загальним виразом
П П0 L , (3.13)
де r0, x0 – значення подовжнього або поперечного параметра, віднесеного
до 1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по емпіричній
формулі, Ом/км
D
X0 0,144 lg cp 0,0157 Х/
0 Х/ /
0 , (3.14)
rдр
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
– магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів – 1,
для сталі – 1 .
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp ,
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij і
визначається з формули
D 3
cp D12 D13 D23 ,м. (3.15)
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 38
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
площині, жили трьохжильного кабелю – по вершинах рівностороннього
трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову розмірність).
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевої частини проводу (Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування на
15 – 20 %, тобто
rпр
F F
1,15 1,20 cт . (3.16)
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R0 , (3.17)
F
де – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм2 / км ;
F – переріз фазного проводу (жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
29,531,5Ом мм2 / км , для міді 18,019,0 Ом мм2 / км .
Для визначення складових струму використовують відомі
співвідношення:
P Q
I і
a ; I і (3.18)
3 U p
і 3 Uі
Проектна потужність заводу Рі=10402,3 кВт; Qі=6369,4 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 30=10,2 Ом,
ХХ0 L, Х=0,318 30=9,5 Ом.
Активну і реактивну складову струму обчислюємо з формулою (3.8)
10402,3
Ia 54,6 А;
3 110
6369,4
Iр 33,4 А.
3 110
Використовуючи формули (3.3) і (3.4) визначимо повздовжню і поперечну
складову падіння напруги
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 39
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
U'
ф 54,6 10,2 33,4 9,5 874,2 В.
U"" 54,6 10,233,4 9,5 239,6 В.
Модуль напруги на початку ділянки визначимо за формулою (3.5);
U (110 0,87)2 106
ф1 (0,24)2 106 110,9 кВ.
Модуль падіння напруги Uф визначається співвідношенням (3.7)
Uф (0,87)2 106 (0,24)2 106 902,5 В.
Втрата напруги розраховується за співвідношенням (3.6)
U 110,9 103 110 103=0,9 103
ф В.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП заводу при проектній
потужності Р1=8312,9 кВт; Q1=5440,9 квар складає
U
U(%) ф %;
Uном
0,9 103
U(%) 100=0,81 %;
110 103
Таким чином, вибрані параметри повітряної лінії задані практично без
втрат напруги передавати розрахункову потужність на завод.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 40
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів головної понижуючої підстанції
Трансформатори ГПП повинні забезпечити надійне електропостачання в
нормальному, аварійному і післяаварійному режимі.
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразами
РТ 0,02 Sпр; (4.1)
QТ 0,1Sпр , (4.2)
де Sпp(6 ст.) – приблизна повна потужність об’єкта, що визначається на 6 ступені,
кВА.
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом
N 2
N 2
Snp(6 ст.) SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) (4.3)
i i
Номінальна потужність SТ кожного з двох трансформаторів ГПП
попередньо оцінюється згідно виразу
S
S np(6 ст.)
Т . (4.4)
2 0,7
По отриманому значенню потужності вибирається номінальна потужність
трансформатора Sном Т . Якщо різниця між потужностями SТ іSном Т незначна
10 % , то для розгляду приймається один варіант, в іншому випадку
розглядається варіант з більшою і меншою стандартною потужністю
трансформатора відносно SТ .
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження, в якому
максимальне навантаження буде відповідати Sпp(6 ст.) об’єкта, згідно чого
робиться масштаб по осі навантажень (рисунок 4.1).
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 41
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Попередньо вибираємо трансформатор ТДН-10000/110 із номінальними
параметрами Sном ТР=10 МВ А, Uном В=115 кВ, Uном Н=11 кВ, UКЗ=10,5%, ∆РХХ= 17,5 кВт,
∆РКЗ= 50 кВт .
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження [13], в якому
максимальне навантаження буде відповідати Sрозр об'єкта, згідно чого робиться
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
S кВА
12500
12000
Sмакс
11500
11686
11000
10500
Sн.тр 10517
10000
9500
9000 9348
8500
8000 8408
8180
7500
7000
7011 7011
6500
6000
5500 5843
5000
4500
4674 4674 4674
4000
3500
3506 3506
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
1 2 4 5 6 8 11 14 16 19 22 23 24
t год
Рисунок 4.1 – Упорядкований добовий графік навантаження для
вибору трансформаторів ГПП
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначаємо згідно
виразу
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 42
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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 трансформатора, шт;
Δtі – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год;
Sі – потужності, що відповідають цім проміжкам часу Δtі , МВА.
((4,6 1) (3,5 1) (3,5 2) (4,6 1) (8,4 1)
1 (8,13) (7 3) (7 3) (5,8 1) (4,6 1))
К1 0,5 .
10 (11 2 11 3 3 3 11)
Коефіцієнт перевантаження трансформатора К2 визначаємо за більшим
значенням із двох величин К`2 та К``2.
Величину К`2 обчислюємо за формулою, згідно виразу
m
(S2 Δt )
` 1 i i
К 1i
2 ; (4.6)
S m
н.тр Δt i
i1
де m – кількість ступенів потужності графіка навантаження, за
яких його більше від номінальної потужності трансформатора;
` 1 ((10,5 2) (9,3 2) (11,6 3))
К2 0,33 .
10 (2 2 3)
Величину К``2 визначаємо за виразом
0,9 Sрозр
К``
2 ,
Sн.тр
К`` 0,9 11685,5
2 1,05 .
10000
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1 за
допомогою таблиць [6] визначаємо допустиме систематичне перевантаження
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 43
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним перевантаженням,
коли виконується умова
К2доп≥К2
1,4≥0,31.
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 6живити від двотрансформаторних
підстанцій. Двотрансформаторні підстанції рекомендується також
використовувати для живлення споживачів II категорії.
Живлення окремо споруджених об'єктів загальнозаводського призначення
рекомендується виконувати від двохтрансформаторних підстанцій.
Потужність трансформаторів двохтрансформаторних підстанцій слід
визначати таким чином, щоб при відключенні одного трансформатора було
забезпечено живлення електроприймачів, що вимагають резервування у після
аварійному режиму з урахуванням перевантажувальної здібності
трансформаторів.
При значній кількості трансформаторів цехових ТП та розосередженого
навантаження вибір одиничної потужності допускається користуватися
критеріями:
- при питомої густині навантаження до 0,2 кВА/м2 - 1000, 1600 кВА;
- при питомої густині навантаження 0,2-0,5 кВА/м2 - 1600 кВА;
- при питомої густині навантаження більше ніж 0,5 кВА/м2 - 2500, 1600 кВА.
Але ж ці критерії чинні лише при рівномірному навантаженні.
Для енергоємних підприємств рекомендується уніфіковувати одиничні
потужності трансформаторів.
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів (НБК)
у такій послідовності на прикладі обраного раніше цеху.
Вибір виконується у два етапи:
1)Вибирається економічне оптимальне число цехових
трансформаторів NТЕ та економічне оптимальне значення потужності НБК
QНК1.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 44
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2) Визначається додаткова потужність НБК QНК2 з метою
оптимального зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі
напругою 10 кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2, (4.7)
де QНК1 та QНК2 - сумарні потужності НБК, які визначаються на першому
та другому етапах.
Вибір оптимальної кількості цехових трансформаторів
Потужність цехових трансформаторів рекомендується визначати за
питомою густиною навантаження, кВА/м2
S
δ ТПцеху
s ; (4.8)
S
де SТПцеху - в даному випадку максимальне навантаження цеху, кВА;
S- площа приміщення, м2.
1339,8
δs 0,35 .
3780
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової потужності SН.ТР, що
призначені для живлення технологічно зв’язаних навантажень:
P
N м
min ΔN; (4.9)
к з Sн.тр
де Рм. – максимальне активне навантаження даної ТП, кВт;
кз – коефіцієнт завантаження трансформатора, (для двохтрансформаторних
підстанцій приймається 0,7 – 0,75), а (для однотрансформаторних – 0,95);
Sн.тр – номінальна потужність трансформатору, кВА;
N – дробовий додаток до найближчого цілого числа.
1219,4
Nmin 0,38 2 шт ,
0,75 1000
Економічну кількість трансформаторів Ne знаходимо за виразом
N N m, Ne 20 2 шт.
е min (4.10)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [11]
у функції Nmin, N.
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax.Т, яка
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 45
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона за
виразом
Q 2
max .T (Nе кз.ф Sн.тр) - Р2
р.0,38 ; (4.11)
де кз.ф – фактичний коефіцієнт завантаження,
S
к мТП
з.ф , (4.12)
Ne Sн.тр
1339,8
кз.ф 0,67 .
2 1000
Qmax.T (2 0,67 1000)2 -1219,42 555квар.
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 708,5 - 555 153,5 квар,
При QНК1 ≤ 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно. У нашому випадку QНК1 ≥0квар, тобто встановлювати батареї потрібно.
Вибір потужності конденсаторних батарей для зниження втрат
потужності у трансформаторах.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QНК2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
Q _ _
HK 2 Q м Q HK1 γ N е Sн.тр ; (4.14)
0,38
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників К1 К2,
схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі (для радіальної мережі
визначається згідно рисунок 4.8, для магістральної схеми - рисунок 4.9. для
двоступеневої схеми живлення трансформаторів від РП 6-10 кВ, на яких
К
відсутні джерела реактивної потужності γ р1 [11]).
60
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько та
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі - 12, при однозмінній - 24. Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП
ГПП та потужність трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 46
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
даними таблиці 4.7 у залежності від потужності трансформаторів та довжині
живлячої лінії [11].
QHK2 708,5153,5_ (0,18 2 1000) 195 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=153,5+195=348,5 квар.
По результатам розрахунків, згідно ПУЕ (глава 5.6), вибираємо
конденсаторні установки марки УКМ-0,38-150 У3 потужністю 150 квар і
напругою живлення 0,38 кВ. Сумарна потужність двох блоків конденсаторних
батарей становить QHK,ТП 300 квар.
Аналогічно проводимо розрахунки для інших цехів і результати заносимо
у таблицю 4.1.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 47
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 48
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві
Компенсація реактивної потужності є невід'ємною частиною завдання
електропостачання заводу. Компенсація реактивної потужності одночасно з
поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових підприємств є
одним з основних способів скорочення втрат електроенергії.
Нові "Правила користування електричною та тепловою енергією" передбачають
нормування споживання реактивної потужності Q безпосередньо у іменованих
одиницях, тобто поряд з нормуванням активної потужності нормується і
реактивна.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно "Вказівок щодо
проектування компенсації реактивної потужності у електричних мережах
промислових підприємств [11].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними даними є
максимальна реактивна потужність Qм та вхідна реактивна потужністьQек , що
погоджена з енергопостачальною організацією на межі балансової
приналежності.
Максимальна реактивна потужність на шинах розподільчого пункту 10 кВ
підстанції, яка повинна бути скомпенсована високовольтними батареями
статичних конденсаторів визначається за виразом:
Qек кн.с Qм Q _ _
тр Qек Qнкф , (4.16)
де кнс – коефіцієнт, що враховує не співпадіння за часом найбільшого
навантаження заводу з максимумом навантаження енергосистеми
(для нашого випадку кнс =0,89)
Qм – розрахункова реактивна потужність заводу, 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 6369,4 1097,8 57,6 3300 3600 квар.
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення [2] два комплекти
високовольтних блоків статичних конденсаторів. Марки прийнятих блоків
статичних конденсаторів УКЛ-10,5-1800 У3. Сумарна ємність блоків статичних
конденсаторів складає ΣQБСК10=3600 квар, при номінальній напрузі живлення
10,5 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 49
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують магістральною,
радіальною або змішаною схемами [5]. Вибір схеми визначається категорією
надійності споживачів електроенергії, їх територіальнім розміщенням,
особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх за
потужних заводах, розташованих у різних напрямках від ГПП. Радіальні схеми
забезпечують глибоке секціонування усієї системи електропостачання, від
джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється не
менш чім двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій джерела
живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-630
кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без резервування,
якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам прокладки ліній
можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції мають споживачів
II категорії, їх живлення повинно здійснюватися двокабельною лінією з
роз'єднувачами на кожному кабелі.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг перед
магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються при
живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують
споживачам під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть
поєднуватись до РУ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів підстанцій;
висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати технологічне
устаткування без переобладнання мережі; використання уніфікованих елементів,
які дозволяють вести монтаж індустріальними способами.
Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна, так як при зникненні
напруги на магістралі всі під'єднанні до неї споживачі втрачають живлення.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 50
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
З урахуванням особливості розташування цехів відносно ГПП, категорії
надійності споживачів, обираємо радіальну схему, приклад якої наведено на
рисунку 5.1.
Рисунок 5.1 - Одноступенева радіальна схема розподілення електроенергії
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ, згідно ПУЕ (розділ 3.3.35 – 2.3.53),
вибираємо за економічною густиною струму з перевіркою на умови нагріву
довготривалим розрахунковим струмом в нормальному та післяаварійному
режимах, на допустиму втрату напруги і на термічну стійкість до струмів
короткого замикання.
За розрахункову потужність кожного трансформатора приймаємо
максимальне навантаження з врахуванням втрат потужності в трансформаторі.
Дані для розрахунків беремо з таблиці 1.4. Втрати активної ΔРт та реактивної
Qт потужності в трансформаторі з достатньою для практики точністю
приймаємо рівними відповідно 2% і 10% повної максимальної потужності із
сторони низької напруги трансформатора
Рм10 Рр0,38 Рт Рр0,38 0,02 Sн.тр , (5.1)
Qм10 Qр0,38 Qт Qр0,38 0,1Sн.тр (5.2)
де Рр0,38; Qр0,38 – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ
Дані для розрахунків (Рр0,38, Qр0,38, Sн.тр ) беремо з таблиці 4.1 та заносимо у
таблицю 1.5 (графа 2, 3 і 4 відповідно).
Величини Рм10Qм10 розраховуємо за співвідношеннями (5.1) і (5.2) та заносимо
у графи 5 і 6 табл. 5.1 відповідно.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 51
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Для прикладу
Рм10=1219,4+0,02.1000=1239,4 кВт ,
QМ10=708,5+0,1.1000=808,5 квар.
Розрахункову потужність радіальної лінії визначаємо згідно електричної
схеми живлення і розрахункових потужностей по виразу
SЛ 2 2
Рм10 Qм10 , (5.3)
SЛ(ГППТП1) 1219,42 708,52 1479,8 кВА.
де Рм10 і Qм10 – відповідно розрахункова активна і реактивна потужність лінії
кожного з трансформаторів, що живиться від цієї лінії;
Дані розрахунків по цьому та інших ТП заносимо до таблиці 5.1 (графа8).
Отримані тільки таким чином значення SЛ будуть коректними для
визначення перерізу живлячих кабельних ліній.
Розрахунковий струм у кабельної лінії на кожної ділянки (ГПП-ТП1) в
нормальному режимі визначається як
S
I Л,і
р.Л,і (5.4)
3 Uн
Для цеху, який обрано у якості прикладу
1479,8
Iр.Л,(ГППТП1) 85,5 А.
3 10
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2 (графа 4).
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
Кільк. Р
№ ТП т-рів р0,38, Qр0,38, Sн.тр , Рм10, Qм10, Sл
шт. кВт квар кВА кВт квар кВА
1 2 3 4 5 6 7 8
ТП-1 2 1219,4 708,5 1000 1239,4 808,5 1479,8
ТП-2 4 2755,3 1668 1000 2775,3 1768,0 3290,6
ТП-3 2 1260,8 757,9 1000 1280,8 857,9 1541,6
ТП-4 2 1228,2 737,2 1000 1248,2 837,2 1503
ТП-5 2 995,7 598,6 1000 1015,7 698,6 1232,7
ТП-6 2 1253,5 752,2 1000 1273,5 852,2 1532,4
ТП-7 2 1163,7 812,0 1000 1183,7 912,0 1494,3
ТП-8 2 525,7 335,0 400 533,7 375,0 652,2
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 52
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Згідно економічної густини струму jеквизначаємо стандартний переріз Fек
кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий струм Ідоп, значення
якого заносимо у графу 6 таблиці 5.2.
