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/7563| Title: | Електропостачання підприємства з виробництва геліоколекторів |
| Authors: | Кисельова, Ганна Олексіївна Набокін, Нікіта Сергійович |
| Keywords: | електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика |
| Issue Date: | Jun-2023 |
| Abstract: | У даній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проєктування електропостачання підприємства з виробництва геліоколекторів. 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. Кваліфікаційна робота бакалавра виконана у відповідності до вимог методичних рекомендацій з використанням сучасної довідкової літератури, всі розрахунки та креслення електричної частини відповідають вимогам ДСТУ та ЄСКД. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7563 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Набокін.pdf Restricted Access | 6.88 MB | Adobe PDF | View/Open Request a copy |
Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.
Extracted text
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНОЛОІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(назва факультету)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва кафедри)
«До захисту допущено»
Зав. кафедри ЕТС
__________ О.О. Ситник
(підпис) (ініціали, прізвище)
«___»___________2023р.
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА
до кваліфікаційної роботи
б а к а л а в р
(освітньо-кваліфікаційний рівень)
ЧДТУ А1 19011 45/04
на тему:
«Електропостачання підприємства з виробництва
геліоколекторів»
(назва теми згідно наказу)
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу,
групи ЕСЕ – 92
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності)
Набокін Нікіта Сергійович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _______________ Кисельова Г.О. .
( прізвище та ініціали)
Рецензент _______________ _______________
(прізвище та ініціали)
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів
без відповідних посилань
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)
Черкаси 2023 року
ЗМІСТ
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ .................................................................................... 6
1.1 Характеристика об'єкта проектування ............................................................. 8
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії ........................................ 9
1.3 Характеристика цехів об'єкта, особливості їх електропостачання ......... 10
1.4 Характеристика джерела живлення ............................................................... 11
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ ......................................... 12
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів ............. 13
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від освітлювальних
систем ...................................................................................................................... 23
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій ...... 27
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху .......................... 27
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП) ............................................ 29
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ ................................................................... 31
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ................................ 31
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ........................................................... 32
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ........................................... 36
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ
ПОТУЖНОСТІ .......................................................................................................... 42
4.1 Вибір трансформаторівголовної понижуючої підстанції ............................ 42
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності ..................................................................... 45
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві ................................. 50
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
НАПРУГОЮ 10 (6) кВ.............................................................................................. 52
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі 52
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж ..................................................... 53
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ
Ли Зм. № докум. Підпис Дата
тР озроб. Набокін Н.С. Літ Аркуш Аркушів
Перев. Кисельова Г.О. Електропостачання підприємства 3 134
Т. контр. з виробництва геліоколекторів
Н. кон тр. Ключка К.М. ФЕТАМ, ЕСЕ-92
Затв. Ситник О.О.
Инв. № подп Подп. и дата Инв. № дубл. Взам. инв. № Подп. и дата
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ
1000В .......................................................................................................................... 58
6.1 Вихідні дані для розрахунків .......................................................................... 58
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках ...................................................................................................................... 60
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ .. 64
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ......... 67
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ...................................... 67
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН .......................................................... 67
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН ............................................. 68
7.4 Вибір трансформаторів струму ...................................................................... 69
7.5 Вибір трансформаторів напруги ..................................................................... 71
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість ....................................................... 72
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ ........................ 73
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху .................................... 73
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем ............................ 74
8.2.1 Загальні відомості ...................................................................................... 74
8.2.2 Розрахунок освітленості ............................................................................ 76
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву ....................... 86
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж .......................... 87
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами нагріву
та захисту ............................................................................................................. 89
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги ........................... 96
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ ............................ 98
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання мережі до 1000В ..................... 100
8.5 Захист цехових електричних мереж ............................................................. 103
8.5.1 Вибір апаратів захисту ............................................................................ 103
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність .......................................................... 105
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції .. 105
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції .... 107
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ– застосування системи слідкування за станом
заготовки в штампувальному пресі ....................................................................... 111
9.1 Класифікація штампувальних пресів ........................................................... 111
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 4
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
9.2 Розробка електронного пристрою автоматичного регулювання ступеня
зусиллям на заготовку ......................................................................................... 113
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА ................................................................ 115
11 ОХОРОНА ПРАЦІ ............................................................................................. 121
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають при виконанні робіт в
приміщенні інженерно-технічного відділу ....................................................... 121
11.2 Засоби нормалізації параметрів мікроклімату в приміщенні інженерно-
технічного відділу ................................................................................................ 125
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ............................................................... 133
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 5
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції,
розподільчих пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у
цехах. Призначена система для забезпечення вимог виробництва в передачі
електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у відповідній
кількості та якості.
Як відомо [3], системи електропостачання промислових підприємств можна
умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та комбіновані. Згідно
з завданням на дипломне проектування система електропостачання
промислового підприємства має бути централізованою.
Основними чинниками при проектуванні системи електроспоживання є
характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в першу чергу
безперебійність електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування, а також вимоги електробезпеки. Але незважаючи на те, що ці
особливості та характеристики є головними чинниками при проектуванні
системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію побудови раціональної
СЕП вносять загальні вимоги до системи електропостачання, основні з яких
приведемо нижче.
Проектування системи електропостачання промислових підприємств
проводимо згідно з [1, 4] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проектуванні є характеристики джерел
живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування у технологічної частині проекту, вимоги електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств розробляємо з
урахуванням наступних основних принципів [7]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на
кожної напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
г) Схеми електропостачання і електричних з'єднань підстанцій
мають бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і
резервування було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 6
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
та провідників.
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному принципу
з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення електроприймачів
паралельних технологічних ліній слід здійснювати від різних секцій шин
підстанцій, взаємозв'язані технологічні агрегати повинні живитися від однієї
секції шин.
Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися при будь-яких
перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних потоків.
є) При побудові схеми електропостачання підприємства, електроприймачі
якого вимагають резервування живлення, повинно проводитися секціонування
шин у всіх ланцюгах системи розподілу електричної енергії, включаючи шини
низької напруги цехових двохтрансформаторних підстанцій.
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися під
навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має бути
обґрунтовано.
ж) Потрібно застосовувати (вживати) , як правило, роздільну роботу ліній,
трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена паралельна
робота елементів електропостачання.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження обумовлюється значеннями і характером навантаження та
розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При цьому враховуються
також архітектурно-будівельні і експлуатаційні вимоги, розміщення
технологічного обладнання, умови оточуючого середовища, вимоги
вибухопожежної та екологічної безпеки.
Система електропостачання промислового підприємства враховує
черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно порушувати
чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового підприємства
належить враховуємо потребу у електроенергії сторонніх близько
розташованих споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення є максимально уніфіковані.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання
відповідають ПУЕ. При цьому не допускається необґрунтованого віднесення ЕП
до більш високої категорії, а саме:
- ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що виконують
допоміжні технологічні операції, частину обладнання інженерного
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 7
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
забезпечення будівлі, відносимо до III категорії.
Віднесення вказаних електроприймачів до II категорії приводе до
необґрунтованого завищення не тільки потужності встановлених
трансформаторів, але і вимог до резервування живлення споживачів.
До II категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання,
без якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час після
аварійного режиму.
- електроприймачі, відключення яких приводе до масового недовідпуску
продукції , нерідко відносять не до II категорії, а до І категорій, що мотивується
тім, що наносяться "значні збитки народному господарству".
Зазначимо, що поняття "значні збитки народному господарству" відносятся
до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного підприємства.
Поняття "категорія електроприймача по надійності електропостачання" не
відноситься до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць, корпусів і
т. д. Це поняття правомірно тільки по відношенню до індивідуального ЕП. Для
споживача характерно лише поєднання в різних пропорціях електроприймачів
категорій І, IIта III.
1.1 Характеристика об'єкта проектування
Підприємство, електропостачання якого ми будемо проектувати в даному
дипломному проекті, займається виробництвом геліоколекторів.
При проектуванні системи електропостачання (СЕП) підприємства ми
враховуємо основні вимоги "Норм технологічного проектування СЕП
промислових підприємств", і відповідних розділів "Правил улаштування
електроустановок 2017".
Структура підприємства приведена на генплані (лист №1) і включає як цеха
основного виробництва, так і допоміжні приміщення та підрозділи.
При проектуванні системи електропостачання враховано рельєф
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної
енергії окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на
підприємстві, характеристику оточуючого середовища.
Головна понижуюча підстанція (ГПП) підприємства розташована з
врахуванням місця знаходження теоретичного центру електричного
навантаження. При цьому було враховано домінуючий напрямок вітру.
Основним високовольтним обладнанням підприємства є понижуючі
трансформатори цехових трансформаторних підстанцій.
При розробці системи електропостачання заводу враховувалося, що всі
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 8
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
підстанції підприємства телемеханізовані та будуть працювати без чергового
персоналу.
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії
Силові електроприймачі цеху живляться трифазним змінним струмом
промислової частоти 50 Гц номінальною напругою 380 В. Однофазне
обладнання складається з малопотужних установок, що включені на фазу 220 В.
Вищих гармонік при експлуатації обладнання не виникає. Встановлена
потужність та інші характеристики приведено у таблиці 1.1.
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
Встановлена
№ Кількість,
Електроприймач потужність, cos
поз. шт.
кВт
1 2 3 4 5
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Вентилятор приточний 2 32 0,88
2 Прес складових нижнього баку 2 5,5 0,88
3 Прес складових верхнього баку 2 7,5 0,84
4 Прес запобіжного сильфону 2 12 0,83
5 Вентилятор витяжний 9 3 0,8
6 Термопласт автомат 3 4,1 0,87
7 Тельфер 1 7,2 0,81
8 Трафаретний прес 2 2,2 0,88
9 Свердлильнй верстат 2 1,8 0,87
10 Заточний верстат 1 2 0,8
11 Вакуумно-складальна установка 1 22 0,85
12 Склодувний автомат 3 17,5 0,84
13 Автоматична паяльна установка 2 10 0,86
14 Прес ущільнювачів 2 7 0,86
15 Координатно-різальний верстат 2 5 0,94
16 Фарбувальна камера 2 18,2 0,91
17 Конвеєр 1 1,6 0,8
18 Трубогибний верстат 1 7,4 0,8
19 Насос теплообмінний 3 3,3 0,8
43
Однофазні електроприймачі
1 Фен промисловий 3 1,5 0,89
3
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 9
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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 примщені цеху є такі, що
потребують практично рівномірну освітленість цеху.
Проектом передбачено загально-виробниче освітлення 380/220 В, та
аварійне освітлення 220 В.
Розміри цеху, електропостачання якого ми будемо розраховувати,
складають :становлять 54×54×6, з площею освітлення S=2916 м2.
1.3 Характеристика цехів об'єкта, особливості їх електропостачання
Проектування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони розташовуються.
При цьому ми виконуємо всі вимоги ПУЕ у цієї частини.
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми проектуємо,
розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься складське
обладнання. Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих
нормальних, тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не
перевищує 60 % та відсутні умови, наведені уп. 1.1.10-1.1.12 ПУЕ.
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах,
проникати всередину машин, апаратів, цех рамних конструкцій
Але ці цехи відноситься до приміщень з не струмопровідним пилом.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 10
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання
1.4 Характеристика джерела живлення
Живлення даного підприємства здійснюється від районної підстанції
(РПС) енергосистеми 110 та 220 кВ.
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є: обрана
номінальна напруга енергосистеми Uс=110 кВ:
потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1450 МВ • А;
довжина повітряної лінії Lпл = 50 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на границі
балансової приналежності Qек = 345 квар в часи її максимуму навантаження.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110кВ±5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно договору
про споживання електроенергії, який укладається з усіма підприємствами
промислового району і енергопостачальною організацією.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 11
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
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 12
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
навантаження I(t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Ppоз 3 U Ipоз cos . (2.1)
В якості розрахункового навантаження приймають середнє навантаження
P за активною потужністю впродовж часу
t
1
P P(t)dt .
t
Активне розрахункове навантаження Ppоз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Pmax або «максимального навантаження»
Imax Iроз , тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилиних
інтервалах усереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно проводити
згідно методики [5], яка поширюється на всі галузі господарства, адаптована до
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, оскільки
розрахунки на кожній із них мають свою специфіку. На підприємствах
середньої та великої потужності таких рівнів нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності (Ppоз, цеху )як окремих цехів, так і підприємства (
Ppоз, підпр ) у цілому. Розрахункова потужність Ppоз– це така потужність, при
якій термін службі елементів системи електропостачання дорівнює
розрахунковому.
У розрахунках використовуються такі позначення та співвідношення:
– номінальна потужність, Рном ;
– паспортна потужність, Рпасп ;
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 13
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
– встановлена потужність Ру .
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для
окремого електроприймача встановлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі
pу pном pпасп ;
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному режимі:
pу pном pпасп ТВ ,
де ТВ – тривалість включення в частках одиниці (задається у паспорті, як
правило, у відсотках).
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебрична
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП
n
Рном рном , (2.2)
1
де n – кількість електроприймачів у групі.
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
n n
Qном qном рном tg , (2.3)
1 1
де tg – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної
потужності.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 14
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв Рном , що відповідає значенню Кр , за
співвідношенням:
Рроз Кp Кв Рном , (2.4)
де Кр f Kв, nе, Ta – коефіцієнт розрахункової потужності, який
залежить від коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості
електроприймачів nе та постійною часу нагріву мережі, для якої розраховують
електричні навантаження.
Згідно [5] прийняти наступні постійні часу нагріву:
– Ta 10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр для таких мереж приймають за
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
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 15
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
таблиці 2.2;
– Ta 30 хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова потужність
для цих елементів визначається за умовою Кр 1.
Відмітимо, що добуток Кв Рном є проміжною допоміжною розрахунковою
величиною, але не середнім значенням очікуваного навантаження, як це
вважалося раніше.
Величину ефективної кількості електроприймачів nе визначаємо за
співвідношенням
n 2
Pном
n 1
е . (2.5)
n
n р2
ном
1
Величину nе можна також визначати за спрощеним співвідношенням
2p
n ном
е . (2.5 а)
pном max
Якщо знайдене за співвідношенням (2.5 а) число nе буде більше за n ( n –
дійсне число ЕП), тоді слід прийняти n nе . Якщо рном max / pном min 3 , де
pном min – номінальна потужність найменшого електроприймача групи, тоді
також приймаємо ne n .
Значення коефіцієнту використання кв за кожним окремим
електроприймачем визначаємо за довідковими даними.
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою
n
кв р
i номi
К 1
в n (2.6)
рномi
1
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 16
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе для живлячих мереж напругою до 1000 В
Коефіцієнт використання К
n 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
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 17
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
15 1,89 1,46 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
17 1,81 1,41 1,21 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
18 1,78 1,39 1,19 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе на НН цехових трансформаторів і для
магістральних шинопроводів напругою до 1000 В
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
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 18
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому (середньовиважений
коефіцієнт) дорівнює
n
Кв Р
i номi
К 1
в, цеху
n . (2.7)
Рномi
1
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) для визначення розрахункової
активної потужності прийме вигляд
n
Рроз цеху Кр Кв, цеху Рном Кр Кв Рном . (2.8)
i i
1
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховується за
співвідношенням
Qроз цеху Кр Кв Рном tgі . (2.9)
i i
і
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ повинно бути додане освітлювальне
навантаження Pроз. оc , Qроз. оc .
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів напругою
до 1 кВ визначається за формулою
S 2 2
роз Pроз Qроз (2.10)
Результати розрахунків та вихідні дані цеху заносяться у відповідні місця
таблиці 2.3, виконаної за формою Ф 636–92 [2].
Використовуючи вихідні дані таблиці 2.1, співвідношення (2.1) - (2.11) та
графік рисунок 2.2 [5], розраховуємо в якості прикладу величину
розрахункового активної та реактивної потужності окремого цеха , а саме цеху
з заправних колонок.
Результати розрахунків заносимо у відповідні графи таблиці2.3, що
виконана по формі Ф636-92.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 19
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Визначимо номінальну групову потужність другої групи електроприймачів
Рном2. При цьому, так як електроприймачі згруповані таким чином, що мають
однакову величину коефіцієнта використання Кв та номінальну потужність,
співвідношення (2.1) приймає вид
n
Pном,2 pном n 5,5 2 11кВт.
1
Визначаємо розрахункову величину Кв Рном,2 , для цієї ж групи,
використовуючи значення Кв з таблиці 2.3 (стовпчик 5); значення додатку
К .
в Рном, заносимо у стовпчик 8 таблиці 2.3.
Кв Рном,2 0,6 11 6,6кВт.
Визначаємо чергову розрахункову величину таблиці 2.1, та заносимо її у
відповідну графу таблиці 2.3.
Кв Рном,2 tgφ 0,6 110,54 20,7квар .
Проводимо аналогічні розрахунки для інших сформованих груп
електроприймачів та заносимо результати розрахунків у таблицю 2.3.
У графах 8 та 9 у підсумкової строки записуємо сумарні значення величин
Кв Рном та Кв Рном tgφ ,
а саме:
Кв Рном та Кв Рном tgφ .
Визначаємо величину ефективної кількості електроприймачів nе за
спрощеним співвідношенням (2.5):
2 pном 2 344,3
nе 21,5.
pном м ax 32
Для розрахунку групового середньовиваженого коефіцієнту використання
по цеху в цілому використовуємо формулу (2.7)
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 20
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
n
Кв, і Рном і
1 213,1
Кв, цеху 0,62
n .
Р 344,3
ном і
1
По графіку рисунок 2.2 для визначених величин nе=22 та К в, цеху 0,6
знаходимо коефіцієнт розрахункової потужності Кр.цеху який дорівнює Кр,цеху =1,12
За співвідношенням (2.8) знаходимо розрахункову активну потужність
цеху, який розраховуємо у якості прикладу
n
Рр, цеху Кр Кв, цеху Рном,цеху Кр Кв, i Рном і 238,6кВт.
1
Так, як величина ефективної кількості електроприймачів nе>10,
реактивна потужність силових електроприймачів напругою до 1 кВ по
цеху визначається співвідношенням (1.9), тобто являє собою число підсумкової
строки графи 9:
Qр.цеху (Кв Рном tgφ) 127квар.
Повну розрахункова потужність Sпр силових електроприймачів напругою
до 1 кВ по цеху визначається формулою (1.10)
S P2 Q2 2 2
р,цеху р,цеху р,цеху (238,6) (127) 270,3 кВА.
Таким чином, нами виконано розрахунок повної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ окремого цеха , а саме цеху заправних
колонок.
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших цехів.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 21
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 22
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
В відповідності до категорій пожежозахисту приміщення, згідно ПУЕ
(глава 6.5), ми обираємо тип світильників, їх висоту підвісу, та розташування в
робочій зоні цеху заправних колонок. Загальні геометричні розміри виробничої
зони цеху становлять 54×54×6, з площею освітлення S=2916 м2.
Для визначення електричних навантажень(ЕН) освітлювальних установок
використовується метод питомої потужності. Для знаходження питомої
фактичної потужності ЕН освітлювальних установок (Рп.о.ф.) використовуються
слідуючи дані: тип світильника, коефіцієнт запасу к3., освітленість Еф, значення
розрахункової висоти h, площа освітлювального приміщення S. По обраному
типу світильника, площі освітлювального приміщення та висоті підвісу
світильників визначається питома потужність загального рівномірного
освітлення, необхідного для забезпечення норми освітленості.
Для освітлення цеху ми використаємо стельові світильники ПВЛМ з
чотирма лампами типу ЛТБ-65. Світильники розташовані під стелею на висоті
h=5,8 м, від рівня підлоги
Виконаємо розрахунки освітлювального навантаження цеху:
Визначимо активну потужність освітлювальних установок Рм.о. згідно
виразу
Рм.о. кп Рп.о.ф S, (2.12)
де кп – коефіцієнт попиту освітлення [9];
S – площа приміщення, м2;
(0,959,7 2916)
Р 26,8 кВт,
м.о. 1000
Рп.о.ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м2,
визначається за формулою
Еф к з.ф
рп.о.ф Рп.о.табл к , (2.13)
100 к р
з.табл
де Р 2
п.о.табл – питома потужність освітлювальної установки [7], Вт/м ;
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 23
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Еф – фактична освітленість для виконуваного виду робіт [7], лк;
кз.ф – фактичний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [7];
кз.табл – табличний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [7];
кр - коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення [7].
200 1,8
р 2
п.о.ф 14,5 0,3 9,7 Вт/м
100 1,6
Реактивну потужність навантаження системи загального освітлення цеху
визначаємо за виразом
Q м.о Р м.о tgφ о , (2.14)
де tgφ0 – реактивна складова кута зсуву фаз.
