ChSTU repository
ChSTU repository preserves and enables easy and open access to all types of digital content including text, images, moving images, mpegs and data sets
Learn More
Please use this identifier to cite or link to this item:
https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5787| Title: | Система електропостачання підприємства з виготовлення полімерного покриття |
| Authors: | Кисельова, Ганна Олексіївна Письменний, Дмитро Сергійович |
| Keywords: | електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика;розрахунок КЗ;розрахунок електропостачання цеху |
| Issue Date: | Jun-2024 |
| Abstract: | У випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання підприємства з виготовлення полімерного покриття. Було проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. У розділі «Індивідуальне завдання» розроблено мікропроцесорний пристрій керування екструдерною установкою. У розділі «Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових підприємств» визначено економічну ефективність переведення електричних мереж з напруги живлення 380 В на 660 В У розділі «Охорона праці» зроблено аналіз небезпек та шкідливостей, впливають на співробітника електротехнічної лабораторії, а також розглянуто можливість модернізації системи загального штучного освітлення. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5787 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Письменний.pdf Restricted Access | 6.85 MB | Adobe PDF | View/Open Request a copy |
Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.
Extracted text
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНОЛОІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(назва факультету)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва кафедри)
«До захисту допущено»
Завідувач кафедри ЕТС
Олександр СИТНИК
______________________
“_____” __________2024 р.
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА
до кваліфікаційної роботи
б а к а л а в р
(освітньо-кваліфікаційний рівень)
ЧДТУ А1 22383 49/04
на тему:
«Система електропостачання підприємства з виготовлення
полімерного покриття»
(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)
Письменний Дмитро Сергійович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ Ганна КИСЕЛЬОВА
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Рецензент ____________ Олександр НЕЛІН
(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
Письменному Дмитру Сергійовичу___________
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
1. Тема кваліфікаційної роботи
«Система електропостачання підприємства з виготовлення полімерного
покриття»
Керівник кваліфікаційної роботи Кисельова Ганна Олексіївна_________________
(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 –
6585,6 кВт; 4. Потужність КЗ на шинах енергосистеми – 2700 МВА; 5. Розміри цеху –
54×66х6 м; 6. Кількість електроприймачів цеху – 64 шт; 7. Встановлена потужність силових
електроприймачів цеху – 631,9 кВт; 8. Індивідуальне завдання – Розробка мікропроцесорного
пристрою керування екструдерною установкою; 9. Техніко-економічні розрахунки –
Визначення економічної ефективності від переведення електричних мереж з напруги
живлення; 10. Охорона праці – Модернізація системи загального штучного освітлення.
4. Зміст розрахунково-пояснювальної записки (перелік питань, що їх належить
розробити)
1 Умови проектування
2 Розрахунок електричних навантажень
3 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства. Розрахунок живлячої мережі
4 Вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності
5 Вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання напругою 10 кВ
6 Розрахунок струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В
7 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП. Вибір високовольтної апаратури.
Перевірка кабельних ліній
8 Розрахунок системи електропостачання цеху
9 Індивідуальне завдання – Розробка мікропроцесорного пристрою керування
екструдерною установкою
10 Техніко-економічні розрахунки – Визначення економічної ефективності від
переведення електричних мереж з напруги живлення
11 Охорона праці.
5. Перелік графічного матеріалу (з точним зазначенням обов’язкових креслень,
плакатів)
1 Генплан підприємства
2 Однолінійна схема ГПП 110/10 кВ
3 План ГПП 110/10 кВ
4 Однолінійна схема електропостачання цеху
5 План живлячих та розподільчих мереж цеху
6 Однолінійна схема КТП
7 Вид та план КТП 10/0,4 кВ
6. Консультанти розділів кваліфікаційної роботи
Прізвище, ініціали та посада Підпис, дата
Розділ
консультанта завдання видав завдання прийняв
Охорона праці ст. викл. Олексій КОЖЕМ´ЯКІН
7. Дата видачі завдання до кваліфікаційної роботи 21 лютого 2024 року
КАЛЕНДАРНИЙ ПЛАН
Строк виконання
№ Назва етапів виконання кваліфікаційної роботи
етапів кваліфікаційної Примітка
з/п
роботи
1 Умови проектування 24.02.24 – 01.03.24
2 Розрахунок електричних навантажень 02.03.24 –06.03.24
Вибір і обґрунтування схеми живлення
3 07.03.24 – 10.03.24
підприємства. Розрахунок живлячої мережі
Вибір трансформаторів і засобів компенсації
4 11.03.24 – 18.03.24
реактивної потужності
Вибір схеми внутрішньозаводського
5 19.03.24 – 22.03.24
електропостачання напругою 10 (6) кВ
Розрахунок струмів короткого замикання в
6 23.03.24 – 30.03.24
мережах вище 1000 В
Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП.
7 Вибір високовольтної апаратури. Перевірка 01.04.24 – 12.04.24
кабельних ліній.
8 Розрахунок системи електропостачання цеху 13.04.24 – 05.05.24
9 Індивідуальне завдання 06.05.24 – 10.05.24
Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП
10 11.05.24 – 16.05.24
промислового підприємства
11 Охорона праці 17.05.24 – 20.05.24
12 Виконання креслень графічної частини роботи 21.05.24 – 07.06.24
Підготовка доповіді та супровідних документів, 08.06.24 – 10.06.24
13
збір необхідних підписів
Здобувач вищої освіти-дипломник ________________ Дмитро ПИСЬМЕННИЙ
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Керівник кваліфікаційної роботи ________________ Ганна КИСЕЛЬОВА .
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
ЗМІСТ
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ 6
ВСТУП ......................................................................................................................... 7
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ .................................................................................... 8
1.1 Характеристика об’єкта проектування .......................................................... 10
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху трафаретних плівок
.................................................................................................................................. 10
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання ............ 11
1.4 Характеристика джерела живлення ............................................................... 13
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ ......................................... 14
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів ............. 15
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень від
однофазних електроприймачів ............................................................................. 21
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від освітлювальних
систем ...................................................................................................................... 26
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової підстанції
.................................................................................................................................. 27
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання ................................................................................................. 27
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій ...... 30
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху .......................... 30
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства ............................ 30
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП) ............................................ 34
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ ................................................................... 38
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ................................ 38
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ........................................................... 40
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ........................................... 42
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ
Ли Зм. № докум. Підпис Дата
Ртоз роб. Письменний Д.С. Система електропостачання Літ Арк. Аркущів
Перев. Кисельова Г.О. 3 130
Т. контр. підприємства з виготовлення
Н. конт р. Ключка К.М. полімерного покриття ФЕТАМ, ЕСЕ-202ск2
Затв. Ситник О.О.
Инв. № подп Подп. и дата Инв. № дубл. Взам. инв. № Подп. и дата
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ
ПОТУЖНОСТІ .......................................................................................................... 47
4.1 Вибір трансформаторів ГПП .......................................................................... 47
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності ..................................................................... 51
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві ................................. 56
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
НАПРУГОЮ 10 (6) кВ.............................................................................................. 59
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі 59
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж ..................................................... 60
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ
1000 В ......................................................................................................................... 64
6.1 Вихідні дані для розрахунків .......................................................................... 64
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках ...................................................................................................................... 66
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ .. 68
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ......... 71
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ...................................... 71
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН .......................................................... 73
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН ............................................. 74
7.4 Вибір трансформаторів струму ...................................................................... 75
7.5 Вибір трансформаторів напруги ..................................................................... 77
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість ....................................................... 78
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ ........................ 80
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху .................................... 80
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем ............................ 81
8.2.1 Загальні відомості ...................................................................................... 81
8.2.2 Розрахунок освітленості ............................................................................ 82
8.2.3. Електропостачання освітлювальних установок .................................... 84
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву ....................... 92
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж .......................... 92
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами нагріву
та захисту ............................................................................................................. 92
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги ........................... 95
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 4
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ ............................ 98
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В ................... 99
8.4.5 Розрахунок струму однофазного КЗ ...................................................... 102
8.5 Захист цехових електричних мереж ............................................................. 103
8.5.1 Вибір апаратів захисту ............................................................................ 104
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність .......................................................... 106
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання ................................... 106
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції .. 107
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції .... 108
9 IНДИВIДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Розробка мікропроцесорного пристрою
керування екструдерною установкою ................................................................... 113
9.1 Полімери, їх класифікація і основні фізико-хімічні властивості .............. 113
9.2 Розробка схеми контролю екструдерної установки ................................... 114
10 ТЕХНІКО ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Переведення електричних мереж з
напруги живлення 380 В на 660 В ......................................................................... 118
11 ОХОРОНА ПРАЦІ ............................................................................................. 121
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, що впливають на співробітника
електротехнічної лабораторії .............................................................................. 121
11.2 Модернізація системи загального штучного освітлення ......................... 124
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ............................................................... 129
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 5
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І
ТЕРМІНІВ
ВН – висока напруга
ГПП – головна понижуюча підстанція
ЕН – електричне навантаження
ЕП – електроприймачі
КЗ – коротке замикання
КРП – комплектно розподільчий пристрій
КТП – комплектна трансформаторна підстанція
ЛЕП – лінія електропередачі
НБК – низьковольтна батарея конденсаторів
НКУ – низьковольтна комплектна установка
ПЛ – повітряні лінії
ПРА – пускорегулююча апаратура
ПУЕ – правила улаштування установок
РП – розподільчий пункт
РПС – районна підстанція
СЕП ПП – система електропостачання промислового підприємства
ТЕР – техніко-економічні розрахунки
ТП – трансформаторна підстанція
ЦЕН – центр електричних навантажень
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 6
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
ВСТУП
Розвиток усіх без винятку галузей господарства в сучасних умовах в
значної мірі залежить від ефективного використання енергоресурсів.
В свою чергу ефективне використання енергоресурсів неможливе без
раціонально виконаної системи електропостачання (СЕП) підприємства, яка
повинна забезпечувати надійність, безпеку, економічність та зручність
експлуатації.
Сучасна система електропостачання базується на грамотному
проектуванні, точних розрахунках очікуваних електричних навантажень,
аналізі тенденцій у виборі апаратів, схеми і компоновки підстанції
підприємства, тобто в використанні всього набору технологічних і технічних
засобів та способів, які має в своєму арсеналу інженер-електрик.
Дана випускна кваліфікаційна робота бакалавра присвячена саме розробці
такої системи, а саме електропостачанню підприємства з виготовлення
полімерного покриття
У ході проектування з врахуванням умов проектування здійснено
електричні розрахунки по електропостачанню підприємства, в тому числі:
розраховані електричні навантаження по окремим цехам та підприємству в
цілому, зроблений розрахунок освітлення, вибір числа і потужності
трансформаторів ГПП і цехових трансформаторів, передбачена компенсація
реактивної потужності, зроблений розрахунок цеху трафаретних плівок з
вибором мережі внутрішнього електропостачання, вибір устаткування
підстанцій.
У розділі «Індивідуальне завдання» розроблено мікропроцесорний
пристрій керування екструдерною установкою.
У розділі «Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових
підприємств» визначено економічну ефективність переведення електричних
мереж з напруги живлення 380 В на 660 В
У розділі «Охорона праці» зроблено аналіз небезпек та шкідливостей,
впливають на співробітника електротехнічної лабораторії, а також розглянуто
можливість модернізації системи загального штучного освітлення.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 7
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції,
розподільчих пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у
цехах. Призначена система для забезпечення вимог виробництва в передачі
електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у відповідній
кількості та якості [1,2].
Як відомо [3], системи електропостачання промислових підприємств можна
умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та комбіновані. Згідно
з завданням на дипломне проектування система електропостачання
промислового підприємства має бути централізованою.
Основними чинниками при проектуванні системи електроспоживання є
характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в першу чергу
безперебійність електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування, а також вимоги електробезпеки. Але незважаючи на те, що ці
особливості та характеристики є головними чинниками при проектуванні
системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію побудови раціональної
СЕП вносять загальні вимоги до системи електропостачання, основні з яких
приведемо нижче.
Проектування системи електропостачання промислових підприємств слід
проводити згідно з [1, 4] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проектуванні мають бути 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 мають бути
розробляться з урахуванням наступних основних принципів [4]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на
кожної напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
г) Схеми електропостачання і електричних з'єднань підстанцій
мають бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і
резервування було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання
та провідників.
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному
принципу з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення
електроприймачів паралельних технологічних ліній слід здійснювати від різних
секцій шин підстанцій, взаємозв'язані технологічні агрегати повинні живитися
від однієї секції шин. Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 8
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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 повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови оточуючого
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового підприємства
належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх близько
розташованих споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально уніфіковані.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання повинні
відповідати ПУЕ. При цьому не слід допускати необґрунтованого віднесення
ЕП до більш високої категорії, а саме [1]:
- ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що виконують
допоміжні технологічні операції, частину обладнання інженерного
забезпечення будівлі, слід відносити 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" слід
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 9
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
відносити до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного підприємства.
Поняття "категорія електроприймача по надійності електропостачання" не
слід відносити 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
Підприємство, електропостачання якого ми будемо проектувати в даній
кваліфікаційній роботі, займається виготовленням полімерних покриттів. На
території підприємства розміщені будівлі і цехи основного та допоміжного
виробництва.
При проектуванні системи електропостачання (СЕП) підприємства ми
враховуємо основні вимоги "Норм технологічного проектування СЕП
промислових підприємств", і відповідних розділів «Правил улаштування
електроустановок 2017».
Структура підприємства приведена на 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) підприємства розташована з
врахуванням місця знаходження теоретичного центру електричного
навантаження. При цьому було враховано домінуючий напрямок вітру.
Основним високовольтним обладнанням підприємства є понижуючі
трансформатори цехових трансформаторних підстанцій.
При розробці системи електропостачання підприємства враховувалося, що
всі підстанції підприємства телемеханізовані та будуть працювати без
чергового персоналу [9].
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху трафаретних
плівок
Силові електроприймачі цеху трафаретних плівок 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 22383 49/04 ПЗ 10
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
№ Кількість, Встановлена
Електроприймач cos
поз. шт. потужність, кВт
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Змішувач 6 3,5 0,83
2 Екструдер 6 42 0,93
3 Вальцювальна машина 6 34 0,8
4 Намотувальна машина 6 17 0,84
5 Компресор 6 6 0,78
6 Охолоджувальний вентилятор 6 18,4 0,88
7 Насос холодної води 6 5,5 0,85
8 Фарбувальна установка 4 35 0,91
9 Вентилятор витяжний 12 2,2 0,85
10 Тельфер 2 8,3 0,77
11 Вентилятор приточний 3 15,5 0,84
12 Пересувний вивантажувач 1 36 0,79
64
Однофазні електроприймачі
1 Універсальний верстат 3 1,5 0,89
2 Кутова шліфмашина 3 0,4 0,89
6
В цеху 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 приміщенні цеху є такі, що
потребують практично рівномірну освітленість цеху.
Проектом передбачено загальновиробниче освітлення 380/220 В, та
аварійне освітлення 220 В.
Розміри цеху, електропостачання якого ми будемо розраховувати,
складають: 54×66×6, з площею освітлення S=3564 м2.
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання
Проектування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони розташовуються.
При цьому ми повинні виконувати всі вимоги ПУЕ у цієї частини.
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми проектуємо,
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 11
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься кран козловий.
Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих нормальних, тобто є
сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не перевищує 60 % та відсутні
умови, наведені у п. 1.1.10 – 1.1.12 ПУЕ.
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах,
проникати всередину машин, апаратів, відноситься ремонтно-механічний цех
підприємства. Але цей цех відноситься до приміщень з не струмопровідним
пилом [1].
Запилені приміщення, як зі струмопровідним пилом, так і приміщення з
неструмопровідним пилом, відсутні.
Також на підприємстві відсутні приміщення з хімічно активним
середовищем, в яких постійно або протягом тривалого часу містяться агресивні
пари, гази, рідини, утворюються відкладення або цвіль, що руйнують ізоляцію і
струмові дні частини електроустаткування.
Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 12
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
1.4 Характеристика джерела живлення
Живлення даного підприємства здійснюється від районної підстанції
(РПС) енергосистеми 110 та 220 кВ.
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є: обрана
номінальна напруга енергосистеми Uс=110кВ:
- потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=2700 МВ • А;
- довжина повітряної лінії Lпл = 85 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на границі
балансової приналежності Qек = 167,1 квар в часи її максимуму навантаження.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110кВ±5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно договору
про споживання електроенергії, який укладається з усіма підприємствами
промислового району і енергопостачальною організацією.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 13
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки
провідників (шин, кабелів та ін.) і трансформаторів по пропускній
спроможності і економічній густині струму, а також для розрахунку втрат і
відхилення напруги, вибору апаратів захисту та засобів компенсації реактивної
потужності.
Правильне визначення електричних навантажень при проектуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху.
Поняття «розрахункове навантаження» випливає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи
мережі і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часі
І const Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадкових характер,
використовується співвідношення
t
1
I(t) I(t) dt ,
t
де – тривалість інтервалу усереднення ( t T - ), що приймається
для графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної 3 T0 (у
решті випадків – 3 T0 ); T – інтервал реалізації випадкового процесу; T0 –
постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої температури (за
час, рівний 3 T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого рівня).
Умовно приймають T0 10 хв., 30 хв. незалежно від перетину
провідника, звідки і витікає поняття «півгодинний максимум».
З наведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий
струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж максимального нагріву
провідника або викликає такий же тепловий знос, що й початкове змінне
навантаження I(t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Ppоз 3 U Ipоз cos . (2.1)
В якості розрахункового навантаження приймають середнє навантаження
P за активною потужністю впродовж часу
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 14
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
t
1
P P(t)dt .
t
Активне розрахункове навантаження Ppоз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Pmax або «максимального навантаження»
Imax Iроз , тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилиних
інтервалах усереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно проводити
згідно методики [5], яка поширюється на всі галузі господарства, адаптована до
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, оскільки
розрахунки на кожній із них мають свою специфіку. На підприємствах
середньої та великої потужності таких рівнів нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності (Ppоз, цеху ) як окремих цехів, так і підприємства (
Ppоз, підпр ) у цілому. Розрахункова потужність Ppоз – це така потужність, при
якій термін службі елементів системи електропостачання дорівнює
розрахунковому.
У розрахунках використовуються такі позначення та співвідношення:
– номінальна потужність, Рном ;
– паспортна потужність, Рпасп ;
– встановлена потужність Ру .
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для
окремого електроприймача встановлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі
pу pном pпасп ;
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному режимі:
pу pном pпасп ТВ ,
де ТВ – тривалість включення в частках одиниці (задається у паспорті, як
правило, у відсотках).
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 15
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебрична
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП
n
Рном рном , (2.2)
1
де n – кількість електроприймачів у групі.
n
Pном,1 pном n 3,5 6 21 кВт.
1
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 16
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у группу
n n
Qном.1 qном рном Кв tg 0,5 210,67 7,1 квар, (2.3)
1 1
де tg – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної потужності.
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв Рном , що відповідає значенню Кр , за
співвідношенням:
Рроз Кp Кв Рном , (2.4)
де Кр f Kв , nе , Ta – коефіцієнт розрахункової потужності, який
залежить від коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості
електроприймачів nе та постійною часу нагріву мережі, для якої розраховують
електричні навантаження.
Згідно [5] приймаються наступні постійні часу нагріву:
– Ta 10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр для таких мереж приймають за
номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1;
– Ta 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр приймають згідно
таблиці 2.2;
– Ta 30 хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова потужність
для цих елементів визначається за умовою Кр 1.
Відмітимо, що добуток Кв Рном є проміжною допоміжною розрахунковою
величиною, але не середнім значенням очікуваного навантаження, як це
вважалося раніше.
Величину ефективної кількості електроприймачів nе визначаємо за
співвідношенням
2
n
Pном
nе
1 . (2.5)
n
n р2
ном
1
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 17
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Величину nе можна також визначати за спрощеним співвідношенням
2pном 2 1023,9
nе 48,7 шт.
pном max 42
Значення коефіцієнту використання кв за кожним окремим
електроприймачем визначаємо за довідковими даними.
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою
n
кв р
i номi
Кв
1 (2.6)
n
рномi
1
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 18
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе для живлячих мереж напругою до 1000 В
К
n Коефіцієнт використання в
е 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 1,0
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0
6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0
7 2,49 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,0 1,0
8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,0 1,0
9 2,27 1,71 1,43 1,16 1,09 1,07 1,01 1,0 1,0
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0
11 2,11 1,61 1,35 1,1 1,06 1,04 1,0 1,0 1,0
12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,05 1,03 1,0 1,0 1,0
13 1,99 1,52 1,29 1,06 1,04 1,01 1,0 1,0 1,0
14 1,94 1,49 1,27 1,05 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0
15 1,89 1,46 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
17 1,81 1,41 1,21 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
18 1,78 1,39 1,19 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 19
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе на НН цехових трансформаторів і для
магістральних шинопроводів напругою до 1000 В
Коефіцієнт використання Кв
nе 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 і
більше
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85
Більше 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому (середньовиважений
коефіцієнт) дорівнює
n
Кв Р
i номi
1 809,2
Кв, цеху 0,74 . (2.7)
n 1023,9
Рномi
1
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) визначаємо розрахункову
активну потужність
n
Рроз цеху Кр Кв, цеху Рном Кр Кв Рном 1,07 756,3 809,2 кВт. (2.8)
i i
1
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховуємо за
співвідношенням
Qроз цеху Кр Кв Рном tgі 1432,8 432,8 . квар (2.9)
i i
і
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ буде додане освітлювальне навантаження
Pроз. оc , Qроз. оc .
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів напругою
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 20
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
до 1 кВ визначається за формулою
S 2 2
роз Pроз Qроз 809,22 432,82 917,6 кВА. (2.10)
Результати розрахунків за формулами (2.2) – (2.10) та вихідні дані цеху
заносяться у відповідні місця таблиці 2.3, виконаної за формою Ф 636–92 [5].