І 85,5
Fек 61,1мм2.
jек 1,4
Визначивши розрахунковий переріз кабелів для лінії (ГПП – ТП1), ми
приймаємо найближчий переріз кабелю марки АСБГ (3×50), розрахований на
струм, Іном.каб=156 А.
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи за співвідношенням [6]
Iр.Л IдопК1K2 ;
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та
повітря К1=1,05;
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості кабелів
прокладених паралельно К2=0,9;
Ідоп – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних
умовах
85,5 165 1,05 0,9 155,9 А.
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається за
виразом
2 Iл IдопК1K2К3
де К3 - допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3=1,25
Для нашого випадку
2 85,5 165 1,05 0,9 1,25 195А
тобто умова виконується.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше (5%.Uн=52,5 В) і визначається за виразом
U 3 Ір.Л Lкл (r0 cosφ x0 sinφ), (5.5)
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 22367 49/04 ПЗ 53
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Для лінії ГПП –ТП1
Рм10 1239,4
сosφ 0,83 ,
Sл 1479,8
Qм10 808,5
sin φ 0,54
Sл 1479,8
Втрата напруги в кабельної лінії, що розглядається у якості прикладу,
буде
U 3 85,5 0,3 (0,769 0,83 0,066 0,54) 30,2 В.
Таким чином, умова виконується, так як
U 30,2 0,05 Uном 52 В.
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній і дані
заносимо в таблицю 5.2.
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Ділянка Lкл, SЛ, IрЛ, Fек, Iдоп, Прийнята F
2 2 Прийнята F, мм2
кабелю м кВА А мм А мм
ГПП-ТП1 280 1479,8 85,5 61,1 165 50 АСБГ (3×50)
ГПП-ТП2 40 3290,6 190,2 135,9 305 150 АСБГ (3×150)
ГПП-ТП3 180 1541,6 89,1 63,6 165 50 АСБГ (3×50)
ГПП-ТП4 130 1503,0 86,9 62,1 165 50 АСБГ (3×50)
ГПП-ТП5 90 1232,7 71,3 50,9 165 50 АСБГ (3×50)
ГПП-ТП6 110 1532,4 88,6 63,3 165 50 АСБГ (3×50)
ГПП-ТП7 225 1494,3 86,4 61,7 165 50 АСБГ (3×50)
ГПП-ТП8 340 652,2 37,7 26,9 115 25 АСБГ (3×25)
ГПП-БСК10 10 1800 104 74 200 70 АСБГ (3×70)
де БСК10 – ємкісна потужність блока статичних конденсаторів 10 кВ,
що встановлені в приміщені КРУН-10 кВ ГПП.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 54
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
6 РОЗРАХУНОКСТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000В
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Основною причиною порушення нормального режиму роботи СЕП
є виникнення короткого замикання в мережі або в елементах електрообладнання
внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій обслуговуючого
персоналу.
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання, згідно
ПУЕ (розділ 1.4.9 – 1.4.13), є прийнята схема електропостачання та величина
потужності короткого замикання на шинах районної підстанції. Розрахункова
схема мережі і схема заміщення зображені на рисунках 6.1 і 6.2
Величинами вихідних даних для розрахунку струмів короткого замикання
є прийнята схема електропостачання, величина потужності короткого замикання
на шинах районної підстанції та конкретні дані елементів схеми заміщення.
Т2
Т4
Т3
Рисунок 6.1 - Розрахункова схема розрахунку КЗ
Для розрахункової схеми (рисунок 6.1) складаємо схему заміщення,
виходячи з розрахункових умов і враховуючи прийняті у стандарті [15]
припущення. Схему складаємо однолінійною.
каб.лін 2
каб.лін 4
каб.лін 3
Рисунок 6.2 - Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
- номінальна напруга енергосистеми UС=110 кВ:
- потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=4200 МВА;
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 55
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
- довжина повітряної лінії lл=30 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 ,
3 Uб
100
Iб1 0,5 кА,
3 115
100
Iб1 5,5кА.
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях:
– електричної системи
S
Х б
с ,
Sк.з.
100
Х с 0,024 .
4200
– повітряної лінії 110, кВ
S
Rпл r б
0л lл , )
U2
б1
100
Rпл 0,38 30 0,086;
1152
де lл– довжина повітряної лінії, км;
r0л, x0л– активні та індуктивні опори повітряної лінії, Ом/км
S
Xпл x0л l
б
л ,
U2
б1
100
Хпл 0,066 30 0,015.
1152
– трансформатора ГПП
U
Х кз Sб
тр ,.
100 Sн.тр
де Uкз – напруга короткого замикання трансформатора, %;
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
10,5 100
Хтр 1,05.
100 10
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 56
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках
В точці К1
Визначаємо сумарний реактивний і активний опір до розглядаємої точки к.з
і визначаємо повний опір
Струм короткого замикання в розглядаємій точці визначаємо за виразом
І
І б1
кз(К1) ,
Х 2 2
сум(К1) R сум(К1)
0,5
Ікз(К1) 5,29 кА ;
0,0392 0,0862
Хсум(К1) Хс Хпл ,
Хсум(К1) 0,024 0,0150,039;
Rсум(К1) Rпл ,
Rсум(К1) 0,086
Ударний струм короткого замикання в точці К1 визначаємо за виразом:
і уд(К1) 2 Ікз(К1) к уд(К1) ;
де куд– ударний коефіцієнт, що визначаємо за виразом
Rсум(К1)
3,14( )
Х
к сум(К1)
уд(К1) 1 е ,
0,086
3,14( )
куд(К1) 1 2,718 0,039 1,10.
іуд(К1) 2 5,29 1,1 8,12 кА.
В точці К2
І
І б2
кз(К2) ,
Х 2 2
сум(К2) R сум(К2)
5,5
Ікз(К2) 5,04кА
1,0892 0,0862
Хсум(К2) Хс Хпл Хтр ,
Хсум(К2) 0,024 0,0151,051,089;
Rсум(К2) Rпл ,
Rсум(К2) 0,086
Ударний струм короткого замикання в точці (К2) визначаємо за виразом:
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 57
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
і уд(К2) 2 Ікз(К2) к уд(К2) ;
іуд(К2) 2 5,04 17,07 кА.
Rсум(К2)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К2)
уд(К2) ,
0,086
3,14( )
куд(К2) 1 2,718 1,089 1.
В точці К3
І
І б2
кз(К3)
Х 2 2
сум(К3) R сум(К3)
5,5
Ікз(К3) 3,83 кА,
1,552 0,8552
Хсум(К3) Хс Хпл Хтр Хл1 ,
Хсум(К3) 0,024 0,0151,050,066 1,155;
R сум(К3) R пл R л1 ,
Rсум(К3) 0,086 0,7690,855
Ударний струм короткого замикання в точці (К3) визначаємо за виразом:
і уд(К3) 2 Ікз(К3) к уд(К3) ;
іуд(К3) 2 3,83 1,035,53 кА.
Rсум(К3)
3,14( )
Х
к сум(К3)
уд(К3) 1 е ,
0,855
3,14( )
к 1 2,718 1,155
уд(К3) 1,03.
В точці К4
І
І б2
кз(К4)
Х 2 2
сум(К4) R сум(К4)
5,5
Ікз(К4) 4,58 кА,
1,1522 0,3422
Хсум(К4) Хс Хпл Хтр Хл2 ,
Хсум(К4) 0,024 0,0151,050,0631,152 ;
R сум(К4) Rпл R л2 ,
Rсум(К4) 0,086 0,256 0,342
Ударний струм короткого замикання в точці (К4) визначаємо за виразом:
іуд(К4) 2 Ікз(К4) куд(К4) ,
іуд(К4) 2 4,58 1,01 6,49 кА
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 58
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Rсум(К4)
3,14( )
Х
к сум(К4)
уд(К4) 1 е ,
0,342
3,14( )
к 1,152
уд(К4) 1 2,718 1,01
В точці К5
І
І б2
кз(К5)
Х 2
сум(К5) R 2
сум(К5)
5,5
Ікз(К5) 2,75 кА,
1,1612 1,6252
Хсум(К5) Хс Хпл Хтр Хл3 ,
Хсум(К5) 0,024 0,0151,050,0721,161;
R сум(К5) Rпл R л3 ,
Rсум(К5) 0,086 1,54 1,625
Ударний струм короткого замикання в точці (К5) визначаємо за виразом:
іуд(К5) 2 Ікз(К5) куд(К5) ,
іуд(К5) 2 2,75 1,06 4,09 кА.
Rсум(К5)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К5)
уд(К5) ,
1,626
3,14( )
куд(К5) 1 2,718 1,161 1,06.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1.
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Точкак.з Хк, в.о. Rк, в.о. Zк, в.о. Ік.з. кА іуд. кА
К1 0,039 0,086 0,09 5,29 8,12
К2 1,089 0,086 1,09 5,04 7,07
К3 1,155 0,855 1,44 3,83 5,53
К4 1,152 0,342 1,20 4,58 6,49
К5 1,161 1,626 2,00 2,75 4,09
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 59
Змн. 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 n - коефіцієнт вибирається залежності від типу монтажу лінії, n=3,5 для
одноланцюгової лінії без тросів.
х л0 3,5 0,034 0,12
А
Sк.з
а).
А
Хс Хл Хтр1 Хтр2
в).
Рисунок 6.3 – Електрична схема і схема заміщення для розрахунку
однофазного КЗ
А
Хс0 Хл0 Хтр1 0 Хтр2 0
Uл 0
Рисунок 6.4 – Схема для розрахунку опору нульової послідовності
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від схеми
з’єднання обмоток трансформатора - при схемі з’єднання зірка з нульовим
виводом-трикутник (рисунок 6.4) мають ті ж значення, як і прямої
послідовності.
Однофазний струм короткого замикання на шинах 110 кВ заводської
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 60
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
підстанції визначаємо через трифазний струм КЗ
S1
к k S3
к , (6.12)
де к – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ, від шин районної
підстанції, 0 k 1,5 , при КЗ, у віддаленій точці (поблизу
трансформатора ГПП) k=1,5.
S1к 1,5 4200 6300 .
Струм однофазного к.з, на шинах підстанції визначаємо виразом:
1
I1
Sк
kc ,
3 U1
де U1 - номінальна напруга на шинах підстанції,U1=110 кВ.
1 6300
Ikc 33,1кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи ( xco у відносних одиницях)визначаємо
з виразу
I 1кc 3 1
;
Iб x c1 x c2 x co
з цього виразу находимо xС0
3 1 І
х б
со х с1 х с2 ,
І (1)
кс
де хс1, хс2 – відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи,
хс1 хс2 хс .
3 1 5,5
хсо 0,024 0,024 0,45 .
33,1
Згідно з рисунком 6.4 визначаємо результативний опір схеми нульової
послідовності для однофазного струму к.з, як паралельне з’єднання двох гілок
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 61
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
хо хсо хло хтр1о хтр2о ,
(0,45 0,05) (1,05 1,05)
х0 0,4 .
(0,45 0,05) (1,05 1,05)
Струм однофазного к.з, у віддаленій точці визначаємо за виразом
І 1
3 1 I
б
kA1 х рез1 х рез2 х о
хрез1 хрез2 хс1 хл1 0,024 0,0150,039
,
І(1) 3 1 5,5
kА1 34,1 кА
0,039 0,039 0,4
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 62
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
В розділи приводяться дані, які стосуються конструкції та особливості
компоновки як самої комплектної трансформаторної підстанції (КТП), так і
розподільчих установок високої і низької напруги. Вказується область
застосування КТП, основні вимоги до місць встановлення,характеристика
ізоляції, категорії розміщення тощо.
Приводяться основні параметри і характеристики КТП. Вказується склад
підстанції, при необхідності – особливості схеми головних кіл. Матеріали
можуть ілюструватися фрагментами розрізу підстанції (або іншими
кресленнями) та зображеннями окремих елементів підстанції.
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою
апаратурою є високовольтні вимикачі і роз'єднувачі.
Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо
обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою
таблиці 1.8, у якої в першу графу заносимо відповідні розрахункові дані, і графу
2 - відповідні каталожні дані, а графа 3 містить умови вибору апаратів.
Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії
ВГТ-110ІІ*-40/2500У1 з допустимим нижнім робочим значенням
температури оточуючого повітря - 45°С, допустимою швидкістю вітру до 40
м/с, сейсмічності - до 9 балів та приводом пружинного типу.
Результати вибору зводимо в таблицю 7.1
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=110 кВ Uном=110 кВ Uн Uном
Iр=61,4 А Iном=2500 А Ір Іном
іу =8,12 кА Im.дин= 102 кА іу Іm.дин
Іn.t =5,29 к А Iвідкл. =40 кА Іn.t Івідкл
Вк І2
n tк (8,12 103 )2 0, 035 ІТ 40 кА; tТ 3 с;
2,35 106 В2 с 2
І2
Т tТ 4800 В І t
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;
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 63
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
tТ – нормований час термічної стійкості апарата.
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [13].
Алгоритм вибору роз'єднувача відрізняється від алгоритму вибору
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка
струму відключення.
Попередньо по номінальним даним обираємо роз'єднувач серії РГН-
110/1000 УХЛ1.
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=110 кВ Uном=110 кВ Uн Uном
Iр=61,4 А Iном=1000 А Ір Іном
іу =8,12 кА Im.дин= 80 кА іу Іm.дин
Вк І2
n tк (8,12 103 )2 0, 035 ІТ 40 кА; tТ 3 с;
2
2,35 106 В2 с
2 В І t
ІТ tТ 4800 106 В2 с к Т T
Остаточно, по даним таблиці 1.9 обираємо роз'єднувач серії РГН-110/1000
УХЛ1, який на протязі терміну експлуатації (30 років) не вимагає технічного
обслуговування [18].
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення
Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач навантаження
вакуумний типу NEO ВВ/N10M-630A з вбудованим електромагнітним приводом
[13].
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=583,2 А Iном=1000 А Ір Іном
іу =6,82 кА Im.дин= 52 кА іу Іm.дин
Іn.t =4,83 к А Iвідкл. =20 кА Іn.t Івідкл
В 2 3 2 І 20 кА; t 3 с;
к Іn tк (6,82 10 ) 0,055 Т Т В І2 t
5,52 106 В2 с І2
Т tТ 1200 106 В2 с к Т T
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 64
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
При розрахунках розрахункового струму секційного вимикача 10 кВ
значення Ір визначаємо за співвідношенням
Sрозр 11685,5 103
Ір.секц 321,6 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
[13].
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=10 кВ Uном=10 кВ Uн Uном
Iр=321,6 А Iном=630 А Ір Іном
іу =7,07 кА Im.дин= 80кА іу Іm.дин
Іn.t =5,04 к А Iвідкл. =20 кА Іn.t Івідкл
Вк І2
n tк (7,07 103 )2 0,055 ІТ 20 кА; tТ 3 с;
2,75 106 В2 с 2
І2
Т tТ 6 2 Вк ІТ t
1200 10 В с T
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=643,3 А Iном=1000 А
ідин kдин 2 Іном1
іу =7,07 кА
30 1,4 1000 кА=42 103 кА
Вк І2
n tк (7,07 103 )2 0,055 ІТ 31,5 кА; tТ 4 с;
2,75 106 В2 2
с ІТ tТ 3969 106 В2 с
Номінальний струм вторинної обмотки I2Н =5 А, допустима потужність S2Н
вторинної обмотки при cos = 0,8 клас точності 0,5 складає 15, ВА.
Сумарний опір приладів, Ом:
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 65
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
ΣS
прил
rприл , (7.1)
I 2
2Н
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної та
реактивної енергії та ін.),Sприл7 (ВА).
7
rприл 0,28 .
52
Опір контактів rк 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів, Ом:
S 2
r 2 Н I2 Н (rприл rк )
пров , (7.2)
I2
2 Н
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:
lp ρ Fпров . , (7.3)
rпров .
25 0,02
Fпров 2,27.
0,22
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом F 2,5 мм2 .
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф .
rпров.ф rприл. rн 0,6 Ом,
0,2+0,28=0,48<0,6.
Якщо виконується умова тоді обраний трансформатор струму забезпечить
допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 66
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
7.5 Вибір трансформаторів напруги
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМИ–10–66УЗ. Розрахунок навантаження
основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
Потужність, що
Кількість cosφ споживається
Прилад Тип споживається
котушок P, Q, S,
котушкою, Вт tgφ
Вт вар ВА
Вольтметр ЭВ0302 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028
Лічильник СЛ -7000 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048
Всього: - - 3 - 0,048 0,061 0,077
Так як номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі
точності 0,5 S2H 120 ВА більше ніж Sф 0,077ВА, трансформатор напруги
буде працювати з допустимою похибкою.