Q 26,8 0,2 5,37 квар.
м.о
Розрахунок освітлювального навантаження інших цехів та підрозділів
підприємства виконуємо аналогічно. Живлення зовнішньої системи освітлення
підприємства виконано від силового трансформатора, що живить будівлю
управління.
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 Кв цехової
підстанції
Сумарні активну та реактивну розрахункові потужності на шинах 0,4 кВ
визначаємо за виразами
P0,38 цеху Рр. цеху Рр. ос. цеху Рном.у , (2.15)
Q0,38 цеху Qр. цеху Qр. ос. цеху Qном.у . (2.17)
Отримаємо
P0,38 цеху Рр. цеху Рр.ос. цеху Рном.у 238,6 26,8 7,59 273 кВт,
Q0,38 цеху Qр. цеху Qр.ос. цеху Qном.у 127 5,4 3,87 136,3квар.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 24
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанцій за виразом
2 2
Sр.цеху Р0,38 цеху і Q0,38 цеху і , (2.18)
S Р 2 2 2 2
ТП4 0,38 цеху Q0,38 цеху 237 136,3 290кВА.
Дані розрахунків навантаження цехової підстанції SТП за формулою (2.18)
і
по усім цехам заносимо у таблицю 2.4.
Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання
На вищих рівнях системи електропостачання підприємства розрахункове
(максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання розрахункових
навантажень окремих груп електроприймачів (цехів, підрозділів) з урахуванням
коефіцієнта одночасності збігання максимумів навантаження Ko .
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на шинах
РУНН ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається за даними [5].
Приблизну потужність підприємства (на шинах РУНН) SНН ГПП
визначаємо за формулою
N 2 2
N
SНН ГПП Ко P0,4 цехуi Q0,4 цеху . (2.18)
i
i i
SНН.ГПП 0,9 4748,22 2836,62 4977,8 кВА
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по заводу, а приблизна розрахункова
потужність має значення SНН.ГПП =4977,8 кВА.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.4.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 25
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 26
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху
та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Картограмою навантажень називають план, на якому зображена картина
середньої інтенсивності розподілу навантажень приймачів електроенергії.
Картограму навантажень будуємо як на плані розташування приймачів
електроенергії в цехах, так і на генеральному плані всього підприємства. Якщо
картограму будують на генеральному плані підприємства, то як приймачі
електроенергії розглядаємо самі цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень
на картограмі виконують різними способами [3]. Найбільш простий з них
складається в зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень
приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. Як центр кола
вибирають центр електричного навантаження (ЦЕН) приймача електроенергії, а
радіус кола зв'язують із розрахунковою потужністю приймача електроенергії;
значення його знаходять із умови рівності розрахункової середньої активної
потужності групи електроспоживачів площі кола
Рр,0,38і π r2
i m ,
де rp.i - радіус кола групи споживачів, π = 3,14 ; m- кВт/мм2 – масштаб
P
r 0,38 і
i , (2.19)
π m
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають силовому,
а також освітлювальному навантаженням:
360 P
р, цеху i
αс.н ; (2.20)
Р0,38цеху
360 P
р, цеху i
αоc.н , (2.21)
Р0,38 цеху
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 27
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Розраховуємо на прикладі вибраного цеху вказані параметри картограми
електричних навантажень.
Р
r р0,38(ТП6) 273,0
ТП6 29,6 мм.
3,14 m 3,14 115
Розрахункові значення заносимо у графу 8 таблиці 2.5
Таблиця 2.5 – Дані для побутови картограми ЕН
Найменування Pр Pр,OC Pp0,38 m
2 r
кВт/мм c.н oc.н
кВт кВт кВт мм
1 2 3 4 5 6 7 8
Цех силових рамних конструкцій;
512,3 38,8 551,1 0,115 335 25 39,1
Склад готової продукції; Котельня
Цех промислових трубчастих
844,9 79,2 924,1 0,115 329 31 50,6
гелеоколлекторів; Насосна станція
Цех пласких промислових
гелеоколлекторів; Цех радіаторів 956,3 67,8 1024 0,115 336 24 53,3
опалення; Цех упаковки і тари
Цех розширюючи баків; Їдальня;
113,4 66,0 179,4 0,115 228 132 22,3
Будівля управління
Цех пласких побутових
277,1 24,6 301,7 0,115 331 29 28,9
гелеоколлекторів
Цех тубчастих побутових
238,6 26,8 273,0 0,115 272 88 29,6
гелеоколлекторів
Цех рециркуляційних насосів; Цех
612,3 89,3 701,6 0,115 314 46 44,1
пуско – регулюючої апаратури
Склодувний цех з відділенням;
755,0 38,2 793,2 0,115 343 17 46,9
Цех теплоізоляційних складових
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як точку з
координатами:
n
(Pp.i xi )
Х i1 ; (2.22)
n
Pp.i
i1
n
(Pp y )
i i
Y i 1 , (2.23)
n
Pp
i
i 1
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 28
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
де Х,Y– координати центру електричних навантажень на генплані, см;
xi , yi – координати i-ого навантаження на генплані, см;
Pp i – максимальне навантаження i-ого цеху, кВт.
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразу (2.22), (2.23)
заносимо у відповідні графи таблиці 2.6. Визначаємо координати ЦЕН
n
(Pp.i xi )
Х i1 1367043,9
285,3м,
n
P 4791
p.i
i1
n
(Pp y )
i i
i 1 1005370,3
Y 210,8 м.
n
P 4791
p
i i
1
Таким чином, нами розраховані дані для побудови картограми
навантаження (таблиця 2.5) та координати ЦЕН (таблиця 2.6) які ми будемо
використовувати при виборі місця розташування ГПП.
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
Згідно ПУЕ, підприємство відноситься до другої категорії
енергозабезпечення.
схема живлення цехів та відповідних установок, від власної підстанції (ГПП).
Живлення виконано кабельними лініями, що прокладені під землею, в
спеціально створених кабельних каналах.
ГПП розташовується поблизу точки теоретичного центру навантаження
підприємства . Енергопостачання ГПП виконано від двох незалежних вводів
районного розподільчого пункту, по повітряним лініям 110 кВ.
Для живлення ГПП використовується схема без прохідної п/ст від ГРП
відстань до якої 50 км.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110 кВ± 5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно договору
про споживання електроенергії, який укладається з усіма підприємствами
промислового району і енергопостачальною організацією.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 29
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 30
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
При виборі головної схеми електропостачання промислового підприємства
основними чинниками є характеристики джерел живлення та споживачів
електроенергії, в першу чергу вимоги до безперебійності електропостачання з
урахуванням можливості забезпечення резервування у технологічної частині
проекту, вимоги електробезпеки [7].
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови навколишнього
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки. Схеми
електричних з'єднань підстанцій і розподільчих установок повинні вибиратися
виходячи з загальної схеми електропостачання підприємства і задовольняти
наступним вимогам:
- забезпечувати надійність електропостачання споживачів і
перетікання потужності по магістральним зв'язкам у нормальному і після
аварійному режимах;
ураховувати перспективу розвитку;
допускати можливість поетапного розширення;
- широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги
протиаварійної автоматики;
- забезпечувати можливість проведення ремонтних і
експлуатаційних робіт на окремих елементах схеми без відключення
сусідніх приєднаній.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового підприємства
належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх близько
розташованих споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально уніфіковані.
Узагальнюючі вище приведені міркування, а також загальні вимоги до
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 31
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
систем електропостачання, що приведені у п. 1.1, обираємо схему ГПП,
приведену на рисунку 3.1.
Рисунок 3.1 - Електрична частина ГПП
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при забрудненій
атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони повинні
відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого нагріву з
урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а також
режимів у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу струмів між
лініями. Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається згідно ПУЕ.
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірені, при
необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
На цьому етапі проектування попередньо визначається переріз живлячих
ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном РУВН і приблизна
потужність SВН ГПП на стороні ВН ГПП.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано втрати
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 32
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
потужності у силових трансформаторах ГПП
2 2
N N
SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) . (3.1)
i i
де PT і QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
S
Іроз = ВН ГПП Кзав.Л , (3.2)
2 3 Uном
де Кзав.Л – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному режимах
з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і безперебійності
електропостачання.
Вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення перевіряється на
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм
післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і
мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів і умов:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А
Іроз к Ідоп , (3.3)
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
2 Іроз к кдоп Ідоп.Т , (3.4)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп 1,25 ;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності, відповідно до місця
розташування підприємства, визначається величина стінки ожеледі, за її
товщиною визначається мінімальна площа перерізу;
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 33
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
– на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ у залежності від
напруги.
Використовуючи формули (3.1) – (3.4) обираємо для повітряної лінії
провід певної марки з необхідним перерізом.
Як розрахункова потужність приймаємо максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразом
Ртр 0,02 Sпр ;
Qтр 0,1Sпр ,
де Sпр. – приблизна повна потужність об’єкта проектування, кВА;
Ртр 0,02 4977,8 99,5 кВт,
Qтр 0,14977,8 497,7 квар .
Загальне навантаження об’єкта визначається виразом
S 2 2
ВН.ГПП 0,9 (4748,2 99,5) (2836,6 497,7) 5295,4 кВА.
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу
S
S ВН.ГПП
тр ;
2 0,7
5295,4
Sтр 3782,4 кВА.
2 0,7
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
5295,4
ІрозПЛ = 13,9 А ,
2 3 110
Переріз лінії живлення (мм2) визначаємо за виразом
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 34
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
І
Fек ,
jек
де jек - нормоване значення економічної густини струму jек=1,4 А/мм2.
13,9
Fек 9,9мм2.
1,4
Розрахунковий економічно вигідний переріз закругляємо до найближчого
стандартного перерізу Fст.
Вибраний переріз лінії живлення перевіряється на допустимий струм
нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм після аварійного
режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і мінімальний
переріз за умовою корони згідно виразів і умов:
- на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А;
Ір к Ідоп ,
де Ідоп - допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к - коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища к=1;
За умовою корони – мінімальний переріз повітряної лінії 110 кВ складає 70
мм2.
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70 [1,6], для якого Ідоп=260 А.
9,9 А1260 А ;
- на допустимий струм в після аварійному режимі (режим
відключення однієї з ліній живлення)
2 Ір к кдоп Ідоп
де кдоп - допустиме короткочасне перевантаження, кдоп = 1,25;
2 .9,9 А=19,8А <0,9 .1,25 .260=292,5А;
- на мінімальний переріз згідно механічної міцності - згідно з місцем
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 35
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її
товщиною і по [10] визначається мінімальна площа перерізу;
- на мінімальний переріз за умовою корони - мінімальний переріз
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм .
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70 [1,6].
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП
В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній), по
яких передається електроенергія від системи до ГПП підприємства, втрати
напруги мають істотно різну величину.
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу напруги.
Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х
повітряної лінії більше активного опору R: X R , причому для ЛЕП напругою
220 кВ і вище справедливе співвідношення: ХR .
Тому при значних протяжностях таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проектних, значення
кутів зсуву стають великими, як правило, близько 15 25 , зі збільшенням
до 35 55 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі потужностей,
близьких до нормативних по статичній стійкості. У цих випадках врахування
поперечної складової U / / вносить уточнення в розрахунки напруги, що
істотно перевищують погрішності інформації про параметри мережі, а тому
аналіз електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної
складової падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X R , кут невеликий (менше
2 3 ).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.4):
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 36
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 3.4 – Схема заміщення фази ділянки мережі
На рисунку 3.4 S1 , S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); R н , Хн – опір навантаження (активний і індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії U /
ф
U /
ф Iа R Iр X I (R cos Xsin) . (3.5)
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги
в лінії U / /
ф
U / /
ф Iа X Iр R I (X cos R sin) . (3.6)
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
U //
ф1 Uф2 Uф Uф2 Uф jUф
(3.7)
Uф2 (IaR IpX) j(IaX IpR) U j
ф1 e ,
де модуль U1ф цієї напруги
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 37
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
U (U /
ф1 ф2 Uф)2 (U/ / )2
ф (3.8)
та його фаза
U/ /
arctg ф
/ . (3.9)
Uф2 Uф
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф Uф1 Uф2 . (3.10)
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі має
вид
Рисунок 3.5 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для
будь-якої кількості ділянок лінії отримаємо
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 38
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
n
U / / 3 U / /
ф 3 Ii ri cosi Ii xi sini . (3.11)
i1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
вважати, що падіння напруги U1дорівнює його поздовжній складовій U/ .
Тоді втрати напруги U приблизно визначається за формулою
U U/ 3 P R Q X P
(I R I X) і і іR QіX
a p , (3.12)
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими формулами.
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП визначаються за
загальним виразом
П П0 L , (3.13)
де r0, x0 – значення подовжнього або поперечного параметра,
віднесеного до 1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по емпіричній
формулі, Ом/км
D
X0 0,144 lg cp 0,0157 Х/ Х//
0 0 , (3.14)
rдр
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
– магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –
1, для сталі – 1 .
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp ,
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij і
визначається з формули
D 3
cp D12 D13 D23 , м. (3.15)
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 39
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
площині, жили трьохжильного кабелю – по вершинах рівностороннього
трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову розмірність).
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевої частини проводу ( Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування
на 15 – 20 %, тобто
F F
r cт
пр 1,151,20 . (3.16)
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R0 , (3.17)
F
де – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм2 / км ;
F – переріз фазного проводу (жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
29,531,5Ом мм2 / км , для міді 18,0 19,0 Ом мм2 / км .
Для визначення складових струму використовують відомі співвідношення:
I Pі Q
; I і
a (3.18)
3 U p
і 3 Uі
Проектна потужність підприємства Рі=4748,2 кВт; Qі=2836,6 квар, R0=0,34
Ом/км, Х0=0,318 Ом/км при Dср=0,8м.
Тоді для ділянки мережі:
R R0 L, R=0,34 50=17 Ом,
Х Х0 L, Х=0,318 50=15,9 Ом.
Активну і реактивну складову струму обчислюємо з формулою (3.8)
4748,2
Ia 24,9 А;
3 110 103
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 40
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
2836,6
Iр 14,9 А.
3 110 103
Використовуючи формули (3.3) і (3.4) визначимо повздовжню і поперечну
складову падіння напруги
U '
ф 24,9 17 14,9 15,9 660,2 В.
U"" 24,9 15,9 14,9 17 142,6 В.
Модуль напруги на початку ділянки визначимо за формулою (3.5)
Uф1 (110 0,66)2 106 (0,142)2 106 72,6 кВ.
Модуль падіння напруги Uф визначається співвідношенням (3.7)
Uф (0,66)2 106 (0,142)2 106 680 В.
Втрата напруги розраховується за співвідношенням (3.6)
Uф 110 103 110 103 =0,6 103 кВ.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при проектній
потужності Р1=4748,2 кВт; Q1=2836,6 квар складає
U
U(%) ф %;
Uном
0,6 103
U(%) 100=0,55 %;
110 103
Таким чином, вибрані параметри повітряної лінії задані практично без
втрат напруги передавати розрахункову потужність на підприємство.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 41
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторівголовної понижуючої підстанції
Трансформатори ГПП повинні забезпечити надійне електропостачання в
нормальному, аварійному і післяаварійному режимі.
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразами
РТ 0,02 Sпр; (4.1)
QТ 0,1Sпр , (4.2)
де Sпp(6 ст.) – приблизна повна потужність об’єкта, що визначається на 6
ступені, кВА.
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом
N 2 2
N
Snp(6 ст.) SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) (4.3)
i i
Номінальна потужність SТ кожного з двох трансформаторів ГПП
попередньо оцінюється згідно виразу
S
S np(6 ст.)
Т . (4.4)
2 0,7
По отриманому значенню потужності вибирається номінальна потужність
трансформатора Sном Т . Якщо різниця між потужностями SТ іSном Т незначна
10 % , то для розгляду приймається один варіант, в іншому випадку
розглядається варіант з більшою і меншою стандартною потужністю
трансформатора відносно SТ .
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 42
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
використовується упорядкований типовий графік навантаження, в якому
максимальне навантаження буде відповідати Sпp(6 ст.) об’єкта, згідно чого
робиться масштаб по осі навантажень (рисунок 4.1).
Попередньо вибираємо трансформатор ТМН-6300/110 із
номінальними параметрами Sном ТР=6,3 МВ А, Uном В=115 кВ, Uном Н=11 кВ, UКЗ=10,5%,
∆РХХ= 17,5 кВт, ∆РКЗ= 50 кВт .
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження [10], в якому
максимальне навантаження буде відповідати Sрозр об'єкта, згідно чого
робиться масштаб по вісі навантажень(рисунок 1.4).
S кВА
7000
6500 Sн.тр
6000
5500 Sмакс
5000 5295
4500 4766
4000 4236
3500 3810
3707
3000 3177 3177
2500
2648
2000
2118 2118 2118
1500
1589 1589
1000
500
0
1 2 4 5 6 8 11 14 16 19 22 23 24
t год
Рисунок 4.1 – Упорядкований добовий графік навантаження для
вибору трансформаторів ГПП
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначаємо згідно
виразу
n
(S2
i Δt )
1 i
К 1i
1 ; (4.5)
S n
н.тр Δt i
i1
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 43
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
де Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора, за
яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора шт;
Δtі – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год;
Sі – потужності, що відповідають цім проміжкам часу Δtі , МВА.
((2,36 1) (1,77 1) (1,77 2) (2,36 1) (4,25 1)
1 (4,14 3) (3,55 3) (3,55 3) (2,95 1) (2,36 1))
К1 0,56 .
6,3 (11 2 11 3 3 3 11)
Коефіцієнт перевантаження трансформатора К2 визначаємо за більшим
значенням із двох величин К`2 та К``2.
Величину К`2 обчислюємо за формулою, згідно виразу
m
(S2
i Δt )
` 1 i
К 1i
2 ; (4.6)
S m
н.тр Δt i
i1
де m – кількість ступенів потужності графіка навантаження, за
яких його більше від номінальної потужності трансформатора;
` 1 ((5,32 2) (4,73 2) (5,91 3))
К 2 0,37 .
6,3 (2 2 3)
Величину К``2 визначаємо за виразом
`` 0,9 Sрозр
К2 ,
Sн.тр
0,9 5295,4
К``
2 0,75 .
6300
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1 за
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 44
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
допомогою таблиць [7] визначаємо допустиме систематичне перевантаження
К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним перевантаженням,
коли виконується умова
К2доп≥К2
1,4≥0,75.
На основі розрахунків обраний нами трансформатор може систематично
перевантажуватися у вибраних умовах.
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
Цехові трансформаторні підстанції ТП, що живлять силові та, як правило,
освітлювальні електроприймачі, є основними електроустановками систем
розподілення електроенергії напругою до 1000 В.
Цехові трансформаторні підстанції підрозділяються за кількістю,
одиничною потужністю, схемі з'єднання, способу охолодження
трансформаторів, схемі розподільчого пристрою низької напруги.
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, головним чином,
вимогами надійності живлення споживачів [7].
Електроприймачі І категорії необхідно живити від двотрансформаторних
підстанцій. Двотрансформаторні підстанції рекомендується також
використовувати для живлення споживачів II категорії.
Живлення окремо споруджених об'єктів загальнозаводського призначення
рекомендується виконувати від двотрансформаторних підстанцій.
Потужність трансформаторів двотрансформаторних підстанцій слід
визначати таким чином, щоб при відключенні одного трансформатора було
забезпечено живлення електроприймачів, що вимагають резервування у після
аварійному режиму з урахуванням перевантажувальної здібності
трансформаторів.
При значній кількості трансформаторів цехових ТП та розосередженого
навантаження вибір одиничної потужності допускається користуватися
критеріями:
при питомої густині навантаження до 0,2 кВА/м2 - 1000, 1600 кВА;
при питомої густині навантаження 0,2-0,5 кВА/м2 - 1600 кВА;
при питомої густині навантаження більше ніж 0,5 кВА/м2 - 2500, 1600 кВА.
Але ж ці критерії чинні лише при рівномірному навантаженні.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 45
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Для енергоємних підприємств рекомендується уніфіковувати одиничні
потужності трансформаторів.
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності на прикладі обраного раніше цеху.
Вибір виконується у два етапи:
1)Вибирається економічне оптимальне число цехових
трансформаторів NТЕ та економічне оптимальне значення потужності НБК QНК1.
2) Визначається додаткова потужність НБКQНК2 з метою
оптимального зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі
напругою 10 кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2 , (4.7)
де QНК1 та QНК2 - сумарні потужності НБК, які визначаються на першому
та другому етапах.