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень
від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути по
можливості 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 рівною потроєній величині
навантаження найбільш завантаженої фази [6].
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних цілей
точністю, умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт) визначається
так:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулою
Рном y 3 Рном m ax ф або Рном у 3 Sпасп ТВ cosпасп , (2.11)
де Рном max ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт;
Sпасп – паспортна потужність, кВА , ТВ – відносна тривалість включення в
долях одиниці;
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна трифазна
номінальна потужність Рном у при кількості електроприймачів від одного до
трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі трифазної системи,
визначаються за формулами:
при одному електроприймачі
Рном у 3 Рном. ; (2.12)
при двох або трьох електроприймачах
Рном у 3 Рном max ф . (2.13)
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 21
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
При числі однофазних ЕП більше трьох і однакових значеннях Кв і cos ,
включених на фазну і лінійну напругу, максимальне розрахункове
навантаження визначається за формулою
Рроз, у 3 Кв Кр Рном max ф . (2.14)
Величина ne при визначенні Кр для однофазних ЕП визначається за
формулою
2 p
n ном ф
е , (2.15)
3 pном max ф
де pном ф – сума номінальних потужностей однофазних ЕП даного
розрахункового вузла, кВт; pном max ф – номінальна потужність найбільшого
ЕП однофазного струму, кВт.
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cos більше
трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони розподіляються по
фазах по можливості рівномірно, то визначаються середні навантаження за
найбільш завантажену зміну по кожній фазі.
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається додаванням
середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і однофазних
навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним зведенням
останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги.
P(a) Кв,i Раb,i (аb)а,i Кв,i Рac,i (аc)а,i Кв,i Рао,i
P(b) Кв,i Раb,i (аb)b,i Кв,i Рbc,i (bc)b,i Кв,i Рbо,i (2.16)
P(c) Кв,i Раc,i (аc)c,i Кв,i Рbc,i (bc)c,i Кв,i Рcо,i
Q(a) Кв,i Раb,i q(аb)а,i Кв,i Раc,i q(аc)а,i Кв,i Qао,i
Q(b) Кв,i Раb,i q(аb)b,i Кв,i Рbc,i q(bc)b,i Кв,i Qbо,i
Q(c) Кв,i Раc,i q(аc)c,i Кв,i Рbc,i q(bc)c,i Кв,i Qcо,i , (2.17)
де Кв , Кв – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму роботи;
значення інших параметрів приведено для фази а:
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 22
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
– Paв, Pac – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між
фазами аb і ас;
– Pao , Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним та
нульовим проводами);
– (ав)а , (ас)а , q(ав)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень, що включені
на лінійну напругу до фази а (визначаються за довідковими даними, наприклад
[6]).
Для кожної фази (a, b, c):
Q
tg (ф), і
і, ф .
P(ф), і
Визначається найбільш завантажена фаза (наприклад, фаза b);
нерівномірність навантаження по фазах за формулою
pном max ф p
p ном min ф .
pном min ф
Еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних
електроприймачів (у нашому прикладі фази b)
Рном у 3 P(b) ; Qном у 3 Q(b) .
Середньовиважене значення для найбільш завантаженої фази (у нашому
прикладі фази b)
Р
Кв(b)
(b) .
Р1.ab P2.ab Рbc Р
2 b,0
Ефективну кількість однофазних електроприймачів визначаємо по
співвідношенню (2.15)
2 P
n (o)
e(o) .
3 pmax(o)
При відомих ne(o) та Кв(b) з таблиці 2.1, яка є актуальною і для
однофазних навантажень, отримаємо значення Кр .
Умовна розрахункова активна потужність однофазних ЕП для випадку, що
розглядається, дорівнює
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 23
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Рроз у Кр Кв(b) Ру .
Розрахункова реактивна потужність визначається так:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе :
при nе 10 Qроз 1,1Кв Рном tg ; (2.18)
при nе 10 Qроз Кв Рном tg . (2.19)
Для прикладу, для фази b
Qроз у 1,1Кр Кв(b) Ру tgі .
i
і
Повна умовна розрахункова потужність Sроз у силових однофазних
електроприймачів напругої до 1 кВ визначається формулою (2.10)
Sроз у P2 2
роз у Qроз у .
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз b і с,
знаходиться найбільш завантажена фаза по активній потужності, наприклад
фаза с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних
електроприймачів.
Р 3 Р(с) і Q 3 Q(c) .
Таким чином, використовуючи співвідношення (2.11) – (2.19) визначається
еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних електроприймачів.
Враховуючи те що, однофазне обладнання в нормальних режимах в цеху
не використовується, розрахунки однофазних електроприймачів не здійснюємо.
Рроз у 3 1,5 3 0,4 5,7 кВт.
Qроз у Рном tg 4,5 0,85 1,2 0,85 4,9 квар.
Sроз у P2 2 2 2
роз у Qроз у 5,7 4,9 7,5 кВА.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 24
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 25
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Для визначення електричних навантажень освітлювальних установок
використовується метод питомої потужності.
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН освітлювальних
установок (��п.ос.ф.) використовуються наступні дані: тип світильника, коефіцієнт
запасу ��з, освітленість ��ф, значення розрахункової висоти ��, площа
освітлювального приміщення ��. По обраному типу світильника, площі
освітлювального приміщення та висоті підвісу світильників згідно [7]
визначаємо питому потужність загального рівномірного освітлення необхідну
для забезпечення необхідного значення норми освітленості.
Максимальну активну потужність освітлювальних установок �� ос.
визначимо згідно виразу:
Pmax ос. kп Pп.о.ф S , (2.20)
де ��п – коефіцієнт попиту освітлення [7], kп 0,95;
S – площа приміщення, S =3564 м2;
Pп.о.ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м2, яка
визначається за формулою:
E
P ф kз.ф
п.о.ф Pп.ос.табл k , (2.21)
100 k ρ
з.табл
де Pп.ос.табл – питома потужність освітлювальної установки, Вт/м2 [7];
Eф – фактична норма освітленості для виконуваного виду робіт [7],
Eф 200 лк;
kз.ф – фактичний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [7],
kз.ф 1,4;
kз.табл – коефіцієнт запасу табличний для виконуваного виду робіт [7],
kз.табл 1,5 ;
kρ – коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення [7], kρ 1,15.
200 1,8 Вт
Pп.о.ф 14,5 0,3 9,7 ,
100 1,6 м2
Pmax ос. 0,95 9,7 3564 33100 кВт.
Для газорозрядних ламп максимальна реактивна потужність:
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 26
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Qmax ос. Pmax ос. tg0 , (2.22)
де tg0 – відповідноcos0 для кожного типу ламп.
Qmax ос. 33,10,2 6,6 квар.
Проєктом передбачається: загальне робоче освітлення 380/220В; аварійне
освітлення 220В.
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції
Сумарну активну та реактивну розрахункові потужності на шинах 0.4 кВ
визначаємо за виразами:
P0,38 цеху Рроз цеху Рроз ос. цеху Рроз у 809,2 33,1 5,7 848кВт, (2.23)
Q0,38 цеху Qроз. цеху Qроз ос. цеху Qроз. у 432,86,64,9444,3 квар. (2.24)
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанції за виразом
SТП 2
Р0,4 цеху 2
Q 2 2
0,4 цеху 848,0 444,3 902,6 кВА. (2.25)
та заносимо у графу 10 таблиці 2.4.
Аналогічно для кожного і-го цеху розраховуємо за співвідношеннями
(2.23) – (2.25) Р0,4 цеху , Q0,4, цеху S ТП та отримані значення заносимо у
і
таблицю 2.4.
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання
На вищих рівнях системи електропостачання підприємства розрахункове
(максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання розрахункових
навантажень окремих груп електроприймачів (цехів, підрозділів) з урахуванням
коефіцієнта одночасності збігання максимумів навантаження Ko .
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на шинах
РУНН ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається за даними [5]. У нашому випадку він дорівнює Ко 0,9 .
Приблизну потужність заводу (на шинах РУНН) SНН ГПП визначаємо за
формулою
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 27
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
2 2
N N
SННГПП Ко P0,4цеху Q0,4цеху 1 6944,22 4417,52 7832,5 кВА (2.26)
i i
i i
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по підприємству з виготовлення
полімерного покриття, а приблизна розрахункова потужність має значення Sпр=
7832,5 кВА.
Дані про електричне навантаження інших цехів заводу приводимо у
вигляді таблиці 2.4. Значення навантажень відповідають вихідним даним,
характеру і специфіці виробництва, загальної потужності підприємства.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 28
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 29
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху
та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу сукупності факторів на вибір
місця розташування підстанції, доцільно використовувати достатньо точні
методи, які дозволяють визначити координати ЦЕН (при похибці приблизно
510 % ) [3,4,6].
Використовуючи обрані методи, необхідно обчислити координати ЦЕН
ХЦЕН та УЦЕН як для активної так і реактивної потужності. При цьому у якості
навантаження Рроз (Qроз ) має використовуватися розрахункове значення
i і
потужності (активної і реактивної відповідно), що отримано у попередніх
розділах (або міститься у вихідних даних), а у випадку окремих
електроприймачів − номінальна активна і реактивна потужність окремого ЕП.
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунку представляють
у вигляді відповідної таблиці.
Розрахунки ЦЕН, враховуючи достатньо велику кількість
електроприймачів цеху (декілька десятків), доцільно виконувати за допомогою
відповідних прикладних комп’ютерних програмам.
Необхідність (або відсутність) розрахунку координат ЦЕН реактивного
навантаження має бути обґрунтовано.
Якщо добові графіки навантажень істотно змінюються в часі, знайдені
координати ЦЕН не дозволяють остаточно вирішити задачу вибору місця
розташування ГПП. В цьому випадку координати змінюються в часі в межах
зони, обмеженої еліпсом. Параметри еліпсу розраховуються за відомими
методиками.
При вказаних розрахунках враховують наявність у цеху високовольтних
двигунів, які є джерелами реактивної потужності, а також попередньо обраний
спосіб компенсації реактивної потужності.
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства
Головні понижувальні підстанції з метою економії електроенергії і металу
рекомендується розміщувати в центрі електричного навантаження (ЦЕН). Для
встановлення ГПП поблизу ЦЕН підприємства часто існують обмеження, що
накладаються технологічними особливостями, умовами генплану тощо. Перше
уявлення про характер розподілу навантажень по території об’єкта отримують
за допомогою картограми навантажень. Картограму навантажень будують як на
плані розташування приймачів електроенергії в цехах, так і на генеральному
плані всього промислового підприємства [3]. В останньому випадку в якості
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 30
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
приймачів електроенергії розглядаються самі цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень
на картограмі виконують різними способами. Найбільш простий з них полягає в
зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень приймачів за
допомогою кіл. Він полягає в наступному. В якості центру кола вибирають
центр електричного навантаження приймача електроенергії, а радіус кола
пов’язують з розрахунковою потужністю приймача; значення його знаходять з
умови рівності розрахункової потужності в деякому масштабі площі кола
Pроз r2 m
i ,
де Pроз – максимальне електричне навантаження i-го підрозділу; r – радіус
i
кола; m – масштаб.
Кожне коло може бути розділено на сектори, площі яких дорівнюють
відповідно силовому та освітлювальному навантаженні. В цьому випадку
картограма дає уявлення не тільки про значеннях навантажень, але і про їх
структуру.
Оскільки при проектуванні систем промислового електропостачання
вирішують і завдання визначення розташування джерел живлення для
реактивних навантажень, рекомендується мати дві картограми: одну для
активних, іншу для реактивних навантажень [3].
Побудова картограм реактивних навантажень проводиться аналогічним
способом. Реактивні навантаження можуть живитися від конденсаторних
установок, які розташовуються в місцях споживання реактивної потужності, а
також від синхронних компенсаторів і синхронних електродвигунів. У зв’язку з
цим, в загальному випадку, для відшукання оптимальних умов і місць
установки джерел реактивної потужності потрібно знаходити окремо центри
споживання реактивної потужності підприємства [3].
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають силовому,
а також освітлювальному навантаженням
360 P
роз цеху
с.н ; (2.27)
Р0,4 цеху
360 Pроз ос. цеху
оc.н , (2.28)
Р0,4 цеху
де i – величина сектору у градусах.
Розраховуємо на прикладі вибраного цеху трафаретних плівок вказані
параметри картограми електричних навантажень
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 31
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
360 809,2
с.н 346;
842,3
360 33,1
ос.н 14.
842,3
Рр0,38 842,3
ri 48,3 мм.
3,14 m 3,14 115
Розрахункові значення заносимо у графу 8 таблиці 2.5
Таблиця 2.5 – Дані для побудови картограми ЕН
Розрахункові навантаження , ,
Найменування об’єкта Р , Р , Р , с.н осв .
роз роз.ос 0,4 цех ri, мм
кВт кВт кВт град град
Будівля управління;
Ремонтний цех; 634,8 68,9 703,7 325 35 44,1
Інструментальний цех
Цех
світлорозсіювальн
912,2 43,2 955,4 344 16 51,4
их плівок;
Котельний цех
Цех транспарентних
світло
812,6 34,3 846,9 345 15 48,4
накопичувальних
плівок
Цех транспарентних
809,2 33,1 842,3 346 14 48,3
плівок
Цех флюресцентних
плівок; Об’єднане 933,7 67,7 1001,4 336 24 52,7
складське приміщення
Цех монтажних
плівок; Цех 812,7 28,9 841,6 348 12 48,3
армованих плівок
Цех захисних плівок;
956,8 48,8 1005,6 343 17 52,8
Насосна станція
Цех тону вальних
плівок; Склад 713,6 33,7 747,3 344 16 45,5
розчинників
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як точку з
координатами:
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 32
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
n
(Pp.i xi )
Х i1 ; (2.29)
n
Pp.i
i1
n
(Pp yi )
i
Y i 1 , (2.30)
n
Pp
i i
1
де Х, Y – координати центру електричних навантажень на генплані, см;
xi , yi – координати i-ого навантаження на генплані, см;
Pp i – максимальне навантаження i-ого цеху, кВт.
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразів (2.26),
(2.27) заносимо у відповідні графи таблиці 2.6.
Таблиця 2.6 – Дані для визначення ЦЕН заводу
Найменування Рр, Рр.ос, Р0,38 цех, Х, Y, P -4
р.0,38X10 , Pр0,38Y10-4,
об’єкта кВт кВт кВт м м кВтм кВтм
1 2 3 4 5 6 7 8
Будівля
управління;
Ремонтний цех; 634,8 68,9 703,7 180 360 126666 253332
Інструментальний
цех
Цех
світлорозсіювальн
912,2 43,2 955,4 310 330 296174 315282
их плівок;
Котельний цех
Цех
транспарентних
світло 812,6 34,3 846,9 200 300 169380 254070
накопичувальних
плівок
Цех
транспарентних 809,2 33,1 842,3 200 180 168460 151614
плівок
Цех
флюресцентних
плівок; Об’єднане 933,7 67,7 1001,4 180 100 180252 100140
складське
приміщення
Цех монтажних
плівок; Цех 812,7 28,9 841,6 320 110 269312 92576
армованих плівок
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 33
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Продовження табл. 2.6
1 2 3 4 5 6 7 8
Цех захисних
плівок; Насосна 956,8 48,8 1005,6 430 150 432408 150840
станція
Цех тону вальних
плівок; Склад 713,6 33,7 747,3 430 300 321339 224190
розчинників
1963991 1542044
Визначаємо координати ЦЕН
n n
(Pp.i xi) (Pp yi)
i1 1963991 i 1542044
Х =282,8 м, Y i1 =222,1
n n м.
P 6844,2 6844,2
p.i Pp
i1 i i
1
Таким чином, нами розраховані дані для побудови картограми
навантаження (таблиця 2.5) та координати ЦЕН (таблиця 2.6) які ми будемо
використовувати при виборі місця розташування ГПП.
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкта, умови оточуючого середовища, наявність
зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно - будівельні обмеження .
При виборі місця розташування цехової трансформаторної підстанції
потрібно вказати у якій мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо зворотних
потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно розрахованого
ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі нормативи [2].
Правильне розміщення трансформаторних підстанцій – одне з важливих
питань при побудові раціональної системи електропостачання.
При розташуванні ГПП (цехової ТП) враховують зокрема, наступні
вимоги:
а) максимальне приближення до центру електричних навантажень;
б) зведення до мінімуму зворотних потоків енергії до джерела живлення;
в) бажано щоб трансформатори розташовувались на відкритому повітрі;
г) цехові підстанції повинні займати як можна меншу корисну площу
цеху;
д) ГПП (ТП) не повинні створювати перешкод виробничому процесу;
е) виконання вимог електричної та пожежної безпеки.
ГПП (ТП) з метою економії металу і електроенергії рекомендується
встановлювати в центрі електричних навантажень (ЦЕН).
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 34
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах дозволяє:
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної енергії;
б) зменшити витрати провідникового матеріалу;
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених річних
витрат.
ГПП (ТП) розташовують як можна ближче до центру електричних
навантажень (ЦЕН) у мертвій зоні обслуговування підйомних кранів, між
колонами тощо.
ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як правило,
прибудовані та вбудовані підстанції.
Для визначення умовного центру електричних навантажень для вибору
місця розташування ТП, доцільно використовувати формули (2.26), (2.27).
Щоб визначити координати кожного електроприймача використовуємо
рисунок 1.1.
Використовуючи проміжні розраховані дані заносимо в таблицю 4.7,
розраховуємо ЦЕН.
37218,5 24135,3
Х ЦЕН 36,3м. Y
1023,9 ЦЕН 23,6 м.
1023,9
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунків вносимо в
таблицю 2.7.
Таблиця 2.7 – Дані для визначення ЦЕН цеху
Найменування ��ном. �� , �� , �� ��
��ном. ∙ �� ��ном. ∙ �� ЦЕН ЦЕН
кВт м м м м
1 2 3 4 5 6 7 8
Змішувач 3,5 46 161 3 10,5
Змішувач 3,5 46 161 12 42
Змішувач 3,5 46 161 20 70
Змішувач 3,5 46 161 29 101,5
Змішувач 3,5 46 161 38 133
Змішувач 3,5 46 161 45 157,5
Екструдер 42 32 1344 3 126
Екструдер 42 32 1344 12 504
Екструдер 42 32 1344 20 840
Екструдер 42 32 1344 29 1218
Екструдер 42 32 1344 38 1596
Екструдер 42 32 1344 45 1890
Вальцювальна машина 34 36 1224 3 102
Вальцювальна машина 34 36 1224 12 408
Вальцювальна машина 34 36 1224 20 680
Вальцювальна машина 34 36 1224 29 986
Вальцювальна машина 34 36 1224 38 1292
Вальцювальна машина 34 36 1224 45 1530
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 35
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Продовження табл.. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8
Намотувальна машина 17 28 476 3 51
Намотувальна машина 17 28 476 12 204
Намотувальна машина 17 28 476 20 340
Намотувальна машина 17 28 476 29 493
Намотувальна машина 17 28 476 38 646
Намотувальна машина 17 28 476 45 765
Компресор 6 49 294 2 12
Компресор 6 49 294 4 24
Компресор 6 49 294 6 36
Компресор 6 49 294 8 48
Компресор 6 49 294 10 60
Компресор 6 49 294 12 72
Охолоджувальний вентилятор 18,4 60 1104 37 680,8
Охолоджувальний вентилятор 18,4 60 1104 38 699,2
Охолоджувальний вентилятор 18,4 60 1104 39 717,6
Охолоджувальний вентилятор 18,4 60 1104 26 478,4
Охолоджувальний вентилятор 18,4 60 1104 27 496,8
Охолоджувальний вентилятор 18,4 60 1104 28 515,2
Насос холодної води 5,5 60 330 19 104,5
Насос холодної води 5,5 60 330 21 115,5
Насос холодної води 5,5 60 330 22 121
Насос холодної води 5,5 60 330 29 159,5
Насос холодної води 5,5 60 330 31 170,5
Насос холодної води 5,5 60 330 32 176
Фарбувальна установка 35 7 245 6 210
Фарбувальна установка 35 17 595 6 210
Фарбувальна установка 35 40 1400 6 210
Фарбувальна установка 35 47 1645 6 210
Вентилятор витяжний 2,2 10 22 36 79,2
Вентилятор витяжний 2,2 28 61,6 36 79,2
Вентилятор витяжний 2,2 43 94,6 36 79,2
Вентилятор витяжний 2,2 60 132 36 79,2
Вентилятор витяжний 2,2 10 22 14 30,8
Вентилятор витяжний 2,2 28 61,6 14 30,8
Вентилятор витяжний 2,2 43 94,6 14 30,8
Вентилятор витяжний 2,2 60 132 14 30,8
Вентилятор витяжний 2,2 10 22 4 8,8
Вентилятор витяжний 2,2 28 61,6 4 8,8
Вентилятор витяжний 2,2 43 94,6 4 8,8
Вентилятор витяжний 2,2 60 132 4 8,8
Тельфер 8,3 11 91,3 11 91,3
Тельфер 8,3 47 390,1 11 91,3
Вентилятор приточний 15,5 17 263,5 50 775
Вентилятор приточний 15,5 19 294,5 50 775
Вентилятор приточний 15,5 21 325,5 50 775
Пересувний вивантажувач 36 40 1440 40 1440
РАЗОМ 1023,9 - 37218,5 - 24135,3 36,3 23,6
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 36
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Розрахунок координат ЦЕН реактивного навантаження цеху має сенс у
тому випадку, коли компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях
концентрації таких споживачів, або в цеху встановлено високовольтні двигуни,
які є джерелами реактивної потужності.