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання, згідно ПУЕ (розділ 1.4.16 – 1.4.18), визначаємо за
співвідношенням [2]:
l tпр
Fmin , (7.4)
С
де tпр – приведений час дії струмів КЗ, А;
tt∞ – ударний струм КЗ, що діє на вибраний нами відрізок лінії, кА;
С – коефіцієнт, що відповідає різниці теплоти, яка в провіднику після і до
короткого замикання (для кабелів з алюмінієвою жилою С = 85 ).
Приведений час можна визначити по виразу
tпр=tзах+tвідкл
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії вимикаючої апаратури, с.
tпр=0,08+0,055=0,135 с.
У такому разі
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 67
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
3830 0,135
Fmin 16,5 мм2 .
85
Розглянутий нами відрізок кабельної лінії (ГПП-ТП1), що має переріз F=50
мм2 повністю задовольняє умовам термічної стійкості, під час дії ударних
струмів к.з.
Аналогічно виконуємо перевірку інших відрізків високовольтних кабельних
ліній, що застосовуються в нашому проекті.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 68
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1000 В,
з якої найбільш поширена – напруга 380 В.
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори:
– вимоги до надійності електропостачання і резервування,
– режими роботи електроприймачів,
– розміщення їх по території цеху,
– номінальні струми та напруги,
– вплив мікроклімату виробничих приміщень.
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
За способами ізоляції мережі діляться на дві групи: такі, що виконані
голими проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і такі, що
виконані кабелями і ізольованими проводами (електропроводки).
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного призначення та
конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способів їх виконання
здійснюється при проектуванні на основі вивчення технології виробництва,
умов оточуючого середовища, вимог електробезпеки та пожежної безпеки
згідно ПУЕ.
У цьому підрозділі бакалаврської роботи на основі всебічного аналізу і
виявлення основних визначальних факторів (таких, як, наприклад розміщення
технологічного обладнання на плані цеху, надійність електропостачання
електроприймачів, характер навантаження та її розподіл по площі цеху та багато
інших) вибирається конкретний вид схеми. Кожний вид схем має свою найбільш
доцільну область застосування.
На рисунку 8.1 приведена проста радіальна схема цехової електричної
мережі.
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.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 69
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
На промислових заводах близько 10% енергії, що споживається,
витрачається на електричне освітлення.
Правильне виконання освітлювальних установок сприяє раціональному
використанню електроенергії, поліпшенню якості продукції, знижує
втомлюваність працівників, зменшує кількість аварій та випадків травматизму.
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної та
електричної частин [9].
В світлотехнічній частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічаються найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні характеристики
освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Першим етапом проектування системи освітлення об’єкту є його аналіз,
необхідний для отримання повного уявлення про об’єкт освітлення. На другому
етапі обирається вид і система освітлення.
Норми освітлення побудовані на основній класифікації робіт, основною
ознакою яких є найменший розмір об’єктів, шинопроводів розрізняти в
залежності від розряду робіт, що виконуються; коректуються рівні освітленості,
якісні показники освітлювальних установок (показник засліпленості
(дискомфорту), пульсації освітленості, передача кольору, нерівномірність
розподілу освітленості) [9].
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням можливих
обмежень, а також принцип розміщення світильників.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 70
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
При проектуванні світлотехнічної частини слід також враховувати умови
експлуатації освітлювальної установки.
Штучне освітлення проектується двох видів: загальне і комбіноване, коли
до загального додається місцеве освітлення робочих місць. Якість і
економічність освітлювальних установок залежить від правильності вибору
системи освітлення.
Систему загального освітлення застосовуються для освітлення всього
приміщення, в тому числі і робочих поверхонь. Загальне освітлення може
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним розміщенням
світильників під стелею освітлюваного приміщення. Освітлення з рівномірним
розміщенням світильників застосовують, якщо в виробничих приміщеннях
технологічне устаткування розміщене рівномірно по всій площі з однаковими
умовами зорової роботи і необхідно забезпечити рівномірне освітлення. Якщо в
приміщеннях є робочі поверхні, що вимагають різних умов освітлення, то для
створення на них необхідної освітленості світильники розміщують
локалізовано, залежно від розміщення робочих поверхонь або виробничого
устаткування.
Локалізоване освітлення необхідно передбачати в приміщеннях із
стаціонарним крупним устаткуванням (венткамери, пічні відділення тощо), у
приміщеннях, де робочі місця розміщені групами, зосереджені на окремих
дільницях, а також у приміщеннях, на різних дільницях яких виконуються
роботи різної точності, що вимагають неоднакових рівнів освітленості.
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого) застосовують
у приміщеннях з точними зоровими роботами, які вимагають високого ступеня
освітленості. Освітленість робочих місць, що створюють світильники загального
освітлення при комбінованій системі, має становити 10% від нормованої для
комбінованого освітлення. Використання в приміщеннях тільки місцевого
освітлення нормами заборонено.
За функціональним призначенням електричне освітлення поділяють на
робоче, аварійне і спеціальне (чергове), охоронне, вказівне.
Робоче освітлення влаштовують в усіх приміщеннях. Воно створює на
робочих поверхнях нормовану освітленість.
Аварійне освітлення необхідне там, де при раптовому вимиканні робочого
освітлення можливі вибух або пожежа, масовий травматизм, тривале порушення
технологічного процесу, а також порушення роботи відповідних об’єктів
(водопостачання, вузли зв’язку, пожежні пости, електрощитові і т. 71тощо.). 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:
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 71
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
кз Еmin S zФ , (8.1)
N
де кз– коефіцієнт запасу, визначається за довідником [9];
Еmin – мінімальна освітленість, лк;
S– площа освітлювального приміщення, м2;
E
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z cp 1,11,15 ;
Emin
N – прийнята кількість світильників, шт.;
– коефіцієнт використання світлового потоку.
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається по довідковим
таблицям в залежності від типу прийнятого світильника, коефіцієнтів відбиття
від поверхонь приміщення і від індексу приміщення “і”, останній визначається
за виразом
A B
i , (8.2)
(A B) h
де А, В, h – відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу
світильника, м.
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника не
повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не перевищувати
більше ніж на 20 % розрахункового значення. В противному разі змінюється
кількість світильників і розрахунок повторюється.
Приймаємо е Lв / h 1, тоді отримаємо відстань між світильниками
Lв е h. (8.3)
Розраховуємо кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад
розміщення світильників приведений на рисунку 8.2.
Після прийняття схеми розміщення світильників проводиться перевірка
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу
n
Фсв ei
Е i1 , (8.4)
1000 к3
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника, лм;
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 72
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
– коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників,
1,11,2 ;
n
ei – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових
i1
ізолюкс, лк;
n – кількість врахованих світильників.
Рисунок 8.2 – Приклад розміщення світильників цеху:
hc – відстань від стелі до світильника, Lв – відстань між світильниками,
l – відстань від крайнього ряду до стіни; Lа – відстань між рядами
Виконаємо розрахунок освітлення цеху методом світлового потоку.
Виходячи із розряду зорової праці, згідно ПУЕ (розділ 6.1.1 – 6.1.11), по нормам
освітленості [9] визначаємо освітленість системи загального освітлення цеху
Ен 200 лк.
К з Еmin S zFp , (8.5)
N Кв
де Кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [9];
Emin – мінімальна освітленість, лк;
S – площа освітлювального приміщення, м2;
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z=1,1 – 1,15;
N – прийнята кількість світильників, шт;
Кв – коефіцієнт використання світлового потоку.
З таблиці 10.4 [9] приймаємо λе=Lв/h=1, тоді отримаємо відстань між
світильниками
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 73
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Lв λе h, (8.6)
Lв 15,85,8 м.
Приблизну кількість світильників визначаємо за виразом
A B
N , (8.7)
L2
в
42 90
N 112
2 шт.
5,8
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)
42 90
і 4,9.
5,8 (42 90)
де h – висота підвісу світильника, м.
1,6 200 3780 1,15
Fp 21789,4 лм.
112 0,57
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймаємо
світильник типу УПД з лампою типу ДРЛ-400, Рл=0,43 кВт, що має світловий
потік Фл=23000 лм. Загальний світловий потік від світильника буде становити
Фсв=23000 лм
Обрані лампи за світловим потоком відрізняється від розрахункового на
Fcв Fр 23000 21789, 4
% 100% 100% 5,5%
Fр 21789, 4 (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-65 в повній мірі задовольняє вимогам СНіП ІІ-4-79, що до
загальних вимог освітленості в робочій зоні цеху.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 74
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Відповідно до ПУЕ для живлення світильників загального освітлення
повинна застосовуватися напруга не вище 380/220 В змінного струму при
заземленій нейтралі і не вище 220 В змінного струму при ізольованій нейтралі і
у мережах постійного струму.
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище 220В,
що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від висоти їхньої
установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У приміщеннях з
підвищеною небезпекою і особливо небезпечних при установці світильників
загального освітлення з лампами розжарювання на висоті менше ніж 2,5 м при
відсутності спеціальної конструкції світильника (що виключає доступ до лампи
без застосування інструмента) використовується напруга не вище 42 В.
Світильник з люмінесцентними лампами на напругу 127–220 В
допускається встановлювати на висоті менше ніж 2,5 м від підлоги за умови
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових, натрієвих ламп, розрахованих на
напругу 380 В, і пускорегулюючих апаратів для газорозрядних ламп, що мають
спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з послідовним з’єднанням ламп),
застосовується напруга не вище 380 В, у тому числі фазна напруга системи
660/380 В із заземленою нейтраллю при дотриманні наступних умов:
- введення у світильник чи ПРА має виконуватися проводом або кабелем з
мідними жилами і ізоляцією, розрахованою на напругу не менше, ніж
660 В;
- забороняється вводити у світильник двох чи трьох проводів різних фаз
системи 660/380;
- нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою застосовуваної
напруги «380 В» при установці світильника в приміщеннях підвищеною
небезпекою і особливо небезпечних;
- забезпечення одночасного відключення усіх фазних проводів, що
вводяться у світильник; це стосується і багатолампових світильників
системи 380/220 В, за винятком світильників, які встановлюються в
приміщеннях без підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В в приміщеннях без
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною небезпекою і
особливо небезпечних. Допускається застосування напруги до 220 В для
світильників спеціальної конструкції: тих, що являються складовою частиною
аварійного освітлення, під’єднаного до незалежного джерела живлення; тих, що
встановлюються у приміщеннях з підвищеною небезпекою (але не особливо
небезпечних).
Для місцевого освітлення допускається застосовувати світильники з
люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В за умови неможливості
випадкових доторкань до їх струмоведучих частин. Застосування
люмінесцентних ламп місцевого освітлення в сирих, особливо сирих, жарких і
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 75
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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
заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на розподільчих пунктах,
однак мають меншу надійність живлення. Змішані схеми одержали найбільше
поширення через їхню гнучкість.
Рисунок 8.3 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок:
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 76
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Для здійснення живлення освітлювальних установок обираю радіальну
схему для забезпечення високої надійності живлення.
Систему аварійного освітлення планується живити перехресним способом,
тобто від іншого трансформатора по відношенню до трансформатора робочого
освітлення (рисунок 8.4).
Рисунок 8.4– Схема живлення освітлювальних установок від
двотрансформаторної підстанції
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на
підставі світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості
світильників, тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА:
��роз = кп ∙ кдод ∙ ��ном , (8.10)
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, для ламп LHK кдод = 1,12 [9].
Згідно коефіцієнт попиту для дрібних будівель виробничого характеру
складає кп = 1,0.Коефіцієнт попиту для групової
мережі освітлення і всіх ланок мережі аварійного освітлення приймається
рівним 1,0.
��роз = 0,95 ∙ 1,12 ∙ (112 ∙ 0,4) = 44,8 кВт.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 77
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за допустимим
струмом навантаження
Провідники освітлювальної мережі повинні задовольняти вимоги у
відношенні гранично допустимого нагрівання при нормальних режимах роботи.
Нагрівання провідників викликається проходженням по них електричного
струму.
Межі нагрівання суворо нормуються ПУЕ, при цьому кожному перерізу
проводу або кабелю в залежності від його конструкції і способу прокладання
відповідає допустимий нормований струм (Iдоп, А).
У практичних розрахунках користуються готовими таблицями з
допустимими тривалими навантаженнями, що нормовані ПУЕ і нормативною
документацією.
Зазначені таблиці складені для визначення температурних режимів
повітря і землі, що складають відповідно +25°С та +15°С. Якщо фактичні
температури відрізняються від табличних, користуються коефіцієнтами
перерахунку, що наведені в ПУЕ.
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є:
��доп > ��роз,
де ��роз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі.
Розрахунковий струм для трифазних мереж визначається за виразом:
��роз ∙ 10 ��роз ∙ 10
��роз = = , (8.11)
√3 ∙ �� ∙ cos �� 3 ∙ ��ф ∙ cos ��
л
де ��роз – розрахункова потужність, кВт;
��ф, ��л – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cos �� – коефіцієнт потужності, для газорозрядних ламп з конденсаторами
cos �� = 0,9.
44,8 ∙ 10
��роз = = 75,7 А.
√3 ∙ 380 ∙ 0,9
Визначений показник струму використаємо для вибору кабельно-
провідникової продукції та комутуючого обладнання.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 78
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8.2.4 Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги
Даний метод розрахунку передбачає забезпечення допустимих рівнів
напруг на джерелах світла.
Зниження напруги щодо номінальної пов’язане зі зменшенням світлового
потоку світильників і, як наслідок, рівнів освітленості на робочих місцях.
Збільшення напруги щодо номінальної пов’язане з додатковою витратою
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо
важливе для ламп розжарювання.
Відповідно до ГОСТ 13109-97 напруга в найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення промислових підприємств, а також прожекторних
установок зовнішнього освітлення повинна бути не нижча 97,5%Uном, а в
найбільш віддалених лампах аварійного і зовнішнього освітлення, виконаного
світильниками – не нижча 95%Uном.
У мережах 12–42 В допускаються втрати напруги до 10% Uном, якщо
рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша напруга ламп не
повинна перевищувати 105%Uном.
На затисках газорозрядних ламп напруга не повинна бути нижчою
90%Uном, на інших лампах – не нижчою 88%Uном.
Величина допустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від
джерела живлення до найбільш віддаленої лампи повинна складати:
∆��м = ��хх − ∆��тр − �� ,
де ∆��м – допустима втрата напруги в мережі;
��хх – напруга холостого ходу трансформатора (на 5% вища від
номінальної);
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі;
�� – мінімально допустима напруга на затисках лампи.
Розрахунок допустимої величини втрати напруги в освітлювальній мережі
в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися і в
іменованих одиницях (вольтах).
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається за виразом:
∆��тр = �� ∙ �� ∙ cos �� + �� ∙ sin �� , (8.12)
де �� , �� – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого
замикання трансформатора (��КЗ), %;
cos �� – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
�� – коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення розрахункового
навантаження трансформатора до його номінальної потужності).
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (%) визначаються за виразами:
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 79
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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 ∙ 7,5
�� = = 0,75 %;
1000
�� = 7,5 − 0,75 = 7,46 %;
∆��тр = 0,87 ∙ (0,75 ∙ 0,9 +7,46 ∙ 0,44) = 3,44 %;
∆��м = 105 − 3,44 − 97,5 = 4,1 %.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається за виразом:
��
∆�� = , (8.15)
�� ∙ ��
де �� – момент освітлювальногонавантаження, кВт∙м;
�� – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника [13];
�� – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими
співвідношеннями.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки:
�� = �� ∙ �� , (8.16)
де �� – відстань між лініями живлення світильників;
�� – потужність лінії.
Рисунок 4.1 – Схема підключення світильників
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 80
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
�� = �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� +
+�� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� ;
�� = 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
От же умова виконується, втрата напруги у найбільш віддаленій точці
перевищує 5%. Тому ми встановлюємо щиток освітлення в безпосередній
близькості від КТП і першої лінії освітлювальної мережі.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шинопроводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1 кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової
електричної мережі, номінальна напруга мережі Uном , результати розрахунку
навантаження цеху.