Вибір оптимальної кількості цехових трансформаторів
Потужність цехових трансформаторів рекомендується визначати за
питомою густиною навантаження, кВА/м2
S
δ ТПцеху
s ; (4.8)
S
де SТПцеху - в даному випадку максимальне навантаження цеху, кВА;
S- площа приміщення, м2.
289,9
δs 0,099 .
2916
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової потужності
SН.ТР, що призначені для живлення технологічно зв'язаних навантажень:
P
N м
min ΔN; (4.9)
к з Sн.тр
де Рм. – максимальне активне навантаження даної ТП, кВт;
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 46
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
кз – коефіцієнт завантаження трансформатора, (для двотрансформаторних
підстанцій приймається 0,7 – 0,75), а (для однотрансформаторних – 0,95);
Sн.тр – номінальна потужність трансформатору, кВА;
N – дробовий додаток до найближчого цілого числа.
273
Nmin 0,7 1 шт ,
0,95 400
Економічну кількість трансформаторів Neзнаходимо за виразом
Nе Nmin m; (4.10)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [2]
у функції Nmin, N.
N e 1 0 1 шт.
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax.Т, яка
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона за
виразом
Q (N к S 2 2
max.T е з.ф н.тр) - Рр.0,38 ; (4.11)
де кз.ф – фактичний коефіцієнт завантаження,
S
к мТП
з.ф , (4.12)
Ne Sн.тр
289,9
кз.ф 0,72 .
1 400
Qmax .T (1 0,72 400)2 - 2732 97,4 квар.
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QНК1 складе:
Q _
НК1 Qм0,38 QmaxТ ; (4.13)
де Qм – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш
0,38
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 47
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
завантажену зміну, квар.
QHK1 136,3 - 97,4 38,9 квар,
При QНК1 ≤ 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не потрібно.
У нашому випадку QНК1 ≥0квар, тобто встановлювати батареї потрібно.
Вибір потужності конденсаторних батарей для зниження втрат
потужності у трансформаторах.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QНК2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
Q HK 2 Q _ Q _
м γ N
0,38 HK1 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 трансформаторіввід РП 6-10 кВ, на яких
К
відсутні джерела реактивної потужності γ р1 [7]).
60
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько та
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі - 12, при однозмінній - 24. Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП
ГПП та потужність трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з
даними таблиці 4.7 у залежності від потужності трансформаторів та довжині
живлячої лінії [7].
QHK2 136,338,9_ (0,18 1400) 25,4 квар, .
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2<0квардодатково встановлювати
конденсаторні батареї не потрібно.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2 , (4.15)
QНК=38,9+25,4=64,3 квар.
По результатам розрахунків, згідно ПУЕ (глава 5.6), вибираємо
однуконденсаторну установку марки УК2-0,415-60 Т3 потужністю 60 квар і
напругою живлення 0,38 кВ.
Аналогічно проводимо розрахунки для інших цехів і результати заносимо
у таблицю 4.1.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 48
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 49
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві
Компенсація реактивної потужності є невід'ємною частиною завдання
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності
одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових
підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії.
Нові "Правила користування електричною та тепловою енергією"
передбачають нормування споживання реактивної потужності Q безпосередньо
у іменованих одиницях, тобто поряд з нормуванням активної потужності
нормується і реактивна.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно "Вказівок щодо
проектування компенсації реактивної потужності у електричних мережах
промислових підприємств [11].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними даними є
максимальна реактивна потужність Qм та вхідна реактивна потужністьQек , що
погоджена з енергопостачальною організацією на межі балансової
приналежності.
Максимальна реактивна потужність на шинах розподільчого пункту 10 кВ
підстанції, яка повинна бути скомпенсована високовольтними батареями
статичних конденсаторів визначається за виразом:
Q _ _
ек кн.с Qм Qтр Qек Qнкф , (4.16)
де кнс – коефіцієнт, що враховує не співпадння за часом найбільшого
навантаження підприємства з максимумом навантаження енергосистеми (для
нашого випадку кнс =0,89)
Qм – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Qтр – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторі ГПП,
квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних
конденсаторних батарей, квар.
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою
в часи її максимуму навантаження, квар.
Qек 0,92 2836,6 497,7 42,312651800 квар.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 50
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення [2] два комплекти
високовольтних блоків статичних конденсаторів. Марки прийнятих блоків
статичних конденсаторів УКЛ-10,5-900 У3. Сумарна ємність блоків статичних
конденсаторів складає ΣQБСК10=1800 квар, при номінальній напрузі живлення
10,5 кВ.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 51
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 [10]. Вибір схеми визначається категорією
надійності споживачів електроенергії, їх територіальнім розміщенням,
особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх за
потужних підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП. Радіальні
схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи електропостачання,
від джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється не
менш чім двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій джерела
живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-630
кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без резервування,
якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам прокладки ліній
можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції мають споживачів
II категорії, їх живлення повинно здійснюватися двокабельною лінією з
роз'єднувачами на кожному кабелі.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг перед
магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються при
живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують
споживачам під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть
поєднуватись до РУ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів підстанцій;
висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати технологічне
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 52
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
устаткування без переобладнання мережі; використання уніфікованих
елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними способами.
Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна, так як при зникненні
напруги на магістралі всі під'єднанні до неї споживачі втрачають живлення.
З урахуванням особливості розташування цехів відносно ГПП, категорії
надійності споживачів, обираємо радіальну схему, приклад якої наведено на
рисунку 5.1.
Рисунок 5.1 - Одноступенева радіальна схема розподілення електроенергії
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ, згідно ПУЕ (розділ 3.3.35 – 2.3.53),
вибираємо за економічною густиною струму з перевіркою на умови нагріву
довготривалим розрахунковим струмом в нормальному та післяаварійному
режимах, на допустиму втрату напруги і на термічну стійкість до струмів
короткого замикання.
За розрахункову потужність кожного трансформатора приймаємо
максимальне навантаження з врахуванням втрат потужності в трансформаторі.
Дані для розрахунків беремо з таблиці 4.1. Втрати активної ΔРт та реактивної
Q т потужності в трансформаторі з достатньою для практики точністю
приймаємо рівними відповідно 2% і 10% повної максимальної потужності із
сторони низької напруги трансформатора
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 53
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рм10 Рр0,38 Рт Рр0,38 0,02 Sн.тр , (5.1)
Qм10 Qр0,38 Qт Qр0,38 0,1Sн.тр (5.2)
де Рр0,38; Qр0,38 – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ.
Дані для розрахунків (Рр0,38 , Qр0,38, Sн.тр ) беремо з таблиці 2.4 та заносимо у
таблицю 5.1 (графа 2, 3 і 4 відповідно).
Величини Рм10Qм10 розраховуємо за співвідношеннями (5.1) і (5.2) та заносимо
у графи 5 і 6 табл. 5.1 відповідно.
Для прикладу
Рм10=273+0,02.400=281 кВт ,
QМ10=136,3+0,1.400=176,3 квар.
Розрахункову потужність радіальної лінії визначаємо згідно електричної
схеми живлення і розрахункових потужностей по виразу
SЛ 2Рм10 Qм10
2
, (5.3)
SЛ(ГПП ТП6) 2812 176,32 331,7 кВА.
де Рм10і Qм10 – відповідно розрахункова активна і реактивна потужність
лінії
кожного з трансформаторів, що живиться від цієї лінії;
Дані розрахунків по цьому та інших ТП заносимо до таблиці 5.1 (графа8).
Отримані тільки таким чином значення SЛ будуть коректними для визначення
перерізу живлячих кабельних ліній.
Розрахунковий струм у кабельної лінії на кожної ділянки (ГПП-ТП6) в
нормальному режимі визначається як
S
I Л,і
р.Л,і (5.4)
3 Uн
Для цеху, який обрано у якості прикладу
331,7
Iр.Л,(ГППТП6) 19,2 А.
3 10
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 54
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2 (графа
4).
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
Рр0,38, Qр0,38, Sн.тр , Р
Позиція м10, Qм10, Sл
кВт квар кВА кВт квар кВА
1 2 3 4 5 6 7 8
ТП-1 1 551,10 310,02 1000 571,1 410,0 703,0
ТП-2 2 462,05 278,02 1000 482,1 378,0 612,6
ТП-3 2 512,05 301,84 1000 532,1 401,8 666,7
ТП-4 1 179,40 91,24 250 184,4 116,2 218,0
ТП-5 1 301,70 176,41 400 309,7 216,4 377,8
ТП-6 1 273,02 136,25 400 281,0 176,3 331,7
ТП-7 2 350,80 200,15 630 363,4 263,1 448,7
ТП-8 2 396,60 281,31 630 409,2 344,3 534,8
Згідно економічної густини струму jек визначаємо стандартний переріз Fек
кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий струм Ідоп,
значення якого заносимо у графу 6 таблиці 5.2.
І 19,2
Fек 13,7 мм2.
jек 1,4
Розрахунковий переріз кабелів для лінії (ГПП – ТП6) 13,7 мм2, тому ми
приймаємо найменший переріз кабелю марки АПвВнг, що має переріз 25 мм2,
Іном.каб=113 А.
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи за співвідношенням [12]
Iр.Л Iдоп К1K2 ;
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та
повітря К1=1,05;
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 55
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Кількість т-рів
Шт.
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості кабелів
прокладених паралельно К2=0,9;
Ідоп– тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних умовах
19, 2 113 1,05 0,9 106 А.
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається за
виразом
2 Iл IдопК1K2К3
де К3 - допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3=1,25
Для нашого випадку
2 19, 2 113 1,05 0,9 1,25 133 А
тобто умова виконується.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше (5%.Uн=52,5 В) і визначається за виразом
U 3 Ір.Л Lкл (r0 cosφ x0 sin φ), (5.5)
де L – довжина лінії, км;
r0,x0 - відповідно питомий активний та реактивний опір лінії, Ом/км;
cosφ – коефіцієнт потужності навантаження лінії
Значення cosφ та sinφ знаходимо з відомого співвідношення,
використовуючи дані таблиці 1.5 для відповідної кабельної лінії.
Для лінії ГПП–ТП6
Р 281
сosφ м10 0,849 ,
Sл 331,7
Q 176,3
sin φ м10 0,53
Sл 331,7
Втрата напруги в кабельної лінії, що розглядається у якості прикладу, буде
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 56
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
U 3 19,2 0,15 (1,54 0,84 0,072 0,53) 10,3В.
Таким чином, умова виконується, так як
U 10,3 0,05 Uном 52 В.
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній і дані
заносимо в таблицю 5.2.
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Ділянка Lкл, SЛ, IрЛ, Fек, Iдоп, Прийнята F
Прийнята F, мм2
кабелю м кВА А мм2 А мм2
ГПП-ТП1 140 703,0 40,6 29,0 136 35 АПвВнг(3×35)
ГПП-ТП2 180 612,6 35,4 25,3 113 25 АПвВнг(3×25)
ГПП-ТП3 60 666,7 38,5 27,5 136 35 АПвВнг(3×35)
ГПП-ТП4 270 218,0 12,6 9,0 113 25 АПвВнг(3×25)
ГПП-ТП5 90 377,8 21,8 15,6 113 25 АПвВнг(3×25)
ГПП-ТП6 150 331,7 19,2 13,7 113 25 АПвВнг(3×25)
ГПП-ТП7 90 448,7 25,9 18,5 113 25 АПвВнг(3×25)
ГПП-ТП8 210 534,8 30,9 22,1 113 25 АПвВнг(3×25)
ГПП-БСК10 10 900 52 37,1 166 50 АПвВнг(3×50)
де БСК10 – ємкісна потужність блока статичних конденсаторів 10 кВ, що
встановлені в приміщені КРУН-10 кВ ГПП.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 57
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000В
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Основною причиною порушення нормального режиму роботи СЕП є
виникнення короткого замикання в мережі або в елементах електрообладнання
внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій обслуговуючого
персоналу.
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання, згідно
ПУЕ (розділ 1.4.9 – 1.4.13), є прийнята схема електропостачання та величина
потужності короткого замикання на шинах районної підстанції. Розрахункова
схема мережі і схема заміщення зображені на рисунках 6.1 і 6.2.
Величинами вихідних даних для розрахунку струмів короткого замикання
є прийнята схема електропостачання, величина потужності короткого
замикання на шинах районної підстанції та конкретні дані елементів схеми
заміщення.
Т1
Т6
Т3
Рисунок 6.1 - Розрахункова схема розрахунку КЗ
Для розрахункової схеми (рисунок 6.1) складаємо схему заміщення,
виходячи з розрахункових умов і враховуючи прийняті у стандарті [15]
припущення. Схему складаємо однолінійною.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 58
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
каб.лін 1
каб.лін 6
каб.лін 3
Рисунок 6.2 - Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
номінальна напруга енергосистеми UС=110 кВ:
потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1450 МВ • А;
довжина повітряної лінії lл=50 км.
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту.
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі
опори схеми заміщення приводяться до базисних умов.
За базисні умови приймаємо:
Sб 100 МВА, Uб1 115 кВ, Uб2 10,5 кВ
S
I б
б , (6.1)
3 U б
100
Iб1 0,5кА,
3 115
100
Iб1 5,5кА.
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях:
– електричної системи
S
Х б
с , (6.2)
Sк.з.
100
Хс 0,069 .
1450
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 59
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
– повітряної лінії 110, кВ
S
R б
пл r0л lл , (6.3)
U2
б1
100
Rпл 0,38 110 0,316;
1152
де lл– довжина повітряної лінії, км;
r0л, x0л– активні та індуктивні опори повітряної лінії, Ом/км
S
X б
пл x0л lл , (6.4)
U2
б1
100
Хпл 0,06 110 0,05.
1152
– трансформатора ГПП
U S
Х кз б
тр ,. (6.5)
100 Sн.тр
де Uкз – напруга короткого замикання трансформатора, %;
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
10,5 100
Х тр 1,66.
100 6,3
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках
В точці К1
Визначаємо сумарний реактивний і активний опір до розглядаємої точки
к.з і визначаємо повний опір
Струм короткого замикання в розглядаємій точці визначаємо за виразом
І
І б1
кз(К1) (6.6)
Х 2 2
сум(К1) R сум(К1)
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 60
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
0,5
Ікз(К1) 1,48 кА ;
0,119 2 0,316 2
Хсум(К1) Хс Хпл , (6.7)
Хсум(К1) 0,069 0,05 0,119;
R сум(К1) Rпл , (6.8)
Rсум(К1) 0,316
Ударний струм короткого замикання в точці К1 визначаємо за виразом:
і уд(К1) 2 Ікз(К1) к уд(К1) ; (6.9)
де куд– ударний коефіцієнт, що визначаємо за виразом
Rсум(К1)
3,14( )
Х
к уд(К1) 1 е сум(К1) , (6.10)
0,316
3,14( )
к 1 2,718 0,119
уд(К1) 1,12.
і уд(К1) 2 1,48 1,12 2,31 кА.
В точці К2
І
І б2
кз(К2) ,
Х2 2
сум(К2) R сум(К2)
5,5
Ікз(К2) 3,03кА
1,786 2 0,316 2
Хсум(К2) Хс Хпл Хтр ,
Хсум(К2) 0,069 0,051,661,786;
Rсум(К2) Rпл ,
Rсум(К2) 0,316.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 61
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Ударний струм короткого замикання в точці К2 визначаємо за виразом:
і уд(К2) 2 Ікз(К2) к уд(К2) ;
і уд(К2) 2 3,03 1,01 4,28кА
Rсум(К2)
3,14( )
Х
к уд(К2) 1 е сум(К2) ,
0,316
3,14( )
к 1 2,718 1,786
уд(К2) 1,01.
В точці К3
І
І б2
кз(К3)
Х 2 2
сум(К3) R сум(К3)
5,5
Ікз(К3) 1,67 кА
1,87 2 2,712
Хсум(К3) Хс Хпл Хтр Хл1 ,
Хсум(К3) 0,069 0,051,66 0,0841,87;
Rсум(К3) Rпл R л1 ,
Rсум(К3) 0,316 2,4 2,71.
Ударний струм короткого замикання в точці К3 визначаємо за виразом:
і уд(К3) 2 Ікз(К3) к уд(К3) ;
і уд(К3) 2 1,67 1,06 2,48 кА
Rсум(К3)
3,14( )
Х
к сум(К3)
уд(К3) 1 е ,
2,71
3,14( )
к 1 2,718 1,87
уд(К3) 1,06.
В точці К4
І
І б2
кз(К4)
Х2 2
сум(К4) R сум(К4)
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 62
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
5,5
Ікз(К4) 2,09 кА
1,858 2 1,856 2
Хсум(К4) Хс Хпл Хтр Хл2 ,
Хсум(К4) 0,069 0,051,66 0,0721,858;
Rсум(К4) Rпл Rл2 ,
R сум(К4) 0,3161,541,856.
Ударний струм короткого замикання в точці К4 визначаємо за виразом:
і уд(К4) 2 Ікз(К4) к уд(К4) ;
і уд(К4) 2 2,09 1,04 3,06 кА
Rсум(К4)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К4)
уд(К4) ,
1,856
3,14( )
к 1,858
уд(К4) 1 2,718 1,04.
В точці К5
І
І б2
кз(К5)
Х 2 2
сум(К5) R сум(К5)
5,5
Ікз(К5) 2,36 кА
1,854 2 1,416 2
Хсум(К5) Хс Хпл Хтр Хл3 ,
Хсум(К5) 0,316 0,051,66 0,0681,854;
Rсум(К5) Rпл R л3 ,
Rсум(К5) 0,3161,11,416.
Ударний струм короткого замикання в точці К5 визначаємо за виразом:
і уд(К5) 2 Ікз(К5) к уд(К5) ;
і уд(К5) 2 2,36 1,03 3,41 кА
Rсум(К5)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К5)
уд(К5) ,
1,416
3,14( )
к 1 2,718 1,854
уд(К5) 1,03.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 63
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Точка к.з Хк,в.о. Rк,в.о. Zк,в.о. Ік.з. кА іуд. кА
К1 0,119 0,316 0,34 1,48 2,31
К2 1,786 0,316 1,81 3,03 4,28
К3 1,87 2,716 3,3 1,67 2,48
К4 1,858 1,856 2,63 2,09 3,06
К5 1,854 1,416 2,33 2,36 3,41
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ
Для розрахунку струму однофазного замикання на землю приймаємо
електричну схему трансформатора 110/10 кВ і складаємо схему заміщення
(рисунок 6.3 а; в) з струмом короткого замиканням в точці А. На базі цих схем
приводимо схему нульової послідовності (рисунок 6.4). Розрахунок ведемо у
відносних одиницях.
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної ліні визначаємо через
опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n, величина якого
залежить від конструктивного виконання лінії, згідно виразу
х л0 n xпл , (6.11)
де - коефіцієнтnв залежності від типу монтажу лінії, n=3,5 для
одноланцюгової лінії без тросів.
х л0 3,5 0,05 0,17
А
Sк.з
а).
А
Хс Хл Хтр1 Хтр2
в).
Рисунок 6.3 – Електрична схема і схема заміщення для розрахунку
однофазного КЗ
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 64
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
А
Хс0 Хл0 Хтр1 0 Хтр2 0
Uл 0
Рисунок 6.4 – Схема для розрахунку опору нульової послідовності
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від схеми
з’єднання обмоток трансформатора - при схемі з’єднання зірка з нульовим
виводом-трикутник (рисунок 6.4) мають ті ж значення, як і прямої
послідовності.
Однофазний струм короткого замикання на шинах 110 кВ заводської
підстанції визначаємо через трифазний струм к.з.
S1
к k S3
к , (6.12)
де к – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані к.з, від шин
районної підстанції, 0 k 1,5 , при к.з, у віддаленій точці (поблизу
трансформатора ГПП) k=1,5.
S1
к 1,5 1450 3600 МВА.
Струм однофазного к.з, на шинах заводської підстанції визначаємо
виразом:
S1
I1 к
kc , (6.13)
3 U1
де U1 - номінальна напруга на шинах заводської підстанції,U1=110 кВ.
I 1
3600
kc 18,9 кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи ( xco у відносних
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 65
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
одиницях)визначаємо з виразу
I 1кc 3 1
; (6.14)
Iб x c1 x c2 x co
з цього виразу находимо xС0
3 1 І
х б
со х с1 х с2 , (6.15)
І (1)
кс
де хс1, хс2 – відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи,
х с1 х с2 х с .
3 1 5,5
х со 0,069 0,069 0,73.
18,9
Згідно з рисунком 6.4 визначаємо результативний опір схеми нульової
послідовності для однофазного струму к.з, як паралельне з’єднання двох гілок
хо хсо хло хтр1о хтр2о (6.16)
(0,73 0,17) (1,661,66)
х 0 0,7 .
(0,73 0,17) (1,661,66)
Струм однофазного к.з, у віддаленій точці визначаємо за виразом
1 3 1 I
І б
kA1 (6.17)
х рез1 х рез2 х о
хрез1 хрез2 хс1 хл1 0,069 0,05 0,119,
І (1) 3 1 5,5
kА1 17,3 .
0,119 0,119 0,7
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 66
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
В розділі приводяться дані, які стосуються конструкції та особливості
компоновки як самої головної понижуючої підстанції (ГПП), так і розподільчих
установок високої і низької напруги. Вказується область застосування ГПП,
основні вимоги до місць встановлення,характеристика ізоляції, категорії
розміщення тощо.
Приводяться основні параметри і характеристики ГПП. Вказується склад
підстанції, при необхідності – особливості схеми головних кіл. Матеріали
можуть ілюструватися фрагментами розрізу підстанції (або іншими
кресленнями) та зображеннями окремих елементів підстанції.
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою
апаратурою є високовольтні вимикачі і роз'єднувачі.
Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо
обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою
таблиці 7.1, у якої в першу графу заносимо відповідні розрахункові дані, і графу
2 - відповідні каталожні дані, а графа 3 містить умови вибору апаратів.
Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії ВГТ-110ІІ*-40/2500У1
з допустимим нижнім робочим значенням температури оточуючого повітря -
45°С, допустимою швидкістю вітру до 40 м/с, сейсмічності - до 9 балів та
приводом пружинного типу.
Результати вибору зводимо в таблицю 7.1
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=110 кВ Uном=110 кВ Uн Uном
Iр=13,9 А Iном=2500 А Ір Іном
іу =2,31 кА Im.дин= 102 кА іу Іm.дин
Іn.t =1,48 к А Iвідкл. =40 кА Іn.t Івідкл
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 67
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Вк І2
n tк (2,3103)2 0,035 ІТ 40 кА; tТ 3 с;
6 2 2 6 2 Вк І2 t
0,185 10 В с І t 4800 10 В с Т T
Т Т
де ІТ – нормований струм термічної стійкості апарата;
Вк – тепловий імпульс струму короткого замикання;
Im.дин – амплітудне значення повного струму електродинамічної стійкості
вимикача;
tТ – нормований час термічної стійкості апарата.
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [4].
Алгоритм вибору роз'єднувача відрізняється від алгоритму вибору
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка
струму відключення.
Попередньо по номінальним даним обираємо роз'єднувач серії РГН-
110/1000 УХЛ1.
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=110 кВ Uном=110 кВ Uн Uном
Iр=13,9А Iном=1000 А Ір Іном
іу =2,31 кА Im.дин= 80 кА іу Іm.дин
Вк І2
n tк (2,3 103)2 0,035 ІТ 40 кА; tТ 3 с;
0,185 106 В2 с
2 6 2 Вк І2 t
І t 4800 10 В с Т T
Т Т
Остаточно, по даним таблиці 1.9 обираємо роз'єднувач серії РГН-110/1000
УХЛ1, який на протязі терміну експлуатації (30 років) не вимагає технічного
обслуговування [5].
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення
Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач навантаження
вакуумний типу ВВЭ-10-20/1000 УЗ з вбудованим електромагнітним приводом
[8].
При розрахунках розрахункового струму ввідного вимикача 10 кВ
значення Ір визначаємо за співвідношенням
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 68
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=10 кВ Uном=10 кВ Uн Uном
Iр=291,5 А Iном=1000 А Ір Іном
іу =4,28 кА Im.дин= 52 кА іу Іm.дин
Іn.t =3,03 к А Iвідкл. =20 кА Іn.t Івідкл
В 2 3 2 І
к Іn tк (4,2810 ) 0,055
Т 20 кА; tТ 3 с;
2 6 2 В І2 t
1106 В2 с ІТ tТ 1200 10 В с к Т T
При розрахунках розрахункового струму секційного вимикача 10 кВ
значення Ір визначаємо за співвідношенням
Sрозр 5295,4 103
Ір.секц 145,7 А.
2 3 U (2 3 10) 103
н
Попередньо по номінальним даним обираємо секційний вимикач
вакуумний типу ВВЗ-10-20/630 УЗ з вбудованим електромагнітним приводом
[8].
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=10 кВ Uном=10 кВ Uн Uном
Iр=145,7 А Iном=630 А Ір Іном
іу =4,28 кА Im.дин= 80кА іу Іm.дин
Іn.t =3,03 к А Iвідкл. =20 кА Іn.t Івідкл
В 2
к Іn tк (4,28103)2 0,055 ІТ 20 кА; tТ 3 с;
В І2 t
1106 2 6 2
В2 с ІТ tТ 1200 10 В с к Т T
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, згідно ПУЕ (розділ 1.6.6 – 1.6.8), вибираємо за
номінальною напругою, первинному та вторинному струмам, за родом
встановлення, конструкції, класу точності та перевіряємо на термічну стійкість
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 69
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
при короткому замиканні таблиця 6.1.
Попередньо обираємо трансформатор струму напругою 10 кВ типу
ТШЛП-10К
Таблиця 7.5 – Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн=110 кВ Uном=10 кВ
Iр=291,5 А Iном=1000 А
ідин kдин 2 Іном1
іу =4,28 кА
30 1,4 1000 кА=42 103 кА
В І2
к n tк (4,28 103 )2 0,055 ІТ 31,5 кА; tТ 4 с;
2 6 2
1106 В2 с ІТ tТ 3969 10 В с
Номінальний струм вторинної обмотки I2Н =5 А, допустима потужність S2Н
вторинної обмотки при cos = 0,8 клас точності 0,5 складає 15, ВА.
Сумарний опір приладів, Ом:
ΣSприл
rприл , (7.1)
I 2
2Н
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної
та реактивної енергії та ін.),Sприл 7 (ВА).
7
rприл 0,28 .
52
Опір контактів rк 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів, Ом:
S 2
2Н I2Н (rприл rк )
rпров , (7.2)
I2
2 Н
1552 (0,28 0,1)
rпров 0,22.
52
Довжина проводів lпров 25 м.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 70
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp lпров 25 м.
Переріз з'єднувальних проводів, мм2:
l ρ
Fпров .
p , (7.3)
rпров .
25 0,02
Fпров 2,27.
0,22
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом F 2,5
мм2 .
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф .
rпров.ф rприл. rн 0,6 Ом,
0,2+0,28=0,48<0,6.
Якщо виконується умова тоді обраний трансформатор струму забезпечить
допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМИ–10–66УЗ. Розрахунок навантаження
основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, Потужність, що
що Кільк. cosφ споживається
Прилад Тип
споживається котушок tgφ P, Q, S,
котушкою, Вт Вт вар ВА
Вольтметр ЭВ0302 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028
СЛ -
Лічильник 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048
7000
Всього: - - 3 - 0,048 0,061 0,077
Так як номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі
точності 0,5 S2H 120 ВА більше ніж Sф 0,077ВА, трансформатор напруги
буде працювати з допустимою похибкою.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 71
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання, згідно ПУЕ (розділ 1.4.16 – 1.4.18), визначаємо
за співвідношенням [1]:
l tпр
Fmin , (7.4)
С
де tпр – приведений час дії струмів к.з, А;
tt∞ – ударний струм к.з, що діє на вибраний нами відрізок лінії, кА;
С – коефіцієнт, що відповідає різниці теплоти, яка в провіднику після і до
короткого замикання (для кабелів з алюмінієвою жилою С = 85 ).
Приведений час можна визначити по виразу
tпр=tзах+tвідкл
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії вимикаючої апаратури, с.
tпр=0,08+0,055=0,135 с.
У такому разі
2573 0,135
F 11,1 мм2
min .
85
Розглянутий нами відрізок кабельної лінії (ГПП-ТП6), що має переріз F=25
мм2 повністю задовольняє умовам термічної стійкості, під час дії ударних
струмів к.з.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 72
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.
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори:
– вимоги до надійності електропостачання і резервування,
– режими роботи електроприймачів,
– розміщення їх по території цеху,
– номінальні струми та напруги,
– вплив мікроклімату виробничих приміщень.
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
За способами ізоляції мережі діляться на дві групи: такі, що виконані
голими проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і такі, що
виконані кабелями і ізольованими проводами (електропроводки).
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного призначення та
конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способів їх виконання
здійснюється при проектуванні на основі вивчення технології виробництва,
умов оточуючого середовища, вимог електробезпеки та пожежної безпеки
згідно ПУЕ.
У цьому підрозділі бакалаврської роботи на основі всебічного аналізу і
виявлення основних визначальних факторів (таких, як, наприклад розміщення
технологічного обладнання на плані цеху, надійність електропостачання
електроприймачів, характер навантаження та її розподіл по площі цеху та
багато інших) вибирається конкретний вид схеми. Кожний вид схем має свою
найбільш доцільну область застосування.
На рисунку 8.1 приведена проста радіальна схема цехової електричної
мережі.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 73
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми живлення
використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше розповсюдженні
змішані схеми, але для конкретного випадку саме така «рафінована» схема
може виявитися найбільш раціональною.
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
На промислових підприємствах близько 10% енергії, що споживається,
витрачається на електричне освітлення.
Правильне виконання освітлювальних установок сприяє раціональному
використанню електроенергії, поліпшенню якості продукції, знижує
втомлюваність працівників, зменшує кількість аварій та випадків травматизму.
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної та
електричної частин [4, 7].
В світлотехнічній частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічаються найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні характеристики
освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Першим етапом проектування системи освітлення об’єкту є його аналіз,
необхідний для отримання повного уявлення про об’єкт освітлення. На другому
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 74
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
етапі обирається вид і система освітлення.
Норми освітлення побудовані на основній класифікації робіт, основною
ознакою яких є найменший розмір об’єктів, 75ино проводів розрізняти в
залежності від розряду робіт, що виконуються; коректуються рівні освітленості,
якісні показники освітлювальних установок (показник засліпленості
(дискомфорту), пульсації освітленості, передача кольору, нерівномірність
розподілу освітленості) [7].
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проектуванні світлотехнічної частини слід також враховувати умови
експлуатації освітлювальної установки.
Штучне освітлення проектується двох видів: загальне і комбіноване, коли
до загального додається місцеве освітлення робочих місць. Якість і
економічність освітлювальних установок залежить від правильності вибору
системи освітлення.
Систему загального освітлення застосовуються для освітлення всього
приміщення, в тому числі і робочих поверхонь. Загальне освітлення може
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним розміщенням
світильників під стелею освітлюваного приміщення. Освітлення з рівномірним
розміщенням світильників застосовують, якщо в виробничих приміщеннях
технологічне устаткування розміщене рівномірно по всій площі з однаковими
умовами зорової роботи і необхідно забезпечити рівномірне освітлення. Якщо в
приміщеннях є робочі поверхні, що вимагають різних умов освітлення, то для
створення на них необхідної освітленості світильники розміщують
локалізовано, залежно від розміщення робочих поверхонь або виробничого
устаткування.
Локалізоване освітлення необхідно передбачати в приміщеннях із
стаціонарним крупним устаткуванням (венткамери, пічні відділення тощо), у
приміщеннях, де робочі місця розміщені групами, зосереджені на окремих
дільницях, а також у приміщеннях, на різних дільницях яких виконуються
роботи різної точності, що вимагають неоднакових рівнів освітленості.
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого) застосовують у
приміщеннях з точними зоровими роботами, які вимагають високого ступеня
освітленості. Освітленість робочих місць, що створюють світильники
загального освітлення при комбінованій системі, має становити 10% від
нормованої для комбінованого освітлення. Використання в приміщеннях тільки
місцевого освітлення нормами заборонено.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 75
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
За функціональним призначенням електричне освітлення поділяють на
робоче, аварійне і спеціальне (чергове), охоронне, вказівне.
Робоче освітлення влаштовують в усіх приміщеннях. Воно створює на
робочих поверхнях нормовану освітленість.
Аварійне освітлення необхідне там, де при раптовому вимиканні робочого
освітлення можливі вибух або пожежа, масовий травматизм, тривале
порушення технологічного процесу, а також порушення роботи відповідних
об’єктів (водопостачання, вузли зв’язку, пожежні пости, електрощитові і тощо).
Це освітлення називають аварійним освітленням для продовження роботи, воно
має створювати на робочих місцях 5% нормованого робочого освітлення при
системі загального освітлення, але не менш як 2 лк.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок освітлення цеху може проводиться методом світлового потоку
(методом коефіцієнту використання), або іншим відомим методом. Для
прикладу нижче приведено розрахунки методом світлового потоку:
кз Еmin S zФ , (8.1)
N
де к з – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [7];
Еmin – мінімальна освітленість, лк;
S– площа освітлювального приміщення, м2;
E
z cp
– коефіцієнт нерівномірності освітлення, z 1,11,15 ;
Emin
N – прийнята кількість світильників, шт.;
– коефіцієнт використання світлового потоку.
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається по довідковим
таблицям в залежності від типу прийнятого світильника, коефіцієнтів відбиття
від поверхонь приміщення і від індексу приміщення “і”, останній визначається
за виразом
A B
i , (8.2)
(A B) h
де А, В, h– відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 76
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
світильника, м.
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника не
повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не перевищувати
більше ніж на 20 % розрахункового значення. В противному разі змінюється
кількість світильників і розрахунок повторюється.
Приймаємо е Lв / h 1 , тоді отримаємо відстань між світильниками
Lв е h. (8.3)
Розраховуємо кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад
розміщення світильників приведений на рисунку 8.2.
Рисунок 8.2 – Приклад розміщення світильників цеху:
hc – відстань від стелі до світильника, Lв – відстань між світильниками,
l – відстань від крайнього ряду до стіни; Lа – відстань між рядами
Після прийняття схеми розміщення світильників проводиться перевірка
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 77
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
n
Фсв ei
Е i1 , (8.4)
1000 к3
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника, лм;
– коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників,
1,11,2 ;
n
ei – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових
i1
ізолюкс, лк;
n – кількість врахованих світильників.
Виконаємо розрахунок освітлення цеху методом світлового потоку.
Виходячи із розряду зорової праці, згідно ПУЕ (розділ 6.1.1 – 6.1.11), по
нормам освітленості [7] визначаємо освітленість системи загального
освітлення цеху Е н 200 лк.
Кз ЕF min Sz
p , (8.5)
N Кв
де Кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [2];
Emin – мінімальна освітленість, лк;
S – площа освітлювального приміщення, м2;
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z=1,1 – 1,15;
N – прийнята кількість світильників, шт;
Кв – коефіцієнт використання світлового потоку.
З таблиці 10.4 [7] приймаємо λе=Lв/h=1, тоді отримаємо відстань між
світильниками
Lв λ е h, (8.6)
Lв 1 5,8 5,8 м.
Приблизну кількість світильників визначаємо за виразом
A B
N , (8.7)
L2
в
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 78
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
54 54
N 86,6 шт.
5,82
Коефіцієнт використання світлового потоку визначаємо по довідниковим
таблицям [7], в залежності від прийнятого типу світильника, коефіцієнтів
відбиття, від поверхонь приміщень і від індексу приміщення, що визначається
за виразом
А В
і ;
h(А В)
(8.8)
54 54
і 4,66.
5,8 (54 54)
де h – висота підвісу світильника, м.
1,6 200 2916 1,15
Fp 18477 лм.
86 0,67
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймаємо
світильник типу ПВЛМ з чотирма лампами типу ЛТБ-65, Рл=0,065 кВт, що має
світловий потік Фл=4650 лм. Загальний світловий потік від світильника буде
становити Фсв=18600 лм
Обрані лампи за світловим потоком відрізняєтьсявід розрахункового на
F F 1860018454
% cв р 100% 100% 0,79%,
F 18454 (8.9)
р
що є допустимо.
Згідно результатів проведеного розрахунку ми можемо зробити висновки,
що встановлена в приміщенні цеху світлова арматура загального призначення з
лампами типу ЛТБ-65в повній мірі задовольняє вимогам СНіП ІІ-4-79, що до
загальних вимог освітленості в робочій зоні цеху.
Електропостачання освітлювальних установок
Відповідно до ПУЕ для живлення світильників загального освітлення
повинна застосовуватися напруга не вище 380/220 В змінного струму при
заземленій нейтралі і не вище 220 В змінного струму при ізольованій нейтралі і
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 79
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
у мережах постійного струму.
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище 220В,
що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від висоти
їхньої установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У приміщеннях з
підвищеною небезпекою і особливо небезпечних при установці світильників
загального освітлення з лампами розжарювання на висоті менше ніж 2,5 м при
відсутності спеціальної конструкції світильника (що виключає доступ до лампи
без застосування інструмента) використовується напруга не вище 42 В.
Світильник з люмінесцентними лампами на напругу 127–220 В
допускається встановлювати на висоті менше ніж 2,5 м від підлоги за умови
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових і натрієвих ламп, розрахованих на
напругу 380 В, і пускорегулюючих апаратів для газорозрядних ламп, що мають
спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з послідовним з’єднанням ламп),
застосовується напруга не вище 380 В, у тому числі фазна напруга системи
660/380 В із заземленою нейтраллю при дотриманні наступних умов:
введення у світильник чи ПРА має виконуватися проводом або кабелем з
мідними жилами і ізоляцією, розрахованою на напругу не менше, ніж 660
В;
забороняється вводити у світильник двох чи трьох проводів різних фаз
системи 660/380;
нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою застосовуваної
напруги «380 В» при установці світильника в приміщеннях підвищеною
небезпекою і особливо небезпечних;
забезпечення одночасного відключення усіх фазних проводів, що
вводяться у світильник; це стосується і багатолампових світильників
системи 380/220 В, за винятком світильників, які встановлюються в
приміщеннях без підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В в приміщеннях без
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною небезпекою
і особливо небезпечних. Допускається застосування напруги до 220 В для
світильників спеціальної конструкції: тих, що являються складовою частиною
аварійного освітлення, під’єднаного до незалежного джерела живлення; тих, що
встановлюються у приміщеннях з підвищеною небезпекою (але не особливо
небезпечних).
Для місцевого освітлення допускається застосовувати світильники з
люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В за умови неможливості
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 80
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
випадкових доторкань до їх струмоведучих частин. Застосування
люмінесцентних ламп місцевого освітлення в сирих, особливо сирих, жарких і
приміщеннях з хімічно активним середовищем допускається тільки в арматурі
спеціальної конструкції.
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в приміщеннях
з підвищеною небезпекою й особливо небезпечних має застосовуватись
напруга не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах – не вище 12 В.
Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати:
необхідний рівень надійності живлення;
регламентовані рівні напруги і постійність напруги джерела живлення;
простоту і зручність експлуатації;
економічність установки.
У більшості випадків освітлювальні навантаження живляться від силових
цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ із заземленою нейтраллю
вторинної обмотки.
Використання самостійних освітлювальних трансформаторів обмежується
випадками, коли характер силового навантаження не дає можливості
забезпечити необхідну якість напруги, коли використовується для силових
навантажень напруга вище 380 В і коли система напруг 380/220 або 220/127 В
неприпустима для освітлювальної установки за умовами безпеки.
В освітлювальних мережах розрізняються лінії живлення та групові лінії.
Лінія живлення з’єднує джерело живлення з груповими щитками освітлення.
Групові лінії слугують для приєднання світильників до групових щитків.
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати захисту на
кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ струм захисних апаратів на
групових лініях не повинен перевищувати 25 А за винятком ліній, що живлять
лампи розжарювання одиничною потужністю 500 Вт і більше або газорозрядні
лампи потужністю 125 Вт і більше; у цьому випадку струм захисного апарата
не повинен перевищувати 63 А.
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рис. 8.3). Радіальні схеми використовуються при
високих навантаженнях групових щитків (близько 100–200 А) і забезпечують
більш високу надійність живлення. Магістральні схеми дозволяють
заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на розподільчих пунктах,
однак мають меншу надійність живлення. Змішані схеми одержали найбільше
поширення через їхню гнучкість.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 81
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.3 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок:
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Для здійснення живлення освітлювальних установок обираю радіальну
схему для забезпечення високої надійності живлення.
Систему аварійного освітлення планується живити перехресним способом,
тобто від іншого трансформатора по відношенню до трансформатора робочого
освітлення (рисунок 8.4).
Рисунок 8.4– Схема живлення освітлювальних установок від
двотрансформаторної підстанції
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на
підставі світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості
світильників, тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА:
��роз = кп ∙ кдод ∙ ��ном , (8.10)
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 82
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, для ламп ЛДЦкдод = 1,12 [5].
Згідно коефіцієнт попиту для дрібних будівель виробничого характеру
складає кп = 1,0.Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок
мережі аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
��роз = 0,95 ∙ 1,12 ∙ (4 ∙ 0,065) = 23,8 кВт.
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за допустимимструмом
навантаження.
Провідники освітлювальної мережі повинні задовольняти вимоги у
відношенні гранично допустимого нагрівання при нормальних режимах роботи.
Нагрівання провідників викликається проходженням по них електричного
струму.
Межі нагрівання суворо нормуються ПУЕ, при цьому кожному перерізу
проводу або кабелю в залежності від його конструкції і способу прокладання
відповідає допустимий нормований струм (Iдоп, А).
У практичних розрахунках користуються готовими таблицями з
допустимими тривалими навантаженнями, що нормовані ПУЕ і нормативною
документацією.
Зазначені таблиці складені для визначення температурних режимів повітря
і землі, що складають відповідно +25°С та +15°С. Якщо фактичні температури
відрізняються від табличних, користуються коефіцієнтами перерахунку, що
наведені в ПУЕ.
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є:
��доп > ��роз,
де ��роз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі.
Розрахунковий струм для трифазних мережвизначається за виразом:
��роз ∙ 10 ��роз ∙ 10
��роз = = , (8.11)
√3 ∙ �� ∙ cos �� 3 ∙ ��ф ∙ cos ��
л
де ��роз – розрахункова потужність, кВт;
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 83
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
��ф, ��л – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cos �� – коефіцієнт потужності, для газорозрядних ламп з конденсаторами
cos �� = 0,9.
23,8 ∙ 10
��роз = = 40,2 А.
√3 ∙ 380 ∙ 0,9
Визначений показник струму використаємо для вибору кабельно-
провідникової продукції та комутуючого обладнання.
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги. Даний метод
розрахунку передбачає забезпечення допустимих рівнів напруг на джерелах
світла.
Зниження напруги щодо номінальної пов’язане зі зменшенням світлового
потоку світильників і, як наслідок, рівнів освітленості на робочих місцях.
Збільшення напруги щодо номінальної пов’язане з додатковою витратою
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо
важливе для ламп розжарювання.
Відповідно до ГОСТ 13109-97 напруга в найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення промислових підприємств, а також прожекторних
установок зовнішнього освітлення повинна бути не нижча 97,5%Uном, а в
найбільш віддалених лампах аварійного і зовнішнього освітлення, виконаного
світильниками – не нижча 95%Uном.
У мережах 12–42 В допускаються втрати напруги до 10% Uном, якщо
рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша напруга ламп не
повинна перевищувати 105%Uном.
На затисках газорозрядних ламп напруга не повинна бути нижчою
90%Uном, на інших лампах – не нижчою 88%Uном.
Величина допустимої втрати напругивосвітлювальній мережі від
джерела живлення до найбільш віддаленої лампи повинна складати:
∆��м = ��хх − ∆��тр − �� ,
де ∆��м – допустима втрата напруги в мережі;
��хх – напруга холостого ходу трансформатора (на 5% вища від
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
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 84
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
іменованих одиницях (вольтах).
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається за виразом:
∆��тр = �� ∙ �� ∙ cos �� + �� ∙ sin �� , (8.12)
де �� , �� – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого
замикання трансформатора (��КЗ), %;
cos �� – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
�� – коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення розрахункового
навантаження трансформатора до його номінальної потужності).
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (%) визначаються за виразами:
100 ∙ ��КЗ
�� = ; (8.13)
��ном.тр
�� = ��КЗ − ��а , (8.14)
де ��КЗ – втрати потужності короткого замикання трансформатора, Вт;
��ном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без урахування
індуктивного опору провідників.
100 ∙ 5,5
�� = = 1,37 %;
400
�� = 5,5 − 1,34 = 5,33 %;
∆��тр = 0,87 ∙ (1,34 ∙ 0,9 +5,33 ∙ 0,44) = 3,08 %;
∆��м = 105 − 3,08 − 97,5 = 4,42 %.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається за виразом:
��
∆�� = , (8.15)
�� ∙ ��
де �� – момент освітлювальногонавантаження, кВт∙м;
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 85
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
�� – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника [18, ст. 40 таблиця 14];
�� – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими
співвідношеннями.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки:
�� = �� ∙ �� , (8.16)
де �� – відстань між лініями живлення світильників;
�� – потужність лінії.
Рисунок 4.1 – Схема підключення світильників
�� = �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� +
+�� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� ;
�� = 6 ∙ 2,64 + 12 ∙ 2,64 + 18 ∙ 2,64 + 24 ∙ 2,64 + 30 ∙ 2,64 + 36 ∙ 2,64 +
+42 ∙ 2,64 + 48 ∙ 2,64 + 54 ∙ 2,64 = 712,8 кВт ∙ м;
712,8
∆�� = = 0,78 %.
54 ∙ 16,8
Отже умова виконується, втрата напруги у найбільш віддаленій точці
перевищює 5%. Тому ми встановлюємо щиток освітлення в безпосередній
близькості від КТП і першої лінії освітлювальної мережі.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шинопроводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1 кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 86
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
електричної мережі, номінальна напруга мережі Uном , результати розрахунку
навантаження цеху.
Для мереж напругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів короткого
замикання.
В цьому підрозділі необхідно визначити мережі та її елементи, що не
підлягають перевірці на економічну густину струму. Їх треба окремо
проаналізувати та обов’язково вказати ( у вигляді переліку або таблиці).
Вибір перерізу провідників здійснюється за таблицях [7] або згідно
технічної документації на них (що є більш прийнятним) . При цьому повинна
виконуватися умова
Ipоз Iдоп , (8.17)
де Iдоп – допустимий тривалий струм навантаження в кабелі, проводі и
шині для даного перерізу згідно ПУЕ.
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.3.12-1.3.15 і 1.3.22 ПУЕ, слід застосовувати
коефіцієнти, наведені в таблиці 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху слід також враховувати за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно ПУЕ.
Обраний переріз провідника по умовам нагріву довготривалим струмом
необхідно перевіряти за нагрівом струмом післяаварійного режиму відповідно
до схеми цехової мережі. Отримані дані заносяться у таблицю.
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів кабелів,
проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні забезпечувати
допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що нормуються
стандартом по якості електроенергії. Для кожної ділянки цехової мережі за
розрахованим півгодинним максимумом навантаження і значенням
максимального пускового або пікового струму вибирається переріз провідника,
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 87
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
а також тип і значення уставок апаратів захисту від ненормальних режимів в
мережі: тривалих, не передбачених перевантажень мережі і коротких замикань.
Вихідними даними для проведення розрахунків є:
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів захисту;
– Uном мережі;
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки
мережі Рmax ;
– пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми;
– номінальні потужності ЕП.
Вибір перерізу провідника пов’язаний з вибором апаратів захисту, тому
вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів виконується
спільно.
Потрібно врахувати вимоги ПУЕ щодо особливості вибору перерізу
провідників для мереж напругою до 1 кВ, а саме: акцентувати на те, які вимоги
та умови є визначальними – економічні, нагрів провідників, їх механічна
міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів КЗ.
Вказати, які силові мережі до 1 кВ згідно рекомендацій ПУЕ не підлягають
розрахунку по економічної густини струму.
Вказати, чи враховується фактор економічної густини струму зв’язку зі
спільним живленням силового та освітлювального навантажень
Вибір перерізів провідників за технічними умовами включає:
– вибір за умовою теплового нагрівання;
– за їх пропускною спроможністю та умовами захисту;
– за втратами напруги;
– за термічною стійкістю до струмів КЗ;
– механічну міцність;
– за умовою виникнення корони.
Необхідно оцінити вплив і врахування цих факторів при виборі
перерізу для кабельних і повітряних ліній, так як перелічені фактори по -
різному впливають залежно від номінальної напруги, конструктивного
виконання (кабель, шинопровід), призначення мережі (силова, рухливих ЕП,
освітлювальна тощо). Тому рішення слід приймати для кожного конкретного
випадку на підставі вимог і довідкових даних ПУЕ та інших нормативних
документів.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 88
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам щодо
гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а й
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При
перевірці на нагрів приймається півгодинний максимум струму, найбільший з
середніх півгодинних струмів даного елемента мережі.
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи електроприймачів
в якості розрахункового струму для перевірки перерізу провідників по
нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить від відповідного
режиму (повторно-короткочасний, короткочасний, тривалий).
Вимоги для нормальних навантажень та післяаврійних перевантажень
стосуються кабелів і встановлених на них з’єднувальних та кінцевих муфт й
окінцевань.
Основною умовою вибору перерізу провідників є величина нагрівання їх
електричним струмом у нормальному, форсованому та аварійному режимах.
Якщо температура нагрівання перевищить допустиму, то залежно від величини
перевищення й тривалості часу, елемент може бути пошкоджений, що
спричинить порушення нормальної роботи системи, а в гіршому випадку
(загоряння ізоляції) може привести до пожежі. Тому для всіх видів провідників
та умов їх застосування головним у виборі перерізу є нагрівання, яке
визначається двома ефектами теплового впливу: максимально допустимою
температурою та тепловим зносом ізоляції для даного режиму й класу ізоляції.
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням,
використовують сумарний вплив на строк служби провідника максимальної
температури і тривалості зносу ізоляції за розглянутий період. При різких піках
навантаження більшу небезпеку становить можливість перевищення
максимально допустимої температури. Якщо графік навантаження рівномірний,
більшу вагу має складова теплового зносу ізоляції.
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму ( Іmax або Іроз ), від того, чи потрібно захищати мережу від
перевантаження чи ні, від температурних умов навколишнього середовища,
характеру приміщення і типу ізоляції провідника. Перш за все необхідно
вибрати марку провідника, визначитися з умовами його прокладки і потім
виконувати розрахунок.
Мінімально допустимий переріз провідника – такий переріз, при якому
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 89
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює максимальній тривало
допустимій Qтр. доп , нагрівається струмом КЗ до гранично допустимої
температури за умовами термічної стійкості.
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне струмове
навантаження за півгодинний інтервал часу Imax Ipоз , обчислене за
формулою
P
I роз
pоз = (8.18)
3 Uном cosφ
Вибір перерізу провідників виконується за таблицями гл.1.3 ПУЕ «Тривало
допустимі навантаження», при цьому повинна бути виконана умова
Imax Ipоз Iдоп , (8.19 )
де Ідоп – тривало допустимий струм навантаження на проводи, кабелі та
шини для даного перерізу за ПУЕ (або технічними характеристиками
конкретних виробів).
При прокладанні декількох кабелів і більше чотирьох проводів в одній
трубі, траншеї, лотку, коробі і т.п. в розрахункову формулу (8.14) вводиться
коефіцієнт Кпрокл , поправочний коефіцієнт на умови прокладки проводів і
кабелів
I
І max
доп . (8.20)
Кпрокл
Згідно ПУЕ допустимі тривалі струми для кабелів, які прокладають у
блоках, слід визначати за емпіричною формулою
Iдоп.бл a b c Iдоп , (8.21)
a, b, c – поправочні коефіцієнти (табл. ПУЕ)
Поправочні коефіцієнти застосовуються до груп однотипних проводів і
кабелів, що мають однакову допустиму температуру нагрівання.
Для груп проводів і кабелів, що мають різні максимальні температури
нагріву, допустиме струмове навантаження розраховується з поправочних
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 90
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
коефіцієнтів, що належать до тієї частини проводів і кабелів, у яких допустима
температура мінімальна.
Якщо у частині ізольованих проводів і кабелів в групі навантаження не
перевищує 30 % допустимого, то вони виключаються із загального числа при
визначенні поправочного коефіцієнту для іншої частини групи.
Допустимі струмові навантаження для кола залежать від числа
провідників. У багатофазній збалансованій системі спільно прокладений
нейтральний провідник не враховується. В цьому випадку допустиме
навантаження чотирижильного кабеля приймається як для трьохжильного, з
тим же перерізом фазних провідників. Чотири- і п’ятижильні кабелі можуть
мати більше допустиме струмове навантаження, якщо навантажені тільки три
фазні проводи.
Якщо нейтральний провідник пропускає струм, який є наслідком
дисбалансу фазних струмів, то збільшення тепловиділення в нейтральному
провіднику компенсується його відповідним зменшенням в одному або
декількох фазних провідниках. В цьому випадку переріз всіх провідників
вибирається по найбільш навантаженому проводу.
Якщо не потрібно вводити поправочні коефіцієнти для струму в
нейтральному провіднику в залежності від характеру навантаження фазних
провідників, нейтральний провідник вибирається відповідно до параметрів кола
Необхідність введення поправочних коефіцієнтів для струмів може бути
наслідком наявності істотних струмів вищих гармонік в трифазному колі. Якщо
гармонічна складова перевищує 15 %, нейтральний провідник вибирається
перерізом не нижче фазного.
Оскільки струм в нейтральному провіднику визначається струмами фазних
провідників, то струми вищих гармонік в ньому взаємно не компенсується.
Найбільш значущою з гармонік є третя гармоніка. Діюче значення струму
третьої гармоніки в нейтральному проводі може перевищувати діюче значення
струму промислової частоти в фазних провідниках.
У цьому випадку струм в нейтральному провіднику є визначальним при
розрахунках допустимого струмового навантаження кола. Вплив гармонік
враховується поправочними коефіцієнтами. Поправочні коефіцієнти, що
наведені в МЕК60364-5-52:2009«Електроустановки низьковольтні. Частина 5-
52. Вибір і монтаж електроустаткування. електропроводки», надані для
збалансованої трифазної системи; слід вказати, що ситуація погіршується, якщо
в трифазній системі навантажені тільки дві фази. У цьому випадку струм вищих
гармонік в нейтральному провіднику буде визначатися струмом дисбалансу.
Така ситуація призведе до перевантаження нейтрального провідника.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 91
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Поправочні коефіцієнти застосовуються для випадку, коли нейтральний
провідник є жилою чотирьох- або п’ятижильного кабелю, виконаний з того ж
матеріалу і має той же переріз, що і фазні провідники.
Поправочні коефіцієнти відносяться до струмів третьої гармоніки. Якщо
очікуються значні вищі гармоніки, такі як 9-я, 12-я тощо, тобто вони становлять
понад 15 %, поправочний коефіцієнт повинен бути зменшений. Якщо дисбаланс
між фазними навантаженнями перевищує 50 %, то поправочний коефіцієнт
може бути зменшений. Розрахунковий поправочний коефіцієнт для визначення
допустимого струмового навантаження для кабелів з трьома робочими
провідниками приймається, як для кабелю з чотирма робочими провідниками, у
якого струм в четвертому проводі викликаний гармоніками. Поправочні
коефіцієнти також враховують фактор нагріву фазних провідників струмами
гармонік.
Коли значення струму в нейтральному провіднику очікується вище, ніж
фазний струм, розмір кабелю визначається по нейтральному провіднику.
Якщо переріз кабелю визначено по нейтральному провіднику, то
необхідно зменшити розрахункове навантаження для трьох робочих
провідників.
Якщо струм в нейтральному провіднику більше, ніж 135 % фазного струму
і переріз кабелю вибирається по нейтральному провіднику, то три фазних
провідника не можуть бути повністю завантажені. Зменшення тепловиділення
фазними провідниками компенсує тепловиділення нейтрального провідника в
такій мірі, що немає необхідності застосовувати інші поправочні коефіцієнти
щодо трьох робочих провідників.
За відсутності спеціальних вимог необхідно виконувати такі вказівки:
Площа поперечного перерізу нейтрального провідника повинна бути,
принаймні, рівною площі поперечного перерізу лінійних провідників у
наступних випадках:
– в однофазних двопровідникових колах, незалежно від площі поперечного
перерізу провідника;
– в багатофазних колах, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників - менше або дорівнює 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію;
– в трифазних схемах, де частка струмів третьої гармоніки і гармонік,
кратним трьом, лежить в межах від 15 % до 33 %.
Для багатофазних кіл, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників більше, ніж 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію, площа
поперечного перерізу нейтрального провідника може бути нижче площі
поперечного перерізу лінійних провідників (звичайно не нижче 50 %), якщо
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 92
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
виконуються одночасно такі умови:
– навантаження кола в нормальному режимі розподілено рівномірно між
фазами, третя гармоніка не перевищує 15% струму лінійного провідника;
– нейтральний провідник захищається від надструмів;
– площа поперечного перерізу нейтрального провідника – не менш 16 мм2
по міді або 25 мм2 по алюмінію.
Відносно нульових робочих провідників в чотирипровідній системі
трифазного струму ПУЕ містить наступне формулювання: вони повинні мати
провідність не менше ніж 50 % провідності фазних провідників; у необхідних
випадках вона має бути збільшеною до 100 % провідності фазних провідників.
Вибраний переріз провідника за умовами нагріву тривалим струмом
перевіряється по нагріванню струмом післяаварійного режиму Ітр. ав (в умовах
двотрансформаторних цехових ТП і декількох кабелів одної лінії):
Для подальшого вибору апаратів попередньо визначимо струм на
затискачах вторинної обмотки силового трансформатора цехової ТП за
співвідношенням
ΣS к
Ір н.тр з
; (8.22)
3 Uн
де ΣSн.тр – загальна потужність силових трансформаторів цеху, кВА;
кз - коефіцієнта завантаження трансформаторної підстанції,
400 0,72
Ір 438 А .
3 0,38
Визначимо силові елементи схеми живлення цеху на стороні 0,4 кВ
Тип ввідного автоматичного вимикача приймаємо згідно каталожних
даних [5]в залежності від типу шафи за умовами
Ін.а≥Ін.т.рІн.т.р>1,1.Ір
630 ≥630 630>1,1.438=481.
де Ін.а– номінальний струм автоматичного вимикача А;
Ін.тр– номінальний струм теплового розчіплювача автоматичного вимикача
(каталожні дані), А
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 93
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Приймаємо ввідний автоматичний вимикач виробництва компанії SIMENS
Elektrik серії 3VL, Iн=630 A.
Для забезпечення секціонування, в аварійному режими роботи, ми
застосуєморезервну перетинку від цеху рециркуляційних насосів. В якості
захисного автомата ми приймаємо автомат тієї ж марки, що і ввідний.
Електричні параметри автомата секціонування аналогічні ввідному автомату.
Вибір перерізу шин по напрузі 0,4 кВ згідно [1] виконуємо за умови
Ід.д>І .
р кз
1250>438.1
де кз – коефіцієнт запасу для шин 0,4 кВ дорівнює кз=1;
Ід.д– довго тривало допустимий струм на шинах 0,4 кВ, А;
Приймаємо шинопровід типу ШМА-4; Ід.д=1250 А; Uн =0,4 кВ.
Вибір струмоведучих частин. Основним завданням розрахунку цехових
електричних мереж є вибір перерізу кабелів, проводів шино проводів і захисних
апаратів згідно ПУЕ (розділ 2.1.31 – 2.1.51).
Для мереж напругою до 1000 В основними вимогами, що визначають вибір
перерізу провідників, є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів
провідників, механічна міцність, втрата напруги, термічна стійкість до струмів
КЗ.
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в
цілому за співвідношенням
Р
І Н
р , (8.23)
3 Uн cos
де Рн - номінальна потужність згідно з завданням, кВт ; Uн= 0,38кВ.
Ір Ку.н ІН.ДОП.Л
Умовами вибору ліній живлення [1,7] є виконання співвідношення
де І НДОПЛ - допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
Куп - коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ.
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (таблиця 1.3.3 ПУЕ),
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 94
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
умова прийме вид
ІН.ДОП.Л Іmax1, 25 Ip .
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі живлення
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.1.
Таблиця 8.1 – Розрахункова таблиця вибору ліній живлення цеху
Р I , I , I
Назва споживача н р max. н.доп.л
кВт А А Марка
А
1 2 3 4 5 6
Вентилятор приточний 32 55,3 69,1 50 АПвВГ(3×6)+(1×4)
Прес складових нижнього баку 5,5 9,5 11,9 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Прес складових верхнього баку 7,5 13,6 17,0 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Прес запобіжного сильфону 12 22,0 27,5 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Вентилятор витяжний 3 5,7 7,1 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Термопласт автомат 4,1 7,2 9,0 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Тельфер 7,2 13,5 16,9 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Трафаретний прес 2,2 3,8 4,8 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Свердлильнй верстат 1,8 3,1 3,9 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Заточний верстат 2 3,8 4,8 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Вакуумно-складальна установка 22 39,4 49,2 50 АПвВГ(3×6)+(1×4)
Склодувний автомат 17,5 31,7 39,6 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Автоматична паяльна установка 10 17,7 22,1 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Прес ущільнювачів 7 12,4 15,5 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Координатно-різальний верстат 5 8,1 10,1 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Фарбувальна камера 18,2 30,4 38,0 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Конвеєр 1,6 3,0 3,8 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Трубогибний верстат 7,4 14,1 17,6 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Насос теплообмінний 3,3 6,3 7,8 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Щиток освітлення 23,8 40,2 57 67 АПвВГ(3×10)+(1×6)
Конденсаторна установка 60 квар 91,1 76 87 АПвВГ(3×16)+(1×10)
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); номінального струму
автоматичних вимикачів, та струму теплових розчіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі; сумарного струму Ір РП споживачів, що приєднані
до РП, який визначається за виразом
Ір.РП ІН КН ,
де Кн - коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку Кн = 0,7.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 95
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
умовами
Ір.РП ІН.ДОП
Вибрана кабельно-провідникова продукція, живлення споживачів цеху,
прокладена в кабельних каналах підлоги цеху.
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної має
становити не більше 5 % Uном . Для освітлювальних мереж промислових
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від 5
до 2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення
5 % Uном . Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту
асинхронних електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його
зменшення може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення
зниження напруги призводить до різкого зменшення світлового потоку.
Розрахунок цехової мережі за умовами допустимої втрати напруги і
побудова епюри відхилення напруги виконується для кола ліній від шин ГПП
або ЦРП до затискачів одного найбільш віддаленого від цехової ТП або
найбільш потужного ЕП для режимів максимальних і мінімальних навантажень
(визначається з добового графіка навантажень), а в випадку
двохтрансформаторної підстанції – і післяаварійного.
Як відомо, існує залежність r0 i x0 від перерізу проводів і кабелів, якою
можна скористатися при розрахунках.
Як правило у розрахунковому ланцюгу «ГПП – найбільш віддалений
потужний споживач» присутня трансформаторна підстанція ТП.
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.4.
Рисунок 8.4 – Розрахункова схема
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 96
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути не нижче 0,95 ∙ ��ном. В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах ТП не повинна перевищувати
5% номінальної напруги, тобто �� ∙ �� ≤ 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30% від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги:
�� ∙ �� = �� − ∆��тр + ��м + ∆��сп ≥ −5, (8.24)
де �� – величина додаткової напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі, %;
∑ ��м – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача, %;
�� – кількість послідовних магістралей до споживача;
∆��сп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
−5% - припустиме усталене відхилення напруги згідно [13].
Знайдемо відхилення напруги до найбільш віддаленого споживача.
Оскільки напруга на затискачах найбільш віддалених споживачів повинна
становити не менше 0,95 ∙ ��ном,формула 8.25. матиме вигляд:
��ном − ∆��т − ∆��л ≥ 95 %, (8.25)
де ∆��т – втрати напруги у трансформаторі. ��т = 3,28 %;
∆��л – втрати напруги у лінії, що живить споживача:
∆��л = √3 ∙ ��р ∙ ��кл ∙ (�� ∙ cos �� + �� ∙ sin ��), (8.26)
��ном 270,3
��р = = = 15,6 А;
√3 ∙ 10 √3 ∙ 10
де Sном- повнапотужність цеху [2.14] кВа;
��кл – довжинакабеля, який живить споживача; ��кл = 100 м;
�� , �� – активнийта індуктивний опори кабелю
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 97
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Приймаємо найближчий, по параметрам, кабель марки АПвВнг
АПвВнг(3×25)Ідоп=135 А
�� = 1,1 Ом/км,
�� = 0,068 Ом/км [13].
∆��л = √3 ∙ 15,6 ∙ 0,1 ∙ (1,1 ∙ 0,89 + 0,068 ∙ 0,45) = 0,17 В;
0,17
∆��л(%) = ∙ 100% = 0,017 %;
10 ∙ 10
100 − 3,28 − 0,017 = 96,5 ≥ 95 %.
Оскільки відхилення напруги не перевищує допустимого значення,
обирати відпайки для цехової КТП не потрібно.
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф та інш.).
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма
внутрішніми електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на єдиній
конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних приєднань тощо.
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб з
врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних
комплектних установок.
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ необхідно
здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність робочій напрузі і
струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі, заданому класу точності,
умовам експлуатації тощо), так і за умовами роботи в разі короткого замикання
з урахуванням термічних і електродинамічних впливів, комутаційної
спроможності.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик ( кількості приєднаних електроприймачів, сумарного струму
І роз, РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). І роз, РП визначається за
виразом
І роз, РП = Іном КП , (8.27)
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 98
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які
виконують споживачі. Після розрахунку струмів короткого замикання та
обрання автоматичних вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом
автоматичних вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі.
Далі за довідковими даними обирається конкретний тип НКУ, вказуються
його технічні характеристики, включаючи напругу, номінальний струм, апарати
захисту тощо, у тому числі конструктивне виконання та особливості
застосування.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); номінального струму
автоматичних вимикачів, та струму теплових розчіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі; сумарного струму Ір РП споживачів, що приєднані
до РП, який визначається за виразом
Ір.РП ІН КН ,
де Кн - коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку Кн = 0,7.
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
умовами
Ір.РП ІН.ДОП
Таблиця 8.2 – Вибір перерізу ввіднихкабелів РП
І , А І ,А
Найменування РП р.РП І Н.ДОП.Л
max ,А Марка
Розподільчий пункт РП-1 45,2 56,5 67 АПвВГ(3×10)+(1×6)
Розподільчий пункт РП-2 117,11 146,4 166 АПвВГ(3×50)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-3 24,15 30,2 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Розподільчий пункт РП-4 45,2 56,5 67 АПвВГ(3×10)+(1×6)
Розподільчий пункт РП-5 53,5 66,9 87 АПвВГ(3×16)+(1×10)
Розподільчий пункт РП-6 33,18 41,5 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Вибрана кабельно-провідникова продукція, живлення споживачів цеху,
прокладена в кабельних каналах підлоги цеху.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 99
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання мережі до 1000В
Розрахунок струмів короткого замикання в цехових мережах, тобто
мережах напругою до 1000 В має свої особливості, які регулюються
міждержавним стандартом [15] та керуючими вказівками [16].
При розрахунку струму трифазного КЗ в установках напругою до 1 кВ
варто враховувати не тільки індуктивні й активні опори всіх елементів
короткозамкненого ланцюга, але й активні опори всіх перехідних контактів у
цьому ланцюзі (на шинах, на уведеннях і висновках апаратів, рознімні контакти
апаратів і контакт у місці короткого замикання).
Для обраної ділянки мережі 0,38 кВ розрахункова схема та схема
заміщення схема, що призначені для розрахунку струмів короткого замикання,
приведені на рисунок 8.5.
Активну складову опору трансформатора rтр (Ом) розраховуємо за виразом
ΔРк.з 103
rтр , (8.28)
3 І2
н.тр
де ΔРкз – потужність к.з трансформатора, кВт;
5,5 103
rтр 0,005 Ом.
3 608,4
Ін.тр– номінальний струм вторинної обмотки трансформатора, А
Sн.тр
Ін.тр 10 3 , (8.29)
3 U н
400
Ін.тр 103 608,4 А.
3 380
Повний опір дорівнює
U U2
к.з. н 103
z тр , (8.30)
100 Sн.тр
4,5 3802 103
z тр 0,0162 Ом.
100 400
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 00
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.5 - Розрахункова схема і схема заміщення прямої
послідовності частини мережі 0,38 кВ
Індуктивна складова опору трансформатора хтр (Ом)
х z2 r2
тр тр тр , (8.31)
х 2 2
тр 0,0162 0,005 0,0155 Ом.
Визначимо повний опір схеми заміщення до точки короткого замикання К1
2
Z n m
(К1) ri x
i , (8.32)
i1 i1
Z r r r r r 2 2
(К1) тр ав тс ш пр х тр хав х тс хш ,
2
0,0005 0,00014 0,00002 0,00003 0,00008
Z
(К1) 0,016 Ом.
2
0,0155 0,00008 0,00002 0,000014
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 01
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Величину струму к.з, в розрахунковій точці К1 визначаємо за виразом
І(3) U0
к.з.(К1) , (8.33)
3 Z
де U0 – напруга х.х вторинної обмотки трансформатора, В,U0=1,4.Uн;
Z – повний опір до точки к.з;
(3) 399
Ік.з.(К1) 18,7 кА.
3 0,016
Для визначення струму к.з, в розрахунковій точці К2, до опорів точки К1
додамо сумарні опори точки К2, згідно виразу
Z 2
(К2) r(К1) rш rав rл rав rпр х(К1) хш хав хл х 2
ав ,
2
0,0052 0,0001 0,0001 0,0223 0,00017 0,00008
Z
(К2) 0,0148 .
0,0155 0,00013 2
0,00025 0,0000306 0,00065
де активний rл (Ом) і індуктивний хл (Ом) опір кабельної лінії знаходимо за
виразами
l 103
r л
л , (8.34)
γ F
де lл – довжина кабельної лінії, Ом;
γ – провідність матеріалу, (АL=0,032 км/Ом.мм2);
F – поперечний перетин провідника, мм2.
0,005 1000
rл 0,0223 Ом .
32 70
х л lл х 0 , (8.35)
хл 0,005 0,21 0,00105 Ом.
Величину струму к.з, в розрахунковій точці К2 визначаємо за виразом
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 02
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
І (3) U
0
к.з.(К2) , (8.36)
3 Z (К2)
І(3) 399
к.з.(2) 12,5 кА.
3 0,0148
Таким чином, струм однофазного короткого замикання значно меньше
струмів як трифазного, так і двофазного короткого замикання.
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави 3.1
ПУЕ [1].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
– збільшення струму внаслідок перевантаження;
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
– збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
У підрозділі повинно бути ретельно проаналізовано і вказані всі мережі,
що захищаються від перевантаження.
Вказується окремі мережі, у яких забороняється встановлення апаратів
захисту.
Приводяться критерії, за якими допускається відмовлятися від
застосування захисту провідників від перевантаження.
Повинен бути наведений перелік мереж, що згідно ПУЕ мають бути
захищеними від перевантаження, у тому числі силові і освітлювальні мережі,
мережі всередині приміщень (залежно від способу прокладення та
характеристик ізоляції).
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Захист кабельних ліній, що живляться РП та окремі електроприймачі, як
правило, здійснюється автоматичними вимикачами.
Умовами їх вибору є вирази
Ін.т.р 1,1 Ір ;
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 03
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Ін.е.р 1,25 Іп ;
де Ін.т.р.,Ін.е.р. - номінальний струм відповідного теплового та
електромагнітного розчіплювача, А;
Іп – пікове навантаження, Іп=(5-7.Ір), А.
При виборі типу вимикача орієнтуємося попередньо на апарати
виробництва компанії SIMENSElektrik. Ці автоматичні вимикачі, призначені
для групового захисту розподільчих пунктів, мають дві системи захисту —
електро-теплову і електромагнітну, та виконані за ступенем захисту не нижче
ІР30.
Для автоматичних вимикачів, що виконані в стандартіDIN, струм
електромагнітного розчіплювача в залежності від характеристики (С, В чи
D)виконується співвідношення:
Ін.е.р (3...5) Ін.т.р; Ін.е.р (5...10) Ін.т.р або Ін.е.р (10...14) Ін.т.р;
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.3.
Таблиця 8.3 – Розрахунок та вибір позиційних автоматичних вимикачів 0,4 кВ
Ір, 1,1.Ір Тип Ін, Ін.т.р, Ін.е.р, Найменування обладнання
А А апарату А А А
Вентилятор приточний 55,3 60,8 5SL6 63 63 500
Прес складових нижнього баку 9,5 10,5 5SL6 63 13 500
Прес складових верхнього баку 13,6 14,9 5SL6 63 16 500
Прес запобіжного сильфону 22 24,2 5SL6 63 25 500
Вентилятор витяжний 5,7 6,3 5SL6 63 8 500
Термопласт автомат 7,2 7,9 5SL6 63 8 500
Тельфер 13,5 14,9 5SL6 63 16 500
Трафаретний прес 3,8 4,2 5SL6 63 6 500
Свердлильнй верстат 3,1 3,5 5SL6 63 4 500
Заточний верстат 3,8 4,2 5SL6 63 6 500
Вакуумно-складальна установка 39,4 43,3 5SL6 63 50 500
Склодувний автомат 31,7 34,9 5SL6 63 40 500
Автоматична паяльна установка 17,7 19,5 5SL6 63 20 500
Прес ущільнювачів 12,4 13,6 5SL6 63 16 500
Координатно-різальний верстат 8,1 8,9 5SL6 63 10 500
Фарбувальна камера 30,4 33,5 5SL6 63 40 500
Конвеєр 3 3,3 5SL6 63 4 500
Трубогибний верстат 14,1 15,5 5SL6 63 16 500
Насос теплообмінний 6,3 6,9 5SL6 63 8 500
Освітлення 40,2 44,2 5SL6 63 50 500
Розподільчий пункт РП-1 45,2 49,7 5SL6 63 50 500
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 04
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Розподільчий пункт РП-2 117,11 128,8 3VL160 160 160 1600
Розподільчий пункт РП-3 24,15 26,6 5SL6 63 32 500
Розподільчий пункт РП-4 45,2 49,7 5SL6 63 50 500
Розподільчий пункт РП-5 53,5 58,9 5SL6 63 63 500
Розподільчий пункт РП-6 33,18 36,5 5SL6 63 40 500
Конденсаторна установка 91,1 100 3VL160 160 160 1600
Вибрані, згідно ПУЕ (розділ 1.4.19 – 1.4.22), автоматичні вимикачі
встановлені сталевих шафах силових РП, що знаходяться в безпосередній
близькості від сформованих груп технологічного електрообладнання.
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряються за захищеність за умовою:
��сх ∙ ��доп ≥ ��зах ∙ ��зах, (8.37)
де ��сх – поправочний коефіцієнт; для умов цеху ��сх = 1;
��доп – тривалий допустимий струм провідника, А;
��зах – коефіцієнт захисту; для теплового розщіплювача ��зах = 1;
��зах- струм спрацьовування апарату захисту, А.
Для прикладу перевіримо лінію, для якої Ір=33,18 А, Ідоп.л=42 А, Ізах=40 А.
1 ∙ 42 ≥ 1 ∙ 40 А
Таким чином мережа захищена.
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції
Оскільки серед електроприймачів цеху, як правило, відсутні
електроприймачі, що значно впливають на якість електроенергії, то обрану
цехову мережі перевіряють на допустимі відхилення напруги у споживачів.
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути не нижче 0,95 ∙ ��ном. В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах ТП не повинна перевищувати
5% номінальної напруги, тобто �� ∙ �� ≤ 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30% від максимальних.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 05
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги:
�� ∙ �� = �� − ∆��тр + ��м + ∆��сп ≥ −5, (8.38)
де �� – величина додаткової напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі, %;
∑ ��м – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача, %;
�� – кількість послідовних магістралей до споживача;
∆��сп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
−5% - припустиме усталене відхилення напруги згідно [13].
Знайдемо відхилення напруги до найбільш віддаленого споживача.
Оскільки напруга на затискачах найбільш віддалених споживачів повинна
становити не менше 0,95 ∙ ��ном,формула 5.1. матиме вигляд:
��ном − ∆��т − ∆��л ≥ 95 %, (8.39)
де ∆��т – втрати напруги у трансформаторі. Згідно пункту 4.2.6
пояснювальної записки ��т = 3,28 %;
∆��л – втрати напруги у лінії, що живить споживача:
∆��л = √3 ∙ ��р ∙ ��кл ∙ (�� ∙ cos �� + �� ∙ sin ��), (8.40)
��ном 289,9
��р = = = 16,6 А;
√3 ∙ 10 √3 ∙ 10
де Sном- повнапотужність цеху [2.14] кВа;
��кл – довжина кабеля, який живить споживача; ��кл = 150 м;
�� , �� – активнийта індуктивний опори кабелю
Приймаємо найближчий, по параметрам, кабель марки АПвВнг(3 × 25)
АПвВнг(3×25)Ідоп=113 А
�� = 1,1 Ом/км,
�� = 0,068 Ом/км [13].
∆��л = √3 ∙ 16,7 ∙ 0,15 ∙ (1,1 ∙ 0,84 + 0,068 ∙ 0,53) = 4,1 В;
4,1
∆��л(%) = ∙ 100% = 0,04 %;
10 ∙ 10
100 − 3,28 − 0,04 = 96,7 ≥ 95 %.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 06
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Оскільки відхилення напруги не перевищує допустимого значення,
обирати відпайки для цехової КТП не потрібно.
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування, забезпечується швидке розширення
та мобільність електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення
утворюються простими у будівельному відношенні. Повністю закриті
комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у виробничих
приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
На рисунку 8.6 приведена типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування.
Рисунок 8.6 – Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 07
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо
комплектну трансформаторну підстанцію КТПЦ ТОВ «Новокаховський
електромеханічний завод [14].
Обрана однотрансформаторна підстанція КТПЦ–400/10/0,4 УЗ призначена
для надійного електропостачання промислових об’єктів, має потужність
трансформаторів 400 кВ∙А, з захистом і автоматикою.
Склад підстанції КТПЦ–400/10/0,4–04 У3:
Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН).
Силовий трансформатор.
Кожух виводів силового трансформатору.
Розподільча установка низької напруги (РУНН), що складається з
наступного обладнання:
шафа вимикача робочого вводу;
шафа секційного вимикача;
шафа ліній, що відходять;
шафа автоматизованої конденсаторної установки;
шафа управління.
5. Шинна перемичка.
Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна трансформаторна може
бути виконана як однорядною, так і дворядною. З врахуванням особливостей
цеху, обираємо компактне однорядне виконання.
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії ТМЗ,
що виготовляється у герметичному гофробаку і не потребує обслуговування на
протязі всього терміну експлуатації. Загальний вид трансформатору серії ТМЗ
приведено на рисунку 8.7.
В таблиці 8.4 приведені основні технічні характеристики
Таблиця 8.4 – Технічні характеристики КТПЦ-400/10/0,4 У3
Найменування параметра Значення
параметра
Потужність силового трансформатора, кВА 400
Номінальна напруга на стороні ВН, кВ 10
Найбільша робоча напруга на стороні ВН, кВ 12
Номінальна напруга на стороні НН, кВ 0,4
Номінальний струм збірних шин ВН, А 100
Номінальний струм збірних шин НН, А 1250
Струм термічної стійкості на протязі 1 с на стороні ВН, кА 20
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 08
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.7 – Загальний вид трансформатора серії ТМЗ
Таблиця 8.5 – Класифікація виконання КТПЦ-400/10/0,4 У3
Призначена для встановлення
За типом силового трансформатора
масляного трансформатора типу ТМЗ
За способом виконання нейтралі
З глухозаземленою нейтраллю
трансформатора на стороні НН
За взаємним розташуванням виробів Дворядне виконання
За виконанням високовольтного ввода Через пристрій ПВН
Наявність ізоляції шин в РУНН З ізольованими шинами
За видом оболонок і ступенем захисту ІР31
За способом установки автоматичних
З викотними вимикачами
вимикачів в РУНН
Вимоги стійкості до зовнішнього середовища обраної КТПВ наступні:
температура оточуючого повітря – від мінус 25 до плюс 50 °С;
висота над рівнем моря – не більше 1000 м;
середньорічне значення відносної вологості повітря – 75% при температурі
+15 °С;
оточуюче середовище не вибухонебезпечне, не містить вибухонебезпечного
пилу, агресивних газів в концентраціях, що можуть пошкодити метали та
ізоляцію;
верхнє значення відносної вологості повітря – 98% при температурі +25 °С;
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 09
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
атмосферний тиск – від 86,6 до 106,7 кПа.
Шафи високовольтного вводу з вимикачами навантаження ВВЭ-6(10)
призначені для комутації електричних мереж трифазного змінного струму з
ізольованою нейтраллю частотою 50 Гц, з номінальною напругою 6(10) кВ і
застосовуютсья в якості ПВН КТПВ.
ПВН представляють собою металеву оболонку закритого виконання.
Обираю до встановлення ПВН типовиконання ШВВ-3 з встановленим
обладнанням:
вимикачем вакуумним типу ВВЭ-10-20/630 У2;
роз’єздувачем типу РВЗ-10/630 У2;
трансформаторами струму типу ТОЛ-10-1.
Для забезпечення безпечної роботи обслуговуючого персоналу силові
шири, що йдуть від ПВН до силового трансформатора, розташовані в коробі,
що закріплений на боковій стінці ПВН. Для локалізації дуги, що виникає при
КЗ в ПВН, в пристрої передбачене вікно, в якому закріплений клапан
зкидування тиску.
Установка конденсаторна для компенсації реактивної потужності УК4-
0,38-60 Т3 призначені для підвищення автоматичного регулювання коефіцієнта
потужності (cos ��) електроустановок промислових підприємств і розподільчих
мереж напругою 0,4 кВ частотою 50 Гц. Установки забезпечуються заданий
cos �� в періоди максимальних та мінімальних навантажень, а також
виключають можливість виникнення режиму генерування реактивної
потужності.
Конденсаторні установки дозволяють:
підтримувати необхідне для споживача значення коефіцієнта потужності
як в автоматичному, так і в ручному режимі в межах 0,8…1 шляхом
підключення/відключення ступенів конденсаторних батарей;
здійснювати моніторинг значення коефіцієнта потужності;
знизити загальні витрати на електроенергію, а також підвищити її якість
безпосередньо в мережах підприємства;
збільшити строк служби елементів розподільчої мережі шляхом
зменшення їх навантаження.
Установки монтуються в напольних шафах одностороннього
обслуговування, що складаються з однієї-двох секції одного габариту та
конструктивного виконання. На лицьовій панелі встановлюється контролер
(регулятор реактивної потужності, ручка вимикача та амперметр).
План КТП наведений на аркуші 7 (Вид і план КТП) графічної частини
випускної кваліфікаційної роботи.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 10
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ– застосування системи слідкування за
станом заготовки в штампувальному пресі
9.1 Класифікація штампувальних пресів
В технологічних процесах холодного штампування застосовуються
різноманітні типи пресів, призначені для різних умов роботи (рисунок 9.1).
Рисунок 9.1 - Класифікація штампувальних пресів
Найпоширенішими в штампувальному виробництві є приводні механічні
кривошипні преси.
За способом дії на штампований матеріал приводні преси розділяються на
преси простої, подвійної і потрійної дії.
Преси простої дії мають один повзун, що рухається, і застосовуються для
найрізноманітніших штампувальних робіт. Преси подвійної дії мають два
незалежних повзуна, що рухаються і застосовуються для витяжних. Преси
потрійної дії мають або два верхніх і один нижній повзун, що проводить
витяжку у зворотному напрямі, або два повзуни і стіл, що рухається назустріч.
Перші застосовуються для складної глибокої витяжки деталей, а другі - для
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 11
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
виробництва здвоєної або строєної глибокої витяжки.
Залежно від умов роботи і виду вживаної заготівки кривошипні преси
мають станини різної форми і розташування: вертикальну, горизонтальну,
похилу, одностоєчну і двохстоєчну.
Одностоєчні преси мають кривошипно-шатунний механізм на
консольному кінці робочого валу; вони відкриті спереду і з боків і призначені
для роботи із смуговим матеріалом, а також з штучними заготівками.
Кривошипні одностоєчні преси виготовляють з нерухомим, поворотним
або підйомним столом.
Двустоєчні преси мають кривошипно-шатунний механізм, розташований
між двома кореневими підшипниками.
Кривошипні преси прості по конструкції, порівняно дешеві, надійні в
роботі; їх обслуговування і ремонт не вимагають великих витрат. Проте вони
відрізняються невеликою величиною робочого ходу і не допускають
перевантаження, яке може привести до аварії преса.
Основні технологічні характеристики цих пресів приведені в таблиці 9.1.
Таблиця 9.1 - Основні технічні характеристики кривошипних пресів
Найбільше Число ходів Хід Закрита висота Габарити столу
Модель преса зусилля преса повзуна n повзуна робочого
Рмах, тс хід/хв Н, мм простору, мм ВL, мм
К2110Б 1 500 20 130 160240
К2114 2,5 400 30 150 170260
К2116Б 4 320 45 160 180280
К2318, К2318Б
К2118Б 6,3 170, 250 5-45 170 200300
К2320, К 2320Б
10 170 5-50 200
К2320В 240360
К2322, КБ2322
16 120 10-55 220
КГ2322 280420
К2124, К2324
25 120 10-65 250
КВ2324 340500
К3О 30 100 10-80 250 395570
КА234 40 90 8-80 330 460700
К115А 50 90 20-80 280 440660
КВ235, КБ245 63 45-90 16-100 400 570900
К116Б 70 100 20-84 220 480720
ЭП80 80 63 20-100 330 500880
К2330Б 100 100 25-130 400 560850
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 12
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Сучасне конструювання пресів загального призначення засновано на
випуску гамми пресів, побудованої по геометричному ряду (наприклад, для
дрібних пресів 10, 16, 25, 40, 63 і 100 т). При цьому в максимальному ступені
використовується уніфікація і нормалізація окремих вузлів, що дозволяє з
якнайменшими виробничими витратами створити різні типи пресів.
Електромагнітні преси є новим видом штампувального устаткування.
Вони не мають приводу і кривошипно-шатунного механізму, а здійснюють
робочий хід повзуна в результаті втягування якоря електромагніту,
безпосередньо пов'язаного з повзуном преса. Якір електромагніту повертається
в початкове верхнє положення під дією пружин. Живлення пресів
електромагнітної дії здійснюється імпульсами постійного струму від
випрямляча з релейною системою включення.
Вельми ефективно застосування електромагнітних штампів, призначених
для пробивки отворів в крупних листах і заготівках. В даному випадку
пробивка великої кількості отворів не вимагає застосування крупногабаритних
пресів і може проводитися на плиті з пазами для кріплення переставних
пробивних штампів електромагнітної дії.
Враховуючи усі виробничі характеристики пресів ми проведемо розробку
електронного пристрою автоматичного регулювання зусиллям на пресу
формування корпусних складових, основне призначення яких – дотримання
необхідної товщини штампованих заготівок шляхом регулювання необхідного
рівня зусилля через використання в ньому схеми електронного динамометра; та
проведемо розрахунок диференціюючої схеми блоку електронного
динамометру.
9.2 Розробка електронного пристрою автоматичного регулювання
ступеня зусиллям на заготовку
Електронний пристрій автоматичного регулювання зусиллям на пресу
формування корпусних складових призначений для дотримання необхідної
товщини штампованих заготівок крильчаток вентилятора канального
кондиціонера шляхом регулювання необхідного рівня зусилля через
використання в ньому схеми електронного динамометра. Контроль точності
відбувається за допомогою зміни індуктивності датчика, який в залежності від
зміни індукованого струму керує режимом роботи двигуна пневмоприводу
формувального преса.
Функціональна блок-схема електронного пристрою автоматичного
регулювання зусиллям на пресу формування корпусних складових. Блок-схема
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 13
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
електронного пристрою автоматичного регулювання зусиллям на пресу
формування корпусних складових наведена на рисунку 9.1.
Генератор несучого імпульсу призначений для формування еталонного
несучого імпульсу. Несучий імпульс формується з метою усунення
випадкового спрацювання пристрою контролю від зовнішніх магнітних
наведень.
Рисунок 9.1 – Функціональна блок-схема електронного пристрою
автоматичного регулювання зусиллям на пресу формування корпусних
складових
Принцип роботи вузла прийомного пристрою оснований на зміні індукції
магнітного поля на індуктивність датчику індуктивного типу L1 і до складу
якого входить прийомний блок, блок обробки сигналу та виконавчий пристрій –
блок електронного реле.
Особливістю вузла регулювання режимом роботи асинхронного
електричного двигуна є великий діапазон та точність частот керування – від
одиниць Герц до сотень кілоГерц. Основною вузла регулювання є
мультивібратор, який грає роль часозадаючого ланцюга та генератор коротких
імпульсів.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 14
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА
При рішенні задач оптимізації промислового електропостачання виникає
необхідність у порівнюванні достатньо великої кількості варіантів.
Багатоваріантність вирішення задач електропостачання промислових
підприємств, існуючі суттєві відмінності між варіантами за капітальними
вкладеннями і експлуатаційними витратами потребують техніко-економічних
розрахунків під час проектування і експлуатації систем електропостачання.
Варіанти схем електропостачання підприємства або окремих його вузлів в
конкретних умовах можуть різнитися напругою живлячої 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 витратами 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
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 15
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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;
- 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:
- технічних, за якими можуть зрівнюватися тільки взаємозамінні варіанти
при оптимальних режимах роботи і оптимальних параметрах, що
характеризують кожен варіант, що розглядається;
- 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 тощо.
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.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 16
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Тема: «Економічний вибір трансформаторів КТП».
Вихідні дані. Підприємство живиться напругою 110 кВ і має споживачів
напругою 10 кВ, завантаженість цеху – 861,7 кBА, cos = 0,9, максимальна
річна завантаженість цеху Tmax = 2112 год/рік, вартість електроенергії на
стороні 10 кВ: с0= 1,97 грн/(кВт.год). Вибратиекономічний варіант живлення
цеху.
Розв'язок. До розрахунків приймають два варіанти. Згідно з першим
варіантом використовують два трансформатори ТМЗ-1000/10/0,4 з напругою
вхідної обмотки 10 кВ, напруга вихідної обмотки – 380 В. В другому варіанті
можна використати один трансформатор ТМ-2500/10/0,4 з вторинною
напругою 380 В.
При розрахунках враховують вартість високовольтних вимикачів і
роз'єднувачів на стороні 10 кВ, трансформаторів і витрат електричної енергії в
них. Вартість електричного обладнання на сторонах 380 В вважаємо однаковою
в обох варіантах, тому їх не враховуємо.
Річна кількість годин максимальних витрат дорівнює [16]:
2
T
0,124 max
10000 max
год/рік,
де max = 8760 год – всього, кількість годин в одному календарному році; Tmax =
2112 год/рік–максимальна річна завантаженість цеху.
2
2112
0,124
8760 984
10000 год/рік.
Вартість елегазового високовольтного вимикача на 110кВ (для всіх
трансформаторів однаковий вимикач) становить 13700 грн, вартість
високовольтного роз'єднувача – 27800 грн. Вартість трансформатора ТМЗ-1000
становить 84100 грн, трансформатора ТМ-2500 – 164700 грн.
Для трансформатора ТМЗ-1000 маємо: Рхх = 1,9 кВт, Ркз=12,2 кВт:
Wтp1= ΔРхх. max + Ркз.Кз2., кВт.год/рік,
де Кз = 0,65 – коефіцієнт завантаження; max = 8760 год – всього, кількість
годин в одному календарному році; = 984 год – річна кількість годин
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 17
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
максимальних витрат.
Wтp1= 1,9 ∙8760 + 12,2 ∙ 0,652∙ 984 = 21716,02 кВт.год/рік.
Для трансформатора ТМ-2500 маємо: Рхх = 4,3 кВт, Ркз= 22,6 кВт:
Wтp2= 4,3 ∙ 8760 + 22,6 ∙0,722∙984 = 49196,38 кВт.год/рік.
де Кз = 0,72 – коефіцієнт завантаження.
Вартість витрат в трансформаторах з урахуванням їх кількості по варіантах
дорівнює [16]:
Вве= с0∙ n∙Wтp, грн/рік,
де с0 = 1,97 – вартість електроенергії на стороні 10 кВ; n – кількість
цехових трансформаторів; Wтp – споживана трансформатором електроенергія
за рік.
Вве1= 1,97 ∙ 2 ∙ 21716,02 = 21716,02 грн/рік;
Вве2= 1,97 ∙ 1 ∙49196,38 = 49196,38 грн/рік.
Вартість корисно відпущеної електричної енергії:
Bw= Рц∙cos∙ Tmax∙ с0, грн/рік,
де Рц = 861,7 кВА – завантаженість цеху; cos = 0,9 – косинус кута зсуву;
с0 = 1,97 – вартість електроенергії на стороні 10 кВ; Tmax = 2112 год/рік–
максимальна річна завантаженість цеху.
Bw= 861,7∙ 0,9 ∙ 2112 ∙ 1,97 = 3226701,13 грн/рік.
Сумарні капітальні витрати за варіантами становлять:
К= n1∙ Кв+ n2∙ Кр+ n3∙ Ктр,
де n1 – кількість елегазових вимикачів; Кв = 13700 грн – вартість
елегазового високовольтного вимикача на 110 кВ; n2 – кількість
високовольтних роз'єднувачів; Кр= 27800 грн – вартість високовольтного
роз'єднувача;
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 18
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
n3 – кількість цехових трансформаторів; Ктр – вартість цехового
трансформатора.
К1 = 2 ∙ 13700 + 2 ∙ 27800 + 2 ∙ 84100 = 251200 грн;
К2 = 1 ∙ 13700 + 1 ∙ 27800 + 1 ∙ 164700 = 206200 грн.
Плата за кредит за варіантами [16]:
Вкр= 0,1 ∙ К,
Вкр1= 0,1 ∙ 251200 = 25120 грн;
Вкр2= 0,1 ∙ 206200 = 20620 грн.
Експлуатаційні витрати за варіантами:
Век= 0,012 ∙ К,
Век1 = 0,012 ∙ 251200 = 3014,4 грн;
Век2 = 0,012 ∙ 206200 = 2474,4 грн.
Амортизаційні витрати за варіантами:
Вам = 0,04 ∙ К,
Вам1= 0,04 ∙ 251200 = 10048 грн;
Вам2 = 0,04 ∙ 206200 = 8248 грн.
Грошові витрати [16]:
Вгр = Вве + Вкр + Век,
Вгр1 = 21716,02 + 25120 + 3014,4 = 113695,51 грн;
Вгр2= 49196,38 + 20620 + 2474,4 = 120011,26 грн.
Прибуток від передачі електричної енергії:
П = Bw – Вгр,
П1 = 3226701,13 – 113695,51 = 3113005,62 грн;
П2 = 3226701,13 – 120011,26 = 3106689,87 грн.
Прибуток значно збільшений на одну і ту ж величину для варіантів, тому
що не враховано витрат, пов'язаних з будівництвом і експлуатацією повітряних
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 19
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
ліній до підприємства та на його території.
Приведені витрати визначають за виразом:
Впр = Вкр + Век + Вам + Вен = Вгр + Вам,
Впр1=113695,51 + 10048 = 123743,51 грн;
Впр2= 120011,26 + 8248 = 128259,26 грн.
Висновок. Перевага надається першому варіанту, що має в рік більший на
ΔП = 6315,75 грн прибуток та менші на ΔВпр = 4515,75 грн приведені витрати.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 20
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають при виконанні
робіт в приміщенні інженерно-технічного відділу
В даному розділі кваліфікаційної роботи розглядаються потенційно
шкідливі та небезпечні виробничі фактори при проведенні розробки системи
електропостачання підприємства. Проектування системи проводиться в
приміщенні інженерно-технічного відділу. В процесі роботи застосовується ПК
для розробок структурних, функціональних, принципових схем, а також
документації.
До основних шкідливих і небезпечних факторів, що впливають на
працівників відділу відносять:
- недостатня освітленість робочої зони;
- небезпека ураження електричним струмом;
- незадовільні параметри мікроклімату робочої зон;
- підвищений рівень шуму на робочому місці.
Розміри приміщення відділу становлять: ширина – 6 м, довжина – 9,6 м,
висота стелі – 3 м, відповідно площа становить 57,6 м2. Приміщення
розраховане на максимальну кількість працюючих - 5 осіб. Звідси площа, яка
припадає на одну людину дорівнює 11,52 м2. Об’єм приміщення становить
172,8 м3. Звідси об'єм, який припадає на одну людину, дорівнює 34,5 м3, що
відповідає вимогам ДБН В.2.2.28-2010.
В інженерно-технічному відділу використовують комбіноване освітлення.
Природне освітлення приміщення утворюється боковим світлом через віконні
отвори в зовнішніх стінах, а штучне освітлення забезпечується використанням
світильників з люмінесцентними лампами, також на робочих місцях
працівників є місцеве освітлення з використанням світильників з лампами
розжарювання потужністю по 36 Вт кожна. Також у відділу передбачено
аварійне освітлення, яке використовують для продовження роботи при
аварійному відключенню робочої напруги та для евакуації людей з приміщень
при аварійному відключенню робочого освітлення.
В якості джерела світла використовуються люмінесцентні лампи, в
кількості 48 од, розміщених в 12 світильниках Arctic 436SAN/SMC ,
навішеними на стелі в 4 ряди. Розряд зорової праці працівників відділу – ІІ,
підрозряд – в. Контраст відмінності об’єкту з фоном - середній. Згідно з
нормами проектування ДБН В.2.5-28-2018 «Природне і штучне освітлення»
нормування природного освітлення проводиться за допомогою коефіцієнта
природного освітлення (КПО), вираженого в відсотках, який для даного типу
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 21
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
зорової праці складає 1,5 %. Фактичне значення КПО на робочому місці
становить 22-25 %. Тому рівень природного освітлення є достатнім. Фактичний
рівень штучного освітлення на робочих місцях працівників відділу становить
420-425 лк, що повністю відповідає вимогам ДБН В.2.5.28-2018 для ІІ розряду
зорової праці.
Основні складові стану повітряного середовища - це параметри
мікроклімату та ступінь забруднення повітря шкідливими речовинами.
Рівень фізичних навантажень працівників інженерно-технічного відділу
відноситься до категорії II б, тому що робота пов'язана з ходінням,
переміщенням невеликих (до 10 кг) вантажів та супроводжується помірним
фізичним напруженням. Витрата енергії становить 233-290 Вт, (201-250
ккал/год.). Мікроклімат робочої зони працівників характеризується:
температурою повітря, швидкістю його руху та вологістю. Фактори
мікроклімату в робочому приміщенні мають дуже важливе значення, оскільки
вони безпосередньо впливають на здоров’я та самопочуття співробітника.
Згідно з ДСН 3.3.6.042-99 нормативні значення основних факторів
мікроклімату приведені нижче.
Температура повітря:
- в теплий період року – 21-23°С (допустима – 17-27°С) ;
- в холодний період року – 17-19°С (допустима – 13- 21°С).
Вологість повітря:
- в теплий період року – 40-60 %;
- в холодний період року – 40-60 %.
Швидкість руху повітря:
- в теплий період року – 0,1 м/с (допустима – 0,1-0,2 м/с) ;
- в холодний період року – 0,1 м/с (допустима – ≤0,1 м/с) .
Фактичні значення даних параметрів становлять відповідно:
Температури повітря:
- в теплий період року – 22-24 °С ;
- в холодний період року –15-17 °С .
Вологість повітря:
- в теплий період року – 52-54 %;
- в холодний період року – 54-58 %.
Швидкість руху повітря:
- в теплий період року – 0,06-0,1 м/с;
- в холодний період року – 0,04-0,15 м/с.
Фактичні параметри мікроклімату в холодний період року не відповідають
нормативним вимогам згідно ДСН 3.3.6.042-99. Тому необхідно провести
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 22
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
заходи щодо нормалізації параметрів мікроклімату в приміщенні відділу.
Основним документом, що регламентує рівень вібрації на робочих місцях,
є ДСН 3.3.6.039-99. У інженерно-технічному відділі не допускаються навіть
мінімальні вібрації, тому що це може вплинути на точність вимірювань, що в
ньому проводяться. Для зменшення вібрацій все обладнання встановлене на
гумові килимки. Нормативне значення рівня вібрацій на робочих місцях при
даному видові діяльності та типу робочого місця складає 75 дБА. Фактичне
значення становить 2-3 дБА, що практично не відчувається. Відповідно до
цього дане робоче місце відповідає допустимим вимогам по даному фактору
згідно ДСН 3.3.6.039-99.
У інженерно-технічному відділі нормативне значення еквівалентного рівня
шуму при даному видові діяльності та типу робочого місця складає 60 дБА, а
рівень фактичного шуму становить 37-42 дБА, що відповідає нормативному
значенню згідно ДСН 3.3.6.037-99. Тому, фактичне значення шуму не
перевищує допустиме, а отже негативно не впливає на працівників.
Приміщення відділу відноситься до 3 класу приміщень: приміщення без
підвищеної небезпеки ураження людини електричним струмом, оскільки в
ньому відсутні фактори, що створюють підвищену небезпеку. Обладнання,
встановлене в ньому живиться напругою 220 В і споживає потужність менше
ніж 2500 Вт. Деяке обладнання, зокрема вимірювальні прилади, системний
блок ПК, мають металевий корпус, тому згідно ДСТУ Б В.2.5-82:2016 в
лабораторії передбачені заходи захисту працівників від ураження електричним
струмом – заземлення типу TN-C-S.
Під час роботи з електрообладнанням працівник зобов'язаний виконувати
ряд правил, а саме:
- 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;
- прилади керування та вимірювальні прилади слід розміщувати таким
чином, щоб було зручно проводити вимірювання, не перегинаючись через
прилади та провідники;
- у випадку враження електричним струмом слід терміново звільнити
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 23
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
потерпілого від дії струму і прийняти міри по наданню першої допомоги, при
необхідності викликати лікаря.
Приміщення за вибухопожежонебезпекою відноситься до приміщень типу
В, згідно з ДСТУ Б В.1.1-36:2016. В даному відділу забезпечуються необхідні
заходи щодо протидії виникнення пожежно-небезпечних ситуацій згідно з
НАПБ А.01.001-2014 «Правила пожежної безпеки в Україні».
Основними причинами пожежі в інженерно-технічному відділі можуть
бути несправність електрообладнання або паління працівників в ньому. Такі
несправності можуть виникнути, наприклад, через перегрівання внаслідок
надмірної запиленості корпусу ПК. Повітря робочої зони містить відносно малу
кількість вологи і пилу, що понижує ризик загоряння. Найбільш допустима
площа поверху між протипожежними стінами споруди не обмежується.
Для своєчасного інформування про пожежу та забезпечення всіх заходів
щодо протидії виникнення пожежонебезпечних ситуацій, згідно з НАПБ
А.01.001-2014 «Правила пожежної безпеки в Україні» у приміщенні
встановлено систему пожежної сигналізації Simplex та димові оповіщувач
ДИП-46 (ДБН В.2.5.56-2014). На стінах кімнати розташовано схеми евакуації у
разі виникнення пожежі (згідно ДНБ В.1.1.7-2016). Пожежні евакуаційні
виходи пронумеровані і підписані. В будівлі у зручному і помітному місці
вивішено вказівки з номером телефону, за яким дзвонити у разі пожежі. Сходи
для евакуації розташовані в сходових клітках з боковим природнім
освітленням. Двері відчиняються по направленню виходу з будівлі.
Приміщення обладнане вуглекислотним вогнегасником ВВК-3,5, який
закріплений у підставці на стіні поряд з дверима, відповідно Правил
експлуатації та типових норм належності вогнегасників.
Всі працівники відділу проходять періодичні медичні огляди: попередній –
при влаштуванні на роботу і періодичний — протягом трудової діяльності.
Періодичні медичні огляди проводяться один раз на два роки (згідно наказу
МОЗ від 21.05.2007 №246).
З усіма працівниками перед допуском до роботи проводять вступний та
первинний інструктажі згідно типового положення про навчання з питань
охорони праці (ДНАОП 0.00-4.12-05). Перевірка здійснюється згідно
затвердженого переліку запитань.
Вступний інструктаж з питань охорони праці проводиться з усіма
працівниками, які щойно прийняті на роботу (постійну або тимчасову)
незалежно від їх освіти, стажу роботи за цією професією або посади.
Первинний інструктаж проводиться з працівниками на робочому місці до
початку роботи. Запис про проведення інструктажу робиться у спеціальному
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 24
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
журналі. Повторний інструктаж проводиться на робочому місці з усіма
працівниками: на роботах з підвищеною небезпекою – 1 раз у квартал, на інших
роботах – 1 раз на півріччя.
Після проведення аналізу умов праці робітників інженерно-технічного
відділу можна зробити висновок, що всі фактори роботи в даному приміщенні
являються сприятливими, окрім температури повітря в холодний період року.
Тому пропонується замінити систему опалення, щоб параметри мікроклімату
відділу відповідали нормам ДСН 3.3.6.042–99 та використовувати зволожувачі
повітря для підтримки комфортного рівня вологості повітря.
11.2 Засоби нормалізації параметрів мікроклімату в приміщенні
інженерно-технічного відділу
Нормалізація параметрів мікроклімату здійснюється за допомогою
комплексу заходів та засобів колективного захисту, які включають будівельно-
планувальні, організаційно-технологічні, санітарно-гігієнічні, технічні та ін.
Для профілактики перегрівань та переохолоджень робітників використовують
засоби індивідуального захисту.
Розглянемо основні заходи та засоби нормалізації параметрів
мікроклімату, які використовуються на виробництві: удосконалення технолог-
гічних процесів та устаткування, раціональне розміщення технологічного
устаткування, автоматизація та дистанційне керування технологічними
процесами, раціональна вентиляція, опалення та кондиціонування повітря,
раціоналізація режимів праці та відпочинку, застосування теплоізоляції
устаткування та захисних екранів.
Системи опалення являють собою комплекс елементів, необхідних для
нагрівання приміщень в холодний період року. До основних елементів систем
опалення належать джерела тепла, теплопроводи, нагрівальні прилади.
Теплоносіями можуть бути нагріта вода, пара чи повітря.
Класифікація системи опалення: за взаємним розташуванням основних
елементів систем опалення (місцеві та центральні), за видом теплоносія
центральні системи опалення (водяні, парові, комбіновані), за засобом
циркуляції центральні та місцеві системи водяного та повітряного
опалення(системи з природною циркуляцією за рахунок різниці густини
холодного і гарячого теплоносія; системи з примусовою циркуляцією за
рахунок роботи насоса), за параметрами теплоносія центральні системи
водяного та парового опалення (водяні низькотемпературні (до 100°C); водяні
високотемпературні (від 100°C); парові низького тиску (до 0,17 МПа); парові
високого тиску (0,17-0,3 МПа)).
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 25
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
До місцевого відноситься пічне та повітряне опалення, а також опалення
місцевими газовими та електричними пристроями. Місцеве опалення
застосовується, як правило, в житлових та побутових приміщеннях, а також в
невеликих виробничих приміщеннях малих підприємств. Такі види систем
опалення будівель не вимагають великих витрат для встановлення або ремонту,
до того ж, можуть забезпечити максимальний комфорт.
До систем центрального опалення відносяться: водяне, парове панельне,
повітряне, комбіноване.
Водяна та парова системи опалення в залежності від тиску пари чи
температури води можуть бути низького тиску (тиск пари до 70 кПа чи
температура води до 100 °С) та високого тиску (тиск пари більше 70 кПа чи
температура води понад 100 °С).
Водяне опалення низького тиску відповідає основним санітарно-
гігієнічним вимогам і тому широко використовується на багатьох
підприємствах різних галузей промисловості.
Основні переваги цієї системи:
- рівномірне нагрівання приміщення;
- можливість централізованого регулювання температури теплоносія
(води);
- відсутність запаху гару, пилу при осіданні його на радіатори;
- підтримання відносної вологості повітряна відповідному рівні (повітря не
пересушується);
- виключення опіків від нагрівальних приладів;
- пожежна безпека.
Основний недолік системи водяного опалення — можливість його
замерзання при відключенні в зимовий період, а також повільне нагрівання
великих приміщень після тривалої перерви в опаленні.
Парове опалення має ряд санітарно-гігієнічних недоліків. Зокрема,
внаслідок перегрівання повітря знижується його відносна вологість, а
органічний пил, що осідає на нагрівальних приладах, підгорає, викликаючи
запах гару. Окрім того, існує небезпека пожеж та опіків. Враховуючи
вищевказані недоліки не допускається застосування парового опалення в
пожежонебезпечних приміщеннях та приміщеннях зі значним виділенням
органічного пилу.
Панельне опалення доцільно застосовувати в адміністративно-побутових
приміщеннях. Воно діє завдяки віддачі тепла від будівельних конструкцій, в
яких вмонтовані спеціальні нагрівальні прилади (труби, по яких циркулює
вода) або електронагрівальні елементи. До переваг цієї системи опалення
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 26
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
належать: рівномірний нагрів та постійність температури і вологості повітря в
приміщенні; економія виробничої площі за рахунок відсутності нагрівальних
приладів; можливість використання в літній період для охолодження
приміщень, пропускаючи холодну воду через систему. Основні недоліки –
відносно високі початкові витрати при встановленні та важкість ремонту при
експлуатації.
Повітряне опалення може бути центральним (з подачею нагрітого повітря
від єдиного джерела тепла) та місцевим (з подачею теплого повітря від
місцевих нагрівальних приладів).
Порівняльна характеристика водяного і повітряного опалення наведена в
таблиці 11.1.
Таблиця 11.1 – Порівняльна характеристика водяного і повітряного
опалення
Водяне Повітряне
Найменування
опалення опалення
Гарантія 2 роки 5 років
Термін служби 10-15 років 25-40 років
Час нагріву на 10 °С 6 год 30 хв.
Експлуатаційні витрати 100% 70%
Можливість замерзання системи Так Ні
Втрата теплоносія Так Ні
Вентиляція Ні Так
Зволоження Ні Так
Очищення повітря Ні Так
Клімат-контроль Ні Так
Можливість зонального керування
Ні Так
(по кімнатах)
Основні переваги цієї системи опалення:
- швидкий тепловий ефект в приміщенні при включенні системи;
- відсутність в приміщенні нагрівальних приладів;
- можливість використання в літній період для охолодження та вентиляції
приміщень;
- економічність, особливо, якщо це опалення суміщене із загально
обмінною вентиляцією.
При виборі системи опалення підприємств, що проектуються чи
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 27
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
реконструюються необхідно враховувати санітарно-гігієнічні, виробничі,
експлуатаційні та економічні чинники.
Слід зазначити, що досить ефективною є комбінована система опалення
(центральне повітряне опалення, суміщене із загально обмінною вентиляцією та
водяне низького тиску).
В інженерно-технічному відділі пропонується використати радіатор
RADIMIR (рис.11.1) в кількості – 3 штук. Основні характеристики: матеріал -
сталь; підведення води - бічне; тип радіатора - 22; теплова потужність – 1805
Вт; робочий тиск – 10 атм; обігрів – 18 м2; розмір -50x90 см; вага – 23 кг; колір -
білий; країна виробник - Туреччина.
Рисунок 11.1 – Сталевий панельний радіатор RADIMIR 22
Для підтримання нормативного рівня вологості повітря в приміщенні
відділу пропонується використати зволожувачі повітря.
Зволожувачі повітря призначені для підтримки комфортного рівня
вологості повітря в приміщенні. Таке поняття як вологість визначає рівень
кількості води в повітрі при оптимальній температурі.
Вологість, при якій людина відчуває себе найбільш комфортно влітку – це
60-75%, взимку це 55-70%. У приміщеннях навесні і влітку (у суху погоду)
вологість не перевищує 0%, а восени і взимку, в опалювальний період, вона
падає до 25-30%. Підвищена вологість визначається максимальною кількістю
води, яке може міститися в насиченому повітрі при тій же температурі.
Зволожувачі повітря призначені для роботи в одному замкнутому приміщенні.
Вони не вимагають спеціального монтажу: все, що потрібно зробити - це залити
воду в бачок і включити зволожувач в розетку. Зволожувачі повітря здатні
вирішити питання більш комфортного перебування в приміщенні.
Для вибору зволожувача необхідно знати три основні складові:
1) об’єм приміщення;
2) якість води (та вода, яку ви будете заливати в зволожувач);
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 28
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
3) умови, в яких буде експлуатуватися зволожувач.
Типи і характеристики зволожувачів:
1. «Холодні» зволожувачі (рис. 11.2), в яких встановлений вологий фільтр
(зволожуючий картридж), в результаті чого повітря незначно остигає (при
випаровуванні вода поглинає тепло) і зволожується. Продуктивність
«холодних» зволожувачів повітря сильно залежить від вологості повітря - чим
вище вологість, тим нижче швидкість випаровування. «Холодні» зволожувачі
повітря повинні працювати на демінералізованій (дистильованій) воді, інакше
зволожуючий картридж буде швидко засмітяться і його доведеться часто
змінювати. Якщо такої можливості немає, то необхідно використовувати
додатковий пом'якшуючий картридж, що зменшує твердість води.
Продуктивність «холодних» зволожувачів повітря 35-38 літрів/добу при
споживаній потужності 20-50 Вт.
Переваги «холодних» зволожувачів: не вимагають використання гігростата:
принцип саморегулювання; візуально не видно роботу зволожувача (пар не
виходить); якщо закінчиться вода, то вентилятор зволожувача буде
продовжувати працювати, вологість при цьому підтримуватися вже не буде, на
термін служби самого зволожувача це ніяк не вплине.
Недоліки «холодних» зволожувачів: не може підняти вологість більше 60%;
зволожуючий фільтр, термін служби якого становить близько 3 місяців.
Рисунок 11.2 – Конструкція «холодного» зволожувача повітря
2. Парові зволожувачі повітря (рис. 11.3) за принципом дії дуже схожі на
електричні чайники - для інтенсивного випаровування воду доводять до
кипіння. Парові зволожувачі повітря повинні обов'язково мати гігростат
(датчик вологості повітря), що відключає прилад при досягненні заданої
вологості, інакше вологість повітря в приміщенні може істотно перевищити
оптимальний рівень. У порівнянні з «холодними» і ультразвуковими
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 29
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
зволожувачами, парові мають один недолік - велику споживану потужність.
Продуктивність парових зволожувачів 7-16 літрів/добу при споживаній
потужності 300-600 Вт.
Переваги парових зволожувачів повітря: незалежно від якості води, пара
на виході завжди буде ідеально чистою; найбільша продуктивність у порівнянні
з усіма іншими зволожувачами (700 грамів рідини в годину); відсутні витратні
матеріали (картриджі, фільтри); у разі якщо вода в приладі закінчиться, то він
автоматично відключиться від мережі живлення; є індикатор кількості води, що
залишилася; може збільшити вологість більш ніж на 60%.
Недоліки парових зволожувачів повітря: відсутність вбудованого
гігростату (прилад підтримує задану вологість), його необхідно купувати
окремо; споживає більше електроенергії, ніж зволожувачі інших типів.
Рисунок 11.3 – Конструкція парового зволожувача повітря
Ультразвукові зволожувачі повітря (рис. 11.4) - найбільш досконалий і
популярний тип. Вони мають невеликі габарити, малу споживану потужність і
високу продуктивність. В ультразвукових зволожувачах повітря
використовується властивість п'єзоелектрика перетворювати електричні
коливання в механічні. На занурений у воду п'єзоелектричний кристал
подається високочастотна (ультразвукової частоти) напруга, перетворюючи в
механічну вібрацію. У водяному шарі утворюються чергування хвилі
підвищеного і зниженого тиску. В областях зниженого тиску відбувається
скипання рідини при звичайній кімнатній температурі (кавітація) з викидом у
повітря дрібнодисперсних часток. Потік повітря, що створюється
вентилятором, подає водяну суспензію в приміщення, де вона переходить в
пароподібний стан.
Продуктивність ультразвукових зволожувачів повітря 7-12 літрів/добу при
споживаній потужності 40-50 Вт.
Переваги ультразвукових зволожувачів: невеликі габарити зволожувача;
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 30
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
обертовий розпилювач дозволяє направити пару в будь-яку сторону; може
збільшити вологість більш ніж на 60%; при закінченні води в бачку зволожувач
автоматично відключиться.
Недоліки ультразвукових зволожувачів: при використанні занадто
жорсткої води термін служби фільтра може зменшитися, що призведе до
випадання білого нальоту на меблях, стінах і т.п.
Рисунок 11.4 – Конструкція ультразвукового розпилювача повітря
В інженерно-технічному відділі пропонується використати зволожувач
повітря AIR-O-SWISS U650 White (рис. 11.5) з наступними характеристиками:
- тип – ультразвуковий;
- основна функція – зволоження;
- площа обслуговування – 60 кв. м;
- споживана потужність – 140 Вт;
- ємність резервуара для води -–5,5 л;
- продуктивність – 550 мл/год;
- тип управління – сенсорний;
- гігростат (регулювання вологості) – є;
- таймер – є;
- напруга: – 220 В;
- частота струму – 50 Гц;
- рівень шуму: менше 25дБ;
- таймер – 8 год;
- холодний і теплий пар;
- індикатор низького рівня води;
- розміри – 35,5х28х24см,
- вага – 4 кг.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 31
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 11.5 - Зволожувач повітря AIR-O-SWISS U650 White
Принцип роботи ультразвукового зволожувача Air-O-Swiss U600.
Зволоження повітря відбувається наступним способом: вода потрапляє на
спеціальну мембрану з високою частотою вібрації, яка розбиває її на дрібні
краплі, утворюючи «парову хмару». Вентилятор направляє потік сухого повітря
на утворену «хмару» для його зволоження та нормалізації показників вологості
в приміщенні. Апарат володіє високою продуктивністю (550 гр. рідини/год),
завдяки чому можна зволожити повітря в приміщенні протягом короткого часу.
Коли в резервуарі вода на межі, індикатор низького рівня рідини відображає
інформацію про це на панелі управління.
Знезараження води. В апараті Air-O-Swiss U600 встановлений
пластиковий змінний картридж, одним з компонентів якого є AG+ (частки
активний сполук срібла). Цей AG+ картридж знезаражує воду, знищуючи
хвороботворні мікроорганізми, а також перешкоджає осіданню солей, що
містяться у водопровідній воді, та утворення білого нальоту на меблях і стінах
приміщення.
Пристрій працює в двох режимах: утворення «холодної» і «теплої» пари.
Перед утворенням «теплої» пари вода попередньо нагрівається до 80 С, що
сприяє її додатковому знезараженню.
Технологія іонізуючого срібний стрижень Ionic Silver Stick (ISS).
Застосування технології іонізуючого срібного стрижня (Ionic Silver Stick (ISS)
дозволяє повністю знезаразити воду, знищивши всі патогенні бактерії, віруси і
грибки. Дана опція є додатковою і встановлюється за бажанням.
Особливості експлуатації. Пристрій потребує заміни змінного картриджа
з іонообмінної смолою кожні 2-4 місяці. Наявність вбудованого гідростату,
зручного двошарового розпилювача і регулятора потужності дозволяє
контролювати напрям і насиченість пари.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 32
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2017. – 736 с.
2. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт
України. Характеристики напруги електропостачання в електричних
мережах загальної призначеності.
3. Електропостачання промислових підприємств. Посібник для курсового та
дипломного проектування / Шестеренко В.Є., Шестеренко О.В. – Київ,
2013. – 424 с.
4. Електропостачання промислових підприємств : Підручник для студентів
електромеханічних спеціальностей / В.І. Мілих, Т.П. Павленко. – Харків :
ФОП Панов А. М., 2016. – 272 с.
5. Бурбело М.Й., Бірюков О.О., Мельничук Л.М. Системи електропостачання.
Елементи теорії та приклади розрахунків. Вінниця: ВНТУ, 2011. 204 с.
6. Коліушко Д. Г. Проєктування систем електропостачання промислових
підприємств: навч.-метод. посібник до виконання курсового проєкту за
курсом "Електропостачання промислових підприємств та
енергозбереження": для студентів дистанц. форми навчання за спец.141–
Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка за освітньою
програмою 03 "Електропривід, мехатроніка та робототехніка" / Д. Г.
Коліушко, Л. В. Асмолова ; Нац. техн. ун-т "Харків. політехн. ін-т". –
Харків: ПромАрт, 2021. – 96 с.
7. Споживачі електричної енергії. Електричне освітлення : навч. посіб. / О. І.
Соловей, А. В. Чернявський, О. О. Ситник, В. Ф. Ткаченко, Г. В. Курбака ;
за ред. Солов’я О. І.; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-
т. – Черкаси : ФОП Гордієнко Є.І., 2018. – 132 с.
8. СОУ-Н ЕЕ 20.178:2008. Схеми принципові електричні розподільчих
установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних підстанцій.
9. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств.
10. СОУ-Н МПЕ 40.1.20.510:2006 Методика визначення економічно доцільних
обсягів компенсації реактивної енергії, яка перетікає між електричними
мережами електропередавальної організації та споживача.
11. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для вузів. /
Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. –
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с.
12. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015 «Настанова з проектування систем
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 33
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
електропостачання промислових підприємств».
13. Букович Н. В. Розрахунок струмів короткого замикання
електроенергетичних систем. Львів : Вища шк., 2008. 248 с ДСТУ EN
50160:2014.
14. Зорін В.В., Штогрин Є.А., Буйний Р.О. Електричні мережі та системи.
Ніжин: Аспект-Поліграф, 2011. 224 с.
15. Струми короткого замикання у трифазних системах змінного струму. Ч. 0.
Обчислення сили струму (ІЕС 60909- 0:2001, IDТ). Видання офіційне. Київ:
Держспоживстандарт України, 2009. 51 с.
16. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра для
здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм
навчання [Електронний ресурс] / [Упоряд. : Ситник О.О., Яценко І.В.,
Ключка К. М., Самойлик О.В.] ; М-во освіти і науки України, Черкас. держ.
технол. ун-т. – Черкаси : ЧДТУ, 2022. – 98 с.
17. Соловей О.І. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств / О.І. Соловей, О.О. Ситник, В.П. Розен, В.В.
Демиденко, Г.В. Курбака, А.В. Чернявський та С.М. Мильніченко //
Черкаси: ЧДТУ, 2012, с. 247.
Арк
ЧДТУ А1 19011 45/04 ПЗ 1 34
Зм Арк. № докум. Підпис Дата