На основі аналізу структури електроспоживання цеху приймаємо рішення
про компенсацію реактивної потужності на шинах цехової ТП, координати
ЦЕН реактивного навантаження цеху не розраховуємо. Враховуючи всі вище
вказані фактори які впливають на місце розташування КТП, враховуючи також
розрахований ЦЕН розташовуємо КТП як найближче до ЦЕН.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 37
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
Схема електропостачання показує зв’язок між джерелом живлення та
споживачами електроенергії підприємства [3].
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават,
приймальними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП),
підстанції глибокого вводу (ПГВ).
Живлення ГПП, ПГВ від мереж енергосистеми повинне виконуватися не
менше ніж по двох лініях, підключеними до незалежних джерел живлення.
При виході з ладу однієї з живильних ліній, лінії, що залишилися в роботі,
повинні забезпечити все навантаження підприємства. При виході з ладу одного
незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в роботі, повинне
забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II категорії, які необхідні для
функціонування основних виробництв [1].
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови навколишнього
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки. Схеми
електричних з'єднань підстанцій і розподільчих установок повинні вибиратися
виходячи з загальної схеми електропостачання підприємства і задовольняти
наступним вимогам [9]:
- 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 приєднань.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового підприємства
належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх близько
розташованих споживачів [3].
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально уніфіковані.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 38
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
На основі узагальнюючих вище приведених міркувань, а також загальних
вимог до систем електропостачання, обираємо схему РУВН “110-5Н” –
прохідну двохтрансформаторну ГПП з двостороннім живленням при
необхідності збереження у роботі двох трансформаторів при КЗ (пошкодженні)
на ВЛ в нормальному режимі роботи ПС (при рівномірному графіку
навантажень, приведену на рисунку 3.1[8].
Рисунок 3.1 – Схема РУВН “110-5Н” підстанції 110/10 кВ
Вказаний підхід зберігається при виборі і обґрунтуванні схем РУНН.
В якості трансформаторної підстанції у цеховій мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тим, що при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування,забезпечується швидке розширення
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 39
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
та мобільність електрогосподарства.
На рисунку 3.2 наведена електрична схема типової розподільчої установки
РУ НН 6 (10) кВ у складі цехової ТП [8].
Рисунок 3.2 – Схема РУ НН 6 (10) кВ у складі ТП
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.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 40
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
На цьому етапі проектування попередньо визначається переріз живлячих
ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном РУВН і приблизна
потужність SВН ГПП на стороні ВН ГПП.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано втрати
потужності у силових трансформаторах ГПП
N 2 N 2
SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) , (3.1)
i i
S 0,9 (6944,2 164,6)2
ВН ГПП (4417,5 823)2 8831,7 кВ А.
де PT і QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності
Рт 0,02 Sпр 0,02 8230,2 164,6 кВт,
Qт 0,1Sпр 0,1 8230,2 823 квар.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
SВН ГПП 8831,7 1,4
Іроз = Кзав.Л 32,4 А, (3.2)
2 3 Uном 2 1,732 110
де Кзав.Л =1,4 – 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.
За умовою корони – мінімальний переріз повітряної лінії 110 кВ складає 70
мм2. Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70 [12], для якого Ідоп=260 А.
Вибраний переріз лінії живлення перевіряємо на:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи (к – коефіцієнт, що
враховує фактичну розрахункову температуру середовища к=1);
32,4 А ≤1∙260 А,
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
де – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25.
2. 32,4 А <1.1,25.260 А;
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 41
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з місцем
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її
товщиною і по [1] визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – мінімальний переріз
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм2.
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, остаточно
обираємо для повітряної лінії провід АС-70 [12].
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП
В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній), по
яких передається електроенергія від системи до ГПП підприємства, втрати
напруги мають істотно різну величину.
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу напруги.
Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х
повітряної лінії більше активного опору R: X R , причому для ЛЕП напругою
220 кВ і вище справедливе співвідношення: Х R .
Тому при значних протяжностях таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проектних, значення
кутів зсуву стають великими, як правило, близько 15 25 , зі збільшенням
до 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 [2].
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 3.3):
Рисунок 3.3 – Схема заміщення фази ділянки мережі
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 42
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
На рисунку 3.3 S1 , S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії U/
ф
U/
ф Iа R Iр X I (RcosXsin) . (3.5)
R R0 L ,
X X 0 L .
Для визначення складових струму використовують відомі співвідношення:
P Q
I і
a ; А; Ip і . (3.6)
3 Uі 3 Uі
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги
в лінії U//
ф
U//
ф Iа X Iр R I (X cosR sin) . (3.7)
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
U U U U U jU//
ф1 ф2 ф ф2 ф ф
(3.8)
U (I R I X) j(I X I R) U e j
ф2 a p a p ф1 ,
де модуль U1ф цієї напруги
U (U U/ )2
ф1 ф2 ф (U/ /
ф )2 , (3.9)
та його фаза
U/ /
arctg ф .. (3.10)
Uф2 U /
ф
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 43
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф Uф1 Uф2 .В. (3.11)
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі має
вид
Рисунок 3.4 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
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 . (3.12)
i1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
вважати, що падіння напруги U1 дорівнює його поздовжній складовій U/ .
Тоді втрати напруги U приблизно визначається за формулою
/ P R Q X P R Q X
U 3 (Ia R Ip X) і і і і . , (3.13)
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 , (3.14)
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 44
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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 Х0 , (3.15)
rпр
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 (3.16)
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
площині, жили трьохжильного кабелю – по вершинах рівностороннього
трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову розмірність).
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевої частини проводу ( Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування
на 15 – 20 %, тобто
F F
rпр 1,151,20 cт , (3.17)
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R0 , (3.18)
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
29,5 31,5 Ом мм2 / км , для міді 18,019,0 Ом мм2 / км .
Для визначення складових струму використовують співвідношення (3.6):
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 45
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
P
I і 6944,2 Q 4417,5
a 36,5 А; Ip і 23,2 А.
3 Uі 1,73 110 3 Uі 1,73 110
R0 = 0,132 Ом/км, X 0 =0,38 Ом/км при Dср = 0,8 м, cos 0,8, sin 0,64 .
Для ділянки мережі довжиною 85 км для провода марки АС 70:
R R0 L , R 0,132 85 =11,22 Ом,
X X 0 L , X = 0,3885= 32,3 Ом.
U /
ф 36,5 11,22+23,2 32,3 1158,9 В
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги
в лінії U//
ф
U//
ф 23,2 32,336,511,22339,8 В.
модуль U1ф цієї напруги
Uф1 (1100001158,9)2 (339,8)2 111159,7 В,
та його фаза
U/ /
339,8
arctg ф
U U/ arctg 0,003 .
ф2 ф 110000 1158,9
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф Uф1 Uф2 111159,7 110000 1159,7 В.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при проектної
потужності
U
ф 1159,7
U% 100% 100% 1,05%.
Uном 110000
В результаті аналізу втрат напруги, що отримані за співвідношеннями (3.5)
– (3.18), можна зробити висновок, що вибрані параметри провідника цілком
забезпечують передачу необхідної потужності до ГПП при допустимих втратах
напруги.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 46
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів ГПП
Головними вимогами при виборі трансформаторів ГПП є:
- забезпечення надійності електропостачання відповідно категорії споживача у
нормальних, аварійних і ремонтних умовах так, щоб трансформатор, що
залишився у роботі, забезпечував роботу підприємства на час заміни вибулого
трансформатора з урахуванням можливого обмеження навантаження без збитку
для діяльності підприємства і з використанням допустимого перевантаження;
- забезпечення мінімуму зведених затрат на трансформатори з
урахуванням динаміки росту електричних навантажень.
Розглянемо викладене детальніше. Надійність ГПП забезпечується такими
заходами [4]:
- число трансформаторів ГПП вибирається, виходячи з категорії
споживача:
I категорія - обов'язково два трансформатори;
II категорія - два трансформатори, але це вимагає обґрунтування на
техніко-економічному рівні;
III категорія - один трансформатор.
- навантажувальна здатність трансформатора перевіряється при
вимкненні одного трансформатора. При цьому враховується можливість
тривалого перевантаження трансформатора за рахунок:
а) добового недовантаження;
б) сезонного недовантаження.
Після виявлення усіх перерахованих показників варіантів, що
порівнюються, розглядають питання забезпечення необхідної надійності та
резервування електропостачання при аварійному виході з ладу одного із
трансформаторів.
- схема ГПП будується так, щоб усі її елементи постійно знаходилися
під навантаженням і споживачі І та II категорій мали два джерела
живлення, тобто обидва трансформатори незалежно від навантаження
мають бути постійно ввімкнені.
Приймаємо до установки два трансформатори однакової потужності з
вбудованим регулюванням напруги під навантаженням. Потужність
трансформатора вибирається таким чином, щоб при відключенні одного з
трансформаторів інший міг передавати задану потужність без порушення ПТЕ,
якими передбачається припустиме перевантаження трансформаторів до 40 % у
після аварійному режимі під час максимуму навантаження тривалістю не
більше 6 годин протягом не більше 5 діб [3].
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 47
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Ртр 0,02 Sпр ; (4.1)
Qтр 0,1 Sпр , (4.2)
де Sпр. – наближено повна потужність об’єкта проектування, кВА;
Рт 0,02 Sпр 0,02 8230,2 164,6 кВт,
Qт 0,1Sпр 0,1 8230,2 823 квар.
Загальне навантаження об’єкта визначається виразом
Snp(6 ст.) SВН ГПП Ко (Р 2
0,38цеху i Ртр ) (Q Q 2
тр ); (4.3)
0,38цеху i
S 0,9 (6944,2164,6)2 (4417,5823)2 8831,7кВ А.
np(6 ст.)
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу
S
S np(6 ст.)
тр ; (4.4)
2 0,7
8831,7
Sтр 6308,4 кВ А.
2 0,7
По отриманому значенню потужності вибирається номінальна потужність
трансформатора SномТ. Якщо різниця між потужностями SТP і Sном ТР і незначна
(± 10%), то для розгляду приймається один варіант, в іншому випадку
розглядається варіант з більшою і меншою стандартною потужністю
трансформатора відносно SТР.
За умовами нормального режиму роботи до установки можна було б
прийняти трансформатори номінальною потужністю SномТ=6300 кВА, що
працювали б із допустимим перевантаженням Kз 1,08. Однак при перевірці
на перевантажувальну спроможність трансформаторів в аварійному режимі
вони не підійшли K з.а 2,16. Згідно попередніх розрахунків вибираємо два
силових трансформатора з регулюванням напруги під навантаженням
потужністю 6300 кВА з напругами UВН = 115 кВ; UНН=11 кВ. Марка вибраного
нами трансформатора ТМН 6300/110. Коефіцієнт завантаження в
післяаварійному режимі складе K з.а 1,37, що згідно 6 допустимо впродовж
12 годин.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження [6], в якому
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 48
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
максимальне навантаження буде відповідати Sрозр об'єкта, згідно чого робиться
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
S кВА
9500
9000 Sмакс
8500 8832
8000
7500 7949
7000
7065
6500 Sн.тр
6000 6354
6182
5500
5000 5299 5299
4500
4000 4416
3500
3533 3533 3533
3000
2500
2650 2650
2000
1500
1000
500
0
1 2 4 5 6 8 11 14 16 19 22 23 24
t год
Рисунок 4.1 – Упорядкований добовий графік навантаження для вибору
трансформаторів ГПП
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначаємо згідно
виразу
n
(S 2
1 i ti )
К І
1i (4.5)
S n
н.тр ti
i1
де Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА;
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
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 49
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
потужність трансформатора, год;
Sі – потужності, що відповідають цім проміжкам часу Δtі , МВА.
((3,5 1) (2,6 1) (2,6 2) (3,5 1) (6,3 1)
1 (6,1 3) (5,2 3) (5,2 3) (4,4 1) (3,5 1))
К1 0,69 .
6,3 (11 2 11 3 3 3 11)
Коефіцієнт перевантаження трансформатора К2 визначаємо за більшим
значенням із двох величин К`2 та К``2.
Величину К`2 обчислюємо за формулою, згідно виразу
m
(S 2
i t
1 i )
К 1i
2 ; (4.6)
S m
н.тр ti
i1
1 ((7,9 2) (7 2) (8,8 3))
К `
2 0,45 .
6,3 (2 2 3)
де m – кількість ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
більше від номінальної потужності трансформатора.
Величину К``2 визначаємо за виразом
`` 0,9 S
К np(6 ст.)
2 ,
Sн.тр
`` 0,9 8831,7
К 2 1,26 .
6300
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1 за
допомогою таблиць [6] визначаємо допустиме систематичне перевантаження
К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним перевантаженням,
коли виконується умова
К2доп≥К2; 1,4≥1,26.
У післяаварійному режимі (при вимиканні одного з двох трансформаторів)
для надійного електропостачання усіх або значної частини споживачів ПС
передбачається живлення від трансформатора, який залишився у роботі, в
межах допустимого перевантаження.
Таким чином, якщо на ГПП два трансформатора, то номінальна потужність
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 50
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Sном Т =6300 кВА кожного з них має відповідати двом умовам.
По-перше, номінальна потужність одного з них не повинна бути менше
половини розрахункового повного навантаження Snp(6 ст.) тому що в разі
аварійного вимикання одного з трансформаторів і автоматичним вмиканням
секційного вимикача РУ НН, інший трансформатор бере на себе все
навантаження підстанції. Цю умову можна записати так:
S
S np(6 ст.)
ном Т . (4.7)
2
6300 4415,9 .
На основі проведених розрахунків попередньо вибираємо трансформатор
ТМН–6300/110 із номінальними параметрами: Sном.Т=6,3МВА, Uном.В=115 кВ, =,
Uном.Н =11кВ, UКЗ =10,5%, ΔРХХ= 10 кВт, ΔРКЗ= 44 кВт може систематично
перевантажуватися у вибраних умовах.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження [6], в якому
максимальне навантаження буде відповідати об’єкта Sроз, згідно чого робиться
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
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 [9].
Електроприймачі І категорії необхідно живити від двохтрансформаторних
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 значної кількості трансформаторів цехових ТП та розосередженого
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 51
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
навантаження вибір одиничної потужності допускається користуватися
критеріями:
- при питомої густині навантаження до 0,2 кВА/м2 - 1000, 1600 кВА;
- при питомої густині навантаження 0,2-0,5 кВА/м2 - 1600 кВА;
- при питомої густині навантаження більше ніж 0,5 кВА/м2 - 2500, 1600
кВА.
Але ж ці критерії чинні лише при рівномірному навантаженні.
Для енергоємних підприємств рекомендується уніфіковувати одиничні
потужності трансформаторів.
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності на прикладі обраного раніше цеху.
Вибір виконується у два етапи:
1) Вибирається економічне оптимальне число цехових
трансформаторів NТЕ та економічне оптимальне значення потужності НБК
QНК1.
2) Визначається додаткова потужність НБК QНК2 з метою оптимального
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою 10 кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2 , (4.9)
де QНК1 та QНК2 – сумарні потужності НБК, які визначаються на першому
та другому етапах.
Вибір оптимальної кількості цехових трансформаторів на прикладі нами
розглянутого цеху
Потужність цехових трансформаторів рекомендується визначати за
питомою густиною навантаження, кВА/м2
S
ТПцеху
S ; (4.10)
S
де SТП – в даному випадку максимальне навантаження ТП 4, кВА;
S – площа приміщення, м2.
902,6
S 0,3 кВА
2 .
3564 м
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової потужності
SН.ТР , що призначені для живлення технологічно зв'язаних навантажень:
P
N м
min N ; (4.11)
кз Sн.тр
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 52
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
де Рм. – максимальне активне навантаження даної ТП 4, кВт;
кз – коефіцієнт завантаження трансформатора, (для двохтрансформаторних
підстанцій приймається 0,7 – 0,75), а (для однотрансформаторних – 0,95);
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора
Sтп4 902,6
Sн.тр 644,7 кВА,
2 0,7 2 0,7
Звідки номінальна потужність обраного трансформатора складає
Sн.тр 630 кВА;
N – дробовий додаток до найближчого цілого числа.
842,3
Nmin 0,22 2 шт.
0,75 630
Економічну кількість трансформаторів Ne знаходимо за виразом
N е N min m; (4.12)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [6] у
функції Nmin, N.
Ne 2 0 2 шт.
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax.Т, яка
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона за
виразом
Qmax.T (Nе кз.ф S
2
н.тр) - Р2
р.0,38 ; (4.13)
де кз.ф – фактичний коефіцієнт завантаження,
SмТП 902,6
кз.ф , к з.ф 0,72
Ne Sн.тр 2 630
Qmax .T (2 0,72 630)2 - 842,32 324,2 квар .
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QНК1 складе:
Q Q _
НК1 м0,38 QmaxТ ;
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 53
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
де Qм – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш
0,38
завантажену зміну, квар.
QHK1 439,4 - 324,2 115,3 квар .
При QНК1 ≤ 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно. У нашому випадку QНК1≥0 квар, тобто встановлювати батареї потрібно.
Вибір потужності конденсаторних батарей для зниження втрат потужності
у трансформаторах.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QНК2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
Q _ _
HK2 Qм Q
0,38 HK1 γ N е Sн.тр ; (4.14)
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників К1 К2,
схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі (для радіальної мережі
визначається згідно рисунок 4.8, для магістральної схеми - рисунок 4.9. для
двоступеневої схеми живлення трансформаторів від РП 6-10 кВ, на яких
К
відсутні джерела реактивної потужності р1 [6]).
60
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько та
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі - 12, при однозмінній - 24. Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП
ГПП та потужність трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з
даними таблиці 4.7 у залежності від потужності трансформаторів та довжині
живлячої лінії [6].
QHK2 439,4_115,3_ (0,18 2 630) 97,4 квар .
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2<0 додатково встановлювати
конденсаторні батареї не потрібно.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2 =115,3 97,4 212,6 квар,
Орієнтуючись на двотрансформаторну комплектну трансформаторну
підстанцію внутрішньої установки (КТПВ) попередньо приймаємо до
встановлення два трансформатори типу ТМ номінальною потужністю
Sн.тр 630 кВА, та дві конденсаторні установки марки УК4-0,38-100 У3
потужністю Qкку=40 квар із напругою живлення U=0,38 кВ кожна.
Аналогічно проводимо розрахунки для інших цехів і результати заносимо
у таблицю 4.1.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 54
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 55
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві
Заходи з компенсації реактивної потужності застосовують на основі ТЕР,
виконаних комплексно на базі єдиного перспективного плану розвитку даного
району з урахуванням балансу реактивної потужності, виходячи із допустимих
меж коливань напруги та спотворення форм кривої напруги і струму,
встановлених ДСТУ EN 50160 та [14].
Вибір засобів компенсації виконується одночасно з вибором усіх елементів
живлячої і розподільної електричної мережі для нормального і післяаварійного
режимів роботи [10].
В якості засобів компенсації реактивної потужності приймають батареї
низьковольтних і високовольтних конденсаторів напругою 0,4 кВ і 6 (10) кВ
відповідно та синхронні електродвигуни 6 (10) кВ, статичних тиристорних
компенсаторів.
Під час вибору компенсуючого пристрою враховувалось:
– забезпечення допустимих навантажень елементів електричної мережі і
трансформаторів;
– використання компенсуючого пристрою в якості одного із засобів
забезпечення якості електроенергії в електричній мережі;
– забезпечення балансу і обумовленого резерву реактивної потужності в
вузлах мережі за наявністю джерел реактивної потужності в допустимих межах;
– забезпечення статичної стійкості роботи мереж і ЕП.
Вибір компенсуючих пристроїв виконувавсь одночасно з вибором інших
основних елементів системи електропостачання підприємства з урахуванням
динаміки зростання ЕН і постійного розвитку системи. Вибір виконують на
основі наступних початкових даних:
– максимальних, мінімальних і післяаварійних режимів реактивних
потужностей, які споживають ЕП підприємства;
– технічних умов енергосистем з вказаною величиною реактивної
потужності, яка передається із мережі енергосистем в мережу підприємства в
режимі найбільших активних навантажень енергосистеми.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно:
– визначати доцільну ступінь використання реактивної потужності
генераторів власних електростанцій підприємства і синхронних двигунів в
мережах на напругу до 1000 В і вище;
– враховувати реактивну потужність, що генерується силовими
трансформаторами, ПЛ, струмопроводом і КЛ напругою вище 20 кВ, а також
КЛ напругою 6 (10) кВ значної протяжності;
– розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної
потужності перетворювальних установок, спеціальних засобів компенсації.
Для підприємств з великою нерівномірністю графіків навантажень
передбачається автоматичне регулювання:
– збудження синхронних електродвигунів;
– потужності частин конденсаторних батарей в залежності від режиму
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 56
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
роботи системи електропостачання;
Кількість і потужність нерегульованих конденсаторних батарей
приймалося за найменшим реактивним навантаженням електричної мережі
підприємства.
Кількість і потужність ступенів регулювання конденсаторних установок
визначають в відповідності з графіком навантажень та з урахуванням технічних
умов енергосистем.
Як правило, слід застосовувати дво- або триступеневе регулювання
конденсаторних батарей з розподілом їх на секції однакової потужності. У разі
невеликої різниці в навантаженнях двох денних змін слід застосовувати
двоступеневе регулювання.
В необхідних випадках для збільшення кількості ступенів регулювання
допускають застосовувати секції компенсуючих пристроїв різної потужності.
У разі наявності на підприємстві декількох конденсаторних установок
застосовується багатоступеневе регулювання сумарної реактивної потужності,
яка генерується усіма конденсаторними установками підприємства, шляхом
різночасного увімкнення окремих батарей у відповідності з графіком
навантаження.
Розподіл компенсуючих пристроїв на різних ступенях системи
електропостачання виконується на підставі ТЕР. Найбільший економічний
ефект забезпечується розташуванням цих засобів близько від ЕП з найбільшим
споживанням реактивної потужності.
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як правило, в
цеху біля розподільчих пунктів або приєднують до магістральних
шинопроводів.
Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В на ТП або на
головній дільниці магістрального шинопроводу допускається лише в тих
випадках, коли установка конденсаторів в цеху можлива за умовами пожежної
безпеки.