Для мереж напругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів короткого
замикання.
В цьому підрозділі необхідно визначити мережі та її елементи, що не
підлягають перевірці на економічну густину струму. Їх треба окремо
проаналізувати та обов’язково вказати ( у вигляді переліку або таблиці).
Вибір перерізу провідників здійснюється за таблицях [13] або згідно
технічної документації на них (що є більш прийнятним) . При цьому повинна
виконуватися умова
Ipоз Iдоп , (8.17)
де Iдоп – допустимий тривалий струм навантаження в кабелі, проводі и шині для
даного перерізу згідно ПУЕ.
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.3.12-1.3.15 і 1.3.22 ПУЕ, слід застосовувати
коефіцієнти, наведені в таблиці 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху слід також враховувати
за допомогою відповідних коефіцієнтів згідно ПУЕ.
Обраний переріз провідника по умовам нагріву довготривалим струмом
необхідно перевіряти за нагрівом струмом післяаварійного режиму відповідно
до схеми цехової мережі. Отримані дані заносяться у таблицю.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 81
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів кабелів,
проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні забезпечувати
допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що нормуються
стандартом по якості електроенергії. Для кожної ділянки цехової мережі за
розрахованим півгодинним максимумом навантаження і значенням
максимального пускового або пікового струму вибирається переріз провідника,
а також тип і значення уставок апаратів захисту від ненормальних режимів в
мережі: тривалих, не передбачених перевантажень мережі і коротких замикань.
Вихідними даними для проведення розрахунків є:
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів захисту;
– Uном мережі;
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки
мережі Рmax ;
– пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми;
– номінальні потужності ЕП.
Вибір перерізу провідника пов’язаний з вибором апаратів захисту, тому
вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів виконується
спільно.
Потрібно врахувати вимоги ПУЕ щодо особливості вибору перерізу
провідників для мереж напругою до 1 кВ, а саме: акцентувати на те, які вимоги
та умови є визначальними – економічні, нагрів провідників, їх механічна
міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів КЗ.
Вказати, які силові мережі до 1 кВ згідно рекомендацій ПУЕ не
підлягають розрахунку по економічної густини струму.
Вказати, чи враховується фактор економічної густини струму зв’язку зі
спільним живленням силового та освітлювального навантажень
Вибір перерізів провідників за технічними умовами включає:
– вибір за умовою теплового нагрівання;
– за їх пропускною спроможністю та умовами захисту;
– за втратами напруги;
– за термічною стійкістю до струмів КЗ;
– механічну міцність;
– за умовою виникнення корони.
Необхідно оцінити вплив і врахування цих факторів при виборі
перерізу для кабельних і повітряних ліній, так як перелічені фактори по -
різному впливають залежно від номінальної напруги, конструктивного
виконання (кабель, шинопровід), призначення мережі (силова, рухливих ЕП,
освітлювальна тощо). Тому рішення слід приймати для кожного конкретного
випадку на підставі вимог і довідкових даних ПУЕ та інших нормативних
документів.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 82
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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
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
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 83
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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
І max
доп . (8.20)
Кпрокл
Згідно ПУЕ допустимі тривалі струми для кабелів, які прокладають у
блоках, слід визначати за емпіричною формулою
Iдоп.бл a b c Iдоп , (8.21)
a, b, c – поправочні коефіцієнти (табл. ПУЕ)
Поправочні коефіцієнти застосовуються до груп однотипних проводів і
кабелів, що мають однакову допустиму температуру нагрівання.
Для груп проводів і кабелів, що мають різні максимальні температури
нагріву, допустиме струмове навантаження розраховується з поправочних
коефіцієнтів, що належать до тієї частини проводів і кабелів, у яких допустима
температура мінімальна.
Якщо у частині ізольованих проводів і кабелів в групі навантаження не
перевищує 30 % допустимого, то вони виключаються із загального числа при
визначенні поправочного коефіцієнту для іншої частини групи.
Допустимі струмові навантаження для кола залежать від числа
провідників. У багатофазній збалансованій системі спільно прокладений
нейтральний провідник не враховується. В цьому випадку допустиме
навантаження чотирижильного кабеля приймається як для трьохжильного, з тим
же перерізом фазних провідників. Чотири і п’ятижильні кабелі можуть мати
більше допустиме струмове навантаження, якщо навантажені тільки три фазні
проводи.
Якщо нейтральний провідник пропускає струм, який є наслідком
дисбалансу фазних струмів, то збільшення тепловиділення в нейтральному
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 84
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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
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
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 85
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
тепловиділення фазними провідниками компенсує тепловиділення нейтрального
провідника в такій мірі, що немає необхідності застосовувати інші поправочні
коефіцієнти щодо трьох робочих провідників.
За відсутності спеціальних вимог необхідно виконувати такі вказівки:
Площа поперечного перерізу нейтрального провідника повинна бути,
принаймні, рівною площі поперечного перерізу лінійних провідників у
наступних випадках:
– в однофазних двопровідникових колах, незалежно від площі
поперечного перерізу провідника;
– в багатофазних колах, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників - менше або дорівнює 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію;
– в трифазних схемах, де частка струмів третьої гармоніки і гармонік,
кратним трьом, лежить в межах від 15 % до 33 %.
Для багатофазних кіл, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників більше, ніж 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію, площа
поперечного перерізу нейтрального провідника може бути нижче площі
поперечного перерізу лінійних провідників (звичайно не нижче 50 %), якщо
виконуються одночасно такі умови:
– навантаження кола в нормальному режимі розподілено рівномірно між
фазами, третя гармоніка не перевищує 15% струму лінійного провідника;
– нейтральний провідник захищається від надструмів;
– площа поперечного перерізу нейтрального провідника – не менш 16 мм2
по міді або 25 мм2 по алюмінію.
Відносно нульових робочих провідників в чотирипровідній системі
трифазного струму ПУЕ містить наступне формулювання: вони повинні мати
провідність не менше ніж 50 % провідності фазних провідників; у необхідних
випадках вона має бути збільшеною до 100 % провідності фазних провідників.
Вибраний переріз провідника за умовами нагріву тривалим струмом
перевіряється по нагріванню струмом післяаварійного режиму Ітр. ав (в умовах
двотрансформаторних цехових ТП і декількох кабелів одної лінії):
Для подальшого вибору апаратів попередньо визначимо струм на
затискачах вторинної обмотки силового трансформатора цехової ТП за
співвідношенням
ΣS
н.тр к з
І р ; (8.22)
3 U н
де ΣSн.тр – загальна потужність силових трансформаторів цеху, кВА;
кз - коефіцієнта завантаження трансформаторної підстанції(таблиця 1.4),.
2000 0,67
Ір 2038,3 А
3 0,38
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 86
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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
Ін.а≥І .
н.т.р Ін.т.р>1,1 Ір
25000 ≥2500 2500>1,1.2038,3=2242
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 NEO
ВВ/N10M-630A. Для забезпечення секціонування, в аварійному режими роботи,
ми застосуємо, секційний вимикач згідно співвідношення:
0,5(S
н.тр кз )
І ; (8.23)
р.СВ
3 Uн
0,5 (2000 0,53)
Ір.СВ 1019,1 А .
3 0,38
Тип секційного автоматичного вимикача приймаємо згідно каталожних
даних [21]в залежності від типу шафи за умовами
І .
н.а≥Ін.т.р Ін.т.р>1,1 Ір
1600 ≥1250 1250>1,1.1019,1=1121
де Ін.а– номінальний струм автоматичного вимикача А;
Ін.тр– номінальний струм теплового розчіплювача автоматичного вимикача
(каталожні дані), А
Приймаємо секційний автоматичний вимикач виробництва компанії ВА 88-
43 , Iн=800 A.
Вибір перерізу шин по напрузі 0,4 кВ згідно [1] виконуємо за умови
Ід.д>І .
р кз
2500>2038,3.1
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-68П Ід.д=2500 А; Uн =0,4 кВ.
Вибір струмоведучих частин
Основним завданням розрахунку цехових електричних мереж є вибір
перерізу кабелів, проводів шино проводів і захисних апаратів згідно ПУЕ
(розділ 2.1.31 – 2.1.51).
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 87
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Для мереж напругою до 1000 В основними вимогами, що визначають
вибір перерізу провідників, є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів
провідників, механічна міцність, втрата напруги, термічна стійкість до струмів
КЗ.
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в
цілому за співвідношенням
Р
І Н
р ,
3 U cos (8.24)
н
де Рн - номінальна потужність згідно з завданням, кВт ; Uн= 0,38кВ.
Ір Ку.н ІН.ДОП.Л
Умовами вибору ліній живлення [5,6] є виконання співвідношення
де І НДОПЛ - допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
Куп - коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ.
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (таблиця 1.3.3 ПУЕ),
умова прийме вид
ІН.ДОП.Л Іmax1,25Ip
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі живлення
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.1.
Таблиця 8.1 – Розрахункова таблиця вибору ліній живлення цеху
Рн Iр, I , I
Назва споживача max. н.доп.л Марка
кВт А А А
1 2 3 4 5 6
Прес гідравлічний 12 24,3 30,4 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Верстат токарно-балансувальний 37 70,4 87,9 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Кран мостовий 48 107,4 134,2 135 АВВГ(3×35)+(1×16)
Зварювальний т-р 64 108 135 135 АВВГ(3×35)+(1×16)
Верстат заточний 0,8 1,4 1,8 19 АВВГ(4×2,5)
Домкрат гідравлічн двосторонній 13 24,7 30,9 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Верстат довбильний 8 16,7 20,8 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Верстат фрезерний 12,5 23,2 29,0 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Верстат токарний 22 47,8 59,8 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Прес пневматичний 11,2 21,8 27,3 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Пила маятникова 10 18,1 22,6 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Свердлильно-револьверн автомат 7,7 15 18,8 19 АВВГ(4×2,5)
Формувальний прес 37 64 79,9 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Вентилятор приточний 32 56,6 70,8 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Вентилятор витяжний 22 38 47,5 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 88
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 8.1
1 2 3 4 5 6
Автоматична фарбувальна камера 97 163,9 204,9 240 АВВГ(3×95)+(1×50)
Освітлення 44,8 75,7 94,6 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Конденсаторна установка 150(квар) 228 285 305 АВВГ(3×150)+(1×70)
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); номінального струму
автоматичних вимикачів, та струму теплових розчіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі; сумарного струму Ір РП споживачів, що приєднані до
РП, який визначається за виразом
Ір.РП ІН КН ,
де Кн - коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку Кн = 0,7.
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [2], за умовами
Ір.РП ІН.ДОП
Вибрана кабельно-провідникова продукція, живлення споживачів цеху,
прокладена в кабельних каналах підлоги цеху.
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної має
становити не більше 5 % Uном . Для освітлювальних мереж промислових
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від 5 до
2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення 5 % Uном
. Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту асинхронних
електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його зменшення
може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення зниження напруги
призводить до різкого зменшення світлового потоку.
Розрахунок цехової мережі за умовами допустимої втрати напруги і
побудова епюри відхилення напруги виконується для кола ліній від шин ГПП
або ЦРП до затискачів одного найбільш віддаленого від цехової ТП або
найбільш потужного ЕП для режимів максимальних і мінімальних навантажень
(визначається з добового графіка навантажень), а в випадку
двохтрансформаторної підстанції – і післяаварійного.
Як відомо, існує залежність r0 i x0 від перерізу проводів і кабелів, якою
можна скористатися при розрахунках.
Як правило у розрахунковому ланцюгу «ГПП – найбільш віддалений
потужний споживач» присутня трансформаторна підстанція ТП.
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.4.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 89
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.4 – Розрахункова схема
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути не нижче 0,95 ∙ ��ном. В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах ТП не повинна перевищувати 5%
номінальної напруги, тобто �� ∙ �� ≤ 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30% від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги:
�� ∙ �� = �� − ∆��тр + ��м + ∆��сп ≥ −5, (8.25)
де �� – величина додаткової напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі, %;
∑ ��м – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача, %;
�� – кількість послідовних магістралей до споживача;
∆��сп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
−5% - припустиме усталене відхилення напруги згідно [14].
Знайдемо відхилення напруги до найбільш віддаленого споживача.
Оскільки напруга на затискачах найбільш віддалених споживачів повинна
становити не менше 0,95 ∙ ��ном,формула 8.25. матиме вигляд:
��ном − ∆��т − ∆��л ≥ 95 %, (8.26)
де ∆��т – втрати напруги у трансформаторі. ��т = 3,28 %;
∆��л – втрати напруги у лінії, що живить споживача:
δ U1 15 4,29 30,2 5 24,5 5% Uн 525 В
Величину ΔUтр (%) знаходимо за виразом:
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 90
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
S
ΔU тр м (U a cos φ U p sin φ),
Sн.тр
де Sм - максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора, кВ;
Sнтр - номінальна потужність трансформатора, кВА;
Uа- активна складова напруги к.з трансформатора, %;
100 ΔP
U кз
a ,
Sн.тр
100 12,2
Ua 1,22 В
1000
Uр- реактивна складова напруги к.з трансформатора, %:
U U2 2
p кз Ua ,
U 2 2
p 5,5 1,22 5,4 В.
1521,1
ΔUтр (0,068 1,22 1,1 5,4) 4,29 .
1000
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги:
δ U 2 E m к з (ΔU тр ΔU м ) ΔU cп 5% .
де кз = 0,3 - коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень;
+ 5 % - припустиме усталене підвищення напруги від Uн=19 В, згідно [11]:
δ U2 15 0,3 (4,29 30,2) 5 0,347 5% Uн 525 В
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.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 91
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб з
врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних
комплектних установок.
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ необхідно
здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність робочій напрузі і
струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі, заданому класу точності,
умовам експлуатації тощо), так і за умовами роботи в разі короткого замикання
з урахуванням термічних і електродинамічних впливів, комутаційної
спроможності.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик (кількості приєднаних електроприймачів, сумарного струму
І роз, РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). І роз, РП визначається за
виразом
І роз, РП = Іном КП , (8.41)
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання
автоматичних вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом
автоматичних вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі.
Далі за довідковими даними обирається конкретний тип НКУ, вказуються
його технічні характеристики, включаючи напругу, номінальний струм, апарати
захисту тощо, у тому числі конструктивне виконання та особливості
застосування.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); номінального струму
автоматичних вимикачів, та струму теплових розчіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі; сумарного струму Ір РП споживачів, що приєднані
до РП, який визначається за виразом
Ір.РП ІН КН ,
де Кн - коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку Кн = 0,7.
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [2], за умовами
Ір.РП ІН.ДОП
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 92
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 8.2 – Вибір перерізу ввідних кабелів РП
І ,А
Найменування РП І ,А І ,А Н.ДОП.Л
р.РП max Марка
1 2 3 4 5
Розподільчий пункт РП-1 225,3 281,6 305 АВВГ(3×150)+(1×70)
Розподільчий пункт РП-2 144,7 180,9 200 АВВГ(3×70)+(1×35)
Розподільчий пункт РП-3 61 76,3 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Розподільчий пункт РП-4 265,7 332,2 345 АВВГ(3×185)+(1×95)
Розподільчий пункт РП-5 121,9 152,4 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-6 149,6 187 200 АВВГ(3×70)+(1×35)
Розподільчий пункт РП-7 179,2 224 240 АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-8 263,2 289,5 305 АВВГ(3×150)+(1×70)
Розподільчий пункт РП-9 188 206,8 240 АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-10 188 206,8 240 АВВГ(3×95)+(1×50)
Вибрана кабельно-провідникова продукція, живлення споживачів цеху,
прокладена в кабельних каналах підлоги цеху.
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання мережі до 1000В
Розрахунок струмів короткого замикання в цехових мережах, тобто
мережах напругою до 1000 В має свої особливості, які регулюються
міждержавним стандартом [15] та керуючими вказівками [1].
При розрахунку струму трифазного КЗ в установках напругою до 1 кВ
варто враховувати не тільки індуктивні й активні опори всіх елементів
короткозамкненого ланцюга, але й активні опори всіх перехідних контактів у
цьому ланцюзі (на шинах, на уведеннях і висновках апаратів, рознімні контакти
апаратів і контакт у місці короткого замикання).
Для обраної ділянки мережі 0,38 кВ розрахункова схема та схема
заміщення схема, що призначені для розрахунку струмів короткого замикання,
приведені на рисунок 8.5.
Активну складову опору трансформатора rтр (Ом) розраховуємо за виразом
ΔРк.з 103
rтр , (8.42)
3 І2
н.тр
де ΔРкз – потужність КЗ трансформатора, кВт;
12,2 103
rтр 0,0018 Ом.
3 1521,1
Ін.тр – номінальний струм вторинної обмотки трансформатора, А;
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 93
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Sн.тр
Ін.тр 103 , (8.43)
3 U н
1000
Ін.тр 103 1521,1 А.
3 380
Рисунок 8.5 - Розрахункова схема і схема заміщення прямої
послідовності частини мережі 0,38 кВ
Повний опір дорівнює
U к.з. U 2 3
z н 10
тр , (8.44)
100 Sн.тр
5,5 3802 103
z тр 0,00794 Ом.
100 1000
Індуктивна складова опору трансформатора хтр (Ом)
х z2 2
тр тр rтр , (8.45)
х тр 0,007942 0,00182 0,0077 Ом.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 94
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Визначимо повний опір схеми заміщення до точки короткого замикання К1
n 2
Z m
(К1) ri x i , (8.46)
i1 i1
Z 2 2
(К1) rтр rав rтс rш rпр х тр хав хтс хш ,
2
0,0018 0,00005 0,00002 0,000014 0,00008
Z(К1) 0,008 Ом.
0,0077 0,0001 2
0,00002 0,000006
Величину струму к.з, в розрахунковій точці К1 визначаємо за виразом
U
І(3) 0
к.з.(К1) , (8.47)
3 Z
де U0 – напруга х.х вторинної обмотки трансформатора, В,U0=1,4.Uн;
Z – повний опір до точки к.з;
І(3) 399
к.з.(К1) 38,07 кА.
3 0,008
Для визначення струму к.з, в розрахунковій точці К2, до опорів точки К1
додамо сумарні опори точки К2, згідно виразу
Z(К2) r(К1) rш rав rл rав r 2 2
пр х(К1) хш хав хл хав ,
0,00199 0,00008 0,00041 0,000002 0,0223 0,00082
Z(К2) 0,01.
0,0078 0,00006 0,0003 0,00000029 0,000132
де активний rл (Ом) і індуктивний хл (Ом) опір кабельної лінії знаходимо за
виразами
l 103
r л
л , (8.48)
γ F
де lл – довжина кабельної лінії, Ом;
γ – провідність матеріалу, (АL=0,032 км/Ом.мм2);
F – поперечний перетин провідника, мм2.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 95
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
0,005 1000
rл 0,0223 Ом .
32 70
х л lл х0 , (8.49)
хл 0,005 0,0000057 0,00000029 Ом.
Величину струму к.з, в розрахунковій точці К2 визначаємо за виразом
І (3) U 0
к.з.(К2) , (8.50)
3 Z (К2)
І(3) 399
к.з.(2) 23 кА.
3 0,01
Таким чином, струм однофазного короткого замикання значно меньше
струмів як трифазного, так і двофазного короткого замикання.
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави
3.1 ПУЕ [2].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
– збільшення струму внаслідок перевантаження;
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
– збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
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
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 96
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Ін.т.р 1,1 Ір ;
Ін.е.р 1,25 Іп ;
де Ін.т.р.,Ін.е.р. - номінальний струм відповідного теплового та електромагнітного
розчіплювача, А;
Іп – пікове навантаження, Іп=(5-7.Ір), А.
При виборі типу вимикача орієнтуємося попередньо на апарати
виробництва компанії ВА . Ці автоматичні вимикачі, призначені для групового
захисту розподільчих пунктів, мають дві системи захисту — електротеплову і
електромагнітну, та виконані згідно ГОСТ 14254-96 зі ступенем захисту не
нижче ІР30.
Для автоматичних вимикачів, що виконані в стандарті DIN, струм
електромагнітного розчіплювача в залежності від характеристики (С, В чи
D)виконується співвідношення:
Ін.е.р (3...5) Ін.т.р; Ін.е.р (5...10) Ін.т.р або Ін.е.р (10...14) Ін.т.р.
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.3.
Таблиця 8.3 – Розрахунок та вибір позиційних автоматичних вимикачів 0,4 кВ
І , 1,1. І Тип І , І , І ,
Найменування обладнання р р н н.т.р н.е.р
А А апарату А А А
1 2 3 4 5 6 7
Прес гідравлічний 24,3 26,8 ВА47-29 63 32 500
Верстат токарно-балансувальний 70,4 77,4 ВА47-100 100 80 1000
Кран мостовий 107,4 118,1 ВА88-32 125 125 1250
Зварювальний т-р 108,2 119 ВА88-32 125 125 1250
Верстат заточний 1,4 1,6 ВА47-29 63 3 500
Домкрат гідравлічн двосторонній 24,7 27,2 ВА47-29 63 32 500
Верстат довбильний 16,7 18,3 ВА47-29 63 20 500
Верстат фрезерний 23,2 25,5 ВА47-29 63 32 500
Верстат токарний 47,8 52,6 ВА47-29 63 63 500
Прес пневматичний 21,8 24 ВА47-29 63 25 500
Пила маятникова 18,1 19,9 ВА47-29 63 25 500
Свердлильно-револьверн автомат 15,0 16,5 ВА47-29 63 20 500
Формувальний прес 64,0 70,4 ВА47-100 100 80 1000
Вентилятор приточний 56,6 62,3 ВА47-29 63 63 500
Вентилятор витяжний 38,0 41,8 ВА47-29 63 50 500
Автоматична фарбувальна камера 163,9 180,3 ВА88-35 250 200 2500
Освітлення 75,7 83,3 ВА47-100 100 100 1000
Розподільчий пункт РП-1 225,3 247,8 ВА88-35 250 250 2500
Розподільчий пункт РП-2 144,7 159,2 ВА88-35 250 160 2500
Розподільчий пункт РП-3 61,0 67,1 ВА47-100 100 80 1000
Розподільчий пункт РП-4 265,7 292,3 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-5 121,9 134,1 ВА88-35 250 160 2500
Розподільчий пункт РП-6 149,6 164,5 ВА88-35 250 200 2500
Розподільчий пункт РП-7 179,2 197,1 ВА88-35 250 200 2500
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 97
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 8.3
1 2 3 4 5 6 7
Розподільчий пункт РП-8 263,2 289,5 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-9 188 206,8 ВА88-35 250 250 2500
Розподільчий пункт РП-10 188 206,8 ВА88-35 250 250 2500
Конденсаторна установка 228 251 ВА88-37 400 315 4000
Вибрані,згідно ПУЕ (розділ 1.4.19 – 1.4.22), автоматичні вимикачі
встановлені сталевих шафах силових РП, що знаходяться в безпосередній
близькості від сформованих груп технологічного електрообладнання.
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряються за захищеність за умовою:
��сх ∙ ��доп ≥ ��зах ∙ ��зах, (8.51)
де ��сх – поправочний коефіцієнт; для умов цеху ��сх = 1;
��доп – тривалий допустимий струм провідника, А;
��зах – коефіцієнт захисту; для теплового розщіплювача ��зах = 1;
��зах- струм спрацьовування апарату захисту, А.
Для прикладу перевіримо лінію, для якої Ір=46 А, Ідоп.л=67 А, Ізах=63 А.
1 ∙ 67 ≥ 1 ∙ 63 А.
Таким чином мережа захищена.
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції
Оскільки серед електроприймачів цеху, як правило, відсутні
електроприймачі, що значно впливають на якість електроенергії, то обрану
цехову мережу перевіряють на допустимі відхилення напруги у споживачів.
Хід розрахунків залежить від схемі електропостачання цеху, але в цілому
виконується в наступному порядку.
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів
мінімальних та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути нижче 0,95 Uном . В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах 0,4 кВ ТП не повинна
перевищувати 5 % номінальної напруги, тобто U1 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30 % від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
згідно ДСТУ EN IEC 61000-4-11:2022
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 98
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
т
U1 Ет UТ Uм Uсп 5,
i1
де Ет – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
UТ – втрата напруги в трансформаторі, %;
n
Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача, %;
i1
n – кількість послідовних магістралей до споживача;
Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
5 % – припустиме усталене відхилення напруги згідно 13.
При необхідності, може бути задіяна «добавка» UT , яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» UT регулюється зміною
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта
трансформації, за співвідношенням
W
U U 2
2 1 .
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі. Значення
UT , залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.7.
Таблиця 8.7
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
0 5,0 5,25
-2,5 7,5
-5,0 10 10,8
Нами проведено розрахунок втрат напруги у мережі 10 і 0,38 кВ: а саме –
п. 5.2 (Розрахунок перерізу розподільчих мереж) і п. 8.3.3 (Розрахунок
електричної мережі за втратами напруги).
Так як відхилення по напрузі нами не виявлено, то нема потреби у зміні
відгалужень трансформатора.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 99
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного обладнання
підвищується якість систем електропостачання, надійність її роботи, зручність і
безпека обслуговування, забезпечується швидке розширення та мобільність
електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення
утворюються простими у будівельному відношенні. Повністю закриті
комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у виробничих
приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
На рисунку 8.6 приведена комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування.
Рисунок 8.6 – Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо
комплектну трансформаторну підстанцію 2КТП Харківського
електротехнічного заводу.
Обрана двотрансформаторна підстанція 2КТП–1000/10/0,4 УЗ призначена
для надійного електропостачання промислових об’єктів, має потужність
трансформаторів 1000 кВ∙А, з захистом і автоматикою.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 100
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Склад підстанції 2КТПЦ-1000/10/0,4-04 У3:
– Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН).
– Силовий трансформатор.
– Кожух виводів силового трансформатору.
Розподільча установка низької напруги (РУНН), що складається з
наступного обладнання:
– шафа вимикача робочого вводу;
– шафа секційного вимикача;
– шафа ліній, що відходять;
– шафа автоматизованої конденсаторної установки;
– шафа управління.
5. Шинна перемичка.
Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна трансформаторна
може бути виконана як однорядною, так і дворядною. З врахуванням
особливостей цеху, обираємо компактне дворядне виконання.
Для прикладу на рисунку 8.7 приведено загальний вид шафи секційного
вимикача, на рисунку 8.8 – загальний вид шафи управління.
Рисунок 8.7 – Загальний вид шафи секційного вимикача:
1 – шафа секційного вимикача; 2 – відсік збірних шин; 3 – клапан розвантаження;
4 – відсік клемного блоку; 5 - відсік секційного вимикача; 6 – відсік релейного блоку;
7 – відсік шинок управління; 8 – відсік шин
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 101
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.8 – Загальний вид шафи управління:
1 – шафа управління; 2 – відсік збірних шин; 3 – клапан розгрузки; відсік клемного блоку; 5 –
відсік релейного блоку; 6 – відсік шинок управління
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії ТМ
11 (трансформатор масляний), що виготовляється у герметичному гофробаку і
не потребує обслуговування на протязі всього терміну експлуатації. Загальний
вид трансформатору серії ТМЗ приведено на рисунку 8.9.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 102
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.9 – Загальний вид трансформатору серії ТМГ
Конструкція і компоновка трансформаторної підстанції 2КТПЦ-
1000/10/0,4-04 У3 приведено на графічної частини дипломної роботи.
Для нашого конкретного випадку обрана дворядна компоновка підстанції,
що більш відповідає реальним умовам цеху, для якого проектується система
План КТП наведений на аркуші 7 (Компоновка КТП) графічної частини
випускної роботи.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 103
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – впровадження тороїдальних
трансформаторів в зварювальних установках цеху
9.1 Основні відомості про зварювальні апарати змінного струму
Зварювальні апарати змінного струму, вживані на заводах і будівельно-
монтажних майданчиках, підрозділяють на чотири основні групи 3:
зварювальні апарати з окремим дроселем; зварювальні апарати з вбудованим
дроселем; зварювальні апарати з рухомим магнітним шунтом; зварювальні
апарати із збільшеним магнітним розсіянням і рухомою обмоткою. Вони
відрізняються по конструкції і по електричній схемі. Зварювальні апарати
складаються із знижувального трансформатора і пристрою-дроселя, рухомого
магнітного шунта, рухомої обмотки - для створення падаючої зовнішньої
характеристики і регулювання зварювального струму. Трансформатор
забезпечує живлення змінним струмом напругою 60...70 В.
Зварювальні апарати з окремим дроселем (рисунок 9.1) складаються із
знижувального трансформатора і дроселя (регулятора струму) 3.
Трансформатор Тр має сердечник (магнітопровід) 2 з пластин,
відштампованих з тонкої трансформаторної сталі завтовшки 0,5 мм. На
сердечнику розташовані первинна 1 і вторинна 3 обмотки. Первинна обмотка з
ізольованого дроту підключається до мережі змінного струму напругою 220 або
380 В. У вторинній обмотці, виготовленій з мідної шини, індукується напруга
60...70 В.
Рисунок 9.1 – Схема зварювального апарату змінного струму з
окремим дроселем: Тр – зварювальний трансформатор; Др – дросель; 1 – первинна
обмотка; 2 – магнітопровід; 3 – вторинна обмотка; 4 – обмотка дроселю; 5, 6 – нерухома і
рухома частини дроселю; 7 – гвинтова пара; а – повітряний зазор
Невелике магнітне розсіювання і малий омічний опір обмоток
забезпечують незначне внутрішнє падіння напруги і високий ККД
трансформатора. Послідовно з вторинною обмоткою в зварювальний ланцюг
включена обмотка 4 (з голої мідної шини) дроселя Др. Обмотка має азбестові
прокладки, просочені теплостійким лаком. Сердечник дроселя також набраний з
пластин тонкої трансформаторної сталі і складається з двох частин: нерухомої 5,
на якій розташована обмотка дроселя, і рухомої 6, переміщуваної за допомогою
гвинтової пари 7. При обертанні рукоятки за годинниковою стрілкою
повітряний зазор а збільшується, проти годинної стрілки - зменшується.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 104
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
При збудженні дуги (при короткому замиканні) великий струм, проходячи
через обмотку дроселя, створює потужний магнітний потік, який наводить ЕРС
дроселя, направлену проти напруги трансформатора. Вторинна напруга, що
розвивається трансформатором, повністю поглинається падінням напруги в
дроселі. Напруга в зварювальному ланцюзі досягає майже нульового значення.
При виникненні дуги зварювальний струм зменшується; вслід за ним
зменшується ЕРС самоіндукції дроселя, направлена проти напруги
трансформатора, і в зварювальному ланцюзі встановлюється робоча напруга,
необхідна для стійкого горіння дуги, менша за напруги холостого ходу.
Змінюючи зазор а між нерухомим і рухомим магнітопроводами, змінюють
індуктивний опір дроселя і тим самим струм в зварювальному ланцюзі. При
збільшенні зазору магнітний опір магнітопровода дроселя збільшується,
магнітний потік ослабляється, зменшується ЕРС самоіндукції котушки і її
індуктивний опір. Це приводить до зростання зварювального струму. При
зменшенні зазору зварювальний струм зменшується. Один оберт рукоятки
гвинтової пари змінює зварювальний струм приблизно на 20 А. По цій схемі
виготовлені зварювальні трансформатори типу СТЕ. Трансформатори СТЕ-24-У
і СТЕ-34-У не складні по пристрою і безпечні в роботі і тому їх широко
застосовують при ручній дуговій зварювання.
Трифазні зварювальні апарати застосовують при зварювання трифазною
дугою спареними електродами 4. Процес зварювання здійснюється
зварювальними дугами, які збуджуються між кожним електродом і зварюваною
деталлю і між електродами. Апарат (рисунок 9.2) складається з трифазного
трансформатора 1, регулятора зварювального струму 2 і магнітного контактора
3.
Рисунок 9.2 – Схема трифазного зварювального апарату: 1 – трифазний
трансформатор; 2 – регулятор зварювального струму; 3 – магнітний контактор;
4-6 – обмотки; 7, 8 – електрод; 9 – зварювана деталь
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 105
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Первинна обмотка включається в силову мережу напругою 220 В
(з'єднання обмоток в трикутник) або 380 В (з'єднання обмоток в зірку).