Установку конденсаторів напругою 6 (10) кВ передбачають:
– на цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 6 (10) кВ;
– на розосереджених ПГУ або ГПП, безпосередньо від яких виконується
розподіл електроенергії між цеховими підстанціями.
У разі ввімкнення конденсаторних батарей до мереж з джерелами вищих
гармонік потрібно перевіряти ймовірність перенавантаження конденсаторів
струмом в розрядженому або близьких до цього режимах і застосовувати
необхідні заходи з їх усунення.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [10].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними даними є
максимальна реактивна потужність Qтах та вхідна реактивна потужність Qек ,
що погоджена з енергопостачальною організацією на межі балансової
приналежності.
Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої установки
10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована високовольтними батареями
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 57
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
статичних конденсаторів, визначається за виразом
Qвк кнс Qmax Qт - Qек - Qнк.ф ,
де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження заводу з максимумом навантаження енергосистеми (для
нашого випадку кнс =0,89)
Qmax – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Qт – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторах, квар;
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в
часи її максимуму навантаження, квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних
конденсаторів, квар.
Qек 0,92 4417,5 823 167,1 2020 2700 квар .
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення [10] два
комплекти високовольтних блоків статичних конденсаторів. Марки прийнятих
блоків статичних конденсаторів УКЛ-10,5-1350 У3. Сумарна ємність блоків
статичних конденсаторів складає ΣQБСК10=2700 квар, при номінальній напрузі
живлення 10,5 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 58
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують магістральною,
радіальною або змішаною схемами [8]. Вибір схеми визначається категорією
надійності споживачів електроенергії, їх територіальнім розміщенням,
особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх за
потужністю підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП.
Радіальні схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи
електропостачання, від джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється не
менш чім двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій джерела
живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-630
кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без резервування,
якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам прокладки ліній
можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції мають споживачів
II категорії, їх живлення повинно здійснюватися двокабельною лінією з
роз'єднувачами на кожному кабелі [8].
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 [8].
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.
Живлення трансформаторних підстанцій окремих корпусів відбувається з
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 59
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
РП 10(6) кВ підстанції підприємства за допомогою кабельних ліній. В більшості
випадків використовуються магістральні схеми живлення підстанцій, при
цьому від кожної магістралі може живитися до 3-4 трансформаторних
підстанцій в залежності від потужності трансформаторів. Для окремо
розташованих, а також дуже відповідальних споживачів можуть
використовуватися радіальні схеми живлення [3].
На підприємствах значної електричної потужності (потужність
трансформатора ГПП 6,3 МВА і вище) доцільно проводити розукрупнення
підстанцій, тобто використовувати додаткові розподільчі пункти 10(6) кВ, які
живляться від розподільчого пункту ГПП двома кабельними лініями. Така
підстанція повинна розташовуватися в центрі навантаження частини підпри-
ємства. При використанні високовольтних двигунів доцільно в цехах, де вони
встановлені, передбачати додатковий розподільчий пункт, щоб скоротити
мережу живлення для кожного двигуна. Від цієї підстанції можна живити
розташовані поблизу підстанції.
Прийняття додаткових розподільчих пунктів 10(6) кВ повинно мати
економічне обґрунтування. При прийнятті в проекті додаткового розподільчого
пункту 10(6) кВ слід враховувати економічні показники:
для схеми з додатковим РП 10(6) кВ;
– збільшення апаратів високої напруги (2 ввідні комірки шиноз'єднувальні, 2
комірки вимірювальних трансформаторів, 1 резервна комірка фідерна);
– річна вартість амортизаційних відрахувань на вказане електрообладнання;
– амортизаційні відрахування на долю будівлі для встановлення
електрообладнання;
для схеми без додаткового розподільчого пункту:
– збільшення довжини кабельних ліній на відстань від РП підстанції до
додаткового РП для підстанцій і високовольтних двигунів, що намічалося
живити від додаткового РП - річна вартість амортизаційних відрахувань на
вказані кабелі;
– збільшення втрат електричної енергії за рахунок збільшення довжини
вказаних кабелів – вартість втрат енергії у вказаних кабелях.
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ вибирають 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 [9].
При визначенні перерізу жил кабелів для живлення цехових ТП за
розрахункову потужність кожного трансформатора приймають максимальне
навантаження ( Рmax 10 і Qmax 10 ) з врахуванням втрат потужності в
трансформаторі. Втрати активної Рт та реактивної Qт потужності в
трансформаторі з достатньою для практики точністю приймають рівними
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 60
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
відповідно 2 % и 10 % повної максимальної потужності із сторони низької
напруги трансформатора
Рmax 10 = Рроз 0,4 + РТ = Рроз 0,4 + 0,02 Sном Т ; (5.1)
Qmax 10 = Qроз 0,4 + QТ = Qроз 0,4 + 0,1Sном Т , (5.2)
де Рроз 0,4 , Qроз 0,4 – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ
(активне, реактивне).
Розрахункову потужність лінії з урахування електричної схеми живлення
визначаємо за співвідношенням
2
S Л = Рmax 10 і +
i 2
Qmax 10 і ,
де Рmax 10 і , Qmax 10 і – відповідно розрахункова активна і реактивна потужність
лінії і-го трансформатора з врахуванням втрат в трансформаторах, що
розраховані за співвідношеннями %, 5.1 – 5.2). Розраховані дані заносимо у
таблицю 5.1.
Для прикладу виконаємо розрахунки для ГПП-ТП4
Рmax 10 = 842,3 0,02 630 854,9 кВт,
Qmax 10 = 439,4 0,1630 502,4 квар,
SЛ _ ТП4 854,92 502,42 991,6 кВА.
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
№ ТП Р , Q
0,38 0,38, Sном.т, Рмах10, Q мах10, Sл,
кВт квар кВ∙А кВт квар кВ∙А
ТП1 703,7 407,9 1000 723,7 507,9 884,1
ТП2 955,4 569,4 1000 975,4 669,4 1183
ТП3 846,9 506 630 859,5 569 1030,8
ТП4 842,3 439,4 630 854,9 502,4 991,6
ТП5 1001,4 589,9 1000 1021,4 689,9 1232,5
ТП6 841,6 574,7 1000 861,6 674,7 1094,3
ТП7 1005,6 799,2 1000 1025,6 899,2 1364
ТП8 747,3 531 1000 767,3 631 993,5
Так як у нас радіальна система, у якої кожний окремий трансформатор
живиться по окремої лінії, для двохтрансформаторних заносимо значення
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 61
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
1 1
Рм10, Qм10 .
2 2
Отримані тільки таким чином значення SЛ будуть коректними для
визначення перерізу живлячих кабельних ліній.
Виконуємо перевірку обраного кабеля на допустимий струм в
нормальному режимі роботи за співвідношенням
Іроз, Л Ідоп К1 К2 ,
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та
повітря К1 1,05 ;
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості числа кабелів
прокладених паралельно;
Ідоп – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних умовах.
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається за
виразом
2 Іроз Л Ідоп К1 К2 К3 ,
де К3 – допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3 .
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більш 5% Uном і визначається за виразом:
U= 3 Iроз Л LКЛ rо cos + xо sin ,
де LКЛ – довжина лінії, км;
ro , xo – відповідно питомий активний і реактивний опір лінії, Ом/км;
cos – коефіцієнт потужності навантаження лінії.
Для ГПП-ТП 4, який обрано у якості прикладу
S
I л,(ТП4) 991,6
роз.Л,(ТП4) 57,3 А.
3 Uн 3 10
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2.
Згідно економічної густини струму jек визначаємо стандартний переріз Fек
кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий струм Ідоп,
значення якого заносимо до таблиці 5.2.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 62
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
І 57,3
Fек 40,9 мм2.
jек 1,4
Обираємо переріз кабелів для лінії, що живлять ТП-4.
Згідно розрахованого струму, об’єкта споживання, приймаємо трижильний
алюмінієвий кабель в свинцевій оболонці типу АСБГ(3×35), Іном.каб=115 А.
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи
2 57,3115 1,04 0,87 1,25 130А.
тобто умова виконується.
Значення cosφ та sinφ знаходимо з відомого співвідношення,
використовуючи дані таблиці 5.1 для відповідної кабельної лінії.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше (5%.Uн=52,5 В) і визначається за виразом
ΔU 3 І л L(r0 cos φ x 0 sin φ);
де L – довжина лінії, км; r0,x0 - відповідно питомий активний та реактивний
опір лінії, Ом/км; cosφ – коефіцієнт потужності навантаження лінії.
U 3 57,3 0,08 (1,10,77 0,068 0,63) 7,06В.
Умова виконується. Втрата напруги в лінії не перевищує 52,5 В.
Аналогічно робимо вибір та перевірку інших ТП та кабельних ліній.
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній і дані
заносимо в таблицю 5.2.
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
№ ТП L , S , І , F , I , Прийнята F, мм2
КЛ л роз Л ек доп
м кВ∙А А мм2 А
ГПП-ТП1 160 884,1 51,1 36,5 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП2 120 1183 68,4 48,9 140 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП3 80 1030,8 59,6 42,6 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП4 80 991,6 57,3 40,9 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП5 180 1232,5 71,2 50,9 140 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП6 180 1094,3 63,3 45,2 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП7 170 1364 78,8 56,3 140 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП8 150 993,5 57,4 41 115 АСБГ(3×35)
ГПП-БСК10 8 1350 78 55,7 140 АСБГ(3×50)
де БСК10 – ємкісна потужність блока статичних конденсаторів 10 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 63
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000 В
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Основною причиною порушення нормального режиму роботи СЕП є
виникнення короткого замикання в мережі або в елементах електрообладнання
внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій обслуговуючого
персоналу.
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання, згідно
ПУЕ розділ 1.4.9 – 1.4.13, є прийнята схема електропостачання та величина
потужності короткого замикання на шинах районної підстанції. Розрахункова
схема мережі і схема заміщення зображені на рисунку 6.1.
Sк.з. 110 кВ.
ПЛ
К1
Хс
Хпл
ТР
Rпл
К1
Хтр
К3 К2 К4 К2
Л1 Л2 Хл1 Хл2
Rл1 Rл2
К3 К4
ТП-2 ТП-4
Рисунок 6.1 – Електрична схема і схема заміщення розрахунку струмів КЗ у
високовольтній мережі
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 [15].
За базисні умови приймаємо:
Sб 100 МВА, Uб1 115 кВ, Uб2 10,5 кВ
S
Iб б ,
3 Uб
100
Iб1 0,5 ,
3 115
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 64
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
100
Iб1 5,5.
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях:
– електричної системи
S
Х б
*с ,
Sк.з.
100
Х*с 0,087 .
1150
– повітряної лінії 110, кВ
S
R *л r б
0л l л ,
U 2
б1
100
R *л 0,38 65 0,187;
1152
де lл – довжина повітряної лінії, км;
r0л, x0л– активні та індуктивні опори повітряної лінії, Ом/км
S
X*л x 0л lл
б ,
U 2
б1
100
Х*л 0,06 65 0,029.
1152
– трансформатора ГПП
U S
Х = кз × б .
тр 100 S
н.тр
де Uкз – напруга короткого замикання трансформатора, %;
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
10,5 100
Х тр 1,66.
100 6,3
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 65
Зм. 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
сум(К1) R 2
сум(К1)
0,5
Ікз(К1) 1,96 кА;
0,0762 0,2442
Х сум(К1) Х с Хпл ,
Х сум(К1) 0,037 0,039 0,076 ;
R сум(К1) R пл ,
R сум(К1) 0,244
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 1 е сум(К1)
уд(К1) ,
0,244
3,14( )
к 1 2,718 0,076
уд(К1) 1,14.
і уд(К1) 2 1,96 1,14 3,12 кА.
В точці К2
І
І б2
кз(К2) ,
Х 2 2
сум(К2) R сум(К2)
5,5
Ікз(К2) 3,13 кА;
1,7422 0,2442
Х сум(К2) Х с Хпл Х тр ,
Х сум(К2) 0,037 0,039 1,66 1,742 ;
R сум(К2) R пл ,
R сум(К2) 0,244
Ударний струм короткого замикання в точці (К2) визначаємо за виразом:
і уд(К2) 2 Ікз(К2) к уд(К2) ;
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 66
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
і уд(К2) 2 3,13 1,01 4,4кА.
Rсум(К2)
3,14( )
к 1 Х
е сум(К2)
уд(К2) ,
0,244
3,14( )
к уд(К2) 1 2,718 1,742 1,01.
В точці К3
І
І б2
кз(К3)
Х 2 2
сум(К3) R сум(К3)
5,5
Ікз(К3) 2,65 кА;
1,8082 1,0132
Х сум(К3) Х с Хпл Х тр Х л1 ,
Х сум(К3) 0,037 0,039 1,66 0,066 1,808 ;
R сум(К3) R пл R л1 ,
R сум(К3) 0,244 0,769 1,013
Ударний струм короткого замикання в точці (К3) визначаємо за виразом:
і уд(К3) 2 Ікз(К3) к уд(К3) ;
і уд(К3) 2 2,65 1,02 3,8кА.
Rсум(К3)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К3)
уд(К3) ,
1,013
3,14( )
к 1 2,718 1,808
уд(К3) 1,02.
В точці К4
І
І б2
кз(К4)
Х 2 2
сум(К4) R сум(К4)
5,5
Ікз(К4) 2,44 кА;
1,8102 1,3442
Х сум(К4) Х с Хпл Х тр Х л2 ,
Х сум(К4) 0,037 0,039 1,66 0,068 1,810 ;
R сум(К4) R пл R л2 ,
R сум(К4) 0,244 1,11,344 .
Ударний струм короткого замикання в точці (К4) визначаємо за виразом:
і уд(К4) 2 Ікз(К4) к уд(К4) ;
і уд(К4) 2 2,44 1,03 3,52 кА.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 67
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Rсум(К4)
3,14( )
Х
к уд(К4) 1 е сум(К4) ,
1,344
3,14( )
к уд(К4) 1 2,718 1,81 1,03.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Точка Х*к, в.о. R*к, в.о. Z*к, в.о. Ік.з. кА Іуд. кА
К1 0,076 0,244 0,26 1,96 3,12
К2 1,742 0,244 1,76 3,13 4,40
К3 1,808 1,013 2,07 2,65 3,80
К4 1,810 1,344 2,25 2,44 3,52
К5 0,076 0,244 0,26 1,96 3,12
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 6.2 а; в) з струмом короткого замиканням в точці А. На базі цих схем
приводимо схему нульової послідовності (рисунок 6.3). Розрахунок ведемо у
відносних одиницях [15].
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної ліні визначаємо через
опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n, величина якого
залежить від конструктивного виконання лінії, згідно виразу
х л0 n x пл ,
де - коефіцієнт n в залежності від типу монтажу лінії, n=3,5 для дволанцюгової
лінії без тросів.
х л0 3,5 0,029 0,1.
А
Sк.з
а).
А
Хс Хл Хтр1 Хтр2
в).
Рисунок 6.2 – Електрична схема і схема заміщення для розрахунку
однофазного КЗ
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 68
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
А
Хс0 Хл0 Хтр1 0 Хтр2 0
Uл 0
Рисунок 6.3 – 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 6.3) мають ті ж значення, як і прямої
послідовності.
Однофазний струм короткого замикання на шинах 110 кВ підстанції
визначаємо через трифазний струм КЗ
S1
к k S3
к ,
де к – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ, від шин районної
підстанції, 0 k 1,5 , при КЗ, у віддаленій точці (поблизу трансформатора
ГПП) k=1,5.
S1
к 1,5 2700 4050 .
Струм однофазного к.з., на шинах підстанції визначаємо виразом:
S1
I 1 к
kc ,
3 U1
де U1 - номінальна напруга на шинах підстанції, U1=110 кВ.
I 1
4050
kc 21,3 кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи ( xco у відносних одиницях)
визначаємо з виразу
I 1кc 3 1
;
Iб x c1 x c2 x co
з цього виразу находимо xС0
3 1 І
х б
со х х ,
І (1) с1 с2
кс
де хс1, хс2 – відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи,
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 69
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
х с1 х с2 х с .
3 1 5,5
х со 0,037 0,037 0,7
21,3
Згідно з рисунком 1.3 визначаємо результативний опір схеми нульової
послідовності для однофазного струму к.з., як паралельне з’єднання двох гілок
хо х со х ло х тр1о х тр2о
(0,7 0,13) (1,661,66)
х 0 0,7
(0,7 0,13) (1,661,66)
Струм однофазного к.з., у віддаленій точці визначаємо за виразом
1 3 1 I
І б
kA1 ,
х рез1 х рез2 х о кА;
х рез1 х рез2 х с1 х л1 0,037 0,039 0,076
І (1) 3 1 5,5
kА1 20,1 кА.
0,076 0,076 0,7
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 70
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
Головна понижувальна підстанція (наведена на листі № 3 графічної
частини) складається:
- з двох понижувальних трансформаторів ТМН-6300/110.
- вимірювальних трансформаторів струму і напруг;
- розподільних установок;
- апаратури керування;
- апаратури захисту.
Знижувальні трансформаторні підстанції електроенергетичних систем за
призначенням поділяються на:
• районні;
• місцеві.
Районні підстанції живляться від ліній високої напруги 220…750 кВ і
призначені для постачання електроенергії великим районам з потужними
споживачами або для доставки електроенергії до найближчих пунктів
перетворення її параметрів, тобто до суміжних підстанцій. Вторинна напруга
районної ПС становить 35…110 кВ [8].
Високовольтне електрообладнання районної ПС розміщається, переважно,
на відкритій площадці. Трансформатори та вимикачі монтуються на бетонній
основі, а решта обладнання (роз’єднувачі, розрядники, вимірювальні
трансформатори, збірні шини) монтуються на стальних конструкціях.
Місцеві підстанції живляться від ліній 35…110 кВ, тобто від ліній
вторинної напруги районних ПС і призначені для постачання електроенергії
споживачам, які розташовані неподалік, що є випадком для нашої системи
електропостачання. Вторинна напруга місцевих ПС становить 6…10 кВ [8].
Залежно від розміщення устаткування наша підстанція відкритого типу –
устаткування розташоване на відкритому повітрі.
На рис. 7.1 зображена принципова схема такого типу підстанції.
На кожній підстанції влаштовується контур заземлення, який утворюють
вбиті у землю металеві труби чи кутники, сполучені між собою металевими
штабами (стрічками). До контуру заземлення приєднуються корпуси всього
електрообладнання, металеві конструкції, блискавковідводи. Заземлення
захищає електрообладнання від грозових та внутрішніх перенапруг і
обслуговуючий персонал від уражень струмом.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 71
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Рисунок 7.1 – Принципова схема трансформаторного пункту: 1 – трижильний
високовольтний кабель 110 кВ, що живить ПС; 2 – силовий трансформатор; 3 –
високовольтний вимикач; 4 – роз’єднувач (для створення видимого розриву під час
проведення ремонтних робіт); 5 – вимірювальний трансформатор напруги; 6 –
вимірювальний трансформатор струму; 7 – секція шин (для приєднання до силового
трансформатора кабелів низької напруги); 8 – постійно розімкнутий секційний роз’єднувач,
якого замикають коли одного з силових трансформаторів виводять у ремонт; 9 –
чотирижильні кабелі (приєднання до шин) якими електроенергія передається до
освітлювального та силового навантаження; 10 – плавкі запобіжники (для захисту
приєднань від перевантажень і коротких замикань)
Розподільні установки та підстанції, як правило, виконуються як
комплектні. Комплектна розподільна установка(КРУ) складається з повністю
чи частково закритих шаф або блоків із вмонтованими в них комутаційними та
іншими апаратами, пристроями захисту і автоматики, що поставляються у
складеному чи повністю підготовленому для складання вигляді [8].
На підстанціях не тільки змінюються параметри електроенергії, але й
відбувається її розподіл. Для розподілу електроенергії використовуються
розподільні установки, які є невід’ємною частиною підстанції. Загальний потік
електроенергії, якій проходить через силові трансформатори, розподільні
установки розподіляють на менші потоки і спрямовують їх до різних пунктів з
метою перетворення параметрів чи споживання електроенергії, тобто до
суміжних підстанцій.
Схеми розподільних установок електричних станцій та підстанцій складні.
Основним їхнім елементом є шини (система металевих штаб, труб або проводів,
до яких приєднані відгалуження) та вмикачі (основні комутаційні апарати
призначені для вмикання ЛЕП та їх вимикання у нормальних і аварійних
режимах).
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 72
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
При цьому як розрахунковий тип КЗ слід приймати трифазне коротке
замикання - для визначення електродинамічної та термічної стійкості апаратів;
для вибору апаратів за комутаційною здатністю - за більшим із значень, які ми
отримали для випадків трифазного і однофазного КЗ [15].
Апарати також повинні відповідати умовам навколишнього середовища,
виду установки (відкрита чи закрита), температурі, вологості, запиленості та
іншим показникам.
У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою
апаратурою є високовольтні вимикачі і роз'єднувачі.
Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо
обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою
таблиці 7.1, у якої в першу графу заносяться відповідні розрахункові дані, і
відповідні каталожні дані.
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 ШПЕ-44. Результати вибору зводимо в таблицю 7.1
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [12].
Алгоритм вибору роз'єднувача відрізняється від алгоритму вибору
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка
струму відключення.
До силової апаратури мережі живлення відносяться вимикачі,
роз’єднувачі, що вибираються згідно ПУЕ розділ 1.4.19 – 1.4.22, по
максимальному струму і номінальній напрузі та перевіряються на
електродинамічну і термічну стійкість до струмів КЗ
Результати вибору заносимо до розрахункових таблиць.