Вторинна обмотка має по дві котушки на кожному стрижні і виконана з голої
мідної шини. Регулятор зварювального струму складається з двох дроселів і
трьох обмоток. Дві обмотки 5 і 6 розташовано на одному магнітопроводі і
підключені до спарених в єдиному електродотримачі, але ізольованим один від
одного електродам 7 і 8.
Третя обмотка 4 розташована на другому магнітопроводі і підключена до
зварюваної деталі 9. Регулятор вмонтований в загальний корпус і забезпечений
двома рукоятками, за допомогою яких (зміною повітряних зазорів в
магнітопроводах) регулюється зварювальний струм. Однією рукояткою
регулюють струм одночасно в обох фазах, підключених до електродів, а другою
рукояткою - у фазі, приєднаній до виробу.
Таблиця 9.1 – Технічні характеристики основних типів трифазних
зварювальних апаратів
Споживана Вторинна Межі регулювання
Тип Маса, кг
потужність, кВА напруга, В зварювального струму, А
ТС-300 20 63 110...385 180
ТС-500 32 60 165...650 250
ТСК-300 20 63 110...385 215
ТСК-500 32 60 165...650 280
ТД-300 32 61; 79 60...400 137
ТД-500 64 60; 76 85...700 210
Магнітний контактор 3 служить для включення ланцюга спарених
електродів. В початковий момент, при збудженні дуги, зварювальний ланцюг
замикається через зварювану деталь і один з електродів (на рисунку 2.9 -
електрод 8). Струм проходить по обмотці 4 регулятори і обмотці 2 контактора.
Контактор включає обмотку 5 регулятора. Виникає друга дуга. При відведенні
електродів від деталі струм в обмотках 4 і 2 припиняється і контактор 3 вимикає
ланцюг обмотки 5, гасить дугу між електродами.
Трифазні зварювальні апарати забезпечують високу продуктивність,
економію електроенергії (ККД досягає 0,9) і рівномірне завантаження фаз
мережі при високому коефіцієнті потужності (cos = 0,8), проте зважаючи на
складність зварювального устаткування і труднощів при зварювання стельових і
вертикальних швів застосовуються обмежено.
Зварювальні багатопостові перетворювачі ПСМ-1000 встановлюють на
фундаменті 4. Допускається установка на тимчасовому фундаменті у вигляді
жорстко зв'язаної дерев'яної рами з брусів (або колод), до якої болтами кріплять
корпус зварювального перетворювача.
За наявності на будівельно-монтажному майданчику електросилової
мережі застосовують пересувні зварювальні перетворювачі, апарати змінного
струму або зварювальні випрямлячі залежно від виду робіт. Наприклад, деякі
сорти легованих сталей краще зварювати постійним струмом. Відповідальні
зварювальні роботи, виконувані особливими електродами, також вимагають
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 106
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
постійного струму. В цих випадках застосовують зварювальні перетворювачі.
Проте вони вимагають більш трудомісткої експлуатації і обслуговування, ніж
апарати змінного струму. Зварювальні трансформатори отримали більш широке
застосування завдяки простоті конструкції, меншій витраті електроенергії,
високому ККД та іншим економічним показникам, таблиця 9.2.
Таблиця 9.2 - Порівняльні дані зварювальних апаратів постійного та
змінного струму
Постійний струм Змінний струм
Показники однопосто- багатопосто-
вий перетво- вий перетво- зварювальний апарат
рювач рювач
Питома витрата електроенергії на 1
. 4,6 5...8 3,5...4
кг наплавленого металу, кВт год
Вартість енергії % 100 120...140 50...60
Вартість устаткування % 100 60...80 20...30
Вартість відходу і обслуговування
6 _ 3
% від вартості устаткування
Потужність холостого ходу, кВт 2...3 - 0,2
Середній ККД 0,3...0,6 0,25...0,4 0,8...0,85
Середній коефіцієнт потужності 0,6...0,7 0,8...0,9 0,3...0,4
Середній коефіцієнт
0,4...0,8 1,0 0,4...0,8
використовування устаткування
Займана площа на 1 пост, м2 4,5...4,6 - 1,5
9.2 Обмежувач напруги холостого ходу в ланцюзі зварювального
трансформатора
При проведенні зварювальних робіт в особливо небезпечних умовах
(усередині металевих ємностей, на відкритому повітрі тощо) для підвищення
електробезпеки зварювача при зміні електроду трансформатор для ручного
дугового зварювання повинен бути забезпечений пристроєм зниження напруги
холостого ходу. Такий пристрій є допоміжним засобом захисту від поразки
струмом.
Пристрій зниження напруги холостого ходу повинен знижувати діючу
напругу холостого ходу на вихідних затисках зварювального ланцюга до
значення, що не перевищує 12 В, не пізніше ніж через 1 хвилину після
розмикання зварювального ланцюга.
До такого пристрою пред'являються також додаткові вимоги, що
забезпечують нормальну роботу зварювача. Зварюваний метал може мати
різний ступінь забрудненості (іржа, окалина тощо). Тому пристрій зниження
напруги холостого ходу повинен володіти певною чутливістю спрацьовування,
яка визначається максимальним опором зварювального ланцюга приблизно 200
Ом. З іншого боку, для захисту людини при випадковому його дотику до
затисків зварювального ланцюга пристрій не повинне спрацьовувати при опорі
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 107
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
зварювального ланцюга вище 500 Ом. Швидкодія спрацьовування повинна
скласти 0,02...0,05 с.
Як правило, пристрої зниження напруги холостого ходу, призначені для
комплектації трансформаторів з механічним регулюванням, виконуються
окремим блоком.
Пристрій зниження напруги холостого ходу для трансформаторів з
механічним регулюванням (рисунок 9.3) містить керований релейною схемою
електромагнітний контактор, замикаючий контакт якого включається
послідовно в зварювальний ланцюг між вихідним затиском вторинної обмотки
трансформатора і електродотримачем.
Рисунок 9.3 – Електрична принципова схема включення пристрою
зниження напруги холостого ходу в ланцюг зварювального
трансформатора
В початковому стані при холостому ходу зварювального трансформатора
силовий контакт К4.1 контактора К4 розімкнений і на електрод подається
чергова випрямлена напруга 12 В від обмотки III допоміжного трансформатора
Т1 через діоди VD7, VD8, VD3, резистори R13, R1, обмотки реле К1, К2,
розмикаючий контакт К4.2. При замиканні електроду на зварюваний виріб реле
К1, К2 вимикаються.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 108
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Реле К1 своїм контактом подає управляючі імпульси на тиристори VS1,
VS2 і тим самим живлення на котушку контактора К4, а реле К2 своїм
перемикаючим контактом К2 підключає конденсатор С4 до обмотки реле,
забезпечуючи витримку часу на відключення.
При спрацьовуванні контактора К4 замикається його контакт К4.1 в
силовому ланцюзі, подаючи робочу напругу трансформатора на електрод;
допоміжний розмикаючий контакт К4.2 відключає чергову напругу від силового
ланцюга. В процесі зварювання живлення реле здійснюється від
трансформатора струму ТА2. Після припинення зварювання протягом 1 хвилини
реле утримуються у включеному стані за рахунок розряду конденсатора С4, а
потім контактом К1 відключається силовий контактор К4. Пристрій зниження
напруги холостого ходу приходить в початковий стан.
З метою підвищення електробезпеки у разі відмов елементів схеми (VS1,
VS2, К1 тощо), що приводять до помилкового включення контактора К4 і подачі
повної напруги холостого ходу зварювального трансформатора на
електродотримач, в пристрої передбачений ланцюжок аварійного відключення.
Ланцюжок складається з обмотки II трансформатора Т1, резистора R11,
діодного моста VD4, реле К3, конденсатора С3, замикаючого контакту К4.4 і
розмикаючого контакту К2.
При помилковому спрацьовуванні контактора К4 контакт К2 не
розмикається, а К4.4 замикається, при цьому реле К3 спрацьовує з витримкою
часу, визначеною конденсатором С3, і відключає контактор К4 розмикаючим
контактом К3.2.
Підстроєчний резистор R8 служить для коректування, у разі потреби,
витримки часу відключення напруги холостого ходу. Терморезистор R10
призначений для стабілізації витримки часу при зміні температури.
Перевірка працездатності пристрою здійснюється кнопками "Контроль"
(SВ1) і "Готовність" (SВ2). Максимальний опір зварювального ланцюга у
момент включення імітується резистором R4 (номінальний опір 150 Ом),
мінімальний опір тіла людини - резистором R6 (номінальний опір 500 Ом). При
натисненні кнопки "Контроль" резистор R4 замикає зварювальний ланцюг,
спрацьовує контактор К4 і спалахує сигнальна лампа НL2. Одночасно
починається відлік часу на спрацьовування реле К3. Реле спрацьовує, стає на
блокування через контакт К3.1 і розриває ланцюги живлення обмотки
контактора К4. Лампа НL2 гасне. Натисненням кнопки "Готовність" реле К3
знімається з блокування, зварювальний ланцюг замикається резистором R6. В
справному пристрої контактор К4 не спрацьовує і лампа НL2 не спалахує.
9.3 Розрахунок тороїдального трансформатора зварювальної установки
Зварювальні трансформатори відрізняються різноманіттям
конструктивного виконання. Це обумовлено їх застосуванням в широкому
діапазоні енергій, потужностей, напруг, тривалостей імпульсів, вимогами до
форми трансформованих імпульсів, відмінностями в призначенні і умовах
експлуатації. По конструктивних ознаках зварювальні трансформатори можна
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 109
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
класифікувати як стрижньові, броньові, бронестрижньові і тороїдальні (рисунок
9.4) 4.
а. б.
Рисунок 9.4 – Зовнішній вигляд (а) і конструктивна схема (б)
тороїдального зварювального трансформатора
Характерна конструктивна особливість тороїдальних зварювальних
трансформаторів - відносно мале число витків в його обмотках. Так, в деяких
випадках знаходять застосування трансформатори з мінімальним можливим
числом витків: w1 = 1, w2 = n. З цієї причини об'єм провідникових матеріалів
обмоток трансформаторів в 10...1000 разів менше об'єму магнітностержневої
системи і як узагальнюючий техніко-економічний показник конструкції
зварювального трансформатора природно приймати об'єм його
магнітностержневої системи.
Поперечний перетин трансформатору приймаємо постійним по довжині і
обираємо з каталогу таблиця 5.2, 24. Його ефективність використовування
магнітностержневої системи можна характеризувати коефіцієнтом
використовування довжини (сумарна висота котушок) 4:
= h / l = 250 / 265 = 0,94,
де h = 250 мм - висота котушок з обмотками (довжина обмоток);
l = 265 мм - довжина магнітностержневої системи (середньої магнітної лінії).
Найбільш економічні зварювальні трансформатори тороїдального типу з
чого зробимо висновок про доцільність застосування тороїдальних
магнітностержневих систем в трансформаторах, особливо потужних, відмінних
великим об'ємом магнітностержневої системи.
Коефіцієнт можна підвищити, збільшивши висоту стрижня або діаметр
магнітностержневої системи. Проте такі витягнуті у висоту або збільшеного
діаметра конструкції мають великі габарити, менш міцні, нетехнологічні, для
них характерна підвищена витрата провідникових матеріалів, втрати потужності
в обмотках, спотворення трансформованих імпульсів й інші недоліки.
З другого боку, збільшення площі перетину і зменшення довжини
магнітностержневої системи має обмеження, що полягають в наступному.
Одночасно, при постійному об'ємі магнітностержневої системи, збільшується
відношення довжини найдовшої до довжини найкоротшої магнітної лінії. Це
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 110
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
приводить до пропорційного збільшення ступеня неоднорідності магнітного
поля магнітностержневої системи, унаслідок чого насичення її внутрішніх
частин відбувається раніше, ніж зовнішніх. У результаті - додаткові
спотворення форми трансформованого імпульсу, втрати потужності, збільшення
магнітних потоків розсіяння, що викликають нагрів елементів конструкції
трансформаторів. Тому для отримання прийнятного ступеня неоднорідності
магнітного поля в магнітностержневої системи необхідне виконання обмеження
у вигляді нерівності 4:
l2 / l1 = 785 / 628 = 1,25 < 1,5 – умова виконується,
де l1 = а = 3,14200 = 628 мм, l2 = b = 3,14250 = 785 мм – відповідно,
внутрішня і зовнішня довжина магнітностержневої системи (найкоротшої і
найдовшої магнітної лінії);
а = 200 мм, b = 250 мм – відповідно, діагоналі тороїдального поперечного
перетину магнітостержневої системи.
Довжина магнітностержневої системи тороїдального трансформатора
визначається за наступною формулою 4:
lт = kт(aS / b)½ = 10,99(200109900 / 250)½ = 3258,6 (мм),
де kт – коефіцієнти довжини тороїдального трансформатора 4:
kт = (D2 + D1) / (D2 – D1) = 3,14(450 + 250) / (450 – 250) = 10,99,
де S = (D 2
2 – D 2
1 ) / 4 = 3,14(0,452 – 0,252) / 4 = 109900 мм2 – площа
поперечного перетину тороїдального трансформатора;
D1 = 250 мм, D2 = 450 мм – відповідно, внутрішній та зовнішній діаметр
трансформатора.
При цьому умова а < b (200 < 250) виконується, що дозволяє зменшити
необмежено довжину магнітностержневої системи за рахунок зменшення
сторони а і збільшення сторони b перетину. Проте при зменшенні відношення
а/b зменшується механічна міцність і вібростійкість обмоток, виникає
провисання або розпушування дротів обмоток з боку b, а отже, ускладнюється
намотування і закріплення витків, збільшується витрата провідникових
матеріалів, утрудняється накладення обмоток. Із цих причин відношення а / b не
слід вибирати меншим 0,5, що спостерігається в нашому випадку (a / b = 200 /
250 = 0,8).
Коефіцієнт тороїдальної форми перетину магнітостержньової системи 4:
ks = 0,5((a / b)½ + (b / a)½) = 0,5((200 / 250)½ + (250 / 200)½) = 1.
Довжина базової сторони перетину тороїдального трансформатору:
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 111
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
а0 = S = 109900 = 331,5 (мм).
Середня довжина витка обмотки:
p = kp(ksа0 + ) = 4(1331,5 + 0,94) = 1329,7 (мм),
де kр – конструктивний коефіцієнт (kр = 4 – для тороїдальної форми перетину
магнітостержньової системи).
Знаходимо кількість витків вторинної обмотки 4
n = U d2
II / (4Ip);
n = 3,14602,52 / (41,7.10-55501329,7) = 23,67 (витків),
де UII = 60 (В) – напруга на вторинній обмотці;
d = 2,5 (мм) – діаметр дроту вторинної обмотки;
І = 550 (А) – максимальний зварювальний струм;
= 1,7.10-5 (Ом.мм) – питомий опір матеріалу дроту (міді).
Приймаємо остаточну кількість витків вторинної обмотки n = 24 витки.
Класифікація зварювальних трансформаторів по напрузі залежить від типу
і конструкції його головної ізоляції 4. Так, в зварювальних трансформаторах
на напругу до 20 кВ вдається застосовувати суху ізоляцію з шаруватих
діелектриків, в деяких випадках – повітряну (при нормальному тиску). В
інтервалі напруг 20...100 кВ звичайно застосовують паперово-масляну або
паперово-плівково-масляну ізоляцію. При напрузі більше 100 кВ кращі
результати дає застосування чисто масляної ізоляції. Ізоляція у вигляді
бакелітових або склоепоксидних циліндрів в останньому випадку виконує роль
несучих елементів конструкції (для накладення і закріплення обмоток).
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 112
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Розрахунок економічного ефекту
від впровадження тороїдальних трансформаторів в зварювальних
установках цеху
Проведена модернізація технологічного процесу зварювання шляхом
впровадження тороїдального зварювального трансформатора ТСС-Т-380/80-33-
50 і пристрою обмеження напруги холостого ходу дозволила не тільки
підвищити працездатність, зменшити енерговитрати, а й модернізувати з
екологічної та ергонометричної точки зору перший виробничий цех
вагонобудівного заводу, що дозволяє його зробити більш сучасним,
малообслуговуємим і таким, що не потребує спеціально створених умов
енергопостачання.
Для приблизного розрахунку економічного ефекту від модернізації
технологічного обладнання для дугового зварювання скористаємося
порівняльною характеристикою, щодо спожитої електроенергії за рік при
однаковій працеміскості технологічного процесу зварювання до та після
модернізації. В якості зварювальної установки обираємо трифазну зварювальну
установку ТД-500.
Реактивна та повна спожита потужність бронестрижньовим зварювальним
трансформатором БсСС-Т-380/90-64-50, який використовується в зварювальній
установці до модернізації (споживана потужність Р = 64 кВт, вихідна напруга
Uвих = 90 В, максимальний зварювальний струм І = 700 А, ККД 60% при cos φ =
0,9 (tg = 0,48), коефіцієнт завантаженості Кв = 0,8, маса трансформатора 210
кг):
Q = P × tg φ = 64 × 0,48 = 30,72 (квар);
S = (P2 + Q2)½ / η = (642 + 30,722)½ / 0,6 = 118,31 (кВА).
При цьому, споживаний трансформатором струм складає:
І = S / (√3 × UН) = 118,31 / (√3 × 0,38) = 182,08 (А).
Реактивна та повна спожита потужність тороїдальним зварювальним
трансформатором ТСС-Т-380/80-33-50, який використовується в зварювальній
установці після модернізації (споживана потужність Р = 45 кВт, вихідна напруга
Uвих = 80 В, максимальний зварювальний струм І = 550 А, ККД 90% при cos φ =
0,8 (tg = 0,75), коефіцієнт завантаженості Кв = 0,4, маса трансформатора 135
кг):
Q = P × tg φ = 45 × 0,75 = 33,75 (квар);
S = (P2 + Q2)½ / η = (452 + 33,752)½ / 0,9 = 62,5 (кВА).
При цьому, споживаний струм складає:
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 113
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
І = S / (√3 × UН) = 62,5 / (√3 × 0,38) = 96,18 (А).
Розглянувши попередні розрахунки ми можемо зробити висновок, що
модернізація зварювального обладнання дозволяє зменшити споживану
потужність установки на S = 55,81 кВА, що призводить до зменшення
потужності живлячого (цехового) трансформатора, а також до значного
зниження ударних струмів, що виникають при комутаційних переключеннях.
Також суттєво зменшується затрата на обслуговування та вартість
транспортування (за рахунок зменшення ваги) модернізованого обладнання, що
більш докладніше описано в економічній частині даного дипломного проекту.
Для приблизного розрахунку економічного ефекту від введення в дію
модернізованого електросилового обладнання скористаємося порівняльною
характеристикою, щодо спожитої електроенергії за рік, при роботі
зварювальних апаратів в одну зміни (8 годин на день), тобто 2112 годин на рік.
Визначаємо вартість споживаної за рік електроенергії до модернізації
технологічного обладнання:
С1 = Сел × S1 × t × n × Кв = 0,37 × 118,31 × 2112 × 2 × 0,8 = 443 770,4 (грн).
Далі визначаємо вартість споживаної електроенергії після модернізації
технологічного обладнання:
С2 = Сел × S2 × t × n × Кв = 0,37 × 62,5 × 2112 × 6 × 0,4 = 117 216 (грн).
де Сел – вартість однієї кіловат-години; Сел = 0,37 грн;
n = 6 – кількість одиниць обладнання;
Кв – коефіцієнт завантаженості обладнання;
S – споживана потужність електрообладнання, кВА;
t – кількість робочих годин на рік, t = 2112 годин.
Визначаємо різницю між вартістю спожитої електроенергії за базовим та
модернізованим варіантом:
С = С1 – С2 = 443 770,4 – 117 216 = 326 554,4 грн. за рік.
Отже, можна зробити висновок про те, що модернізації технологічного
зварювального апарату ТД-500 на підприємстві, а саме: заміни
бронестрижньового зварювального трансформатору на тороїдальний
зварювальний трансформатор ТСС-Т-380/80-33-50 з впровадженням пристрою
обмеження напруги холостого ходу (що дозволило зменшити коефіцієнт
завантаженості обладнання вдвічі – з 0,8 на 0,4) є технічно і економічно
вигідним і приносить високий річний економічний ефект: С = 326 554,4 грн.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 114
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають на виробничій
дільниці з ремонту та наладки електротехнічного обладнання
В даній бакалаврській роботі розробляється проект системи
електропостачання заводу. Одним зі структурних підрозділів підприємства, де
планується впровадити цей проект, є виробнича дільниця, де працівники
проводять ремонт та наладку різноманітних електронних пристроїв, що
експлуатуються на підприємстві. Ця дільниця є складовою одного з цехів і
виділена в окреме приміщення.
Приміщення знаходиться на першому поверсі двоповерхового будинку.
Розміри приміщення 5,5х3,2х4,5 м, тому площа приміщення становить 17,6 м2, а
об’єм - 79,2 м3. Оскільки на ділянці існує п'ять постійних робочих місць, можна
зробити висновок, що площа, що приходиться на одного працюючого становить
3,52 м2, а об'єм - 15,84 м3. Розміри приміщення не відповідають вимогам
нормативних документів щодо площі приміщення, але відповідають щодо
об'єму.
Стіни і стеля кімнати мають світлий пастельний колір з матовою
фактурою, підлога вкрита світлим лінолеумом, що забезпечує зручність
прибирання від пилу.
Важливе значення мають фактори мікроклімату в робочому приміщенні,
так як вони безпосередньо впливають на здоров’я та самопочуття працівників.
За категорією праці робота на даному робочому місці відноситься до фізичної
роботи середньої тяжкості - ІІа. Згідно з ДСН 3.3.6.042-99 нормативні значення
основних факторів мікроклімату наступні:
Температура повітря:
- в теплий період року – 21 - 23 °С (допустима – 18 - 27 °С);
- в холодний період року – 18 - 20 °С (допустима – 17 - 23 °С).
Вологість повітря:
- в теплий період року – 40 - 60 %;
- в холодний період року – 40 - 60 %.
Швидкість руху повітря:
- в теплий період року – 0,3 м/с (допустима – 0,2...0,4 м/с) ;
- в холодний період року – 0,2 м/с (допустима – менше 0,3 м/с) .
Фактичні значення даних параметрів мають такі значення:
- температура повітря в теплий період року становить – 24 - 25 °С, в
холодний період року – 20 - 23 °С .
- вологість повітря знаходиться в межах – 45 - 55 %.
Швидкість руху повітря як в теплий так і в холодний період року не
перевищує 0,1 м/с.
Таким чином, всі параметри мікроклімату як в теплий так і в холодний
період року задовольняють ДСН 3.3.6.042-99.
Ці параметри підтримуються за допомогою автономного кондиціонера LG
встановленого в приміщенні. За допомогою цього кондиціонера забезпечується
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 115
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
приплив свіжого чистого повітря ззовні, яке розбавляє забруднене повітря
робочої зони, відповідно ДБН В.2.5.67-2013.
На ділянці в холодний період року функціонує система централізованого
водяного опалення, яка відповідає ДБН В.2.5.67-2013. Система опалення
складається з 5-ти радіаторів типу KORAD, встановлених під вікнами вздовж
стіни.
При виконанні робіт з ручної пайки елементів друкованих плат на робочих
місцях монтажників можливі виділення: парів кадмію і свинцю; при промиванні
паяних плат - парів спирту етилового; при знежирюванні плат перед
приклеюванням - парів спирту етилового та бензину; при обпалюванні дротів з
фторопластовою ізоляцією - парів фторопласту. Випаровування цих речовин
дуже негативно впливають на здоров'я працюючих. Тому на дільниці розміщено
декілька витяжних пристроїв, під'єднаних за допомогою системи повітроводів
до загальної цехової механічної системи вентиляції. А саме, витяжні панелі
розташовані на робочих місцях монтажників та регулювальників.
Система вентиляції правильно спроектована, змонтована та відповідає
усім санітарно-гігієнічним вимогам відповідно ДБН В.2.5.67-2013. Концентрації
усіх речовин, що виділяються у повітря робочої зони відповідають ГОСТ
12.1.005-88. Роботи з ручної пайки елементів друкованих плат на робочих
місцях монтажників відповідають НАОП 1.4.32-2.87-81 «Паяння свинцево-
олов’яними припоями. Вимоги безпеки».
Підприємство за свої кошти організовує проведення попереднього (при
прийнятті на роботу) і періодичних (протягом трудової діяльності) медичних
оглядів працівників, зайнятих на важких роботах, роботах із шкідливими чи
небезпечними умовами праці або таких, де є потреба у професійному відборі, а
також щорічного обов'язкового медичного огляду осіб віком до 21 року,
відповідно «Положення про медичний огляд працівників певних категорій»
НАОП 0.03-4.02-94 та Наказу МОЗ України №246 від 21.05.2007.
На підприємстві до виконання монтажних робіт з використанням
свинцевих припоїв допускаються особи яким виповнилось 18 років, які
пройшли медичний огляд, навчання за спеціальністю, навчання безпечним
методам роботи на протязі 6-10 змін, інструктаж з техніки безпеки і пожежної
безпеки, які вивчили технологічний процес на виконання даної роботи.
З усіма працівниками перед допуском до роботи проводять вступний та
первинний інструктажі згідно типового положення про навчання з питань
охорони праці (ДНАОП 0.00-4.12-05). Допуск до роботи відбувається після
проведення перевірки знань із вступного та первинного інструктажів. Перевірка
здійснюється згідно затвердженого переліку запитань.
Вступний інструктаж з питань охорони праці проводиться з усіма
працівниками, які щойно прийняті на роботу (постійну або тимчасову)
незалежно від їх освіти, стажу роботи за цією професією або посади. Первинний
інструктаж проводиться з працівниками та студентами на робочому місці до
початку роботи. Запис про проведення вступного інструктажу робиться у
спеціальному журналі.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 116
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Повторний інструктаж проводиться на робочому місці з усіма
працівниками та студентами: на роботах з підвищеною небезпекою - 1 раз у
квартал, на інших роботах - 1 раз на півріччя.
Природне і штучне освітлення нормується згідно ДБН В.2.5-28-2018 в
залежності від характеристики зорової праці, найменшого розміру об'єкта
розрізнення, розряду і підрозряду зорової роботи, фону і контрасту об'єкта з
фоном. Згідно цього на ділянці передбачені наступні види виробничого
освітлення: природне, штучне і суміжне.
Природне освітлення бічне - світло проникає в приміщення через чотири
вікна з розмірами 1,5х2 м. Відповідно КПО на робочих місцях становить 18-
22%, що задовольняє умови ДБН В.2.5-28-2018.
Штучне освітлення застосовується при недостатності природного
освітлення або відсутності його (у темний час доби). За призначенням штучне
освітлення належить до робочого.
Характер зорової праці відноситься до високої точності, що відповідає ІІІ
розряду та підрозряду – б. Згідно ДБН В.2.5-28-2018 штучна загальна
освітленість при даній роботі повинна бути не менша 300 лк. Загальне штучне
освітлення створюється 4 люмінесцентними світильниками, які створюють на
робочих місці фактичний рівень освітлення в 320 лк, що відповідає ДБН В.2.5-
28-2018.
З п'ятьох робочих місць одне забезпечене персональним комп’ютером.
Монітор розміщено так, щоб світлові відблиски з вікна не заважали роботі.
Відстань від екрану монітора до очей становить не менше 50 см. Положення
працівника за комп’ютером вільна та зручна, що забезпечується регулюванням
висоти та нахилом крісла. Робоче місце працівника відповідає ДСанПіН
3.3.2.007-98 та ДСТУ 8604:2015.
Джерелами шуму на дільниці є прилади та кондиціонер. Рівень шуму від
цих приладів не перевищує 65 дБА, що відповідає ДСН 3.3.6.037-99. Зовнішніми
джерелами шуму є вентилятори загально цехової системи вентиляції. Але
цегляна стіна, яка відділяє дільницю від загального цеху, повністю ізолює
робочі місця на дільниці від джерел підвищеного рівню шуму, що забезпечує
рівень шуму в нормативних межах відповідно ДСН 3.3.6.037-99.
Існуюче на дільниці обладнання не створює підвищеного рівня вібрації на
робочих місцях, тому рівень загальної та локальної вібрації на дільниці
відповідає ДСН 3.3.6.039-99.
Рівень інфрачервоного випромінювання від обладнання цеху не
перевищує гранично-допустимих рівнів відповідно ДСН 3.3.6.042-99.
Рівні електромагнітного випромінювання на робочих місцях від існуючого
обладнання не перевищують нормативних значень відповідно ДСН 3.3.6-096-
2002.
Усі робочі місця, зокрема робочі столи та стільці, правильно спроектовані
та розташовані в приміщенні, мають усі необхідні складові та геометричні
розміри, що відповідають ДСТУ 7951:2015 «Дизайн і ергономіка. Крісло
оператора. Загальні ергономічні вимоги».
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 117
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Електропроводка мережі змінного струму на дільниці прокладена в
каналах, що захищає працюючих в від дотику до оголених проводів напругою
220 В при механічному руйнуванні проводки. Приміщення відноситься до 3
типу: приміщення без підвищеної небезпеки. Тобто немає таких небезпечних
факторів: високої відносної вологості повітря (перевищення 75% протягом
тривалого часу); високої температури повітря (більше 35°С протягом тривалого
часу); струмопровідного пилу; струмопровідної підлоги; хімічно активного
середовища. Обладнання, встановлене в приміщенні живиться напругою 220 В і
споживає потужність понад 4000 Вт. Обладнання має металевий корпус, тому
під'єднано до цехової системи захисного заземлення згідно ДСТУ Б В.2.5-
82:2016.
Відповідно до НАПБ А.01.001-2014 «Правила пожежної безпеки в Україні»
на дільниці зокрема та на підприємстві в цілому розроблені відповідні заходи
щодо забезпечення пожежної безпеки.
За вибухопожежонебезпекою, відповідно ДСТУ Б В.1.1-36:2016,
приміщення дільниці відноситься до категорії В (тверді горючі та важкогорючі
речовини і матеріали (в тому числі пил та волокна), речовини та матеріали,
здатні при взаємодії киснем повітря або одне з одним горіти, за умови, що
приміщення, в яких вони знаходяться (використовуються), не належать до
категорії А та Б).
Для ліквідації невеликих осередків пожежі на дільниці передбачені
первинні засоби пожежогасіння - порошкові вогнегасники ВП-5У, в кількості 4
штук, які розміщені в легкодоступних місцях (відповідно до Правил експлуатації
та типових норм належності вогнегасників).
План евакуації розташований на стіні з вільним доступом до нього. Ширина
шляху евакуації становить не менше 1 м, а дверей евакуаційного виходу – не
менше 0,8 м при висоті проходу не менше 2 м. Над дверима написано слово
«Вихід». Евакуаційні шляхи утримуються вільними та не захаращеними.
Для протипожежного захисту приміщення застосовується пожежна
автоматика у відповідності з ДБН В.2.5.56-2014. В приміщенні встановлені
теплові автоматичні оповісники ИП-105 в кількості 2 штук, встановлені на стелі.
Отже, в результаті проведеного аналізу можна відмітити недосконалість
існуючої системи пожежної сигналізації, тому пропонується замінити саму
систему та теплові оповісники ИП-105 на димові, для більш швидкого та
надійного сповіщення про початок пожежі.
11.2 Модернізація системи пожежної сигналізації на дільниці цеху
Система пожежної сигналізації — це збереження майна і безпека
співробітників. З її допомогою можна оперативно отримати повідомлення про
небезпечний спалах і визначити точне місце його виникнення. Система
сигналізації може автоматично включити систему сповіщення про пожежу (це
може бути сирена або звукове сповіщення), активувати пристрої пожежогасіння.
При необхідності сигнал про спалах буде переданий на центральний пульт
пожежної охорони, в найближчу пожежну частину. Системою пожежної
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 118
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
сигналізації можуть бути обладнані як приватні будинки або офіси, так і великі
будівлі або цілі комплекси будівель.