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВГТ-110ІІ*40/2500 У1
Uн=110 кВ Uн=110 кВ
Iмах=46,4 А Iн=2500 А
іуд =3,12 кА Iм.м.ск.= 102 кА
Іnt =1,96 А Iвідкл. =40 кА
Вк І2
t t ф 3,122 0,035 0,34 Вк І2
m t m 102 2 0,035 3,57
де Ім.м.ск. – номінальний допустимий струм термічної стійкості вимикача
на проміжку часу tm, с;
Вк – тепловий імпульс струму, що характеризує кількість теплоти, яка
виділяється в апараті під час дії струмів КЗ;
Iвідкл. – струм спрацювання апарату захисту, кА;
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 73
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
tф – час спрацювання апарату захисту, с.
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані роз’єднувача
марки РГН-110/1000 УХЛ1
Uн=110 кВ Uн=110 кВ
Iмах=46,4 А Iн=1000 А
іуд =3,12 кА Iм.м.ск.= 80 кА
Іnt =1,96 кА Iвідкл. =31,5 кА
де It.cт. – струм термічної стійкості роз`єднувача;
Iед.ст.- струм електродинамічної стійкості роз`єднувача.
Апаратура вважається правильно вибраним, якщо каталожні дані більше
(дорівнюють) розрахунковим.
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.
Високовольтні вимикачі на напругу 10 (6) кВ вибираються так, як і на
напругу 110 кВ; при виборі слід орієнтуватися на сучасні вимикачі. Умови
вибору вимикача навантаження напругою 10 (6) кВ ті ж самі, що і силових
вимикачів. У якості вимикачів навантаження використовуються вимикачі типу
ВН, ВНП та інші сучасні.
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 типу NEO ВВ/N10M-1000A [12].
Плавкі запобіжники напругою вище 1000 В вибирають за конструктивним
виконанням, номінальною напругою та струмом, граничному струму
відключення та потужності, роду установки.
Вибираємо ввідний вимикач навантаження напругою 10 кВ.
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки NEO ВВ/N10M-1000A
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(ввід)=486,19 А Iн=1000 А
іуд =4,4 кА Iм.м.ск.= 52 кА
Іnt =3,13 кА Iвідкл. =20 кА
Вк І2
t t ф 4,42 0,12 2,3 Вк І2 2
m t m 52 0,12 324,4
де Imax(ввід) – розрахунковий струм ввідного вимикача, А;
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 74
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
S
розр
Імах(ввід) ,
3 10,5
8831,7
Імах(ввід) 486,19 А.
3 10,5
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки NEO ВВ/N10M-630A
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(секційний)=243,1 А Iн=630 А
іуд =4,4 кА Iм.м.ск.= 52 кА
Іnt =3,13 кА Iвідкл. =20 кА
Вк І2 2 2 2
t t ф 4,4 0,12 2,3 Вк Іm t m 52 0,12 324,4
де Imax(секційний) – розрахунковий струм ввідного вимикача, А;
0,5 Sрозр
Імах(секційний) ,
3 10,5
0,5 8831,7
Імах(секційний) 243,1 А.
3 10,5
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, для живлення вимірювальних приладів,
вибираються [12]:
– за номінальною напругою
Uвст Uном ; (7.1)
– за номінальним струмом
Іроб.max І1ном , (7.2)
причому номінальний струм повинен бути якомога ближче до робочого
струму установки, оскільки недовантаження первинної обмотки призводить до
збільшення похибок;
– за конструкцією і класом точності;
– за електродинамічною стійкістю.
Слід враховувати, що електродинамічна стійкість у каталозі може
задаватися у двох формах: задано номінальний струм електродинамічної
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 75
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
стійкості iдин або кратність номінального струму електродинамічної стійкості
Кдин .
Умови перевірки на електродинамічну стійкість аналогічні умовам, що
використовуються при виборі вимикачів, але конкретна форма залежить від
параметра, яким стійкість задана у каталозі.
Термічна стійкість у каталозі також може задаватися у одній з двох форм:
– задана кратність номінального струму термічної стійкості Ктер і
допустимий час tтер протікання струму Iтер ;
– задано номінальний струм термічної стійкості Iтер і допустимий час tтер
його протікання.
Далі виконують перевірку за відомими методиками на термічну стійкість.
Для забезпечення обраного класу точності необхідно проводити
розрахунок і перевірку навантаження вторинної обмотки і його співвідношення
з нормованим для даного класу точності.
Попередньо обираємо трансформатор струму напругою 10 кВ типу
ТШЛП-10К.
Таблиця 7.5 – Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані до
трансформатора струму марки
ТШЛП-10К; (600/5)
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(ввід)=486,19 А Iн=2000 А
іуд =4,4 кА ід= 70 кА
Вк І2 2
t t ф 4,4 0,12 2,3 Вк І2
t t т.с. 70 1 70
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:
ΣSприл
rприл ,
I2
2Н
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної
та реактивної енергії та ін.),Sприл 7 ВА.
7
rприл 0,28 .
52
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 76
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Опір контактів rк 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів, Ом:
S 2
2 Н I2 Н (rприл rк )
rпров ,
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. ,
rпров.
25 0,02
Fпров 2,27.
0,22
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом F 2,5
мм2 .
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф .
rпров.ф rприл. rн 0,6 (Ом),
0,2+0,28=0,48<0,6.
Якщо виконується умова тоді обраний трансформатор струму забезпечить
допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
Вибір типу трансформаторів напруги визначається його призначенням. У
результаті аналізу потрібно обрати кількість необхідних однофазних або
трифазних трансформаторів.
Трансформатори напруги обираються:
– за класом напруги в місці встановлення
Uвст Uном ; (7.3)
– за конструкцією і схемою з’єднання;
– за класом точності;
– за вторинним навантаженням
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 77
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
S2 S2ном , (7.4)
де S2ном – номінальна потужність вторинної обмотки у обраному класі
точності. При визначенні потужності враховується схема з’єднання.
Результати розрахунку по формулам (7.1) - (7.4) навантаження основної
обмотки трансформатора для зручності подають у вигляді таблиці 7.6.
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ 1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМИ-10-66У3. Розрахунок навантаження
основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
Потужність, що
Кількість cos споживається
Прилад Тип споживається
котушок P, Q, S,
котушкою, Вт tg
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
Так як номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі
точності 0,5 S2H 120 ВА більше ніж Sф 0,077 ВА, трансформатор напруги
буде працювати з допустимою похибкою.
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Кабелі і шини вибирають за номінальними параметрами (струмом і
напругою) і перевіряють на термічну і динамічну стійкість при КЗ.
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання визначаємо за формулою
Іt tф
Fmin , (7.5)
С
де tф – фіктивний термін дії КЗ;
C – коефіцієнт, що визначається обмеженням допустимої температури
нагрівання кабелю в залежності від його матеріалу, А с / мм2 [12].
Фіктивний термін дії КЗ можна визначити за приблизним виразом
tпр tзах tвідкл , (7.6)
де t зах – тривалість дії захисту, с;
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 78
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
tвідкл – тривалість дії відключаючої апаратури, с.
tпр=0,08+0,12=0,2 с.
У такому разі
3800 0,2
Fmin 20,47 мм2 .
83
Розглянутий нами відрізок кабельної лінії ГПП-ТП4 має переріз F=35 мм2
повністю задовольняє умовам термічної стійкості, під час дії ударних струмів
КЗ Аналогічно виконуємо перевірку інших відрізків високовольтних кабельних
ліній, що застосовуються у кваліфікаційній роботі.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 79
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1000 В,
з якої найбільш поширена – напруга 380 В [14].
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
В процесі експлуатації цехова мережа повинна відповідати вимогам
надійності, можливості росту навантаження, економічності, можливості зміни
місця розташування електроприймачів, безпеці та зручності експлуатації.
Крім вказаних вимог до цехових мереж при її проектуванні і монтажу слід
враховувати умови оточуючого середовища, ступінь відповідальності
установки, ступінь пожежонебезпечності, індустріальності виконання монтажу.
Найважливішою умовою безпеки мереж і зручності їх обслуговування є
правильний їх вибір, який залежить також від технологічного призначення
приміщень цехів. Різноманітні місцеві фактори також впливають на
конфігурацію та схему цехової мережі.
При проектуванні розподілу електроенергії в цехах головне завдання
полягає у виборі раціональної схеми мережі. Розподіл електричної енергії в
цехових мережах може виконуватися за магістральною, радіальною, змішаною
чи замкнутою схемою залежно від територіального розміщення навантажень, їх
величини, від необхідності високого ступеня надійності живлення та інших
характерних особливостей об'єкта, що проектується.
Магістральні схеми широко застосовуються в приміщеннях з нормальним
середовищем і рівномірним розподілом технологічного обладнання.
Радіальні схеми живлення використовують в приміщеннях з любою
середою. Від ТП відходять лінії, які живлять безпосередньо потужні
електроприймачі, або розподільчі пункти (шафи) - ШР і силові шафи, від яких
окремими лініями живляться більш дрібні ЕП. Розподільчі шафи як правило
живляться від цехової ТП кабелями, марка і спосіб прокладки яких
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 80
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
визначається характером середовища в приміщенні.
З урахуванням приведеного вище міркування оберемо схему
електропостачання споживачів цеху та розподілимо їх по відповідним РП,
беручі до уваги технологічні зв'язки, місце розташування обладнання, план
цеху та інші фактори.
При розподілі споживачів по РП використаємо результати розрахунків
електричних навантажень обраного у якості прикладу механообробного цеху
приведених в пункті 1.2.
Враховуючи всі вище приведені міркування, обираємо для живлення
цехових споживачів радіальну схему електропостачання, перевагою якої є
більш висока надійність і зручність експлуатації Схема, що відповідає
приведеним вище критеріям, представлена на рис 8.1.
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної та
електричної частин [7].
В світлотехнічної частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічають найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні характеристики
освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 81
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проектуванні світлотехнічної частини слід також враховувати умови
експлуатації освітлювальної установки.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок загального рівномірного освітлення цеху проводиться методом
світлового потоку (методом коефіцієнта використання).
k з Е min S z
Ф , (8.1)
N η
де k з – коефіцієнт запасу, визначається за довідником kз 1,5 [7];
Еmin – мінімальна освітленість Еmin 200 лк ;
S – площа освітлювального приміщення S=3564 м2;
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення z=1,1 – 1,15;
N – прийнята кількість світильників, шт. ;
- коефіцієнт використання світлового потоку; �� = 0,6.
З таблиці 10.4 [7] приймаємо λе=Lв/h=1, тоді отримаємо відстань між
світильниками
Lв λе h, (8.2)
Lв 1 3,8 3,8 м.
Приблизну кількість світильників визначаємо за виразом
A B
N , (8.3)
L2
в
54 66
N 105,9 106 шт.
5,82
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається з довідкових
таблицям [7] в залежності від типу прийнятого світильника, коефіцієнтів
відбиття від поверхонь приміщення і від індексу приміщення і, який
визначається за виразом:
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 82
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
А В
і ; (8.4)
h(А В)
де ��, ��, 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 протилежному випадку
змінюється кількість світильників і розрахунок повторюється.
54 66
і 5,12 5 .
5,8 (54 66)
1,6 200 3564 1,15
Ф 17685 лм.
106 0,7
Приймаю до встановлення 140 світильників ЛСП-04У з лампами ЛХБ,
Рл=0,065 кВт, що мають світловий потік Фл=4400 лм. Розраховую кількість
світильників в ряду і кількість рядів, приклад розміщення світильників
приведений на рисунку 8.2.
Рисунок 8.2 – Розміщення світильників в цеху
Після прийняття схеми розміщення світильників проводимо перевірку
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу:
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 83
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
n
Ф св μ e i
Е i1 , (8.5)
1000 k з
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника; Фсв = 6000 лм;
– коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників;
μ = 1,2;
∑ e – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових
ізолюкс.
17600 1,1 200
Е 2420 Лк.
1000 1,6
Отримане значення освітленості не повинно бути не меншим ніж на 10 %
значення мінімальної освітленості:
200 ∙ 0,9 = 180 ≤ 183,3 лк.
8.2.3. Електропостачання освітлювальних установок
Відповідно до ПУЕ для живлення світильників загального освітленя
повинна застосовуватися напруга не вище 380/220 В змінного струму при
заземленій нейтралі та не вище 220 В змінного струму при ізольованій нейтралі
і у мережах постійного струму.
Для живлення окремих ламп варто використовувати напругу не вище
220В, що допускається для усіх стаціонарних світильників незалежно від
висоти їхньої установки у приміщеннях без підвищеної небезпеки. В
приміщеннях із підвищеною небезпекою та особливо небезпечних при
установкі світильників загального освітлення з лампами розжарення на висоті
менше ніж 2,5 м при відсутності спеціальної конструкції світильника (виключає
доступ до лампи без застосування необхідного інструмента) використовується
напруга не вище 42 В.
Світильник з люмінесцентними лампами на напругу 127–220 В можна
встановлювати на висоті менше ніж 2,5 м від підлоги за умови неможливості
випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових, шинопроводів та натрієвих ламп,
розрахованих на напругу 380 В та пускорегулюючих апаратів для
газорозрядних ламп, які мають спеціальні схеми (наприклад, трифазні, із
послідовним з’єднанням ламп), застосовується напруга не вище 380 В в тому
числі фазна напруга систем 660/380 В із заземленою нейтраллю при дотриманні
наступних умов:
введення в світильник або ПРА має виконуватися проводом чи кабелем із
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 84
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
мідними жилами та ізоляцією, розрахованою на напругу не менше, чим 660 В;
забороняється уводити в світильник двох або трьох проводів різних фаз
системи 660/380;
нанесення на світильник відмінного знаку із вказівкою використовуваної
напруги «380 В» при встановленні світильника у приміщеннях підвищеною
небезпекою та особливо небезпечних;
забезпечення одночасного відключення всіх фазних проводів, що
вводяться у світильник; це стосується також і багатолампових світильників
системи 380/220 В, за винятком світильників, що встановлюються у
приміщеннях без підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення із лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В у приміщеннях без
підвищеної небезпеки та не вище 42 В для приміщень із підвищеною
небезпекою та особливо небезпечних. Допускається застосування напруги до
220 В для світильників спеціальної конструкції: ті, які є складовою частиною
аварійного освітлення, під’єднаного до незалежного джерела живлення; ті, що
встановлюються в приміщеннях із підвищеною небезпекою (але не особливо
небезпечних).
Для місцевого освітлення допускається застосовувати світильники із
люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В за умовою неможливості
випадкових доторкань до їх струмоведучих частин. Застосування
люмінесцентних ламп місцевого освітлення у вологих, особливо сирих, жарких
і приміщеннях та хімічно активним середовищем допускається тільки у
арматурі спеціальної конструкції.
Для живлення ручних світильників переносного освітлення уприміщеннях
з підвищеною небезпекою і особливо небезпечних повинна використовуватись
напруга не вище 42 В, а при особливо несприятливих умовах – не вище 12 В.
Схеми живлення освітлювальних установок повині забезпечувати:
необхідний рівень надійності живлення;
регламентовані рівні напруги та постійність напруги джерела
живлення;
простоту та зручність експлуатації;
економічність установки.
В більшості випадків освітлювальні навантаженя живляться від силових
цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ з заземленою нейтраллю
вторинної обмотки.
Використання самостійних освітлювальних трансформаторів обмежується
у випадку, коли характер силового навантаження не надає можливості
забезпечити необхідну якість напруги, а також при використанні для силових
навантажень напруги вище 380 В та коли система напруг 380/220 або 220/127 В
недопустима для освітлювальної установки за умовами безпеки.
Освітлювальні мережі поділяються на лінії живлення та групові лінії. Лінія
живлення з’єднує джерело живлення із груповими щитками освітлення. Групові
лінії призначені для приєднання світильників до групових щитків.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 85
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Групові щитки мають ввідний апарат захисту та апарати захисту на кожну
відходячу групову лінію. Згідно ПУЕ на групових лініях струм захисних
апаратів не повинен перевищувати 25 А за винятком ліній, які живлять лампи
розжарювання одиничною потужністю 500 Вт та більше чи газорозрядні лампи
потужністю 125 Вт та більше; в цьому випадку струм захисного апарата не
повинен перевищувати 63 А.
В конструктивному виконанні лінії живлення виконуються шинопроводів
у мережах з заземленою нейтраллю та трифазними у мережах з ізольованою
нейтраллю. Групові лінії бувають однофазними (одна фаза і нейтральний
провід), двофазними (дві фази), двофазними із нульовим проводом (дві фази і
нульовий провід), трифазними (три фази) та трифазними шинопроводів (три
фази і нейтральний провід). Останній тип лінії використовується найбільш
часто, так як дозволяє зменшити переріз провідникового матеріалу і
забезпечити рівномірне навантаження фаз, а також знизити коефіцієнт
пульсації при живленні світильників від різних фаз.
Середня довжина групових ліній системи напругою 380/220 В складає 80
м, для системи з напругами 220/127 В – 60 м, довжина двопровідних групових
ліній – відповідно 35 і 25 м.
Відрізняють радіальні, магістральні та змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рис. 8.3). Радіальні схеми використовують при
високих навантаженнях групових щитків (приблизно 100–200 А) та
забезпечують більш високу надійність живлення. Магістральні схеми
дозволяють заощаджувати провідний матеріал та апаратуру на розподільчих
пунктах, але мають меншу надійність живлення. Змішані схеми отримали
найширше поширення через їхню гнучкість.
Рисунок 8.3 – Типи схем електропостачання освітлювальних
установок: а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Для живлення освітлювальних установок обираю радіальну схему
відповідно для умови забезпечення високої надійності живлення.
Систему аварійного освітлення планують живити перехресним способом, а
саме від іншого трансформатора по відношенню до трансформатора робочого
освітлення (рисунок 8.4).
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 86
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.4– Схема електропостачання освітлювальних установок від
двохтрансформаторної підстанції
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення
Розрахункова потужність освітлювальних установок визначається за
допомогою світлотехнічного розрахунку після вибору потужності та кількості
світильників, тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
Для освітлювальних установок з лампами розжарювання розрахункова
потужність (Рроз, кВт) визначається за виразом
п
Рроз кп Рном.і ,
і1
де кп– коефіцієнт попиту;
п
Рном.і – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт;
і1
п – кількість груп світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА
п
Рроз кп кдод Рном.і ,
і1
106
Рроз 11,120,26 27,56 Вт.
і1
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, що складає для люмінесцентних ламп зі
стартерною схемою запалювання 1,25; при безстартерних схемах запалювання
1,3; для ламп ДРЛ – 1,12; ДРИ, ДНаТ – 1,15; ДКсТ – 1,1.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 87
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Коефіцієнти попиту для розрахунку навантажень робочого освітлення в
живлячій мережі приведені в таблиці 4.1 [7].
Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок мережі
аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за припустимим 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 нормується ПУЕ [1], при цьому кожному
перерізу проводу або кабелю в залежності від його конструкції і роду
прокладання відповідає допустимий нормований струм (Ідоп, А). У такий спосіб
у практичних розрахунках користуються готовими таблицями довгостроково
допустимих навантажень, регламентованих ПУЕ і нормативами.
Зазначені таблиці складені для визначених температурних режимів
повітря і землі, що складають відповідно +250С та +150С, при відмінності
фактичних температур від зазначених використовується таблиця коефіцієнтів
перерахування, що приведена в ПУЕ [1].
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є
Ідоп І роз ,
де Іроз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі. Розрахунковий
струм в залежності від системи виконання мережі визначається виразами:
- для однофазних двопровідних мереж (1ф + N)
Рроз 103
І роз ;
Uф cos
- для двофазних трипровідних мереж (2ф + N)
Р 3
І роз 10
роз ;
2 Uф cos
- для трифазних чотирипровідних мереж (3ф + N)
Р 3
роз 10 Р 103
І роз роз .
3 U л cos 3 Uф cos
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 88
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
де Рроз– розрахункова потужність, кВт;
Uф, Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cosφ– коефіцієнт потужності, для мереж з лампами розжарювання
cosφ=1; для мереж з люмінесцентними лампами cosφ=0,95; для газорозрядних
ламп типу ДРЛ, ДРИ, ДНаТ з конденсаторами cosφ=0,9; без конденсаторів –
cosφ=0,57.
Враховуючи, що кількість світильників, що підключаються на одну фазу
групової мережі не повинна перевищувати для ламп ДРЛ 20 штук, приймаємо
симетричне розподілення ламп.
Групові лінії освітлювальної мережі цеху виконуємо у вигляді трифазних
чотири провідних мереж (3ф+N).
Розрахунковий струм провідника від шин 0,4 кВ до магістральних щитків
робочого освітлення при обраній схемі визначається за співвідношенням:
Р
І вст 27,56
р.осв 46,5 А.
3 Uн cos 3 0,38 0,9
Згідно отриманих даних обираємо переріз живлячого провідника щитка
освітлення за співвідношенням
Ідоп = 1,25 ∙ Іроз
Ідоп = 1,25 ∙ Іроз = 1,25 ∙ 46,5 = 58,1 А
Для живлення обираємо алюмінієвий чотирижильний кабель типу АВВГ
(3х6)+(1х4) з допустимим струмом Ідоп.=50 А.
Розрахунок цехової 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.
У післяаварійних режимах на затисках газорозрядних ламп напруга не
повинна бути нижчою 90%Uном, на інших лампах – не нижчою 88%Uном.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 89
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Величина допустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від
джерела живлення до найбільш віддаленої лампи повинна складати:
∆��м = ��хх − ∆��тр − �� , (8.6)
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 �� , (8.7)
де �� , �� – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого
замикання трансформатора (��КЗ), %;
cos �� – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
�� – коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення розрахункового
навантаження трансформатора до його номінальної потужності).
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (%) визначаються за виразами:
100 ∙ ��КЗ
�� = ; (8.8)
��ном.тр
�� = ��КЗ − ��а , (8.9)
де ��КЗ – втрати потужності короткого замикання трансформатора, кВт;
��ном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без урахування
індуктивного опору провідників.
100 ∙ 8,5
�� = = 1,34 %;
630
�� = 5,5 − 1,34 = 5,33 %;
∆��тр = 0,87 ∙ (1,34 ∙ 0,9 +5,33 ∙ 0,44) = 3,08 %;
∆��м = 105 − 3,08 − 97,5 = 4,42 %
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 90
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається за виразом:
��
∆�� = , (8.10)
�� ∙ ��
де �� – момент освітлювальногонавантаження, кВт∙м;
�� – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника [7, ст. 40 таблиця 14];
�� – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими
співвідношеннями.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки:
�� = �� ∙ �� , (8.11)
де �� – відстаньвід щитка до найвіддаленішого світильника лінії;
�� – потужність лінії.
Рисунок 8.6 – Схема підключення світильників
�� = �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� ;
�� = 8 ∙ 2,45 + 16 ∙ 2,45 + 24 ∙ 2,45 + 32 ∙ 2,45 + 40 ∙ 2,45 + 48 ∙ 2,45
= 411,6 кВт ∙ м;
411,64
∆�� = = 0,55 %
46 ∙ 16
От же умова виконується, втрата напруги у найбільш віддаленій точці не
перевищує 5%.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 91
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шино проводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1 кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової
електричної мережі номінальна напруга мережі Iном, результати розрахунку
навантаження цеху (розділ 1).
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.
Перевірці на економічну густину струму, згідно п. 1.3.28 ПУЕ [1] не
підлягають:
мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ за числа
годин використання максимуму навантаження підприємств до 4000 - 5000;
- відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1 кВ, також
освітлювальні мережі промислових підприємств;
- збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих і закритих
розподільчих установок всіх напруг;
- мережі тимчасових споруд, а також пристрої з терміном служби 3-5 років.
Вибір перерізу провідників по технічним умовам включає: вибір по
умовам теплового нагріву; по їх пропускної спроможності і умовами захисту;
термічну стійкість до струмів короткого замикання; втрати напруги; механічна
міцність.
На механічну міцність перевіряються голі проводи і приймаються перерізи
з умов механічної міцності для алюмінієвих F> 35 мм2 і стальних F>25 мм2.
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.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 92
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
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, від того, чи потрібно захищати мережу від перевантаження, від
температури умов оточуючого середовища, характеру приміщення і типу
ізоляції провідника. Попередньо необхідно обрати марку провідника,
визначитися з умовами його прокладання, а потім виконати розрахунок.
Переріз провідника цехової мережі обирається за розрахунковим струмом
таким чином, щоб провідники при струмах навантаження, які відповідають
роботі у тривалому режимі і умовам нормованої для них температури
середовища, не перегрівалися більше допустимих.
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне струмове
навантаження за півгодинний інтервал часу Іроз .
Основним завданням розрахунку цехових електричних мереж є вибір
перерізу кабелів, проводів шино проводів і захисних апаратів.
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 співвідношення
Р
I ном
розр ,
3 U ном cos
де Рном – номінальна потужність згідно з завданням, кВт ;
Uн = 0,38 кВ.
Умовами вибору ліній живлення [1] є виконання співвідношення:
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 93
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
I роз К у .п Iн.доп.л .
де Iн.доп.л – 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 (табл. 1.3.3 ПУЕ),
співвідношення прийме вид
Iн.доп.л I макс 1,25 I р ,
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі живлення
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.1
Таблиця 8.1 – Вибір перерізу живлячого кабелю
Назва споживача Iр, А Iмакс.,А Iдоп.кабелю, А Марка
Змішувач 6,4 8 19 АВВГ(4×2,5)
Екструдер 68,7 85,9 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Вальцювальна машина 64,6 80,8 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Намотувальна машина 30,8 38,5 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Компресор 11,7 14,6 19 АВВГ(4×2,5)
Охолоджувальний вентилятор 31,8 39,8 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Насос холодної води 9,8 12,3 19 АВВГ(4×2,5)
Фарбувальна установка 58,5 73,1 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Вентилятор витяжний 3,9 4,9 19 АВВГ(4×2,5)
Тельфер 16,4 20,5 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Вентилятор приточний 28,1 35,1 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Пересувний вивантажувач 69,3 86,6 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Освітлення 27,5 46,5 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Розподільчий пункт РП-1 174,4 218 240 АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-2 178,3 222,8 240 АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-3 174,4 218 240 АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-4 174,4 218 240 АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-5 178,3 222,8 240 АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-6 174,4 218 240 АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-7 141,2 176,5 200 АВВГ(3×70)+(1×35)
Розподільчий пункт РП-8 141,2 176,5 200 АВВГ(3×70)+(1×35)
Розподільчий пункт РП-9 124,8 156 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-10 124,8 156 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-11 70,2 87,7 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Конденсаторна установка 152 190 200 АВВГ(3×70)+(1×35)
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
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 94
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
відрізняється від зазначеної в 1.3.12 ПУЕ, застосовуємо коефіцієнти, наведені в
табл. 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху враховуємо за допомогою
відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3.
В умовах після аварійного режиму перевірку ввідних кабелів до
розподільчих пунктів РП не здійснюємо, так як при включенні АВР на шинах
0,38 кВ, релейний захист автоматично відключає таку кількість споживачів, що
підключені до секцій шин РУНН, що післяаварійний струм не перебільшує
Ірозрп.
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
двотрансформаторної 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 8.7.
Рисунок 8.7 – Розрахункова схема
Повний розрахунок відхилення напруги послідовно уздовж ланцюга
РУ НН ГПП – потужний споживач включає в себе визначення відхилення
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 95
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
напруги на двох ділянках – Л1 та Л2.
Наша мета – визначення відхилення напруги цехової мережі від КТП до
споживача, тобто на ділянці Л2
Відхилення напруги δU відносно Uном в любої точці мережі
розраховується згідно співвідношення
U UЦЖ (%) UТ (%) - U(%),
де UЦЖ (%) – відхилення в центрі живлення,
UТ (%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором,
U(%) – сума втрат напруги від центра живлення до розрахункової
точці мережі.
Втрати напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше встановлених [14] та ДСТУ EN 50160:2014.
Співвідношення для нашого випадку з врахуванням того, що напруга на
затискачах найбільш віддалених електроприймачів не повинна бути нижче
КU U , має вид
Uном - UТ - UЛ2 КU U% ,
де UТ , U Л2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми
(рисунок 8.7),
КU – коефіцієнт, що враховує відхилення напруги згідно [14] або ДСТУ
EN 50160:2014.
Розрахунок втрати напруги на ділянці Л2 від шин цехової підстанції до
віддаленого споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить
споживача від РП, так як його переріз менше ніж переріз кабелю від шин ТП до
РП. Отримані таким чином відхилення напруги будуть більше реальних, але в
тому разі, коли і вони не будуть перевищувати норму, реальні відхилення тим
більше будуть задовольнять нормі.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються формулою
U UЛ2 3 Iроз Л LКЛ rо cos xо sin .
Втрати напруги UТ на цеховому трансформаторі
S
UТ max (Uа cos U
S р sin) ,
ном Т
де Smax – максимальне навантаження одного трансформатора,
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 96
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Sном Т – номінальна потужність трансформатора,
Р
Uа КЗ 100% – активна складова напруги КЗ,
Sном Т
U 2 2
р UКЗ - Uа – реактивна складова напруги КЗ.
Значення РКЗ , UКЗ – каталожні дані для конкретного трансформатора,
1
значення Smax як правило, лежить в діапазоніSmax SТП S
2 ТП .
При необхідності, може бути задіяна «добавка» UT , яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» UT регулюється зміною
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта
трансформації, за співвідношенням
W
U2 U 2
1 .
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі.
Значення UT , залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.2.
Таблиця 8.2 – Значення UT , залежно від відгалуження
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
��ном 745
��р = = = 43 А;
√3 ∙ 10 √3 ∙ 10
де ��ном- повна потужність цеху, кВа;
��кл – довжинакабеля, який живить споживача; ��кл = 100 м;
�� , �� – активнийта індуктивний опори кабелю АСБГ(3х16) Ідоп = 90 А; �� =
2,4 Ом/км, �� = 0,084 Ом/км .
∆��л = √3 ∙ 43 ∙ 0,1 ∙ (2,4 ∙ 0,92 + 0,084 ∙ 0,4) = 16,6 В = 1,2%
100 − 3,08 − 1,2 = 95,7 ≥ 95 %.
Таким чином відхилення напруги вздовж ланцюга «РУ НН КТП –
віддалений потужний споживач» не виходить за допустимі значення.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 97
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф тощо).
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма
внутрішніми електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на єдиній
конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних приєднань тощо.
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб з
врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних
комплектних установок.
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ необхідно
здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність робочій напрузі і
струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі, заданому класу точності,
умовам експлуатації тощо), так і за умовами роботи в разі короткого замикання
з урахуванням термічних і електродинамічних впливів, комутаційної
спроможності.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик ( кількості приєднаних електроприймачів, сумарного струму
Іроз,РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). Іроз, РП визначається за виразом
Іроз,РП Іном КП ,
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.
Вибір розподільчого пункту
Пункт розподільний ПР11 (рисунок 8.8) призначений для розподілу
електричної енергії, захисту електричних установок при перевантаженнях і
струмах короткого замикання, для нечастих оперативних включень і
відключень електричних ланцюгів і пусків асинхронних двигунів. ТзОВ «ВКТ
Електрощит» в якості офіційного представника заводу «Електрощит» реалізує
апарати даних і інших моделей за цінами виробника.
Розрахований на номінальну напругу Uном =660 В.
Кількість автоматичних вимикачів для встановлення становить,
- трьохполюсних від 10 до 63 А, – 9 шт;
- трьохполюсних від 160 до 250 А, - 3 шт.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 98
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.8 –Пункт розподільчий ПР11
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок виконуємо, згідно ПУЕ розділ 1.4.9 – 1.4.13, методом
іменованих одиниць. При розрахунках струмів короткого замикання мережі 0,4
кВ., враховуємо всі активні і реактивні елементи мереж, включаючи опори
трансформаторів струму, автоматичних вимикачів, перехідних опорів
контактних з`єднань.
Розрахункова схема і схема заміщення для розрахунків струму к.з.,
приведена на рисунку 8.9.
Величину струму к.з., визначаємо за виразом
(3) U
І 0
к.з. ,
3 Z
де U0 – напруга х.х. вторинної обмотки трансформатора, В, U0=1,05.Uн;
Z – повний опір до точки к.з.;
Для визначення трьохфазного струму к.з. в першій контрольній точці (К1),
спочатку визначимо опори елементів її схеми заміщення, згідно рисунку 8.9.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 99
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Активну складову опору трансформатора rтр (Ом) розраховуємо за виразом
ΔР 103
rтр к.з ,
3 І2
н.тр
де ΔРкз – потужність к.з. трансформатора, кВт;
7,6 103
rтр 0,0028Ом.
3 958,3
Ін.тр – номінальний струм вторинної обмотки трансформатора, А;
K2
rтр rпр
Q
FU хтр хав
rав rав
T
хав хш
SF
rтс rш
T1
K1 хтс хав
rш rав
хш хл
K2
rпр rл
K1
Рисунок 8.9 – Електрична схема і схема заміщення частини мережі 0,4 кВ
S
н.тр
І 103
н.тр ,
3 Uн
630
І 3
н.тр 10 958,3 А.
3 380
Повний опір дорівнює
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 1 00
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
U 2 3
z к.з. Uн 10
тр ,
100 Sн.тр
5,5 3802 103
z тр 0,0126Ом.
100 630
Індуктивна складова опору трансформатора хтр Ом
х 2 2
тр z тр rтр ,
х 2 2
тр 0,0126 0,0028 0,0123 Ом.
Визначимо повний опір схеми заміщення до точки короткого замикання К1
n 2 m
Z
(К1) r
i x i ,
i1 i1
Z(К1) r 2 2
тр rав rтс rш rпр х тр х ав х тс х ш ,
0,0028 0,00014 0,00002 0,00003 0,000082
Z(К1) 0,013 Ом.
0,0123 0,00008 0,00002 0,0000142
Величину струму к.з., в розрахунковій точці К1 визначаємо за виразом
(3) U
І 0
к.з.(К1) ,
3 Z
де U0 – напруга х.х. вторинної обмотки трансформатора, В, U =1,05.
0 Uн;
Z – повний опір до точки к.з.;
(3) 399
Ік.з.(К1) 17,99 кА.
3 0,013
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
пр х 2
(К1) х ш х ав х л х ав ,
0,00303 0,0001 0,0001 0,0223 0,00017 0,000082
Z(К2) 0,01462
0,0124 0,00013 0,00025 0,0000306 0,000652
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 1 01
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
де активний rл (Ом) і індуктивний хл (Ом) опір кабельної лінії знаходимо за
виразами
lл 103
rл ,
γ F
де lл – довжина кабельної лінії, Ом;
γ – провідність матеріалу, (АL=0,032 км/Ом.мм2);
F – поперечний перетин провідника, мм2.
0,005 1000
rл 0,0223 Ом .
32 70
х л lл х 0 ,
х л 0,005 0,0000057 0,00000029 Ом.
Величину струму к.з., в розрахунковій точці К2 визначаємо за виразом
І (3) U
к.з.(К2)
0 ,
3 Z(К2)
(3) 399
Ік.з.(2) 15,77 кА.
3 0,01462
8.4.5 Розрахунок струму однофазного КЗ
Особливу увагу в мережах напругою до 1 кВ з глухо заземленою
нейтраллю слід приділяти розрахунку однофазного КЗ.
Якщо електропостачання електроустановки напругою до 1 кВ
здійснюється від енергосистеми за допомогою понижуючого трансформатора,
розрахунок струму ( )
��КЗ однофазного короткого замикання з достатньою
точністю можна здійснювати за наступною спрощеною формулою:
( ) √3 ∙ ��ср.НН
��КЗ = , (8.19)
(2�� + �� ) + (2�� + �� )
де �� , �� – результуючі (сумарні) активний та індуктивний опори прямої
послідовності ланцюга КЗ;
�� , �� –результуючі (сумарні) активний та індуктивний опори нульової
послідовності відносно точки КЗ.
�� = �� + ��р + ��ТА + ��кв + ��к + �� ш + �� кб + �� пл + ��д; (8.20)
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 1 02
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
�� = �� + ��р + ��ТА + ��кв + �� ш + �� кб + �� пл, (8.22)
де �� , �� – активний та індуктивний опір нульової послідовності
понижуючого трансформатора;
��р, ��р – активний та реактивний опір нульової послідовності реактора;
��ТА, ��ТА – активний та індуктивний опір нульової послідовності
трансформатора струму;
��кв, ��кв – активний та індуктивний опір нульової послідовності струмових
котушок вимикача;
��к – активний опір контактних з’єднань;
�� ш, �� ш – активний та індуктивний опір нульової послідовності
шинопроводу;
�� кб, �� кб – активний та індуктивний опір нульової послідовності кабелю;
�� пл, �� пл – активний та індуктивний опір нульової послідовності
повітряної лінії;
��д – активний опір електричної дуги.
Згідно вихідних даних частка однофазних електроприймачів є незначною,
а їх склад не постійним. Тому з урахуванням цих факторів, а також того, що
вище були розраховані трифазні максимальні струми КЗ, розрахунок струмів
однофазного КЗ здійснювати не потрібно.
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист цехових електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно
глави 3.1 ПУЕ [1].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
- збільшення струму внаслідок перевантаження;
- збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
- збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всых елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
Перевантаження є найменш небезпечне і вряді випадків допускається
відмовлятися від застосування захисту провідників від перевантаження.
Згідно гл. 3.1 ПУЕ мають бути захищеними від перевантаження:
- мережі всередині приміщень, виконані, виконані відкрито
прокладеними провідниками з горючою зовнішньою оболонкою або
ізоляцією;
- освітлювальні мережі в службово-побутових приміщеннях
промислових підприємств, включаючи мережі для побутових і
переносних електроприймачів, а також у пожежонебезпечних зонах;
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 1 03
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
- силові мережі на промислових підприємствах – тільки в разі, якщо за
умовами технологічного процесу або за режимами роботи мережі
може виникати тривале перевантаження провідників;
- мережі всіх видів у вибухонебезпечних зонах.
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Приводяться особливості місць встановлення та розташування апаратів
захисту.
У якості апаратів захисту, як правило, мають застосовуватися автоматичні
вимикачі або запобіжники. На сучасних підприємствах найбільше поширені
більш досконалі автоматичні вимикачі, які мають очевидні переваги. При
виборі автоматичних вимикачів слід орієнтуватися на апарати типу ВА, які
відповідають ДСТУ 3020-95, виконані стандарті DIN, мають одно-, дво-, три- і
чотириполюсне виконання.
Вибір автоматичних вимикачів в загальному випадку проводять з
врахуванням електричних характеристик електроустановок, умов експлуатації,
експлуатаційних вимог: селективності відключення, вимогам до дистанційного
керування та індикації і тощо. У цілому при такому виборі слід, в першу чергу,
користуватися технічною документацією на конкретні апарати. При виборі
уставок струму автоматичних вимикачів необхідно враховувати різницю в
характеристиках і погрішності у роботі розчеплювачів.
Існують наступні вимоги до вибору автоматичних вимикачів, яких слід
дотримуватися при виконанні випускної роботи бакалавра:
– номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги мережі;
– відключаюча здатність повинна бути розрахована на максимальні струми
КЗ, що протікають по елементу, що захищається;
– номінальний струм розчеплювача повинен бути не менше найбільшого
розрахункового струму навантаження, що тривало протікає по елементу, що
захищається
Iном.роз. Iроз ;
автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному режимі
роботи елементу, що захищається, тому струм уставок сповільненого
спрацювання розчеплювача, що регулюються, слід обирати за умовою
Iном.роз (1,11,3) Iроз
(для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим розчеплювачом
достатньо виконання попередньої умови);
– при допустимих короткочасних перевантаженнях елемента, що
захищається, автоматичний вимикач не повинен спрацьовувати; це досягається
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 1 04
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
вибором уставки миттєвого спрацювання електромагнітного розчеплювача за
умовою
Iном.розч.е (1,25 1,35) iп ,
де іп – пікове навантаження елементу, що захищається.
Іп – пікове навантаження групи елементів, що захищається.
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.5.
У таблиці 8.5 введені такі позначення:
ІНА.В.– номінальний (установчій) струм автоматичного вимикача;
Iроз – номінальний струм розчеплювача вимикача (незалежно від його
виду);
ІНТ.Р. – номінальний струм теплового розчеплювача;
ІНЕ.Р. – номінальний струм електромагнітного розчеплювача;
ІП – струм пікового навантаження: ІП (5 7) Iроз .
Як варіант, можуть використовуватися апарати серії ВА: автоматичні
вимикачі, що призначені для групового захисту розподільчих пунктів, які
мають дві системи захисту – електротеплову і електромагнітну, та виконані
згідно ГОСТ 14254-2015 зі ступенем захисту не нижче ІР30.
Для автоматичних вимикачів серії ВА, що виконані в стандарті DIN, для
струму електромагнітного розчеплювача в залежності від характеристики
(С, В чи D) виконується співвідношення:
ІНЕ.Р. 35 ІНТ.Р ; ІНЕ.Р. 510 ІНТ.Р. або ІНЕ.Р. 1014 ІНТ.Р. .
Керуючись вказаними вище критеріями: формулам , згідно каталожним
даних [20] обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.3.
Після визначення типу і параметрів вимикачів, обрана схема головних
з’єднань комплектної трансформаторної підстанції КТБ буде мати вид, що
приведений на окремому листу графічної частини.
Таблиця 8.3 – Вибір автоматичних вимикачів
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
Змішувач 6,4 7,1 ВА47-29 63 8 500
Екструдер 68,7 75,6 ВА47-100 100 80 1000
Вальцювальна машина 64,6 71,1 ВА47-100 100 80 1000
Намотувальна машина 30,8 33,9 ВА47-29 63 40 500
Компресор 11,7 12,9 ВА47-29 63 13 500
Охолоджувальний вентилятор 31,8 35 ВА47-29 63 40 500
Насос холодної води 9,8 10,8 ВА47-29 63 13 500
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 1 05
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 8.3
1 2 3 4 5 6 7
Фарбувальна установка 58,5 64,4 ВА47-100 100 80 1000
Вентилятор витяжний 3,9 4,3 ВА47-29 63 6 500
Тельфер 16,4 18 ВА47-29 63 20 500
Вентилятор приточний 28,1 30,9 ВА47-29 63 32 500
Пересувний вивантажувач 69,3 76,2 ВА47-100 100 80 1000
Освітлення 27,5 30,3 ВА47-29 63 32 500
Розподільчий пункт РП-1 174,4 191,8 ВА88-35 250 200 2500
Розподільчий пункт РП-2 178,3 196,1 ВА88-35 250 200 2500
Розподільчий пункт РП-3 174,4 191,8 ВА88-35 250 200 2500
Розподільчий пункт РП-4 174,4 191,8 ВА88-35 250 200 2500
Розподільчий пункт РП-5 178,3 196,1 ВА88-35 250 200 2500
Розподільчий пункт РП-6 174,4 191,8 ВА88-35 250 200 2500
Розподільчий пункт РП-7 141,2 155,3 ВА88-33 160 160 1600
Розподільчий пункт РП-8 141,2 155,3 ВА88-33 160 160 1600
Розподільчий пункт РП-9 124,8 137,3 ВА88-33 160 160 1600
Розподільчий пункт РП-10 124,8 137,3 ВА88-33 160 160 1600
Розподільчий пункт РП-11 70,2 77,2 ВА47-100 100 80 1000
Конденсаторна установка 152 167,2 ВА88-35 250 200 2500
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряються за захищеність за умовою:
��сх ∙ ��доп ≥ ��зах ∙ ��зах, (8. 23)
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 Ір= 69,3 А, Ідоп.л=100А, Ізах=80 А.
1 ∙ 100 ≥ 1 ∙ 80 А
Таким чином мережа захищена.
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання
Цим розрахунком проводиться перевірка обраного провідника на його
термічну стійкість до струмів КЗ.
Для цього розрахунку необхідно знати:
1) дійсний час t протікання струму КЗ, який дорівнює
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 1 06
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
t tзах tвим ,
де tзах – час дії захисту ;
tвим – час вимикання апарату;
2) усталене значення струму КЗ, І ;
3) надперехідне значення струму КЗ, І / / ;
4) приведений час tпр , протягом якого стале (значення струму КЗ І
виділяє таку ж кількістю тепла, що й змінний в часі струм КЗ за дійсний час t .
Приведений час tпр визначається складовими часу періодичної tпр(п) і
аперіодичною tпр(а) складових струму КЗ:
tпр tпр(п) tпр(а) .
Значення tпр(п) при дійсному часу t 5 c знаходиться по кривих
залежності t / / / / / /
прп f , де I / I .
Криві приведеного часу періодичної складової струму КЗ в залежності від
для різних значений t беруть з довідкової літератури.
Приведений час аперіодичної складової струму КЗ
tпр(а) 0,005 / / .
При дійсному часі t 1 c величину tпра не враховують.
Переріз кабелю на термічну стійкість в трифазному КЗ перевіряється за
формулою
I tпр
Smin ,
С
де C – коефіцієнт, що відповідає різниці виділеної теплоти в провіднику
після і до КЗ.
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції
Оскільки серед електроприймачів цеху, як правило, відсутні
електроприймачі, що значно впливають на якість електроенергії, то обрану
цехову мережі перевіряють на допустимі відхилення напруги у споживачів.
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 1 07
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
віддалених електроприймачів не повинна бути не нижче 0,95 ∙ ��ном. В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах ТП не повинна перевищувати
5% номінальної напруги, тобто �� ∙ �� ≤ 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30% від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги:
�� ∙ �� = �� − ∆��тр + ��м + ∆��сп ≥ −5, (8.24)
де �� – величина додаткової напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі, %;
∑ ��м – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача, %;
�� – кількість послідовних магістралей до споживача;
∆��сп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
−5% - припустиме усталене відхилення напруги згідно [14].
Знайдемо відхилення напруги до найбільш віддаленого споживача.
Оскільки напруга на затискачах найбільш віддалених споживачів повинна
становити не менше 0,95 ∙ ��ном, формула 8.24. матиме вигляд:
��ном − ∆��т − ∆��л ≥ 95 %, (8.25)
де ∆��т – втрати напруги у трансформаторі.
∆��л – втрати напруги у лінії, що живить споживача:
Нами проведено розрахунок втрат напруги у мережі 10 і 0,38 кВ: а саме –
п. 5.2 (Розрахунок перерізу розподільчих мереж) і п. 8.3.3 (Розрахунок
електричної мережі за втратами напруги).
Так як відхилення по напрузі нами не виявлено, то нема потреби у зміні
відгалужень трансформатора.
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
Електропостачання сучасних промислових підприємств базується, в
основному, на використанні комплектного крупноблочного обладнання:
комплектних трансформаторних підстанцій, комплектних розподільчих
установок різних напруг та призначення, комплектних струмопроводів, щитків,
тощо.
При використанні комплектного обладнання підвищується якість систем
електропостачання, надійність її роботи, зручність і безпека обслуговування,
забезпечується швидке розширення та мобільність електрогосподарства.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 1 08
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення
створюються простими у будівельному відношенні. Повністю закриті
комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у виробничих
приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
План і розріз обраної конкретної підстанції приводиться у графічної
частині кваліфікаційної роботи.
Комплектна трансформаторна підстанція, що обрана намив в якості
джерела живлення у цехової мережі, складається з силових трансформаторів,
ввідних шаф зі сторони високої напруги, розподільчих установок низької
напруги. Для нашого випадку з врахуванням розмірів приміщення, у якому
розташовано КТП, обрано дворядне виконання підстанції.
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.
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 8.10 приведена типова комплектна трансформаторна
підстанція внутрішньоцехового розташування.
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо
комплектну трансформаторну підстанцію КТПЦ ТОВ «ЕЛІЗ» (Запоріжжя).
Обрана двотрансформаторна підстанція КТПЦ-630/10/0,4-04 У3
призначена для надійного електропостачання промислових об’єктів, має
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 1 09
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
потужність трансформатора 630 кВ∙А, з захистом і автоматикою, що виконана
на мікропроцесорних блоках типу БМРЗ-0.4.
Рисунок 8.10 - Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування
Склад підстанції КТПЦ-630/10/0,4-04 У3:
1. Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН).
2. Силовий трансформатор.
3. Кожух виводів силового трансформатору.
4. 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
однорядна.
Для прикладу на рисунку 8.11 приведено загальний вид шафи секційного
вимикача, на рисунку 8.12 – загальний вид шафи управління.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 1 10
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.11 – Загальний вид шафи Рисунок 8.12 – Загальний вид шафи
секційного вимикача: управління:
1 – шафа секційного вимикача; 2 – відсік 1 – шафа управління; 2 – відсік збірних шин; 3
збірних шин; 3 – клапан розвантаження; 4 – – клапан розгрузки; відсік клемного блоку; 5 –
відсік клемного блоку; 5 - відсік секційного відсік релейного блоку; 6 – відсік шинок
вимикача; 6 – відсік релейного блоку; 7 – управління
відсік шинок управління; 8 – відсік шин
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії ТМЗ
11 (трансформатор масляний), що виготовляється у герметичному гофробаку і
не потребує обслуговування на протязі всього терміну експлуатації. Загальний
вид трансформатору серії ТМ приведено на рисунку 8.13.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 1 11
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.13 – Загальний вид трансформатору серії ТМЗ
Конструкція і компоновка трансформаторної підстанції КТПЦ-
630/10/0,4-04 У3 приведено на листу 6 графічної частини кваліфікаційної
роботи.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 1 12
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
9 IНДИВIДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Розробка мікропроцесорного пристрою
керування екструдерною установкою
9.1 Полімери, їх класифікація і основні фізико-хімічні властивості
Полімерні речовини упровадилися у всі сфери людської діяльності -
техніку, охорону здоров'я, побут. Щодня ми стикаємося з різними пластмасами,
гумами, синтетичними волокнами. Полімерні матеріали володіють багатьма
корисними властивостями: вони високостійкі в агресивних середовищах,
хороші діелектрики і теплоізолятори. Деякі полімери володіють високою
стійкістю до низьких температур, інші - водовідштовхувальними
властивостями і так далі.
Недоліками багатьох високомолекулярних з'єднань є схильність до
старіння і, зокрема, до деструкції - процесу зменшенню довжини ланцюга і
розмірів молекул. Деструкція може бути викликана механічними
навантаженнями, дій світла, теплоти, води і особливо кисню і озону. Процес
зменшення ланцюга йде за рахунок руйнування зв'язків С-С і утворення
радикалів, які у свою чергу, сприяють подальшому руйнуванню полімерних
молекул.
Полімерні молекули є обширним класом з'єднань, основними відмітними
характеристиками яких є велика молекулярна маса і висока конформаційна
гнучкість ланцюга. Можна з упевненістю сказати, що і всі характеристичні
властивості таких молекул, а також пов'язані з цими властивостями можливості
їх застосування обумовлені вищезгаданими особливостями. Великий інтерес
таким чином представляє дослідження можливості апріорного прогнозу
хімічної і фізичної поведінки полімеру на підставі аналізу його будови. Таку
можливість надають методи молекулярної механіки і молекулярної динаміки,
реалізовані у вигляді комп'ютерних розрахункових програм.
Класифікація полімерів. За походженням полімери діляться на природні
(біополімери), наприклад білки, нуклеїнові кислоти, смоли природні, і
синтетичні, наприклад вініл, поліпропілен, смоли феноло-формальдегідів.
Атоми або атомні групи можуть розташовуватися в макромолекулі у вигляді:
відкритому ланцюгу або витягнутій в лінію послідовності циклів (лінійні
полімери, наприклад каучук натуральний); ланцюги з розгалуженням
(розгалужені полімери, наприклад амілопектін), тривимірної сітки (зшиті
полімери, наприклад епоксидні смоли). Полімери, молекули яких складаються з
однакових мономірних ланок, називаються гомополімерами (наприклад
полівінілхлорид, полікапроамід, целюлоза).
Макромолекули одного і того ж хімічного складу можуть бути
побудовані з ланок різної просторової конфігурації. Якщо макромолекули
складаються з однакових стереоізомерів або з різних стереоізомерів, що
чергуються в ланцюзі в певній періодичності, полімери називаються
стереорегулярними.
Полімери, макромолекули яких містять декілька типів мономірних ланок,
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 1 13
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
називаються сополімерами. Сополімери, в яких ланки кожного типу утворюють
достатньо довгі безперервні послідовності, що змінюють один одного в межах
макромолекули, називаються блоксополімерами. До внутрішніх (некінцевим)
ланок макромолекули однієї хімічної будови можуть бути приєднані одна або
декілька ланцюгів іншої будови. Такі сополімери називаються прищепленими.
Полімери, в яких кожен або деякі стереоізомери ланки утворюють
достатньо довгі безперервні послідовності, що змінюють один одного в межах
однієї макромолекули, називаються стереоблоксополімерами.
Залежно від складу основного (головною) ланцюга полімери, ділять на:
гетероланцюгові, в основному ланцюзі яких містяться атоми різних елементів,
частіше за весь вуглець, азоту, кремнію, фосфору, і гомоланцюгові, основні
ланцюги яких побудовані з однакових атомів. З гомоланцюгових полімерів
найбільш поширені карболанцюгові полімери, головні ланцюги яких
складаються тільки з атомів вуглецю, наприклад вініл, поліметілметакрілат,
політетрафторетілен. Приклади гетероланцюгових полімерів - поліефіри
(поліетілентерефталат, полікарбонати), поліаміди, мочевиноформальдегідні
смоли, білки, деякі кремнійорганічні полімери. Полімери, макромолекули яких
разом з вуглеводневими групами містять атоми неорганогених елементів,
називаються елементоорганічні. Окрему групу полімерів утворюють
неорганічні полімери, наприклад пластична сірка, поліфосфонітрілхлорид.
9.2 Розробка схеми контролю екструдерної установки
Пристрій контролю екструдерної установки представляє собою
мікроконтролерну схему контролю температурного режиму витягування вінілу
сирця в екструдерній установці, до складу якої входить стабілізований
регулятор потужності двигуна подачі повітря в робочу зону екструдера, який
призначений для створення та підтримання необхідного теплового потоку за
допомогою якого здійснюється витягування вінілової «труби» в екструдер ній
установці.
Функціональна блок-схема контролю екструдерної установки. Блок-схема
пристрою контролю наведена на рисунку 9.1.
Рисунок 9.1 - Блок-схема пристрою контролю екструдерної установки
Електронний пристрій контролю екструдерної установки складається з
блоку живлення, який живить формувача стробуючого імпульсу (15 В),
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 1 14
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
перетворювач «напруга-частота» (+11 В) та мікроконтролерну частину схеми
(+5 В). Основне призначення мікроконтролеру – прийом даних з кнопочного
інтерфейсу керування, датчика температурного режиму, переробка та
опрацювання цих даних по мікропрограмам, які записані в мікроконтролері,
вивід даних про температурний режим на семисегметний індикатор та повільне
і точне управління електродвигуном подачі повітря в екструдер. Включення та
коректне відображення інформації про температурний режим на
семисегментному індикаторі відбувається за допомогою дешифратора та
ключів запалення розрядів. Напруга, яка вимірюється комплексним
індуктивним датчиком температурного режиму (температура-вологість-
в‘язкість) поступає на мікроконтролер попередньо оброблена фільтром
високою частоти, основне призначення якого – згладжування та фільтрація
«паразитного» та білого шумів, які виникають в схемі та вимірюються
індуктивним датчиком температурного режиму від електромагнітних наведень,
що створюються потужними індукторами нагрівачів та надвисокочастотними
коливаннями пристрою дефібриляції філ‘єрів екструдера.
Опис електричної принципової схеми контролю екструдерної установки.
У всіх регуляторах потужності переслідується одна мета: установка потужності
якомога точнішою, її контроль і мінімальне відхилення від заданого значення
при змінній амплітуді вхідної напруги.
Під точністю підтримки вихідної напруги вважають деякий дрейф біля
заданої напруги, пов'язаний з вибраним методом регулювання вихідної
напруги, зовні непомітний при значній потужності навантаження. Розглянемо
роботу такої схеми контролю, принципова електрична схема якої наведена на
рисунку 9.2.
Рисунок 9.2 – Принципова електрична схема контролю екструдерної
установки
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 1 15
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Схема складається з блоку живлення на 5 В, виконаного на діодах VD9-
VD12, мікросхеми стабілізатора DА3 і фільтруючих ємностей С7, С10, С15,
формувача стробуючого імпульсу у момент переходу мережевої напруги через
нуль R9, R10, VT2, С4, R14, двохполярного блоку живлення +15, -15 В,
зібраного на діодах VD13-VD16, мікросхемах DА1, DА2 і фільтруючих
ємностях С2, С3, С8, С9, С12, С13, від якого живиться перетворювач «напруга-
частота» DD1, випрямляча і дільника напруги, що знімається з навантаження
VD1-VD4, R4, R5, С1, перетворювача «напруга-частота», зібраного на
мікросхемі DD1, R8, R11, С5, С6, дешифратора «двійковий код – код
семисегментного індикатора» DD3, індикаторів HG1-HG3 і ключів запалення
розрядів VT3-VT5, мікроконтролера DD2, кварцового генератора ZQ1, С11,
С14, кнопок управління SA2 – «+1» і SA3 – «-1», якими задають напругу
стабілізації.
У момент включення живлення відбувається скидання мікроконтролера, а
потім формується деяка затримка, пов'язана з виходом на робочий режим
генератора і внутрішніх схем контролера. Потім в регістр адреси записується
нульова адреса, і контролер виконує програму, записану в ПЗП. Оскільки в
початковий момент напруга на навантаженні дорівнює нулю, стабілізатор
плавно збільшує напругу до заданого значення, запобігаючи виходу з ладу
навантаження.
Для ініціалізації внутрішні регістри, порти RA0-RA2, RB1-RB4, RB6, RB7
встановлюємо на виведення, RA3, RA4, RB0, RB5 - на введення. Скидаємо
програмні лічильники і переписуємо збережене значення заданої напруги з
флэш-пам'яті в регістр UZ. У основній програмі відбувається наступна
послідовність дій:
1. Опитується датчик температурного режиму FSDA-2K, і залежно від
значення напруги, що поступає з нього на вхід АЦП мікроконтролера
запускається підпрограма контролю температурного режиму.
2. Опитується стан кнопок, і залежно від цього запускається підпрограма
перетворення двійкового коду в десятковий для відображення інформації
заданої напруги UZ або напруги, що знімається з навантаження UNI. Для
правильного виведення значення на дешифратор UNI виходить за рахунок
зрушення регістра UN.
3. Виводяться перетворені значення на індикацію з частотою 33 Гц.
4. У разі натиснення на кнопки SA2, SA3 (інкремент або декремент)
задане значення температурного режиму записується у флэш-пам'ять з
періодом приблизно 0,5 с.
Завдяки запису в UZ після виключення живлення, не доведеться знов
встановлювати значення. Залежно від напруги на навантаженні 1...255 В
перетворювач напруга-частота DD1 видає на виході 10-2550 імпульсів.
Оскільки цей сигнал заведений на ніжку RB5 контролера, то переривання
відбуваються як по спаду, так і по фронту імпульсу, і реально програма
уривається 20-5100 разів в секунду. З цією частотою йде заповнення регістра
UF мікроконтролеру. Кожні 10 мс програма уривається нульовим рівнем по
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 1 16
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
ніжці RB0 по спаду. Двадцять разів в секунду відбувається перезапис UF в
регістр UN і скидання попереднього. Тому в регістрі UN кожен біт відповідає 1
В. При обробці переривання також відбувається порівняння заданого значення з
напругою на навантаженні, і залежно від цього відбувається збільшення або
зменшення константи ZC затримки на включення симістора. Завантажується
цим значенням таймер TMR0 і запускається. У цьому ж перериванні також
встановлюються прапори в регістрі RF, щоб основна програма могла
відображати з частотою 33 Гц. Після закінчення часу затримки, заданому в
TMR0, відбувається переривання і видається імпульс тривалістю 12 мкс на
виведення порту RB6. Таким чином з моменту переривання по входу RB0
відбувається відлік часу затримки на включення симістора, і від цього у
результаті залежатиме потужність, що виділяється, на симісторе, і, відповідно,
потужність електродвигуна подачі повітря в робочу зону екструдера.
Опитування напруги на навантаження, порівняння із заданою напругою і
включення симістора відбуваються кожні 10 мс.
В схемі використано трансформатор потужністю 3...5 Вт. Первинна
обмотка розрахована на напругу 260 В. При підключенні до мережі 220 В на
вторинній обмотці повинно бути 11...12 В і робочий струм 100 мА. Третя
напівобмотка розрахована на струм 10...20 мА і видає напругу 18 В. На
мікросхему DA3 необхідно прикрутити невелику пластину розмірами 1040 мм
для тепловідведення. Замість діодів VD1-VD4 можна застосувати будь-які на
струм 30...100 мА і напруга 300 В, замість VD5-VD8 - будь-які на струм
100...300 мА і напруга 300 В, замість VD9-VD12, VD17 - на струм 100…300 мА
і напруга 25...50 В. Діоди КД522А замінюють будь-якими на струм 20...100 мА і
напругу 25...50 В. Підстроєчні резистори типа СП5-2. Всі інші типу МЛТ.
Конденсатори типу КМ, електролітичні К50-35, окрім С5, С6, оскільки вони
повинні бути як можна з меншим ТКЕ, наприклад, К73-17. Резонатор на
частоту 4 МГц з паралельним резонансом. Симістор залежно від потужності,
що перемикається, можна використовувати ТС2-25, ТС2-50.
При наладці подають напругу 1 В на вивід 14 DD1 і підстроюванням R8
добиваються на виводу 7 DD1 частоти 1 кГц. Після збірки пристрою опором R4
добиваються рівності напруги на навантаженні і світіння індикаторів HG1-HG3.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 1 17
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
10 ТЕХНІКО ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Переведення електричних мереж з
напруги живлення 380 В на 660 В
Багатоваріантність вирішення задач електропостачання промислових
підприємств, існуючі суттєві відмінності між варіантами за капітальними
вкладеннями і експлуатаційними витратами потребують техніко-економічних
розрахунків під час проектування і експлуатації систем електропостачання.
Варіанти схем електропостачання підприємства або окремих його вузлів в
конкретних умовах можуть різнитися напругою живильної і розподільної мережі,
потужністю трансформаторів та їх кількістю, конструктивним виконанням
електричних мереж тощо. Тому прийняття найбільш раціонального рішення
здійснюється в результаті порівнянь декількох рівноцінних за технічними
показниками варіантів.
За наявністю необхідних статистичних даних з аварійності електрообладнання
та елементів мереж, тривалості й вартості їх планових і аварійних ремонтів в техніко-
економічних розрахунках враховується вартісна оцінка надійності.
Робота приймачів електричної енергії залежить від її якості. У разі зміни якості
електричної енергії змінюється режим роботи споживачів, в результаті чого
змінюється продуктивність виробничих механізмів, що може викликати зниження
рівня якості продукції аж до її браку. Зниження показників якості електричної енергії
пов’язано з додатковими втратами потужності і енергії, що повинно враховуватися
при техніко-економічних. розрахунках [16, 17].
Трансформаційні процеси в економіці України і функціонування вітчизняної
енергетики в ринкових умовах господарювання спричиняють необхідність
застосування нових методів техніко-економічних розрахунків, які б враховували
інвестування в технічні рішення, річні витрати, прибуток під час впровадження різних
технічних рішень тощо.
Техніко-економічні розрахунки необхідні на етапах проектування та
експлуатації систем електропостачання, складання перспективного плану розвитку
електричної мережі чи електроенергетичної системи, техніко-економічного
обґрунтування варіантів спорудження чи реконструкції об’єктів, суттєвого
покращення якостей окремих типів обладнання електропередачі та устаткування
підстанцій.
Розрахунки такого роду необхідні також при реконструкції діючих систем
електропостачання та обґрунтуванні доцільності впровадження енергозберігаючих
заходів та проектів.
Техніко-економічні розрахунки виконуються при виборі:
- найбільш раціональної схеми електропостачання цехів та
підприємства у цілому;
- економічно обґрунтованої кількості, потужності і режиму роботи
трансформаторів як цехової, так і головної понижуючої підстанцій
підприємства;
- раціональних напруг у системі зовнішнього і внутрішнього
електропостачання підприємства;
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 1 18
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
- економічно доцільних засобів компенсації реактивної потужності і
місця розташування компенсуючих установок;
- електричних апаратів, ізоляторів і струмоведучих частин;
- перерізу проводів, шин, кабелів у залежності від технічних та
економічних чинників;
- доцільної потужності власних електростанцій і генераторних
установок.
Основною метою техніко-економічних розрахунків є визначення
оптимального варіанту схеми, параметрів мережі і її елементів. Критерієм
оптимальності обраного варіанту служить рівень приведених річних витрат.
При техніко-економічних розрахунках систем промислового
електропостачання слід дотримуватися наступних умов порівнянності
варіантів:
1) технічних, за якими можуть зрівнюватися тільки взаємозамінні
варіанти при оптимальних режимах роботи і оптимальних параметрах, що
характеризують кожен варіант, що розглядається;
2) економічних, за якими розрахунок варіантів, що зрівнюються,
ведеться стосовно до однакового рівня цін.
Кожен з отриманих варіантів повинен відповідати вимогам, що
пред’являються до систем електропостачання.
При проектуванні електропостачання обирають найбільш доцільний
варіант виконання системи на основі всебічного аналізу технічних і
економічних показників.
До технічних показників відносяться надійність, зручність експлуатації,
тривалість спорудження, об’єм поточних і капітальних ремонтів, рівень
автоматизації і т. інш.
Основними економічними показниками є капітальні вкладення та щорічні
експлуатаційні витрати.
Економічні (вартісні) показники у більшості випадків є вирішальними
при техніко-економічних розрахунків. Але, якщо розглянуті варіанти
рівнозначні, перевагу віддають кращому у технічному відношенню варіанту.
Тема: «Переведення електричних мереж з напруги живлення 380 В на
660 В».
Вихідні дані.
Визначити річну економію електричної енергії в мережі цехового
трансформатора, від якого живляться 20 двигунів зі споживаним кожним
двигуном струмом 100 А, середня віддаленість двигуна від трансформатора –
25 м, переріз живильної лінії з алюмінієвими провідниками кожного двигуна –
25 мм2, середня річна тривалість роботи двигуна – 3000 годин. Цехова мережа
переводиться з напруги 380 В на напругу 660 В при тих же двигунах і тій же
мережі живлення.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 1 19
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Розв’язок.
При переведенні електричних мереж на більш високу напругу економія
електричної енергії (кВт∙год) в повітряних і кабельних лініях розраховується за
виразом [21]
I2 I2
W 0,003 L T 1
p 2
, (10.1)
F1 F2
де – питомий опір матеріалу провідника, Ом∙мм2/м;
L – довжина лінії, м;
Tp – тривалість роботи за розрахунковий період, год;
I1, I2 – значення струму в лінії відповідно при низькій і більш високій
напрузі, А;
F1, F2 – переріз провідників при низькій і більш високій напрузі, мм2.
Струм двигуна при напрузі 660 В зменшиться в 3 разів і буде становити
100
I2 57,8 А. Економія електроенергії в лініях живлення за рахунок
3
переведення мережі на напругу 660 В розраховується за вищенаведеним
виразом з урахуванням кількості двигунів і постійності перерізу провідників:
1002 57,82
W 20 0,003 0,028 25 3000 = 33562,2 кВт∙год/рік.
25 25
Фактична економія електричної енергії буде більша, тому що з
підвищенням напруги втрати в сталі двигунів зменшуються.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 1 20
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, що впливають на
співробітника електротехнічної лабораторії
В процесі створення проекту системи електропостачання підприємства на
співробітника лабораторії впливають різноманітні параметри робочої
обстановки. Для виявлення факторів, що можуть вплинути на здоров’я та
працездатність працюючих необхідно проаналізувати умови праці в
лабораторії.
Лабораторія являє собою кімнату прямокутної форми, її розміри
становлять: довжина – 8 м, ширина – 4,5 м, висота – 3 м. Відповідно площа
лабораторії – 36 м2. Найбільша кількість одночасно працюючих становить 4
особи. Звідси площа, що припадає на одного робітника, дорівнює 9 м2, що
відповідає ДБН В.2.2.28-2010. Об’єм приміщення становить 108 м3. Звідси
визначаємо, що об'єм який припадає на одну людину дорівнює 27 м3.
Нормативне значення – 15 м3. З наведених даних можна зробити висновок, що
дане приміщення задовольняє вимогам ДБН В.2.2.28-2010 з розрахунку на одну
людину.
Робоче місце співробітника укомплектоване ПК та периферійним
обладнанням. Монітори ПК розташовані таким чином, що відстань від екрану
монітору до користувача складає не менше 70 cм, при цьому кут зору становить
близько 30о. Усі предмети на столі знаходяться в робочій зоні в межах прямої
видимості та розміщені на відстані не більше 80 см від працівника. Розміри
столу становлять: довжина – 1,2 м, ширина – 0,9 м, висота – 0,745 м. Висота
стільця становить 0,45 м. З врахуванням середнього росту людини, який
складає 160–180 см, можна сказати, що положення, яке співробітник
лабораторії займає при роботі відповідає нормативним інструкціям і
рекомендаціям ДСТУ 8604:2015 «Дизайн і ергономіка. Робоче місце для
виконання робіт у положенні сидячи. Загальні ергономічні вимоги». При цьому
потрібно відмітити, що положення моніторів вибрано найкращим чином, так як
світло, що потрапляє через вікно, падає з лівого чи правого боку від
працюючого в залежності від розташування робочого місця і, таким чином, не
засліплює йому очі. Задля кращого уникнення негативного ефекту, пов’язаного
з надмірною освітленістю приміщення, вікна обладнані жалюзі.
В лабораторії рівень шуму, який в основному зумовлений одночасною
роботою системних блоків комп’ютерів не перевищує 40-42 дБА. Інколи, при
роботі принтера це значення досягає 45 дБА. Але відповідно ДСН 3.3.6.037-99
нормативне значення допустимого рівню звукового тиску, рівню звуку та
еквівалентного рівню звуку на робочому місці в лабораторії становить 60 дБА.
Таким чином, фактичні рівні шуму в приміщенні лабораторії не перевищують
нормативні значенні цього параметру.
В нашому випадку вплив електромагнітного випромінювання на людину
відбувається на частоті системної шини персонального комп’ютера та від
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 1 21
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
мережі змінного струму частотою 50 Гц. Відповідно ДСН 3.3.6.096-2002
знаходимо, що гранично допустимий рівень напруженості електромагнітного
поля (ЕМП) по електричній складовій (В/м) на робочих місцях персоналу
протягом робочого дня у діапазоні частот від 50 до 300 МГц не повинен
перевищувати встановленої межі у 5 В/м. У приміщенні лабораторії
напруженість ЕМП становить 0,1 В/м. Таким чином, фактичне значення
параметру не перевищує нормативне. Можна зробити висновок, що клас умов
праці за даним параметром відноситься до допустимих.
До освітлення ставляться певні гігієнічні вимоги. Освітлення повинно
бути рівномірним і достатнім для швидкого й легкого розрізнення об’єктів,
забезпечувати деяку контрастність між об’єктом і фоном. Раціональне
освітлення робочих місць і приміщень створює у працівників певний
психологічний тонус, попереджує зорову і загальну втому, сприяє
високопродуктивній праці. Недостатня освітленість робочих місць може бути
непрямою причиною нещасних випадків на виробництві.
Освітлення здійснюється через віконні отвори (природне однобічне
освітлення), за допомогою світильників на стелі (штучне верхнє освітлення) або
одночасно - світильники і вікна (сполучене освітлення). В приміщенні вздовж
однієї зі стін розташовано 2 вікна, розміри кожного з яких становлять 2 м на 1,3
м.
Величина необхідного освітлення на робочому місці приміщення
нормується з ДБН В.2.5-28-2018. При штучному освітленні нормується
величина освітленості в люксах (Лк), яка вибирається в залежності від ха-
рактеристики зорової праці з урахуванням найменшого розміру об'єкта
розрізнення, фону, контрасту об'єкта розрізнення з фоном.
За найменший об’єкт розрізнення приймемо крапку в тексті книги чи на
екрані монітору, розмір якого визначимо на рівні 0,15–0,3 мм. Користуючись
ДБН В.2.5-28-2018, визначаємо, що за розміром обраного нами найменшого
об’єкта розрізнення, ступінь точності зорової праці відноситься до високого і
становить ІІ розряд. Нормативне значення КПО для визначеного розряду
зорової роботи відповідає – ен = 1,8%. Фактичне значення КПО становить 25-
29%. Отже, рівень природного освітлення в даному приміщенні знаходиться в
нормі.
Нормативне значення штучного загального освітлення становить
400 лк. Фактичне значення згаданого параметра відповідає 220-240 лк, що
майже в два рази нижче зазначеної норми, відповідно ДБН В.2.5-28-2018.
В якості джерел світла при штучному освітленні використовуються
люмінесцентні лампи, в світильниках типу ЛСП 02В-1×40, загальна кількість
яких становить 4. Таким чином, в даному приміщенні рекомендується
модернізувати систему штучного освітлення.
Згідно ДСН 3.3.6.042-99 окремо для двох періодів року, визначаємо
оптимальні і допустимі значення температури, відносної вологості та швидкості
руху повітря.
Враховуючи характеристику трудової діяльності людини, яка визначає
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 1 22
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
ступінь залучення до роботи м'язів і відображає фізіологічні витрати внаслідок
фізичного навантаження, потрібно відмітити, що дана робота є сидячою і при
цьому не спостерігається фізична напруга працівника. Людина на такій посаді
працює з витратами до 120 ккал/год, а отже дана робота відноситься до легкої
фізичної (категорія Iа). Оскільки на даному робочому місці робітник
безперервно знаходиться більшу частину свого робочого часу, при цьому не
змінюючи оточення, то дане робоче місце можна віднести до постійного.
Нормовані величини температури, відносної вологості і швидкості руху
повітря в робочій зоні виробничого приміщення в холодний період року:
оптимальне значення температури 22-24°С;
допустиме значення температури 21-25°С;
оптимальне значення відносної вологості 40-60%;
оптимальне значення швидкості руху повітря 0,1м/с;
допустиме значення швидкості руху повітря ≤0,1 м/с.
Нормовані величини температури, відносної вологості і швидкості руху
повітря в робочій зоні виробничого приміщення в теплий період року:
оптимальне значення температури 23-25°С;
допустиме значення температури 22-28°С;
оптимальне значення відносної вологості 40-60%;
оптимальне значення швидкості руху повітря 0,1 м/с;
допустиме значення швидкості руху повітря 0,1-0,2 м/с.
В лабораторії фактичне значення температури в холодний період року
становить 20°С, що нижче від відповідної нижньої межі допустимого значення.
Таким чином, дані умови праці відносяться до першого ступеня шкідливості.
Це в свою чергу може призвести до легких форм застуди. Що стосується
теплого періоду року, то фактичне значення температури відповідає 27°С, що в
свою чергу перевищує оптимальне значення, але знаходиться в допустимих
межах. Проте, як відомо, висока температура негативно впливає на самопочуття
робітника і, як наслідок, веде за собою зниження працездатності. Що ж до
швидкості руху повітря, то фактичне значення цієї величини, яке в свою чергу
становить 0,1-0,3 м/с, перевищує максимально допустиме значення лише в
холодну пору року. Це може негативно вплинути на здоров’я робітника, так як
з протягом пов’язані такі хвороби, як запалення м’язів, гострі респіраторні
захворювання і ін.
Фактичне значення відносної вологості повітря в приміщенні становить
70-72%. Це відповідає першому ступеню шкідливості умов праці. Перевищення
вологості в теплий період року призводить до збільшення температури тіла.
Особливо дане явище має місце при відхиленні температури від оптимальних
меж в сторону збільшення. При пониженні температури підвищена вологість
може призвести до переохолодження тіла. Як підвищення, так і зниження
температури тіла може призвести до застуди.
Електропроводка мережі в даному приміщенні прихованого типу.
Приміщення відноситься до приміщень без підвищеної небезпеки ураження
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 1 23
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
працівників електричним струмом. Обладнання, встановлене в ньому живиться
напругою 220 В і споживає потужність менше ніж 4000 Вт. Деяке обладнання,
зокрема ПК, має металевий корпус, тому згідно ДСТУ Б В.2.5-82:2016 в
аудиторії передбачена магістраль захисного занулення.
Під час роботи з обладнанням необхідно:
При раптовому припиненні подачі електроструму потрібно негайно
вимкнути електрообладнання.
Категорично забороняється ремонтувати електрообладнання, вмикати та
вимикати його, якщо це не передбачено в ході роботи.
Категорично забороняється проводити будь-які перемикання на
головному розподільному щиті.
Не знімати запобіжні кожухи.
У випадку виявлення неполагодженого електрообладнання,
вимірювальних приладів і дротів, терміново вимкнути напругу і звернутись до
керівника лабораторії.
У випадку ураження електричним струмом слід терміново звільнити
потерпілого від дії струму і прийняти міри по наданню першої допомоги, при
необхідності викликати лікаря.
Лабораторія відноситься до приміщень з категорією пожежовибухо-
небезпеки типу В (ДСТУ Б В.1.1.36-2016), оскільки в лабораторії в наявності
деревяні меблі, плакати, підлога, які є твердими важкогорючими матеріалами.
Для попередження пожеж в лабораторії використовується електрична пожежна
сигналізація променевого типу та теплові датчики типу (ИП-105-2) у кількості
6 шт, відповідно ДБН В.2.5.56-2014. Також дана лабораторія обладнана двома
ручними вуглекислотними вогнегасниками типу ВВК-3,5.
На основі вищенаведених даних можна сказати, що технічний рівень
робочого місця не відповідає нормативним вимогам. Це проявляється внаслідок
недостатньої кількості джерел світла. Потрібно відмітити, що раціонально
виконане освітлення виробничих приміщень надає позитивного
психофізіологічного впливу на працюючих, сприяє підвищенню
продуктивності праці, забезпеченню її безпеки, знижує втому і травматизм на
виробництві, зберігає високу працездатність в процесі праці. Таким чином, в
даному приміщенні рекомендується модернізувати систему загального
штучного освітлення.
11.2 Модернізація системи загального штучного освітлення
До робочого освітлення надаються певні вимоги:
освітлення на робочих місцях повинно бути достатнім для виконання
даної роботи;
освітлення повинно бути рівномірним по робочій поверхні;
на робочій поверхні не повинно бути тіні, особливо рухливої;
в полі зору не повинно бути прямого і відбитого блиску (блиск–
підвищена яскравість освітленої поверхні, яка викликає осліплення);
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 1 24
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
величина освітленості повинна бути постійною в часі;
спектральний склад світла повинен відповідати характеру роботи (ця
вимога особливо суттєва для забезпечення правильної кольоропередачі);
світлові установки не повинні бути джерелом додаткових небезпек та
шкідливостей;
установки повинні бути економні, прості та надійні до роботи.
Згідно європейських стандартів EN12464-1 вимоги до систем офісного
освітлення виглядять наступним чином:
Рівень освітлення Кольоропередача
Тип приміщення або вид
на робочій (мінімальні
діяльності
поверхні, лк значення), Ra
Автоматизовані робочі місця 500 80
Конференц-зал 500 80
Приймальні 300 80
Діловодство, копіювальні роботи 300 80
Письмо, читання, обробка даних 600 80
Креслення 750 80
Розрахунок штучного освітлення виконується методом коефіцієнту
використання світлового потоку. Основною задачею розрахунку штучного
освітлення є визначення необхідної кількості світильників для забезпечення
нормативного рівня штучного освітлення за формулою:
E н S z К
N з
n F л (11.1)
де:
Ен – нормоване освітлення, лк (ДБН В.2.5-28-2018);
Кз – коефіцієнт запасу, який враховує зниження освітлення в процесі
експлуатації (для заданого приміщення Кз = 1,4);
S = А·В – площа приміщення, що освітлюється (А – довжина приміщення,
В – ширина приміщення);
z – коефіцієнт мінімального освітлення;
n – кількість ламп (світлодіодів) у світильнику;
Fл – світловий потік лампи (світлодіоду);
– коефіцієнт використання, відн. од.
Для визначення нормованого освітлення – Ен, визначаємо:
перелік основних предметів, які повинна розглядати людина у процесі
роботи на заданому робочому місці: надписи на екрані монітору, шрифт у
книзі.
самі дрібні деталі зображення (найменші об’єкти розрізнення), які
містяться на перелічених предметах: розділові знаки в книжках. Орієнтовно
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 1 25
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
оцінюємо їх розмір у 0,15-0,3 мм.
характеристику фону – поверхні, на якій розглядається найменший об’єкт
розрізнення, в залежності від коефіцієнта відбиття поверхні ρ. Фон є світлим (ρ
> 0,4), оскільки в основному маємо справу з написами на білому фоні, як в
книзі так і на екрані монітору. Для вказаного фону коефіцієнт відбиття поверхні
ρ = 0,9.
контраст об’єкта розрізнення з фоном, тобто наскільки чітко
сприймається найменший об’єкт розрізнення на вищерозглянутому фоні.
Контраст є великим (між білим і чорним).
Користуючись ДБН В.2.5-28-2018 визначаємо, що розмір обраного
найменшого об’єкта розрізнення відноситься до діапазону розмірів в межах
0,15-0,3мм, що відповідає IІг розряду зорової праці.
Нормативне значення штучного загального освітлення Ен з врахуванням
характеристики фону та контрасту складає Ен = 400 лк.
Відповідно типу приміщення приймаємо тип світильника в залежності
від умов середовища і типу приміщення. Обираємо світлодіодний світильник
марки L-office 25.
Область використання світильника це: офісні приміщення, зони
відпочинку, громадські будівлі, лікарні, школи, оптові магазини, супермаркети,
невеликі магазини продуктових та промислових товарів, виробничі приміщення
з нормальними умовами середовища.
Рисунок 11.1 – Світлодіодний світильник марки L-office 25
Світлодіоди серії OSLON, виконані з використанням нових технологій
виробництва і корпусування кристалів, є одними з самих мініатюрних, серед
призначених для загального освітлення 1-3 Вт світлодіодів. Їх можна
використовувати в освітлювальних приладах практично для будь-яких додатків
- від невеликих локальних світильників до потужних систем підсвічування
архітектурних споруд.
Лінза світлодіоду має кут розкриву 80 градусів. Ці світлодіоди
оптимізовані для роботи з вторинної оптикою, що дозволяє отримати необхідну
діаграму кутового розподілу сили світла, а також ідеальні для виробництва
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 1 26
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
спрямованих джерел.
Всі світлодіоди OSLON мають керамічну підкладку. Низький тепловий
опір (всього 7 K/Вт) істотно полегшує завдання по відведенню тепла. Відмітні
особливості світлодіодів цього сімейства - світлова ефективність понад 100
лм/Вт (нейтральний і холодний білий), можливість роботи на великих струмах
(до 1 А для холодного білого) при малих розмірах світлодіоду. Враховуючи
чудовий тепловідвід, можна вважати світлодіод OSLON найбільш підходящим
вибором при розробці тонких, компактних, простих і складних конструкцій для
освітлення. Крім того, світловий потік цих світлодіодів при підвищеній
температурі практично не змінюється.
Таблиця 11.1 - Технічні характеристики світильника L-office 25
Напруга живлення, В від 140 до 265
Частота, Гц 50 ± 10%
Робочий струм світлодіодів, мА 350
Споживана потужність, Вт 32
Марка світлодіоду OSRAM OSLON
Світловіддача одного світлодіоду, люмен 121
Кількість світлодіодів, шт. 25
Крива розподілення світла Д
Загальний світловий потік, люмен 3025
Кольорова температура, К 4000-6000
Габаритні розміри, мм: ВхДхШ 45×591×591
Маса, кг 4,0
Температура експлуатації від 0 до + 50 °С
Вид кліматичного виконання УХЛ 4
Клас захисту від ураження електричним струмом 1
Ступінь захисту світлодіодного модуля IP40
Лінійка білих світлодіодів серії OSLON перекриває весь ряд колірної
температури по білому кольору світіння: 2700-6500 К з діапазоном індексів
кольору (CRI) 70-95.
За формулою (11.1) розраховуємо кількість світильників N:
E н S z К 400 36 0,9 1,5
N з 8,03 9
n Fл 25 121 0,8
Таким чином кількість світильників приймаємо N=10.
Необхідно розташувати 10 світильників рівномірно на усій площі стелі
заданого приміщення з врахуванням габаритних розмірів приміщення та
світильників.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 1 27
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
Рисунок 11.2 - Світлодіод Osram Oslon black SFH 4716S
Рисунок 11.3 - Стандартні типи кривих сили світла світильників
Таблиця 11.2 - Основні характеристики світлодіоду Osram Oslon black
SFH 4716S
Розміри 3,85 x 3,85 x 1,51 мм
Довжина хвилі 850 нм
Оптичний вихід 1030 мВт при струму 1 А
Інтенсивність випромінення 225 мВт/ср при струму 1 А
Кут проміню 150°
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 1 28
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2016. – 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. Посібник з дисципліни «Споживачі електричної енергії» частина 1
«Електричне освітлення». Черкаський державний технологічний університет.
– Черкаси: ЧДТУ, 2014. Соловей О.І., Ситник О.О., Самойлик о,В., Семко
І.Б., Курбака Г.В., Борисова Н.І.
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. Букович Н. В. Розрахунок струмів короткого замикання електроенергетичних
систем. Львів : Вища шк., 2008. 248 с.
12. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для вузів. / Г.Г.
Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. – Дніпропетровськ,
2002. – 597 с.
13. Довідник із проектування електропостачання / За ред. Ю.Г.Барибіна та
інших. – Вища школа, 1990. – 576 з.
14. IEC 60909-3. Short-circuit currents in three-phase AC systems – Part 3: Currents
during two separate simultaneous line-to-earth short circuits and partial short-
circuit currents flowing through earth.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 1 29
Зм. Арк № докум. Підпис Дата
15. ДСТУ IEC 60909-0:2007 Струми короткого замикання у трифазних системах
змінного струму. Частина 0. Обчислення сили струму (IEC 60909-0:2001,
ITD).
16. Навчально-методичні матеріали до виконання курсових та дипломних
проектів (робіт). – Черкаси: ЧДТУ, 2005. – 48с.
17. 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.
18. Сайт Дніпровського кабельного заводу (ДКЗ) «Енерго» [електронний ресурс]
https://dkzenergo.com/ua/about
19. Шкрабець Ф.П. Ш 64 Електропостачання: навч. посіб. / Ф.П.Шкрабець; М-во
освіти і науки України, Нац. гірн. ун-т. – Д.: НГУ, 2015. – 540 с.
20. Інтернет-магазин ламп «Світло» [електронний ресурс] https://svitlomag.com/ .
21. 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.
22. СОУ-Н МЕВ 45.2-37471933-44:2011 Укрупнені показники вартості
будівництва підстанцій напругою від 6 кВ до 150 кВ та ліній
електропередавання напругою від 0,38 кВ до 150 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 22383 49/04 ПЗ 1 30
Зм. Арк № докум. Підпис Дата