Можливості системи пожежної сигналізації:
- оперативне виявлення спалахів;
- сповіщення різними способами — сиреною, по телефону, на
центральний пульт пожежної охорони;
- активізація засобів пожежогасіння;
- інформування відвідувачів об'єкту про пожежу, шляхи евакуації
(системи сповіщення);
Системами пожежної сигналізації можуть бути обладнані різні категорії
будівель, зокрема наступні:
- квартири, приватні будинки, офіси;
- громадські заклади — торгові і бізнес-центри, лікарні, паркінги. Для
таких об'єктів необхідно використовувати комплексні системи інформування,
евакуації і пожежної безпеки (відключення вентиляції, димовидалення);
- виробничі об'єкти (заводи, сільськогосподарські підприємства і т. п.), для
яких важливо створити централізовану систему сигналізації, яка дозволить
визначити спалах на великій площі.
Системи пожежної сигналізації можуть виконувати ряд самих різних
функцій.
1. Передача сигналу про виникнення надзвичайної ситуації.
Якщо ваша система пожежної сигналізації обладнана централлю, то
сигнал про надзвичайну ситуацію відображатиметься на ній. Також при
необхідності сигнал може передаватися на центральний пульт служби пожежної
безпеки підприємства, в найближчу пожежну. Звязок системи сигналізації з
пультом охорони може здійснюватися різними способами:
- по виділеній або спільно використовуваній телефонній лінії,
- через мобільний GSM-комунікатор ,
- через комп'ютерну локальну мережу.
2. Групування датчиків, адресна індикація спалаху
Можливо за бажанням групувати датчики сигналізації відповідно до
структури об'єкту. Це дозволить не тільки точніше визначити місце спалаху, але
і вибірково включати або відключати групи датчиків. При використанні
аналогових датчиків можна визначити тільки групу, в якій відбувся спалах.
Цифрові датчики, навпаки, дозволяють точно визначити місце спалаху.
3. Запам'ятовування історії подій.
Системи сигналізації дозволяють вести історію подій (обрив лінії,
замикання, відключення електроенергії, тривога і т. п.) Це дозволить згодом з
великою точністю відновити картину події.
4. Підключення до комп'ютерного устаткування.
Підключивши систему безпеки до комп'ютера або локальної мережі,
можливо відстежувати безпеку об'єкту з будь-якого корпоративного комп'ютера.
5. Безперебійна робота.
За допомогою акумуляторів можна забезпечити безперервну, безперебійну
роботу системи пожежної сигналізації.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 119
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
6. Інформування, пожежна безпека.
Для приміщень з великою кількістю відвідувачів важливо забезпечити
безпеку евакуації при виникненні пожежі. Для цього можна використовувати
такі засоби як відключення вентиляції (щоб уповільнити розповсюдження
пожежі), включення димовидалення, сповіщення відвідувачів про шляхи
евакуації.
У системі пожежної сигналізації можуть використовуватися самі різні
датчики, зокрема димові. Практично всі типи пожеж супроводжуються
утворенням великої кількості невловимих частинок, тобто диму. Тому найбільш
поширеною групою пожежних оповісників є димові, які розрізняються
за принципом виявлення димових частинок залежно від їх розміру, кольору і т.п.
Детектор диму реєструє присутність диму і газів ще до появи полум'я
і подає сигнал. Хоча індикатори диму можуть бути вбудовані в охоронну
сигналізацію, самостійно простіше встановити індивідуальні системи, що
працюють від батарей. Необхідно обов'язково міняти батареї, принаймні, раз
на рік і щомісячно перевіряти працездатність індикатора натисненням
контрольної кнопки.
Розрізняють два види димових датчиків з різними фізичними принципами:
оптичні і іонізаційні.
Оптичний димовий оповісник використовується у разі, коли необхідно
отримати повідомлення про пожежу якомога раніше, вже на етапі тління, коли
утворення вогнищ полум'я і теплове випромінювання ще не почалися. Даний
оповісник використовують при виявленні «світлого» диму, частинки якого
достатньо великі за розміром. Але для виявлення ознак горіння речовин, якщо
при цьому не утворюється диму (наприклад, газів, органічних рідин, ряду
сумішевих розчинників) вони непридатні.
Застосування оптичного димового оповісника достатнє широко:
у бібліотеках, музеях, лікарнях, готелях, складських приміщеннях,
в комп'ютерних приміщеннях, на об'єктах промислового призначення, в офісах.
В основі роботи оптичного димового оповісника лежить принцип
розсіяння інфрачервоного випромінювання на частинках диму. Це порівняно
з променем світла, що проходить через хмару: поки промінь проходить через
прозоре середовище — ніяких віддзеркалень не немає і він не видно, як тільки
промінь потрапляє в хмару — то на частинках вологи відбувається
віддзеркалення і видно структуру променю.
Іонізаційний димовий оповісник використовує потік радіоактивних
частинок для визначення підвищення концентрації диму в зоні контролю.
Іонізаційні оповісники реагують на, так званий «чорний дим». Такі
оповісники добре виявляють дрібні частинки диму, що утворюються при
полум'яному горінні, але малопридатні для виявлення процесів тління, в
результаті яких утворюються крупні частинки, а також виявлення процесів
горіння пластмас і горючих рідин.
Іонізаційні димові оповісники широко використовуються для захисту
промислових об'єктів від спалаху електроніки, кабельних каналів. Крім того,
вплив пилу на цей оповісник набагато нижчий.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 120
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
До централі системи підключаються всі датчики системи сигналізації.
Централь візуально показує стан системи, а також при необхідності приводить в
дію сирену або звукове сповіщення, систему пожежогасіння, відключає
вентиляцію і кондиціонування, управляє системою димовидалення і ліфтами,
передає сигнал на центральний пульт охорони.
Передача сигналу про спалах може передаватися по телефону, радіоканалу
або комп'ютерною або GSM-мережею.
Устаткування централізованого управління сигналізацією складається
з комп'ютера і спеціалізованого програмного забезпечення, яке дозволяє
відстежувати стан систем сигналізації. Можлива інтеграція з іншими засобами
безпеки — наприклад, системами відеоспостереження, що дозволяє помітно
збільшити ефективність роботи. Сигналізація пожежі може проводитися
сиреною, мовним сповіщенням. За допомогою таких засобів можна спростити
евакуацію відвідувачів об'єкту і зробити її безпечнішою.
Зі всього різноманіття існуючих сучасних систем пожежної сигналізації в
приміщенні дільниці пропонується використати систему на базі пристрою
приймально-контрольного (ПКП) та управління пожежного «Радуга - 240», який
призначений для:
1) Контролю стану оповісників пожежних, різних датчиків стану
пожежної системи;
2) Відображення прийнятої інформації на рідкокристалічному дисплеї, за
допомогою світлодіодних індикаторів і вбудованого зумера;
3) Виведення прийнятої інформації на персональний комп'ютер;
4) Передачі інформації на пульт централізованого спостереження;
5) Управління зовнішніми пристроями світлового і звукового сповіщення;
6) Управління різним устаткуванням, підключеним до виходів блока.
Рисунок 11.1 - Пожежний приймально-контрольний пристрій «Радуга-240»
Режим роботи ПКП – безперервний цілодобовий. ПКП є відновлюваним
контрольованим обслуговуваним багатофункціональним пристроєм
багаторазової дії.
ПКП призначений для експлуатації в приміщеннях з регульованими
кліматичними умовами. Конструкція ПКП не передбачає його експлуатацію в
умовах дії агресивних середовищ.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 121
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
ПКП будується за блоково-модульним принципом. У нього можуть
входити наступні пристрої:
– один або декілька блоків приймально-контрольних (БПК) з 2/4
сигнальними лініями (БПК-2) або без сигнальних ліній (БПК-0). БПК є
центральними пристроями. БПК-2 можуть комплектуватися модулями
розширення сигнальних ліній МСЛ-2, БПК-2 і БПК-0 – модулями світлодіодних
індикаторів МСДІ;
– периферійні пристрої різних типів: блоки контролю локальні БКЛ,
модулі сигналізації МС-4, модулі виходів сповіщення МВО-6, модулі виходів
реле МВР-8, модулі входів-виходів МВВ-16, модулі комунікаційні МК і модулі
мережевого інтерфейсу МСІ.
ПКП може додатково комплектуватися аксесуарами: термопринтерами
ТП, кабелями для програмування, блоками для монтажу периферійних
пристроїв.
Особливості БПК-2:
1) Дві (чотири при встановленому модулі МСЛ-2) кільця для підключення
адресних пристроїв;
2) Вісім входів для контролю стану і видаленого управління ПКП;
3) Сім виходів типу відкритий колектор;
4) П'ять релейних виходів;
5) Має клавіатуру для управління і програмування ПКП;
6) Має ЖК-дисплей і зумер для контролю стану ПКП;
7) Має роз'єм з інтерфейсом RS-232;
8) Можливість установки і підключення ТП;
9) Вбудований модуль живлення від мережі 220 В і АКБ;
10) Можливість підключити 32 пристрої (БКЛ, МШС-4, МВО-6, МВР-8 і
МВВ-16) по локальній мережі (шина RS-485);
11) Можливість установки усередині корпусу БПК-2 одного з модулів
МШС-4, МВО-6, МВР-8, МВВ-16 або МК;
12) Можливість забезпечення електроживлення модулів МШС-4, МВО-6,
МВР-8, МВВ-16 і МК;
13) 64 БПК-2 і БПК-0 можуть бути об'єднані між собою по глобальній
мережі (кільцева шина RS-485). Для цього у все об'єднувані БПК-2 необхідно
встановити МСИ.
В якості пожежного оповісника пропонується використати димовий
оптико-електронний оповісник ИП 212-58 «ECO1003». При розробці пожежних
оповісників серії ECO1000 були враховані особливості побудови і експлуатації
системи пожежної і пожежно-охоронної сигналізації, а саме:
1.Забезпечена сумісність практично з будь-якими пожежниками
приймально-контрольними приладами (ПКП).
2. Розширений діапазон робочих температур оповісників серії ECO1000
від - 30°С до +70°С забезпечує роботу в опалювальних і неопалювальних
приміщеннях.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 122
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
3.Широкий діапазон робочої напруги живлення, від 8 до 30 вольт,
дозволяє використовувати оповісники серії ECO1000 в системах пожежної і
пожежно-охоронної сигналізації.
Рисунок 11.2 - Оповісник пожежний димовий ІП212-58
Нова конструкція димової камери і корпусу оповісника ИП 212-58
зменшують вплив запиленості на характеристики оповісника і знижують вимоги
по технічному обслуговуванню. Застосування сучасної елементної бази з
мінімальним типорозміром 0402 (1х0,5 мм) дозволило розмістити електронну
схему навколо димової камери і за рахунок цього знизити профіль датчика,
надавши йому естетичну форму. Основні електронні компоненти були
розроблені спеціально для серії ECO1000. Стабілізація струмів вбудованого
світлодіода і виносного оптичного сигналізатора, забезпечує постійну високу
яскравість їх свічення у всьому діапазоні робочої напруги живлення.
Забезпечені простота і зручність включення тесту - дистанційно, при
передачі кодованого сигналу з лазерного тестера на світлодіод датчика -
проводиться його включення і формується сигнал "Пожежа" для перевірки
системи.
Зручний новий знімач з телескопічною штангою дозволяє швидко
встановити і зняти оповісники серії ЕСО1000 на висоті без використання сходів.
Для захисту димових камер від пилу оповісники ИП 212-58 поставляються
з надітими на них пластмасовими технологічними кришками.
Базові основи захищають оповісники серії ECO1000 від
несанкціонованого витягання і забезпечують надійне кріплення в умовах
транспортного трясіння при їх установці на рухомих об'єктах.
Використання друкованої плати з екрануючим шаром підвищило стійкість
датчика до дії зовнішніх електромагнітних перешкод. Високий захист від корозії
забезпечений спеціальним покриттям і герметизацією окремих секторів
монтажної плати.
Технічні характеристики: ИП 212-58:
1. Діапазон чутливості - 0,05 - 0,2 дБ/м;
2. Інерційність спрацьовування оповісника - 10 сек;
3. Середня площа, контрольована одним оповісником - до 110 м2;
4. Допустимий рівень дії фонової освітленості - 12000 лк;
5. Допустима швидкість повітря - до 20 м/с;
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 123
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
6. Робоча напруга - від 8 В до 30 В;
7. Амплітуда пульсацій напруги живлення - ±2 В, макс.;
8. Номінальний струм в черговому режимі - менше 70 мкА;
9. Допустимий струм в режимі "Пожежа" - 50 мА, макс.
10. Висота - 42 мм;
11. Діаметр - 102 мм;
12. Вага - 120 гр;
13. Діапазон робочих температур - -30°C +70°C;
14. Максимально допустима відносна вологість - 95%;
15. Ступінь захисту оболонки оповісника - IP43.
У пожежному димовому оптико-електронному оповісники ИП212-58
використана горизонтально вентильована димова камера нової конструкції, що
забезпечує зменшення впливу запиленості. Абсолютно кругла в горизонтальній
плоскості форма димової камери забезпечує однаково високу чутливість
оповісника під час вступу диму з будь-якого напряму.
Окрім цього, обовязково в будь-якій системі пожежної сигналізації
використовується оповісник пожежний ручний. В нашому приміщенні буде
встановлений оповісник МСР3А-ПРО, який має наступні особливості: зручний
і легкий монтаж: зємні термінали забезпечують швидке підключення і зручне
налаштування. Провідники шлейфу дуже просто підєднуються до терміналів.
Час на установку оповісника скорочується. Можливо легко і у будь-який момент
перевірити весь шлейф, просто знявши термінал.
Комутовані струми - до 2 А, при постійній напрузі до 30 В. Габарити
оповісника: висота 93 мм, ширина 89 мм, товщина 27,5 мм, з монтажною
коробкою SR - 59,5 мм. Вага - 110 гр, з монтажною коробкою SR - 160 гр.
Ступінь захисту оболонки корпусу - IP44. Всі оповісники можуть
експлуатуватися як в опалювальних, так і в неопалювальних приміщеннях при
температурі навколишнього середовища від -30°С до +70°С.
Рисунок 11.3 - Оповісник пожежний ручний МСР3А-ПРО
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 124
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2017. – 736 с.
2. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт України.
Характеристики напруги електропостачання в електричних мережах
загальної призначеності.
3. Електропостачання промислових підприємств. Посібник для курсового та
дипломного проектування / Шестеренко В.Є., Шестеренко О.В. – Київ, 2013.
– 424 с.
4. Електропостачання промислових підприємств : Підручник для студентів
електромеханічних спеціальностей / В.І. Мілих, Т.П. Павленко. – Харків :
ФОП Панов А. М., 2016. – 272 с.
5. Бурбело М.Й., Бірюков О.О., Мельничук Л.М. Системи електропостачання.
Елементи теорії та приклади розрахунків. Вінниця: ВНТУ, 2011. 204 с.
6. Коліушко Д. Г. Проєктування систем електропостачання промислових
підприємств: навч.-метод. посібник до виконання курсового проєкту за
курсом "Електропостачання промислових підприємств та
енергозбереження": для студентів дистанц. форми навчання за спец.141–
Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка за освітньою
програмою 03 "Електропривід, мехатроніка та робототехніка" / Д. Г.
Коліушко, Л. В. Асмолова ; Нац. техн. ун-т "Харків. політехн. ін-т". – Харків:
ПромАрт, 2021. – 96 с.
7. Споживачі електричної енергії. Електричне освітлення : навч. посіб. / О. І.
Соловей, А. В. Чернявський, О. О. Ситник, В. Ф. Ткаченко, Г. В. Курбака ; за
ред. Солов’я О. І.; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. –
Черкаси : ФОП Гордієнко Є.І., 2018. – 132 с.
8. СОУ-Н ЕЕ 20.178:2008. Схеми принципові електричні розподільчих
установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних підстанцій.
9. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств.
10. СОУ-Н МПЕ 40.1.20.510:2006 Методика визначення економічно доцільних
обсягів компенсації реактивної енергії, яка перетікає між електричними
мережами електропередавальної організації та споживача.
11. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для вузів. /
Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. –
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с.
12. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015 «Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств».
13. Букович Н. В. Розрахунок струмів короткого замикання
електроенергетичних систем. Львів : Вища шк., 2008. 248 с ДСТУ EN
50160:2014.
14. Зорін В.В., Штогрин Є.А., Буйний Р.О. Електричні мережі та системи.
Ніжин: Аспект-Поліграф, 2011. 224 с.
15. Струми короткого замикання у трифазних системах змінного струму. Ч. 0.
Арк.
ЧДТУ А1 22367 49/04 ПЗ 125
Змн. 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 22367 49/04 ПЗ 126
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата