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/7568Full metadata record
| DC Field | Value | Language |
|---|---|---|
| dc.contributor.advisor | Ткаченко, Валентин Федорович | - |
| dc.contributor.author | Стадник, Віталій Іванович | - |
| dc.date.accessioned | 2026-03-10T17:00:34Z | - |
| dc.date.available | 2026-03-10T17:00:34Z | - |
| dc.date.issued | 2023-06 | - |
| dc.identifier.uri | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7568 | - |
| dc.description.abstract | У даній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проєктування електропостачання гіпсового заводу. 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. | uk_UA |
| dc.language.iso | uk | uk_UA |
| dc.subject | електропостачання | uk_UA |
| dc.subject | розрахунок електричних навантажень | uk_UA |
| dc.subject | компенсація реактивної потужності | uk_UA |
| dc.subject | релейний захист та автоматика | uk_UA |
| dc.title | Електропостачання гіпсового заводу | uk_UA |
| dc.type | Bachelor Thesis | uk_UA |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) | |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Стадник.pdf Restricted Access | 3.37 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 19014 45/04
на тему:
«Електропостачання гіпсового заводу»
(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)
Стадник Віталій Іванович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _______________ Ткаченко В.Ф. .
( 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
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ 6
ВСТУП ......................................................................................................................... 7
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ .................................................................................... 8
1.1 Характеристика об’єкта проектування .......................................................... 10
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху з виготовлення
гіпсових 3-D форм .................................................................................................. 11
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання ............ 12
1.4 Характеристика джерела живлення ............................................................... 14
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ ......................................... 15
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів ............. 16
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень від
однофазних електроприймачів ............................................................................. 24
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від освітлювальних
систем ...................................................................................................................... 28
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової підстанції
.................................................................................................................................. 30
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання ................................................................................................. 30
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій ...... 33
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху .......................... 33
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства ............................ 34
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП) ............................................ 38
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ ................................................................... 42
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ................................ 42
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ........................................................... 44
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ........................................... 46
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ
Ли Зм. № докум. Підпис Дата
Роз робив Стадник В.І. Літера Лист Листів
Перевірив Ткаченко В.Ф. 3 160
Електропостачання гіпсового заводу
Н. конт р. Ключка К.М. ФЕТАМ, ЕСЕ-92
Затверд ив Ситник О.О.
Инв. № подп Подп. и дата Инв. № дубл. Взам. инв. № Подп. и дата
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ
ПОТУЖНОСТІ .......................................................................................................... 53
4.1 Вибір трансформаторів ГПП .......................................................................... 53
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності ..................................................................... 58
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві ................................. 63
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
НАПРУГОЮ 10 (6) кВ.............................................................................................. 67
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі 67
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж ..................................................... 69
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ
1000 В ......................................................................................................................... 73
6.1 Вихідні дані для розрахунків .......................................................................... 73
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках ...................................................................................................................... 75
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ .. 78
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ......... 82
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ...................................... 82
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН .......................................................... 84
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН ............................................. 85
7.4 Вибір трансформаторів струму ...................................................................... 86
7.5 Вибір трансформаторів напруги ..................................................................... 89
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість ....................................................... 90
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ ........................ 91
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху .................................... 91
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем ............................ 93
8.2.1 Загальні відомості ...................................................................................... 93
8.2.2 Розрахунок освітленості ............................................................................ 93
8.2.3. Електропостачання освітлювальних установок .................................... 96
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву ..................... 105
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж ........................ 105
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами нагріву
та захисту ........................................................................................................... 106
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги ......................... 109
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 4
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ .......................... 113
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В ................. 114
8.4.1 Розрахунок опорів елементів мережі ..................................................... 117
8.4.2 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ ................................................................................................... 121
8.4.3 Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ .................................... 122
8.4.5 Розрахунок струму однофазного КЗ ...................................................... 123
8.5 Захист цехових електричних мереж ............................................................. 124
8.5.1 Вибір апаратів захисту ............................................................................ 125
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність .......................................................... 128
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання ................................... 128
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції .. 129
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції .... 130
9 IНДИВIДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ ........................................................................ 137
10 ТЕХНІКО ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА ................................................................ 143
11 ОХОРОНА ПРАЦІ ............................................................................................. 148
11.1 Аналіз небезпек і шкідливостей, що виникають у процесі проектування
системи електропостачання підприємства ........................................................ 148
11.2 Розробка системи кондиціонування повітря ............................................. 151
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ............................................................... 158
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 5
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І
ТЕРМІНІВ
ВН – висока напруга
ГПП – головна понижуюча підстанція
ЕН – електричне навантаження
ЕП – електроприймачі
КЗ – коротке замикання
КРП – комплектно розподільчий пристрій
КТП – комплектна трансформаторна підстанція
ЛЕП – лінія електропередачі
НБК – низьковольтна батарея конденсаторів
НКУ – низьковольтна комплектна установка
ПЛ – повітряні лінії
ПРА – пускорегулююча апаратура
ПУЕ – правила улаштування установок
РП – розподільчий пункт
РПС – районна підстанція
СЕП ПП – система електропостачання промислового підприємства
ТЕР – техніко-економічні розрахунки
ТП – трансформаторна підстанція
ЦЕН – центр електричних навантажень
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 6
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
ВСТУП
Розвиток усіх без винятку галузей господарства в сучасних умовах в
значної мірі залежить від ефективного використання енергоресурсів.
В свою чергу ефективне використання енергоресурсів неможливе без
раціонально виконаної системи електропостачання (СЕП) підприємства, яка
повинна забезпечувати надійність, безпеку, економічність та зручність
експлуатації.
Сучасна система електропостачання базується на грамотному
проектуванні, точних розрахунках очікуваних електричних навантажень,
аналізі тенденцій у виборі апаратів, схеми і компоновки підстанції
підприємства, тобто в використанні всього набору технологічних і технічних
засобів та способів, які має в своєму арсеналу інженер-електрик.
Дана випускна кваліфікаційна робота бакалавра присвячена саме розробці
такої системи, а саме електропостачанню гіпсового заводу.
У ході проектування з врахуванням умов проектування здійснено
електричні розрахунки по електропостачанню підприємства, в тому числі:
розраховані електричні навантаження по окремим цехам та підприємству в
цілому, зроблений розрахунок освітлення, вибір числа і потужності
трансформаторів ГПП і цехових трансформаторів, передбачена компенсація
реактивної потужності, зроблений розрахунок цеху з виготовлення гіпсових 3-
D формз вибором мережі внутрішнього електропостачання, вибір устаткування
підстанцій.
Розділ «Індивідуальне завдання» присвячений розробці автоматизованої
схеми керування пилозбірного вакуумного насосу.
Розділ «Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових
підприємств» присвячений розрахунку вибору напруги живлячої мережі
підприємства.
У розділі «Охорона праці» зроблено аналіз небезпек та шкідливостей що
виникають у процесі проектування системи електропостачання підприємства, а
також розроблено систему кондиціонування повітря.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 7
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції,
розподільчих пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у
цехах. Призначена система для забезпечення вимог виробництва в передачі
електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у відповідній
кількості та якості [1, 2].
Як відомо [3], системи електропостачання промислових підприємств можна
умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та комбіновані. Згідно
з завданням на дипломне проектування система електропостачання
промислового підприємства має бути централізованою.
Основними чинниками при проектуванні системи електроспоживання є
характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в першу чергу
безперебійність електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування, а також вимоги електробезпеки. Але незважаючи на те, що ці
особливості та характеристики є головними чинниками при проектуванні
системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію побудови раціональної
СЕП вносять загальні вимоги до системи електропостачання, основні з яких
приведемо нижче.
Проектування системи електропостачання промислових підприємств слід
проводити згідно з [1, 4] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проектуванні мають бути характеристики
джерел живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування у технологічної частині проекту, вимоги електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств мають бути
розробляться з урахуванням наступних основних принципів [4]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на
кожної напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
г) Схеми електропостачання і електричних з'єднань підстанцій
мають бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і
резервування було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 8
Зм. Лист № 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 повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови оточуючого
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового підприємства
належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх близько
розташованих споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально уніфіковані.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання повинні
відповідати ПУЕ. При цьому не слід допускати необґрунтованого віднесення
ЕП до більш високої категорії, а саме:
- ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що виконують
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 9
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
допоміжні технологічні операції, частину обладнання інженерного
забезпечення будівлі, слід відносити до III категорії. Віднесення вказаних
електроприймачів до II категорії приводе до необґрунтованого завищення не
тільки потужності встановлених трансформаторів, але і вимог до резервування
живлення споживачів.
До II категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання,
без якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час після
аварійного режиму.
- електроприймачі, відключення яких приводе до масового недовідпуску
продукції , нерідко відносять не до II категорії, а до І категорій, що мотивується
тім, що наносяться "значні збитки народному господарству".
Зазначимо, що поняття "значні збитки народному господарству" слід
відносити до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного підприємства.
Поняття "категорія електроприймача по надійності електропостачання" не
слід відносити до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць, корпусів
і т. д. Це поняття правомірно тільки по відношенню до індивідуального ЕП. Для
споживача характерно лише поєднання в різних пропорціях електроприймачів
категорій І, II та III.
1.1 Характеристика об’єкта проектування
Підприємство, електропостачання якого ми будемо проектувати в даній
кваліфікаційній роботі, займається виробництвом гіпсових сумішей та виробів.
На території підприємства розміщені будівлі і цехи основного та допоміжного
виробництва.
При проектуванні системи електропостачання (СЕП) підприємства ми
враховуємо основні вимоги "Норм технологічного проектування СЕП
промислових підприємств", і відповідних розділів «Правил улаштування
електроустановок 2017» [1].
Структура підприємства приведена на генплану (лист №1) і включає як
цеха основного виробництва, так і допоміжні приміщення та підрозділи.
При проектуванні системи електропостачання враховано рельєф
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної
енергії окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на
підприємстві, характеристику оточуючого середовища.
Головна понижуюча підстанція (ГПП) підприємства розташована з
врахуванням місця знаходження теоретичного центру електричного
навантаження. При цьому було враховано домінуючий напрямок вітру.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 10
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Основним високовольтним обладнанням підприємства є понижуючі
трансформатори цехових трансформаторних підстанцій [4].
При розробці системи електропостачання підприємства враховувалося, що
всі підстанції підприємства телемеханізовані та будуть працювати без
чергового персоналу.
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху з
виготовлення гіпсових 3-D форм
Силові електроприймачі цеху з виготовлення гіпсових 3-D форм 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
№
поз. Електроприймач Кількість, Встановлена cosϕ
шт. потужність, кВт
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Пила маятникова 2 32 0,70
2 Конвеєр 2 22,0 0,76
3 Верстат балансувальний 4 7,5 0,82
4 Верстат свердлильний 3 3,5 0,80
5 Верстат заточний 3 3,3 0,83
6 Прес штампувальний 3 18,0 0,75
7 Верстат горизонтально-фрезерний 6 28,0 0,90
8 Верстат токарний підготовчий 2 30,0 0,88
9 Зваювальний випрямляч 2 42,0 0,90
10 Верстат токарний фінішний 6 26,0 0,88
11 Верстат зубофрезерний 3 37,0 0,63
12 Верстат гвинторізний 3 17,5 0,76
13 Тельфер 1 26,4 0,80
14 Верстат вертикально-фрезерний 5 8,2 0,86
15 Піч індукційна 3 60,0 0,9
16 Піч опору 3 75,0 0,9
17 Вентилятор витяжний 6 3 0,8
18 Вентилятор приточний 3 22 0,8
Σ = 60
Однофазні електроприймачі
19 Муфельна піч 3 5,0 0,9
20 Зарядний пристрій 3 1,2 0,9
Σ = 6
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 11
Зм. Лист № 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 приміщенні цеху є такі, що
потребують практично рівномірну освітленість цеху.
Проектом передбачено загальновиробниче освітлення 380/220 В, та
аварійне освітлення 220 В.
Розміри цеху, електропостачання якого ми будемо розраховувати,
складають: 48×72×6, із загальною виробничою площею S=3456 м2.
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання
Проектування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони розташовуються.
При цьому ми повинні виконувати всі вимоги ПУЕ у цієї частини.
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми проектуємо,
розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься кран козловий.
Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих нормальних, тобто є
сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не перевищує 60 % та відсутні
умови, наведені у п. 1.1.10 – 1.1.12 ПУЕ.
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах,
проникати всередину машин, апаратів, відноситься ремонтно-механічний цех
підприємства. Але цей цех відноситься до приміщень з не струмопровідним
пилом. Запилені приміщення, як зі струмопровідним пилом, так і приміщення з
неструмопровідним пилом, відсутні.
Також на підприємстві відсутні приміщення з хімічно активним
середовищем, в яких постійно або протягом тривалого часу містяться агресивні
пари, гази, рідини, утворюються відкладення або цвіль, що руйнують ізоляцію і
струмові частини електроустаткування.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 12
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 13
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
1.4 Характеристика джерела живлення
Живлення даного підприємства здійснюється від районної підстанції
(РПС) енергосистеми 110 та 220 кВ.
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є: обрана
номінальна напруга енергосистеми Uс=110кВ:
- потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1200 МВ • А;
- довжина повітряної лінії Lпл = 65 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на границі
балансової приналежності Qек = 383 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 19014 45/04 ПЗ 14
Зм. Лист № 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 [5].
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+Θ
IΘ(t) 1
= ∫ I(t) ⋅dt ,
Θ t
де Θ – тривалість інтервалу усереднення (Θ ≤ t ≤ T - Θ ), що приймається
для графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної Θ = 3 ⋅T0 (у
решті випадків – Θ < 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., Θ = 30 хв. незалежно від перетину
провідника, звідки і витікає поняття «півгодинний максимум».
З наведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий
струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж максимального нагріву
провідника або викликає такий же тепловий знос, що й початкове змінне
навантаження I(t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 15
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Ppоз = 3 ⋅U ⋅ Ipоз ⋅cosϕ . (2.1)
В якості розрахункового навантаження приймають середнє навантаження
PΘ за активною потужністю впродовж часу Θ
P 1 t+Θ
Θ = P(t)dt .
Θ ∫
t
Активне розрахункове навантаження Ppоз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Pmax або «максимального навантаження»
Imax = Iроз , тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилиних
інтервалах усереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно проводити
згідно методики [5], яка поширюється на всі галузі господарства, адаптована до
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, оскільки
розрахунки на кожній із них мають свою специфіку. На підприємствах
середньої та великої потужності таких рівнів нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності ( Ppоз, цеху ) як окремих цехів, так і підприємства (
Ppоз, підпр ) у цілому. Розрахункова потужність Ppоз – це така потужність, при
якій термін службі елементів системи електропостачання дорівнює
розрахунковому.
У розрахунках використовуються такі позначення та співвідношення:
– номінальна потужність, Рном ;
– паспортна потужність, Рпасп ;
– встановлена потужність Ру .
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для
окремого електроприймача встановлена потужність дорівнює:
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 16
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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).
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 17
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебрична
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП
n
Рном =∑рном , (2.2)
1
де n – кількість електроприймачів у групі.
n
Pном,3 = ∑pном ⋅n = 22 ⋅2 = 44 кВт.
1
n
Рном цеху =∑Pном .n =1400,3 кВт.
1
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
n n
Qном =∑qном =∑рном ⋅ tgϕ = 44 ⋅0,86 = 30,1 квар, (2.3)
1 1
де tgϕ – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної потужності.
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв ⋅Рном , що відповідає значенню Кр , за
співвідношенням:
Рроз = Кp ⋅Кв ⋅Рном , (2.4)
де Кр = f (Kв, nе, Ta ) – коефіцієнт розрахункової потужності, який
залежить від коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості
електроприймачів nе та постійною часу нагріву мережі, для якої розраховують
електричні навантаження.
Згідно [5] приймаються наступні постійні часу нагріву:
– Ta =10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр для таких мереж приймають за
номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1;
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 18
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
– Ta = 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр приймають згідно
таблиці 2.2;
– Ta ≥ 30 хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова потужність
для цих елементів визначається за умовою Кр =1.
Відмітимо, що добуток Кв ⋅Рном є проміжною допоміжною розрахунковою
величиною, але не середнім значенням очікуваного навантаження, як це
вважалося раніше.
Величину ефективної кількості електроприймачів nе визначаємо за
співвідношенням
2
n
∑Pном
n 1
е = n . (2.5)
∑n ⋅р2
ном
1
Величину nе можна також визначати за спрощеним співвідношенням
2∑p
n ном 2 ⋅1400,3
е = = = 37,3 ≅ 37 шт.
pном max 75
Значення коефіцієнту використання кв за кожним окремим
електроприймачем визначаємо за довідковими даними.
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою
n
∑квi ⋅рномi
К 1
в = n (2.6)
∑рномi
1
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 19
Зм. Лист № 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
n Коефіцієнт використання Кв
е 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 1,0
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0
6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0
7 2,49 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,0 1,0
8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,0 1,0
9 2,27 1,71 1,43 1,16 1,09 1,07 1,01 1,0 1,0
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 20
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
11 2,11 1,61 1,35 1,1 1,06 1,04 1,0 1,0 1,0
12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,05 1,03 1,0 1,0 1,0
13 1,99 1,52 1,29 1,06 1,04 1,01 1,0 1,0 1,0
14 1,94 1,49 1,27 1,05 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0
15 1,89 1,46 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
17 1,81 1,41 1,21 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
18 1,78 1,39 1,19 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе на НН цехових трансформаторів і для
магістральних шинопроводів напругою до 1000 В
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 19014 45/04 ПЗ 21
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому (середньовиважений
коефіцієнт) дорівнює
n
∑Квi ⋅Рномi
К 1 870,5
в, цеху = n = = 0,62 . (2.7)
1400,3
∑Рномi
1
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) визначаємо розрахункову
активну потужність
n
Рроз цеху = Кр ⋅ Кв, цеху ⋅Рном = Кр ⋅∑Квi ⋅Рномi =1,09 ⋅870,5 = 949,8 кВт. (2.8)
1
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховуємо за
співвідношенням
Qроз цеху = Кр ⋅∑Квi ⋅Рномi ⋅ tgϕі =1,0 ⋅576,3 = 537,4 . квар (2.9)
і
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ буде додане освітлювальне навантаження
Pроз. оc , Qроз. оc .
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів напругою
до 1 кВ визначається за формулою
S 2 2 2
роз = Pроз +Qроз = 948,8 + 576,32 =1110,1кВА. (2.10)
Результати розрахунків за формулами (2.2) – (2.10) та вихідні дані цеху
заносяться у відповідні місця таблиці 2.3, виконаної за формою Ф 636–92 [16].
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 22
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 23
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень
від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути по
можливості розподілені рівномірно по фазах.
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені по
фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують як трифазні ЕП
тієї ж сумарної потужності. Якщо нерівномірність перевищує 15 %, умовна
трифазна номінальна потужність приймається рівною потроєній величині
навантаження найбільш завантаженої фази [6].
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних цілей
точністю, умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт) визначається
так:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулою
Рном y = 3 ⋅Рном max ф або Рном у = 3 ⋅Sпасп ⋅ ТВ ⋅cosϕпасп , (2.11)
де Рном max ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт;
Sпасп – паспортна потужність, кВ ⋅А , ТВ – відносна тривалість включення в
долях одиниці;
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна трифазна
номінальна потужність Рном у при кількості електроприймачів від одного до
трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі трифазної системи,
визначаються за формулами:
• при одному електроприймачі
Рном у = 3 ⋅Рном. ; (2.12)
• при двох або трьох електроприймачах
Рном у = 3 ⋅Рном max ф . (2.13)
При числі однофазних ЕП більше трьох і однакових значеннях Кв і cosϕ ,
включених на фазну і лінійну напругу, максимальне розрахункове
навантаження визначається за формулою
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 24
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рроз, у = 3 ⋅Кв ⋅Кр ⋅Рном max ф . (2.14)
Величина ne при визначенні Кр для однофазних ЕП визначається за
формулою
2 ⋅∑p
n = ном ф
е , (2.15)
3 ⋅pном max ф
де ∑pном ф – сума номінальних потужностей однофазних ЕП даного
розрахункового вузла, кВт; pном max ф – номінальна потужність найбільшого
ЕП однофазного струму, кВт.
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cosϕ більше
трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони розподіляються по
фазах по можливості рівномірно, то визначаються середні навантаження за
найбільш завантажену зміну по кожній фазі.
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається додаванням
середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і однофазних
навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним зведенням
останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги.
PΣ(a) = ΣКв,i ⋅Раb,i ⋅ρ(аb)а,i + ΣКв,i ⋅Рac,i ⋅ρ(аc)а,i + ΣК′в,i ⋅Рао,i
PΣ(b) = ΣКв,i ⋅Раb,i ⋅ρ(аb)b,i + ΣКв,i ⋅Рbc,i ⋅ρ(bc)b,i + ΣК′в,i ⋅Рbо,i (2.16)
PΣ(c) = ΣКв,i ⋅Раc,i ⋅ρ(аc)c,i + ΣКв,i ⋅Рbc,i ⋅ρ(bc)c,i + ΣК′в,i ⋅Рcо,i
QΣ(a) = ΣКв,i ⋅Раb,i ⋅q(аb)а,i + ΣКв,i ⋅Раc,i ⋅q(аc)а,i + ΣК′в,i ⋅Qао,i
QΣ(b) = ΣКв,i ⋅Раb,i ⋅q(аb)b,i + ΣКв,i ⋅Рbc,i ⋅q(bc)b,i + ΣК′в,i ⋅Qbо,i
QΣ(c) = ΣКв,i ⋅Раc,i ⋅q(аc)c,i + ΣКв,i ⋅Рbc,i ⋅q(bc)c,i + ΣК′в,i ⋅Qcо,i , (2.17)
де Кв, К′в – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму роботи;
значення інших параметрів приведено для фази а:
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 25
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
– Paв, Pac – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між
фазами аb і ас;
– Pao , Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним та
нульовим проводами);
– ρ(ав)а , ρ(ас)а , q(ав)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень, що включені
на лінійну напругу до фази а (визначаються за довідковими даними, наприклад
[6]).
Для кожної фази (a, b, c):
Q
tgϕ Σ(ф), і
і, ф = .
PΣ(ф), і
Визначається найбільш завантажена фаза (наприклад, фаза b);
нерівномірність навантаження по фазах за формулою
p
∆p = ном max ф − pном min ф .
pном min ф
Еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних
електроприймачів (у нашому прикладі фази b)
Рном у = 3 ⋅PΣ(b) ; Qном у = 3 ⋅QΣ(b) .
Середньовиважене значення для найбільш завантаженої фази (у нашому
прикладі фази b)
Р
⟨Кв(b)⟩ =
Σ(b)
Р1.ab + P + Р .
2.ab bc + Р
2 b,0
Ефективну кількість однофазних електроприймачів визначаємо по
співвідношенню (2.15)
2 ⋅ ΣP
n = (o)
e(o) .
3 ⋅pmax(o)
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 26
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
При відомих ne(o) та ⟨Кв(b)⟩ з таблиці 2.1, яка є актуальною і для
однофазних навантажень, отримаємо значення Кр .
Умовна розрахункова активна потужність однофазних ЕП для випадку, що
розглядається, дорівнює
Рроз у = Кр ⋅ Кв(b) ⋅Ру .
Розрахункова реактивна потужність визначається так:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе :
при nе ≤10 Qроз =1,1⋅∑Кв ⋅Рном ⋅ tgϕ ; (2.18)
при nе >10 Qроз =∑Кв ⋅Рном ⋅ tgϕ . (2.19)
Для прикладу, для фази b
Qроз у =1,1⋅Кр ⋅∑⟨Кв(b)⟩ ⋅Руi ⋅ tgϕі .
і
Повна умовна розрахункова потужність Sроз у силових однофазних
електроприймачів напругої до 1 кВ визначається формулою (2.10)
S 2 2
роз у = Pроз у +Qроз у .
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз b і с,
знаходиться найбільш завантажена фаза по активній потужності, наприклад
фаза с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних
електроприймачів.
РΣ = 3 ⋅РΣ(с) і QΣ = 3 ⋅QΣ(c) .
Таким чином, використовуючи співвідношення (2.11) – (2.19) визначається
еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних електроприймачів.
Враховуючи те що, однофазне обладнання в нормальних режимах в цеху
не використовується, розрахунки однофазних електроприймачів не здійснюємо.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 27
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
∑pном = (3 ⋅5) + (3 ⋅1,2) =18,6 кВт,
n 2 ⋅18,6
e = = 3 шт,
3 ⋅5
Рном мах фаза а = 5+ (5 ⋅2) =15 кВт,
Рроз,у = 3 ⋅0,7 ⋅18,6 = 39,6 кВт.
n
Qроз, у =∑Кв ⋅Рном ⋅ tgϕ = (0,7 ⋅15 ⋅0,9) + (0,7 ⋅3,6 ⋅0,9) =11,8 квар .
1
Повна умовна розрахункова потужність
Sроз, у = Р2 +Q2 = 39,62 +11,82
роз, у роз, у = 40,8кВА
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Для визначення електричних навантажень освітлювальних установок
використовується метод питомої потужності.
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН освітлювальних
установок (����п.ос.ф.) використовуються наступні дані: тип світильника, коефіцієнт
запасу ����з, освітленість ����ф, значення розрахункової висоти ����, площа
освітлювального приміщення ����. По обраному типу світильника, площі
освітлювального приміщення та висоті підвісу світильників згідно [7]
визначаємо питому потужність загального рівномірного освітлення необхідну
для забезпечення необхідного значення норми освітленості.
Максимальну активну потужність освітлювальних установок ���������������� ос.
визначимо згідно виразу:
Pmax ос. = kп ⋅Pп.о.ф ⋅ S , (2.20)
де ����п – коефіцієнт попиту освітлення [4, 7], kп = 0,95;
S – площа приміщення, S =3456 м2;
P 2
п.о.ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м , яка
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 28
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
визначається за формулою:
E
P ф kз.ф
п.о.ф = Pп.ос.табл × × × kρ , (2.21)
100 kз.табл
де Pп.ос.табл – питома потужність освітлювальної установки, Вт/м2 [7];
Eф – фактична нормаосвітленості для виконуваного виду робіт [7],
Eф = 200 лк;
kз.ф – фактичний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [7],
kз.ф =1,4;
kз.табл – коефіцієнт запасу табличний для виконуваного виду робіт [7],
kз.табл =1,5;
kρ– коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення [7], kρ =1,15.
P 200 1,4 Вт
п.о.ф = 3,8 ⋅ ⋅ ⋅1,15 = 8,2 ,
100 1,5 м2
Pmax ос. = 0,95 ⋅8,2 ⋅3456 = 26,7 кВт.
Для газорозрядних ламп максимальна реактивна потужність:
Qmax ос. = Pmax ос. ⋅ tgϕ0, (2.22)
де tgϕ0 – відповідноcosϕ0 для кожного типу ламп.
Qmax ос. = 26,7 ⋅0,33 = 8,8 квар.
Проєктом передбачається: загальне робоче освітлення 380/220В; аварійне
освітлення 220В.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 29
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції
Сумарну активну та реактивну розрахункові потужності на шинах 0.4 кВ
визначаємо за виразами:
P0,38 цеху = Рроз цеху + Рроз ос. цеху + Рроз у = 948,8+ 26,7 + 39,6 =1015,2 кВт, (2.23)
Q0,38 цеху = Qроз. цеху +Qроз ос. цеху +Qроз. у = 576,3+ 8,8+11,8 = 597 квар. (2.24)
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанції за виразом
S ТП = ( 2 2
Р 2 2
0,4 цеху ) + (Q0,4 цеху ) = 916,7 + 597 =1177,7кВА. (2.25)
та заносимо у графу 10 таблиці 2.4.
Аналогічно для кожного і-го цеху розраховуємо за співвідношеннями
(2.23) – (2.25) Р0,4 цеху , Q0,4, цеху S ТПі та отримані значення заносимо у
таблицю 2.4.
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання
На вищих рівнях системи електропостачання підприємства розрахункове
(максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання розрахункових
навантажень окремих груп електроприймачів (цехів, підрозділів) з урахуванням
коефіцієнта одночасності збігання максимумів навантаження Ko .
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на шинах
РУНН ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається за даними [5]. У нашому випадку він дорівнює Ко = 0,9 .
Приблизну потужність заводу (на шинах РУНН) SНН ГПП визначаємо за
формулою
N 2 2
N
SНН ГПП = Ко ⋅ ∑P0,4 цехуi + ∑Q0,4 цехуi , (2.26)
i i
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 30
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
SНН ГПП = 0,9 ⋅ 8272,22 + 54912 = 8935,9 кВА.
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по підприємству, а приблизна
розрахункова потужність має значення Sпр= 8935,9 кВА.
Дані про електричне навантаження інших цехів заводу приводимо у
вигляді таблиці 2.4. Значення навантажень відповідають вихідним даним,
характеру і специфіці виробництва, загальної потужності підприємства.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 31
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 32
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу сукупності факторів на вибір
місця розташування підстанції, доцільно використовувати достатньо точні
методи, які дозволяють визначити координати ЦЕН (при похибці приблизно
5−10 % ).
Використовуючи обрані методи, необхідно обчислити координати ЦЕН
ХЦЕН та УЦЕН як для активної так і реактивної потужності. При цьому у якості
навантаження Рроз i (Qроз і ) має використовуватися розрахункове значення
потужності (активної і реактивної відповідно), що отримано у попередніх
розділах (або міститься у вихідних даних), а у випадку окремих
електроприймачів − номінальна активна і реактивна потужність окремого ЕП.
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунку представляють
у вигляді відповідної таблиці.
Розрахунки ЦЕН, враховуючи достатньо велику кількість
електроприймачів цеху (декілька десятків), доцільно виконувати за допомогою
відповідних прикладних комп’ютерних програмам.
Необхідність (або відсутність) розрахунку координат ЦЕН реактивного
навантаження має бути обґрунтовано.
Якщо добові графіки навантажень істотно змінюються в часі, знайдені
координати ЦЕН не дозволяють остаточно вирішити задачу вибору місця
розташування ГПП. В цьому випадку координати змінюються в часі в межах
зони, обмеженої еліпсом. Параметри еліпсу розраховуються за відомими
методиками.
При вказаних розрахунках враховують наявність у цеху високовольтних
двигунів, які є джерелами реактивної потужності, а також попередньо обраний
спосіб компенсації реактивної потужності.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 33
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства
Головні понижувальні підстанції з метою економії електроенергії і металу
рекомендується розміщувати в центрі електричного навантаження (ЦЕН). Для
встановлення ГПП поблизу ЦЕН підприємства часто існують обмеження, що
накладаються технологічними особливостями, умовами генплану тощо. Перше
уявлення про характер розподілу навантажень по території об’єкта отримують
за допомогою картограми навантажень. Картограму навантажень будують як на
плані розташування приймачів електроенергії в цехах, так і на генеральному
плані всього промислового підприємства. В останньому випадку в якості
приймачів електроенергії розглядаються самі цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень
на картограмі виконують різними способами. Найбільш простий з них полягає в
зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень приймачів за
допомогою кіл. Він полягає в наступному. В якості центру кола вибирають
центр електричного навантаження приймача електроенергії, а радіус кола
пов’язують з розрахунковою потужністю приймача; значення його знаходять з
умови рівності розрахункової потужності в деякому масштабі площі кола
Pрозi = π ⋅ r
2 ⋅m ,
де Pрозi – максимальне електричне навантаження i-го підрозділу; r – радіус
кола; m – масштаб.
Кожне коло може бути розділено на сектори, площі яких дорівнюють
відповідно силовому та освітлювальному навантаженні. В цьому випадку
картограма дає уявлення не тільки про значеннях навантажень, але і про їх
структуру.
Оскільки при проектуванні систем промислового електропостачання
вирішують і завдання визначення розташування джерел живлення для
реактивних навантажень, рекомендується мати дві картограми: одну для
активних, іншу для реактивних навантажень.
Побудова картограм реактивних навантажень проводиться аналогічним
способом. Реактивні навантаження можуть живитися від конденсаторних
установок, які розташовуються в місцях споживання реактивної потужності, а
також від синхронних компенсаторів і синхронних електродвигунів. У зв’язку з
цим, в загальному випадку, для відшукання оптимальних умов і місць
установки джерел реактивної потужності потрібно знаходити окремо центри
споживання реактивної потужності підприємства.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 34
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають силовому,
а також освітлювальному навантаженням
360 ⋅P
αс.н =
роз цеху ; (2.27)
Р0,4 цеху
360 ⋅P
α = роз ос. цеху
оc.н , (2.28)
Р0,4 цеху
де αi – величина сектору у градусах.
Розраховуємо на прикладі вибраного цеху з виробництва гіпсових 3-D
форм вказані параметри картограми електричних навантажень
α 360 ⋅948,8
с.н = = 337°;
1015,2
α 360 ⋅26,7
ос.н = = 23°.
1015,2
Р
r р0,38 1177,7
i = = = 47 мм.
3,14 ⋅m 3,14 ⋅0,17
Розрахункові значення заносимо у графу 8 таблиці 2.5
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як точку з
координатами:
n
∑ (Pp.i ⋅ xi )
Х = i=1
n ; (2.29)
∑ Pp.i
i=1
n
∑ (Pp ⋅ yi )
Y = i=1 i
n , (2.30)
∑ Pp
i=1 i
де Х, Y – координати центру електричних навантажень на генплані, см;
xi , yi – координати i-ого навантаження на генплані, см;
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 35
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Pp i – максимальне навантаження i-ого цеху, кВт.
Таблиця 2.5 – Дані для побудови картограми ЕН
Розрахункові навантаження , ,
Найменування об’єкта Р αс.н αосв.
р, Рр.ос, Р0,4 цех, ri, мм
кВт кВт кВт град град
Цех з виготовлення
гіпсових 3-D форм 948,8 26,7 1015,2 337 23 47
Цех з виробництва
гіпсових панелей. Цех
з виробництва 713,4 38,9 752,3 341 19 37
декоративних 3-D
панелей
Виробництво гіпсових
в’яжучих матеріалів 866,1 28,5 894,6 349 11 40,3
Мийка. Виробництво
гіпсових сумішей. 1003,7 42,6 1046,3 345 15 43,6
Парокотельний цех
Формовочний цех.
Сушарка. Склади 918,3 67,5 985,8 335 25 42,4
Цех з виробництва
гіпсокартону. 644,8 76,5 721,3 322 38 36,2
Адмінбудівля. Їдальня
Цех гіпсових
скульптур. Склади 516,2 59,8 576,0 323 37 32,4
Сушильна камера.
Цех лакофарбового 1244,7 68,8 1313,5 341 19 48,9
покриття
Виробництво декору
та ліпнини 412,5 18,4 430,9 345 15 28
Цех з виробництва
композитних
матеріалів. Відділ 513,6 22,7 536,3 345 15 31,2
менеджменту та
маркетингу
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразів (2.26),
(2.27) заносимо у відповідні графи таблиці 2.6.
Таблиця 2.6 – Дані для визначення ЦЕН заводу
Найменування Рр, Рр.ос, Р0,38 цех, Х, Y, Pр.0,38⋅X⋅10-4, P -4
р0,38⋅Y⋅10 ,
об’єкта кВт кВт кВт м м кВт⋅м кВт⋅м
1 2 3 4 5 6 7 8
Цех з виготовлення
гіпсових 3-D форм 948,8 26,7 1015,2 80 370 81216 375624
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 36
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Продовження табл.. 2.6
1 2 3 4 5 6 7 8
Цех з виробництва
гіпсових панелей.
Цех з виробництва 713,4 38,9 752,3 180 360 135414 270828
декоративних 3-D
панелей
Виробництво
гіпсових в’яжучих 866,1 28,5 894,6 270 390 161028 322056
матеріалів
Мийка.
Виробництво
гіпсових сумішей. 1003,7 42,6 1046,3 370 390 387131 408057
Парокотельний цех
Формовочний цех.
Сушарка. Склади 918,3 67,5 985,8 330 270 325314 266166
Цех з виробництва
гіпсокартону.
Адмінбудівля. 644,8 76,5 721,3 120 220 86556 158686
Їдальня
Цех гіпсових
скульптур. Склади 516,2 59,8 576,0 400 170 230400 97920
Сушильна камера.
Цех лакофарбового 1244,7 68,8 1313,5 300 70 394050 91945
покриття
Виробництво
декору та ліпнини 412,5 18,4 430,9 180 90 77562 38781
Цех з виробництва
композитних
матеріалів. Відділ 513,6 22,7 536,3 120 90 64356 48267
менеджменту та
маркетингу
1943027 2078330
Визначаємо координати ЦЕН
n
∑ (Pp.i ⋅ xi )
Х i=1 1943027
= n = =251,6 м,
∑ P 8272,2
p.i
i=1
n
∑ (Pp i ⋅ yi )
Y = i=1 2078330
n = =249,6 м.
∑ P 8272,2
p
i=1 i
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 37
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таким чином, нами розраховані дані для побудови картограми
навантаження (таблиця 2.5) та координати ЦЕН (таблиця 2.6) які ми будемо
використовувати при виборі місця розташування ГПП.
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкта, умови оточуючого середовища, наявність
зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно - будівельні обмеження .
При виборі місця розташування цехової трансформаторної підстанції потрібно
вказати у якій мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо зворотних потоків
енергії до джерела живлення, розташування відносно розрахованого ЦЕН та
інші фактори, врахування яких вимагають діючі нормативи.
Правильне розміщення трансформаторних підстанцій – одне з важливих питань
при побудові раціональної системи електропостачання.
При розташуванні ГПП (цехової ТП) враховують зокрема, наступні
вимоги:
а) максимальне приближення до центру електричних навантажень;
б) зведення до мінімуму зворотних потоків енергії до джерела живлення;
в) бажано щоб трансформатори розташовувались на відкритому повітрі;
г) цехові підстанції повинні займати як можна меншу корисну площу
цеху;
д) ГПП (ТП) не повинні створювати перешкод виробничому процесу;
е) виконання вимог електричної та пожежної безпеки.
ГПП (ТП) з метою економії металу і електроенергії рекомендується
встановлювати в центрі електричних навантажень (ЦЕН).
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах дозволяє:
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної енергії;
б) зменшити витрати провідникового матеріалу;
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених річних
витрат.
ГПП (ТП) розташовують як можна ближче до центру електричних
навантажень (ЦЕН) у мертвій зоні обслуговування підйомних кранів, між
колонами тощо.
ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як правило,
прибудовані та вбудовані підстанції.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 38
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Для визначення умовного центру електричних навантажень для вибору
місця розташування ТП, доцільно використовувати формули (2.26), (2.27).
Щоб визначити координати кожного електроприймача використовуємо
рисунок 1.1.
Використовуючи проміжні розраховані дані заносимо в таблицю 4.7,
розраховуємо ЦЕН.
Х 39138,3
ЦЕН = = 27,9м.
1015,2
Y 19491,9
ЦЕН = =13,9 м.
1015,2
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунків вносимо в
таблицю 2.7.
Таблиця 2.7 – Дані для визначення ЦЕН цеху
№
на Н айменування ����ном.����, ��������, ���� ��������, ����ЦЕН, ����ЦЕН
план кВт м ном.���� ∙ �������� м ����ном.���� ∙ �������� м м
і
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1.1 Пила маятникова 32 6 192 31 992
1.2 Пила маятникова 32 6 192 27 864
2.1 Конвеєр 22 14 308 28 616
2.2 Конвеєр 22 33 726 12 264
2.3 Конвеєр 22 33 726 12 264
3.1 Верстат балансувальний 7,5 16 120 30 225
3.2 Верстат балансувальний 7,5 18 135 30 225
3.3 Верстат балансувальний 7,5 16 120 26 195
3.4 Верстат балансувальний 7,5 18 135 26 195
41. Верстат свердлильний 3,5 22 77 30 105
4.2 Верстат свердлильний 3,5 26 91 30 105
4.3 Верстат свердлильний 3,5 28 98 30 105
5.1 Верстат заточний 3,3 21 69,3 27 89,1
5.2 Верстат заточний 3,3 24 79,2 27 89,1
5.3 Верстат заточний 3,3 28 92,4 27 89,1
6.1 Прес штампувальний 18 23 414 25 450
6.2 Прес штампувальний 18 26 468 25 450
6.3 Прес штампувальний 18 30 540 25 450
7.1 Верстат горизонт-
фрезер. 28 36 1008 30 840
7.2 Верстат горизонт-
фрезер. 28 41 1148 30 840
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 39
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Продовження табл.. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
7.3 Верстат горизонт-
фрезер. 28 45 1260 30 840
7.4 Верстат горизонт-
фрезер. 28 36 1008 27 756
7.5 Верстат горизонт-
фрезер. 28 41 1148 27 756
7.6 Верстат горизонт-
фрезер. 28 45 27 756
8.1 Верстат токарн підготов 30 34 1020 13 390
8.2 Верстат токарн підготов 30 34 1020 11 330
9.1 Зваювальний випрямляч 42 39 1638 14 588
9.2 Зваювальний випрямляч 42 39 1638 10 420
10.1 Верстат токарн. 26 42 1092 13 338
фінішний
10.2 Верстат токарн. 26 44 1144 13 338
фінішний
10.3 Верстат токарн. 26 47 1222 13 338
фінішний
10.4 Верстат токарн. 26 43 1118 11 286
фінішний
10.5 Верстат токарн. 26 45 1170 11 286
фінішний
10.6 Верстат токарн. 26 48 1248 11 286
фінішний
11.1 Верстат зубофрезерний 37 42 1554 5 185
11.2 Верстат зубофрезерний 37 45 1665 5 185
11.3 Верстат зубофрезерний 37 48 1776 5 185
12.1 Верстат гвинторізний 17,5 31 542,5 4 70
12.2 Верстат гвинторізний 17,5 35 612,5 4 70
12.3 Верстат гвинторізний 17,5 38 665 4 70
13 Тельфер 26,4 8 211,2 9 237,6
14.1 Верстат вертик.-фрезерн 8,2 33 270,6 21 172,2
14.2 Верстат вертик.-фрезерн 8,2 36 295,2 21 172,2
14.3 Верстат вертик.-фрезерн 8,2 39 319,8 21 172,2
14.4 Верстат вертик.-фрезерн 8,2 43 352,6 21 172,2
14.5 Верстат вертик.-фрезерн 8,2 45 369 21 172,2
15.1 Піч індукційна 60 14 840 11 660
15.2 Піч індукційна 60 18 1080 11 660
15.3 Піч індукційна 60 23 1380 11 660
16.1 Піч опору 75 12 900 4 300
16.2 Піч опору 75 18 1350 4 300
16.3 Піч опору 75 24 1800 4 300
17.1 Вентилятор витяжний 3 12 36 18 54
17.2 Вентилятор витяжний 3 20 60 18 54
17.3 Вентилятор витяжний 3 27 81 18 54
17.4 Вентилятор витяжний 3 34 102 18 54
17.5 Вентилятор витяжний 3 43 129 18 54
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 40
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Продовження табл.. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
17.6 Вентилятор витяжний 3 50 150 18 54
18.1 Вентилятор приточний 22 2 44 6 132
18.2 Вентилятор приточний 22 2 44 4 88
18.3 Вентилятор приточний 22 2 44 2 44
РАЗОМ 1400,3 - 39138,3 - 19491,9 27,9 13,9
Розрахунок координат ЦЕН реактивного навантаження цеху має сенс у
тому випадку, коли компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях
концентрації таких споживачів, або в цеху встановлено високовольтні двигуни,
які є джерелами реактивної потужності.
На основі аналізу структури електроспоживання цеху приймаємо рішення
про компенсацію реактивної потужності на шинах цехової ТП, координати
ЦЕН реактивного навантаження цеху не розраховуємо.
Враховуючи всі вище вказані фактори які впливають на місце
розташування КТП, враховуючи також розрахований ЦЕН розташовуємо КТП
як найближче до ЦЕН.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 41
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
Схема електропостачання показує зв’язок між джерелом живлення та
споживачами електроенергії підприємства.
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават,
приймальними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП),
підстанції глибокого вводу (ПГВ) [8].
Живлення ГПП, ПГВ від мереж енергосистеми повинне виконуватися не
менше ніж по двох лініях, підключеними до незалежних джерел живлення.
При виході з ладу однієї з живильних ліній, лінії, що залишилися в роботі,
повинні забезпечити все навантаження підприємства. При виході з ладу одного
незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в роботі, повинне
забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II категорії, які необхідні для
функціонування основних виробництв.
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 [6, 8]:
- забезпечувати надійність електропостачання споживачів і
перетікання потужності по магістральним зв'язкам у нормальному і після
аварійному режимах;
ураховувати перспективу розвитку;
допускати можливість поетапного розширення;
- широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги протиаварійної
автоматики;
забезпечувати можливість проведення ремонтних і експлуатаційних робіт
на окремих елементах схеми без відключення сусідніх приєднань.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового підприємства
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 42
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх близько
розташованих споживачів [4, 6].
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально уніфіковані.
На основі узагальнюючих вище приведених міркувань, а також загальних
вимог до систем електропостачання [8], обираємо схему РУВН “110-5Н” –
прохідну двохтрансформаторну ГПП з двостороннім живленням при
необхідності збереження у роботі двох трансформаторів при КЗ (пошкодженні)
на ВЛ в нормальному режимі роботи ПС (при рівномірному графіку
навантажень, приведену на рисунку 3.1.
Рисунок 3.1 – Схема РУВН “110-5Н” підстанції 110/10 кВ
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 43
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Вказаний підхід зберігається при виборі і обґрунтуванні схем РУНН.
В якості трансформаторної підстанції у цеховій мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тим, що при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування,забезпечується швидке розширення
та мобільність електрогосподарства.
На рисунку 3.2 наведена електрична схема типової розподільчої установки
РУ НН 6 (10) кВ у складі цехової ТП.
Рисунок 3.2 – Схема РУ НН 6 (10) кВ у складі ТП
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при забрудненій
атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони
повинні відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 44
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
нагріву з урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а
також режимів у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу
струмів між лініями. Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається
згідно ПУЕ.
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірені, при
необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
На цьому етапі проектування попередньо визначається переріз живлячих
ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном РУВН і приблизна
потужність SВН ГПП на стороні ВН ГПП.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано втрати
потужності у силових трансформаторах ГПП
N 2 2
N
SВН ГПП = Ко ⋅ ∑(P0,4 цеху і + ∆PT ) + ∑(Q0,4 цеху і + ∆QT ) , (3.1)
i i
SВН ГПП = 0,9 ⋅ (8272,2 +178,7)2 + (5491+ 893,6)2 =10591,5 кВ ⋅А.
де ∆PT і ∆QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності
∆Рт = 0,02 ⋅Sпр = 0,02·8935,9 =178,7 кВт,
∆Qт = 0,1⋅Sпр = 0,1·8935,9 = 893,6 квар.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
S
І = ВН ГПП К 10591,5 ⋅1,4
роз ⋅ зав.Л = = 39 А, (3.2)
2 ⋅ 3 ⋅ Uном 2 ⋅1,732 ⋅110
де Кзав.Л =1,4 – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному режимах
з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і безперебійності
електропостачання.
За умовою корони – мінімальний переріз повітряної лінії 110 кВ складає 70
мм2. Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 45
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
повітряної лінії провід АС-70 [1, 6], для якого Ідоп=260 А.
Вибраний переріз лінії живлення перевіряємо на:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи (к – коефіцієнт, що
враховує фактичну розрахункову температуру середовища к=1);
39 А ≤1∙260 А,
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
де – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25.
2. 39 А <1.1,25.260 А;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з місцем
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її
товщиною і по [1] визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – мінімальний переріз
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм2.
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, остаточно
обираємо для повітряної лінії провід АС-70 [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: Х ≤ R .
Тому при значних протяжностях таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проектних, значення
кутів зсуву δ стають великими, як правило, близько 15− 25 , зі збільшенням δ
до 35− 55 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі потужностей,
близьких до нормативних по статичній стійкості. У цих випадках врахування
поперечної складової δU/ / вносить уточнення в розрахунки напруги, що
істотно перевищують погрішності інформації про параметри мережі, а тому
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 46
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
аналіз електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної
складової падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X ≤ R , кут δ 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 3.3):
Рисунок 3.3 – Схема заміщення фази ділянки мережі
На рисунку 3.3 S1, S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії ∆U/
ф
∆U/
ф = Iа ⋅R + Iр ⋅X = I ⋅ (R cosϕ+Xsinϕ) . (3.5)
R = R0 ⋅ L ,
X = X 0 ⋅ L .
Для визначення складових струму використовують відомі співвідношення:
I = Pі
a ;А; I = Qі . (3.6)
3 ⋅U p
і 3 ⋅Uі
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 47
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
в лінії δU/ /
ф
δU/ /
ф = Iа ⋅X − Iр ⋅R = I ⋅ (X ⋅cosϕ−R ⋅sinϕ) . (3.7)
Знаючи складову падіння напругу ∆Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
Uф1 = Uф2 + ∆Uф = Uф2 + ∆U′ + jδU//
ф ф =
(3.8)
= Uф2 + (IaR + I jδ
pX)+ j(IaX − IpR) = Uф1 ⋅e ,
де модуль U1ф цієї напруги
U = (U / 2 / / 2
ф1 ф2 + δUф) + (δUф ) , (3.9)
та його фаза δ
δU/ /
δ = arctg ф
/ .. (3.10)
Uф2 + δUф
Таким чином, визначено параметри падіння напруги ∆Uф . Втрата
напруги» ∆Uф, для ділянки електричної мережі
∆Uф = Uф1 − Uф2 .В. (3.11)
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі має
вид
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 48
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 3.4 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для
будь-якої кількості ділянок лінії отримаємо
n
∆U/ / = 3 ⋅ ∆U/ /
ф = 3 ⋅∑(Ii ⋅ ri ⋅cosϕi + Ii ⋅xi ⋅sinϕi ) . (3.12)
i=1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
вважати, що падіння напруги ∆U1 дорівнює його поздовжній складовій ∆U/ .
Тоді втрати напруги ∆U приблизно визначається за формулою
∆U/ = 3 ⋅ (I ⋅R + I ⋅X) = PіR +QіX ≈ PіR +QіX
a p . , (3.13)
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими формулами.
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП визначаються за
загальним виразом
П = П0 ⋅L , (3.14)
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 49
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
де Π{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 ⋅µ = Х/
0 +Х/ /
0 , (3.15)
rпр
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
µ – магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –
µ =1, для сталі – µ <1.
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp ,
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij і
визначається з формули
D = 3
cp D12 ⋅D13 ⋅D23 , м (3.16)
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
площині, жили трьохжильного кабелю – по вершинах рівностороннього
трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову розмірність).
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевої частини проводу (Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування
на 15 – 20 %, тобто
rпр = (1,15÷1,20) ⋅ F+ Fcт , (3.17)
π
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R ρ
0 = , (3.18)
F
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 50
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
де ρ – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом ⋅мм2 / км;
F – переріз фазного проводу (жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
ρ = 29,5÷31,5 Ом ⋅мм2 / км , для міді ρ =18,0÷19,0 Ом ⋅мм2 / км .
Для визначення складових струму використовують співвідношення (3.6):
I = Pі 8272,2 Qі 5491
a = = 43,5А; Ip = = = 28,9 А.
3 ⋅Uі 1,73 ⋅110 3 ⋅Uі 1,73 ⋅110
R0 = 0,132 Ом/км, X 0 =0,38 Ом/км при Dср = 0,8 м, cosϕ = 0,8, sinϕ = 0,64 .
Для ділянки мережі довжиною 65 км для провода марки АС 70:
R = R0 ⋅ L , R = 0,132 ⋅65 =8,6Ом,
X = X 0 ⋅ L , X = 0,38 ⋅65= 24,7 Ом.
∆U/
ф = 43,5 ⋅8,6+28,9 ⋅24,7 =1087,93 В.
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги
в лінії δU/ /
ф
δU/ /
ф = 28,9 ⋅24,7 − 43,5 ⋅8,6 = 334,8 В.
модуль U1ф цієї напруги
Uф1 = (110000+1087,93)2 + (334,8)2 =111087,8 В,
та його фаза δ
δU/ /
δ = arctg ф 334,8
/ = = 0,003 .
Uф2 + δUф 110000 −1087,93
Таким чином, визначено параметри падіння напруги ∆Uф . Втрата
напруги» ∆Uф, для ділянки електричної мережі
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 51
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
∆Uф = Uф1 − Uф2 =111087,8−110000 =1087,8В.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при проектної
потужності
∆U
∆U ф 100% 1087,8
% = × = ×100% = 0,98%.
Uном 110000
В результаті аналізу втрат напруги, що отримані за співвідношеннями (3.5)
– (3.18), можна зробити висновок, що вибрані параметри провідника цілком
забезпечують передачу необхідної потужності до ГПП при допустимих втратах
напруги.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 52
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів ГПП
Головними вимогами при виборі трансформаторів ГПП є:
- забезпечення надійності електропостачання відповідно категорії споживача у
нормальних, аварійних і ремонтних умовах так, щоб трансформатор, що
залишився у роботі, забезпечував роботу підприємства на час заміни вибулого
трансформатора з урахуванням можливого обмеження навантаження без збитку
для діяльності підприємства і з використанням допустимого перевантаження;
- забезпечення мінімуму зведених затрат на трансформатори з
урахуванням динаміки росту електричних навантажень.
Розглянемо викладене детальніше. Надійність ГПП забезпечується такими
заходами [9]:
- число трансформаторів ГПП вибирається, виходячи з категорії
споживача:
I категорія - обов'язково два трансформатори;
II категорія - два трансформатори, але це вимагає обґрунтування на
техніко-економічному рівні;
III категорія - один трансформатор.
- навантажувальна здатність трансформатора перевіряється при
вимкненні одного трансформатора. При цьому враховується можливість
тривалого перевантаження трансформатора за рахунок:
а) добового недовантаження;
б) сезонного недовантаження.
Після виявлення усіх перерахованих показників варіантів, що
порівнюються, розглядають питання забезпечення необхідної надійності та
резервування електропостачання при аварійному виході з ладу одного із
трансформаторів.
- схема ГПП будується так, щоб усі її елементи постійно знаходилися
під навантаженням і споживачі І та II категорій мали два джерела
живлення, тобто обидва трансформатори незалежно від навантаження
мають бути постійно ввімкнені.
Приймаємо до установки два трансформатори однакової потужності з
вбудованим регулюванням напруги під навантаженням. Потужність
трансформатора вибирається таким чином, щоб при відключенні одного з
трансформаторів інший міг передавати задану потужність без порушення ПТЕ,
якими передбачається припустиме перевантаження трансформаторів до 40 % у
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 53
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
після аварійному режимі під час максимуму навантаження тривалістю не
більше 6 годин протягом не більше 5 діб.
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразом
∆Ртр = 0,02 ⋅Sпр; (4.1)
∆Qтр = 0,1 ⋅Sпр , (4.2)
де Sпр. – наближено повна потужність об’єкта проектування, кВА;
∆Рт = 0,02 ⋅Sпр = 0,02·8935,9 =178,7 кВт,
∆Qт = 0,1⋅Sпр = 0,1·8935,9 = 893,6 квар.
Загальне навантаження об’єкта визначається виразом
Snp(6 ст.) ≈ SВН ГПП = Ко (ΣР 2 2
0,38цеху i + ∆Ртр) + (ΣQ0,38цеху i + ∆Qтр ); (4.3)
S = 0,9 ⋅ (8272,2 +178,7)2 + (5491+ 893,6)2np(6 ст.) =10591,5 кВ ⋅А.
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу
S
S = np(6 ст.)
тр ; (4.4)
2 ⋅0,7
S 10591,5
тр = = 7822,5 кВ ⋅А.
2 ⋅0,7
По отриманому значенню потужності вибирається номінальна потужність
трансформатора SномТ. Якщо різниця між потужностями SТP і Sном ТР і незначна
(± 10%), то для розгляду приймається один варіант, в іншому випадку
розглядається варіант з більшою і меншою стандартною потужністю
трансформатора відносно SТР.
За умовами нормального режиму роботи до установки можна було б
прийняти трансформатори номінальною потужністю SномТ=10000 кВ⋅А, що
працювали б із допустимим перевантаженням (Kз = 1,08).
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 54
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
(K з.а = 2,16). Згідно попередніх розрахунків вибираємо два
силових трансформатора з регулюванням напруги під навантаженням
потужністю 10000 кВА з напругами UВН = 115 кВ; UНН=11 кВ. Марка вибраного
нами трансформатора ТДН 10000/110. Коефіцієнт завантаження в
післяаварійному режимі складе Kз.а =1,37, що згідно [8] допустимо впродовж
12 годин.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження [12], в якому
максимальне навантаження буде відповідати Sрозр об'єкта, згідно чого робиться
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
Sмакс
S кВА
11000
10500
10000 Sн.тр 10464
9500
9000 9418
8500
8000 8372
7500
7000 7529
7325
6500
6000
6279 6279
5500
5000
5232
4500
4000
4186 4186 4186
3500
3000
2500 3139 3139
2000
1500
1000
500
0
1 2 4 5 6 8 11 14 16 19 22 23 24
t год
Рисунок 4.1 – Упорядкований добовий графік навантаження для вибору
трансформаторів ГПП
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 55
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначаємо згідно
виразу
n
∑(S 2
i ⋅ ∆t1 i )
К = 1=i
І n (4.5)
Sн.тр ∑∆ti
i=1
де Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора,
за яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора
шт.;
Δtі – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год;
Sі – потужності, що відповідають цім проміжкам часу Δtі , МВА.
((4,08 ⋅1) + (3,06 ⋅1) + (3,06 ⋅2) + (4,08 ⋅1) + (7,33 ⋅1) +
К 1 +(7,14 ⋅3) + (6,12 ⋅3) + (6,12 ⋅3) + (5,1⋅1) + (4,08 ⋅1))
1 = = 0,47.
10 (1+1+ 2 +1+1+ 3+ 3+ 3+1+1)
Коефіцієнт перевантаження трансформатора К2 визначаємо за більшим
значенням із двох величин К`2 та К``2.
Величину К`2 обчислюємо за формулою, згідно виразу
m
∑(S 2
i ⋅ ∆t )
К ′ 1 i
= 1=i
2 m ; (4.6)
Sн.тр ∑∆ti
i=1
К ` 1 ((9,18 ⋅2) + (8,16 ⋅2) + (10,2 ⋅3))
2 = = 0,31.
10 (2 + 2 + 3)
де m – кількість ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
більше від номінальної потужності трансформатора.
Величину К``2 визначаємо за виразом
К `` 0,9 ⋅ S
2 =
np(6 ст.) ,
Sн.тр
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 56
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
К `` 0,9 ⋅10591,5
2 = ≈ 0,95 .
10000
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1 за
допомогою таблиць [12] визначаємо допустиме систематичне перевантаження
К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним перевантаженням,
коли виконується умова
К2доп≥К2; 1,4≥0,95.
У післяаварійному режимі (при вимиканні одного з двох трансформаторів)
для надійного електропостачання усіх або значної частини споживачів ПС
передбачається живлення від трансформатора, який залишився у роботі, в
межах допустимого перевантаження.
Таким чином, якщо на ГПП два трансформатора, то номінальна потужність
Sном Т =10000 кВА кожного з них має відповідати двом умовам.
По-перше, номінальна потужність одного з них не повинна бути менше
половини розрахункового повного навантаження Snp(6 ст.) тому що в разі
аварійного вимикання одного з трансформаторів і автоматичним вмиканням
секційного вимикача РУ НН, інший трансформатор бере на себе все
навантаження підстанції. Цю умову можна записати так:
S
S ≥ np(6 ст.)
номТ . (4.7)
2
10000 ≥ 5295,8
На основі проведених розрахунків попередньо вибираємо трансформатор
ТДН 10000/110 із номінальними параметрами: Sном.Т=10 МВА, Uном.В=115 кВ, =,
Uном.Н =11кВ, UКЗ =10,5%, ΔРХХ= 14 кВт, ΔРКЗ= 58 кВт може систематично
перевантажуватися у вибраних умовах.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження [12], в якому
максимальне навантаження буде відповідати об’єкта Sроз, згідно чого робиться
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 57
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
Цехові трансформаторні підстанції ТП, що живлять силові та, як
правило, освітлювальні електроприймачі, є основними електроустановками
систем розподілення електроенергії напругою до 1000 В.
Цехові трансформаторні підстанції підрозділяються за кількістю,
одиничною потужністю, схемі з'єднання, способу охолодження
трансформаторів, схемі розподільчого пристрою низької напруги.
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, головним чином,
вимогами надійності живлення споживачів [9].
Електроприймачі І категорії необхідно живити від двохтрансформаторних
підстанцій. Двотрансформаторні підстанції рекомендується також
використовувати для живлення споживачів II категорії.
Живлення окремо споруджених об'єктів загальнозаводського призначення
рекомендується виконувати від двохтрансформаторних підстанцій.
Потужність трансформаторів двохтрансформаторних підстанцій слід
визначати таким чином, щоб при відключенні одного трансформатора було
забезпечено живлення електроприймачів, що вимагають резервування у після
аварійному режиму з урахуванням перевантажувальної здібності
трансформаторів.
При значної кількості трансформаторів цехових ТП та розосередженого
навантаження вибір одиничної потужності допускається користуватися
критеріями:
- при питомої густині навантаження до 0,2 кВА/м2 - 1000, 1600 кВА;
- при питомої густині навантаження 0,2-0,5 кВА/м2 - 1600 кВА;
- при питомої густині навантаження більше ніж 0,5 кВА/м2 - 2500, 1600
кВА.
Але ж ці критерії чинні лише при рівномірному навантаженні.
Для енергоємних підприємств рекомендується уніфіковувати одиничні
потужності трансформаторів.
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності на прикладі обраного раніше цеху.
Вибір виконується у два етапи:
1) Вибирається економічне оптимальне число цехових
трансформаторів NТЕ та економічне оптимальне значення потужності НБК
QНК1.
2) Визначається додаткова потужність НБК QНК2 з метою оптимального
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 58
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою 10 кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK = QHK1 + QHK2, (4.9)
де QНК1 та QНК2 – сумарні потужності НБК, які визначаються на першому
та другому етапах.
Вибір оптимальної кількості цехових трансформаторів на прикладі цеху з
виготовлення гіпсових 3-D форм.
Потужність цехових трансформаторів рекомендується визначати за
питомою густиною навантаження, кВА/м2
S
δ = ТПцеху
S ; (4.10)
S
де SТП – в даному випадку максимальне навантаження ТП1, кВА;
S – площа приміщення, м2.
1177,7
δ кВА
S = = 0,3 .
3456 м2
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової потужності
SН.ТР , що призначені для живлення технологічно зв'язаних навантажень:
N P
min =
м + ∆N; (4.11)
кз ⋅ Sн.тр
де Рм. – максимальне активне навантаження даної ТП 1, кВт;
кз – коефіцієнт завантаження трансформатора, (для двохтрансформаторних
підстанцій приймається 0,7 – 0,75), а (для однотрансформаторних – 0,95);
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора
S Sтп1 1177,7
н.тр = = = 841,2 кВА,
2 ⋅0,7 2 ⋅0,7
Звідки номінальна потужність обраного трансформатора складає
Sн.тр =1000 кВА;
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 59
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
N 841,2
min = + 0,5 = 2 шт ,
1000 ⋅0,7
Економічну кількість трансформаторів Ne знаходимо за виразом
N е = N min + m; (4.12)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [6] у
функції Nmin, ∆N – дробовий додаток до найближчого цілого числа.
Ne = 2 + 0 = 2 шт.
За рахунок ∆N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax.Т, яка
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона за
виразом
Q 2 2
max .T = (Nе ⋅ кз.ф ⋅Sн.тр) - Рр.0,38 ; (4.13)
де кз.ф – фактичний коефіцієнт завантаження,
к SмТП
з.ф = , к 841,2
N ⋅S з.ф = = 0,4;
e н.тр 2 ⋅1000
Qmax.T = (2 ⋅0,4 ⋅1000)2 − 5972 = 532,5 квар.
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QНК1 складе:
QНК1 = Q _
м0,38 QmaxТ ;
де Qм0,38 – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш
завантажену зміну, квар.
QHK1 = 597 − 532,5 = 64,5 квар.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 60
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
При QНК1 ≤ 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно. У нашому випадку QНК1≥0 квар, тобто встановлювати батареї потрібно.
Вибір потужності конденсаторних батарей для зниження втрат потужності
у трансформаторах.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QНК2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
QHK 2 =Q
_
м QHK1 − γ ⋅Nе ⋅ Sн.тр ; (4.14)
0,38
де γ – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників
К1 К2, схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі (для радіальної
мережі γ визначається згідно рисунок 4.8, для магістральної схеми - рисунок
4.9. для двоступеневої схеми живлення трансформаторів від РП 6-10 кВ, на
К
яких відсутні джерела реактивної потужності γ = р1 [6]).
60
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько та
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі - 12, при однозмінній - 24. Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП
ГПП та потужність трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з
даними таблиці 4.7 у залежності від потужності трансформаторів та довжині
живлячої лінії [6].
QHK 2 = 597 − 64,5− 0,18 ⋅2 ⋅1000 =172,5квар
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2<0 додатково встановлювати
конденсаторні батареї не потрібно.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK = QHK1 +QHK2 =172,5+64,5 = 237 квар,
Орієнтуючись на двотрансформаторну комплектну трансформаторну
підстанцію внутрішньої установки (КТПВ) попередньо приймаємо до
встановлення два трансформатори типу ТМ номінальною потужністю
Sн.тр =1000 кВА,та дві конденсаторні установки марки УКБН-0,38-135 Т3
потужністю Qкку=135 квар із напругою живлення U=0,38 кВ кожна. Аналогічно
проводимо розрахунки для інших цехів і результати заносимо у таблицю 4.1.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 61
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 62
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві
Заходи з компенсації реактивної потужності застосовують на основі ТЕР,
виконаних комплексно на базі єдиного перспективного плану розвитку даного
району з урахуванням балансу реактивної потужності, виходячи із допустимих
меж коливань напруги та спотворення форм кривої напруги і струму,
встановлених ДСТУ EN 50160 та [14].
Вибір засобів компенсації виконується одночасно з вибором усіх елементів
живлячої і розподільної електричної мережі для нормального і післяаварійного
режимів роботи [10].
В якості засобів компенсації реактивної потужності приймають батареї
низьковольтних і високовольтних конденсаторів напругою 0,4 кВ і 6 (10) кВ
відповідно та синхронні електродвигуни 6 (10) кВ, статичних тиристорних
компенсаторів.
Під час вибору компенсуючого пристрою враховувалось:
– забезпечення допустимих навантажень елементів електричної мережі і
трансформаторів;
– використання компенсуючого пристрою в якості одного із засобів
забезпечення якості електроенергії в електричній мережі;
– забезпечення балансу і обумовленого резерву реактивної потужності в
вузлах мережі за наявністю джерел реактивної потужності в допустимих межах;
– забезпечення статичної стійкості роботи мереж і ЕП.
Вибір компенсуючих пристроїв виконувавсь одночасно з вибором інших
основних елементів системи електропостачання підприємства з урахуванням
динаміки зростання ЕН і постійного розвитку системи. Вибір виконують на
основі наступних початкових даних:
– максимальних, мінімальних і післяаварійних режимів реактивних
потужностей, які споживають ЕП підприємства;
– технічних умов енергосистем з вказаною величиною реактивної
потужності, яка передається із мережі енергосистем в мережу підприємства в
режимі найбільших активних навантажень енергосистеми.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно:
– визначати доцільну ступінь використання реактивної потужності
генераторів власних електростанцій підприємства і синхронних двигунів в
мережах на напругу до 1000 В і вище;
– враховувати реактивну потужність, що генерується силовими
трансформаторами, ПЛ, струмопроводом і КЛ напругою вище 20 кВ, а також
КЛ напругою 6 (10) кВ значної протяжності;
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 63
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
– розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної
потужності перетворювальних установок, спеціальних засобів компенсації.
Для підприємств з великою нерівномірністю графіків навантажень
передбачається автоматичне регулювання:
– збудження синхронних електродвигунів;
– потужності частин конденсаторних батарей в залежності від режиму
роботи системи електропостачання;
Кількість і потужність нерегульованих конденсаторних батарей
приймалося за найменшим реактивним навантаженням електричної мережі
підприємства.
Кількість і потужність ступенів регулювання конденсаторних установок
визначають в відповідності з графіком навантажень та з урахуванням технічних
умов енергосистем.
Як правило, слід застосовувати дво- або триступеневе регулювання
конденсаторних батарей з розподілом їх на секції однакової потужності. У разі
невеликої різниці в навантаженнях двох денних змін слід застосовувати
двоступеневе регулювання.
В необхідних випадках для збільшення кількості ступенів регулювання
допускають застосовувати секції компенсуючих пристроїв різної потужності.
У разі наявності на підприємстві декількох конденсаторних установок
застосовується багатоступеневе регулювання сумарної реактивної потужності,
яка генерується усіма конденсаторними установками підприємства, шляхом
різночасного увімкнення окремих батарей у відповідності з графіком
навантаження.
Розподіл компенсуючих пристроїв на різних ступенях системи
електропостачання виконується на підставі ТЕР. Найбільший економічний
ефект забезпечується розташуванням цих засобів близько від ЕП з найбільшим
споживанням реактивної потужності.
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як правило, в
цеху біля розподільчих пунктів або приєднують до магістральних
шинопроводів.
Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В на ТП або на
головній дільниці магістрального шинопроводу допускається лише в тих
випадках, коли установка конденсаторів в цеху можлива за умовами пожежної
безпеки.
Установку конденсаторів напругою 6 (10) кВ передбачають:
– на цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 6 (10) кВ;
– на розосереджених ПГУ або ГПП, безпосередньо від яких виконується
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 64
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
розподіл електроенергії між цеховими підстанціями.
Індивідуальна компенсація може бути допущена як виключення у
потужних ЕП з низьким коефіцієнтом потужності та з великою кількістю годин
роботи на рік.
У разі ввімкнення конденсаторних батарей до мереж з джерелами вищих
гармонік потрібно перевіряти ймовірність перенавантаження конденсаторів
струмом в розрядженому або близьких до цього режимах і застосовувати
необхідні заходи з їх усунення.
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.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [10].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними даними є
максимальна реактивна потужність Qтах та вхідна реактивна потужність Qек ,
що погоджена з енергопостачальною організацією на межі балансової
приналежності.
Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої установки
10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована високовольтними батареями
статичних конденсаторів, визначається за виразом
Qвк = кнс ⋅ Qmax + ∆Qт - Qек - ∑Qнк.ф ,
де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження заводу з максимумом навантаження енергосистеми (для
нашого випадку кнс =0,89)
Qmax – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
∆Qт – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторах, квар;
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в
часи її максимуму навантаження, квар;
∑Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних
конденсаторів, квар.
Qвк = 0,89 ⋅5491+ 893,6 − 283− 2720 = 2778 квар.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 65
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення [10] два
комплекти високовольтних блоків статичних конденсаторів. Марки прийнятих
блоків статичних конденсаторів УКЛ 56- 10,5-1350 У3. Сумарна ємність блоків
статичних конденсаторів складає ΣQБСК10=2700 квар, при номінальній напрузі
живлення 10,5 кВ.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 66
Зм. Лист № 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 [4,6]. Вибір схеми визначається категорією
надійності споживачів електроенергії, їх територіальнім розміщенням,
особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх за
потужністю підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП.
Радіальні схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи
електропостачання, від джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється не
менш чім двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій джерела
живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-630
кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без резервування,
якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам прокладки ліній
можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції мають споживачів
II категорії, їх живлення повинно здійснюватися двокабельною лінією з
роз'єднувачами на кожному кабелі.
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 19014 45/04 ПЗ 67
Зм. Лист № 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.
Живлення трансформаторних підстанцій окремих корпусів відбувається з
РП 10(6) кВ підстанції підприємства за допомогою кабельних ліній. В більшості
випадків використовуються магістральні схеми живлення підстанцій, при
цьому від кожної магістралі може живитися до 3-4 трансформаторних
підстанцій в залежності від потужності трансформаторів. Для окремо
розташованих, а також дуже відповідальних споживачів можуть
використовуватися радіальні схеми живлення.
На підприємствах значної електричної потужності (потужність
трансформатора ГПП 10 МВА і вище) доцільно проводити розукрупнення
підстанцій, тобто використовувати додаткові розподільчі пункти 10(6) кВ, які
живляться від розподільчого пункту ГПП двома кабельними лініями. Така
підстанція повинна розташовуватися в центрі навантаження частини підпри-
ємства. При використанні високовольтних двигунів доцільно в цехах, де вони
встановлені, передбачати додатковий розподільчий пункт, щоб скоротити
мережу живлення для кожного двигуна. Від цієї підстанції можна живити
розташовані поблизу підстанції.
Прийняття додаткових розподільчих пунктів 10(6) кВ повинно мати
економічне обґрунтування. При прийнятті в проекті додаткового розподільчого
пункту 10(6) кВ слід враховувати економічні показники:
• для схеми з додатковим РП 10(6) кВ;
– збільшення апаратів високої напруги (2 ввідні комірки шиноз'єднувальні, 2
комірки вимірювальних трансформаторів, 1 резервна комірка фідерна);
– річна вартість амортизаційних відрахувань на вказане електрообладнання;
– амортизаційні відрахування на долю будівлі для встановлення
електрообладнання;
• для схеми без додаткового розподільчого пункту:
– збільшення довжини кабельних ліній на відстань від РП підстанції до
додаткового РП для підстанцій і високовольтних двигунів, що намічалося
живити від додаткового РП - річна вартість амортизаційних відрахувань на
вказані кабелі;
– збільшення втрат електричної енергії за рахунок збільшення довжини
вказаних кабелів – вартість втрат енергії у вказаних кабелях.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 68
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ вибирають за економічною густиною
струму з перевіркою на умови нагріву довготривалим розрахунковим струмом в
нормальному та післяаварійному режимах, на допустиму втрату напруги і на
термічну стійкість до струмів короткого замикання.
При визначенні перерізу жил кабелів для живлення цехових ТП за
розрахункову потужність кожного трансформатора приймають максимальне
навантаження ( Рmax 10 і Qmax 10 ) з врахуванням втрат потужності в
трансформаторі. Втрати активної ∆Рт та реактивної ∆Qт потужності в
трансформаторі з достатньою для практики точністю приймають рівними
відповідно 2 % и 10 % повної максимальної потужності із сторони низької
напруги трансформатора
Рmax 10= Рроз 0,4+ ∆РТ = Рроз 0,4+ 0,02 ⋅ Sном Т ; (5.1)
Qmax 10= Qроз 0,4+ ∆QТ = Qроз 0,4+ 0,1⋅Sном Т , (5.2)
де Рроз 0,4, Qроз 0,4 – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ
(активне, реактивне).
Розрахункову потужність лінії з урахування електричної схеми живлення
визначаємо за співвідношенням
2 2
S Лi = (Рmax 10 і ) + (Qmax 10 і ) ,
де Рmax 10 і , Qmax 10 і – відповідно розрахункова активна і реактивна потужність
лінії і-го трансформатора з врахуванням втрат в трансформаторах, що
розраховані за співвідношеннями %, 5.1 – 5.2). Розраховані дані заносимо у
таблицю 5.1.
Для прикладу виконаємо розрахунки для ГПП-ТП1
Рmax 10= 1015,2+ 0,02 ⋅1000=1035,2 кВт,
Qmax 10= 597+ 0,1⋅1000 = 697 квар,
SЛ _ ТП1 = 1035,22 + 6972 =1247,9 кВА.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 69
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Так як у нас радіальна система, у якої кожний окремий трансформатор
живиться по окремої лінії, для двохтрансформаторних заносимо значення
1 Р 1
2 м10, Q .
2 м10
Отримані тільки таким чином значення SЛ будуть коректними для
визначення перерізу живлячих кабельних ліній.
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
№ ТП Р0,38, Q0,38, Sном.т, Р
мах10, Q мах10, Sл,
кВт квар кВ∙А кВт квар кВ∙А
ГПП-ТП1 1015,2 597 1000 1035,2 697 1247,9
ГПП-ТП2 752,3 446,8 1000 772,3 546,8 946,3
ГПП-ТП3 894,6 640,8 1000 914,6 740,8 1177
ГПП-ТП4 1046,3 715,4 1000 1066,3 815,4 1342,3
ГПП-ТП5 985,8 573,7 1000 1005,8 673,7 1210,6
ГПП-ТП6 721,3 466,7 1000 741,3 566,7 933,1
ГПП-ТП7 576 441,2 1000 596 541,2 805,1
ГПП-ТП8 1313,5 929,3 1000 1333,5 1029,3 1684,5
ГПП-ТП9 430,9 298,4 630 443,5 361,4 572,1
ГПП-ТП10 536,3 381,7 400 544,3 421,7 688,6
Виконуємо перевірку обраного кабеля на допустимий струм в
нормальному режимі роботи за співвідношенням
Іроз, Л ≤ Ідоп ⋅К1 ⋅К2 ,
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та
повітря К1 =1,05 ;
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості числа кабелів
прокладених паралельно;
Ідоп – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних умовах.
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається за
виразом
2 ⋅ Іроз Л ≤ Ідоп ⋅К1 ⋅К2 ⋅К3,
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 70
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
де К3 – допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3 .
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більш 5% ⋅Uном і визначається за виразом:
∆U= 3 ⋅ Iроз Л ⋅LКЛ ⋅ (rо ⋅cosϕ + xо ⋅sinϕ) ,
де LКЛ – довжина лінії, км;
ro , xo – відповідно питомий активний і реактивний опір лінії, Ом/км;
cosϕ – коефіцієнт потужності навантаження лінії.
Для ГПП-ТП 1, який обрано у якості прикладу
S
I = л,(ТП1) 1247,9
р.Л,(ТП1) = = 72,1 А.
3 ⋅Uн 3 ⋅10
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2.
Згідно економічної густини струму jек визначаємо стандартний переріз Fек
кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий струм Ідоп,
значення якого заносимо до таблиці 5.2.
F І 72,1
ек = = = 51,5 мм2.
jек 1,4
Обираємо переріз кабелів для лінії, що живлять ТП-1.
Згідно розрахованого струму, об’єкта споживання, приймаємо трижильний
алюмінієвий кабель в свинцевій оболонці типу АСБГ (3×50), Іном.каб=140 А.
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи
2 ⋅72,1≤140 ⋅1,04 ⋅0,87 ⋅1,25 =151,6А.
тобто умова виконується.
Значення cosφ та sinφ знаходимо з відомого співвідношення,
використовуючи дані таблиці 5.1 для відповідної кабельної лінії.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше (5%.Uн=52,5 В) і визначається за виразом
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 71
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
ΔU = 3 ⋅ І л ⋅ L(r0 ⋅ cos φ + x 0 ⋅ sin φ);
де L – довжина лінії, км; r0,x0 - відповідно питомий активний та реактивний
опір лінії, Ом/км; cosφ – коефіцієнт потужності навантаження лінії.
∆U = 3 ⋅72,1⋅0,23 ⋅ (0,769 ⋅0,77 + 0,066 ⋅0,64) =18,4 В.
Умова виконується. Втрата напруги в лінії не перевищує 52,5 В.
Аналогічно робимо вибір та перевірку інших ТП та кабельних ліній.
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній і дані
заносимо в таблицю 5.2.
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
№ ТП L , S , І , F , I , Прийнята F, мм2
КЛ л роз Л ек доп
м кВ∙А А мм2 А
ГПП-ТП1 230 791,6 72,1 51,5 140 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП2 110 946,3 54,7 39,1 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП3 150 1177 68 95,2 140 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП4 230 1342,3 77,6 55,4 140 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП5 80 1210,6 70 50 140 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП6 180 933,1 53,9 38,5 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП7 270 805,1 46,5 33,2 90 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП8 350 1684,5 97,4 69,6 205 АСБГ(3×95)
ГПП-ТП9 290 572,1 33,1 23,6 75 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП10 350 688,6 39,8 28,4 75 АСБГ(3×16)
ГПП-БСК10 10 1350 78 55,7 140 АСБГ(3×50)
де БСК10 – ємкісна потужність блока статичних конденсаторів 10 кВ.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 72
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000 В
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Основною причиною порушення нормального режиму роботи СЕП
є виникнення короткого замикання в мережі або в елементах
електрообладнання внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій
обслуговуючого персоналу.
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання, згідно
ПУЕ розділ 1.4.9 – 1.4.13, є прийнята схема електропостачання та величина
потужності короткого замикання на шинах районної підстанції. Розрахункова
схема мережі і схема заміщення зображені на рисунку 6.1.
Sк.з. 110 кВ.
ПЛ
К1
Хс
Хпл
ТР
Rпл
К1
Хтр
К3 К2 К4 К5 К2
Л1 Л2 Л3 Хл3 Хл1 Хл2
Rл3 Rл1 Rл2
К3 К4 К5
ТП-1 ТП-2 ТП-4
Рисунок 6.1 – Електрична схема і схема заміщення розрахунку струмів КЗ у
високовольтній мережі
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту.
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі
опори схеми заміщення приводяться до базисних умов.
За базисні умови приймаємо:
Sб =100 МВА, Uб1 =115 кВ, Uб2 =10,5 кВ
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 73
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
S
I б
б = ,
3 ⋅ Uб
I 100
б1 = = 0,5 ,
3 ⋅115
I 100
б1 = = 5,5 .
3 ⋅10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях:
– електричної системи
S
Х б
*с = ,
Sк.з.
Х 100
*с = = 0,083 .
1200
– повітряної лінії 110, кВ
S
R *л = r0л ⋅ l л ⋅
б ,
U 2
б1
R 100
*л = 0,38 ⋅ 65 ⋅ = 0,187;
1152
S
X = x ⋅ l ⋅ б
*л 0л л ,
U 2
б1
Х 0,06 65 100
*л = ⋅ ⋅ = 0,029.
1152
де lл – довжина повітряної лінії, км;
r0л, x0л– активні та індуктивні опори повітряної лінії, Ом/км
– трансформатора ГПП
Х Uкз Sб
тр = ⋅ ,
100 Sн.тр
де Uкз – напруга короткого замикання трансформатора, %;
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 74
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Х 10,5 100
тр = ⋅ =1,05.
100 10
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках
Визначаємо сумарний реактивний і активний опір до розглядаємої точки
КЗ і визначаємо повний опір
Струм короткого замикання в розглядаємій точці визначаємо за виразом
І
І = б1
кз(К1) ,
Х 2 + R 2
сум(К1) сум(К1)
І 0,5
кз(К1) = = 2,29 ;
0,1132 + 0,1872
Хсум(К1) = Хс + Хпл ,
Хсум(К1) = 0,083 + 0,029 = 0,113;
R сум(К1) = R пл ,
R сум(К1) = 0,187 .
Ударний струм короткого замикання в точці К1 визначаємо за виразом:
і уд(К1) = 2 ⋅ Ікз(К1) ⋅ к уд(К1) ;
де куд – ударний коефіцієнт, що визначаємо за виразом
R
−3,14( сум(К1) )
к уд(К1) =1+ е Хсум(К1) ,
3,14(0,187
− )
к 0,113
уд(К1) =1+ 2,718 =1,07
і уд(К1) = 2 ⋅ 2,29 ⋅1,07 = 3,44 .
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 75
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
В точці К2
І
І = б2
кз(К2) ,
Х 2 2
сум(К2) + R сум(К2)
І 5,5
кз(К2) = = 4,67 ;
1,1632 + 0,1872
Хсум(К2) = Хс + Хпл + Х тр ,
Хсум(К2) = 0,083 + 0,029 +1,05 =1,163;
R сум(К2) = R пл ,
R сум(К2) = 0,187 .
Ударний струм короткого замикання в точці К2 визначаємо за виразом:
і уд(К2) = 2 ⋅ Ікз(К2) ⋅ к уд(К2) ;
і уд(К2) = 2 ⋅ 4,67 ⋅1,01= 6,58
R
−3,14( сум(К2) )
к Хсум(К2)
уд(К2) =1+ е ,
3,14(0,187
− )
к 1,163
уд(К2) =1+ 2,718 =1,01.
В точці К3
І
І = б2
кз(К3) ,
Х 2 2
сум(К3) + R сум(К3)
І 5,5
кз(К3) = = 2,59 ;
1,2352 +1,7272
Хсум(К3) = Хс + Хпл + Х тр + Х л1,
Хсум(К3) = 0,083 + 0,029 +1,05 + 0,072 =1,235 ;
R сум(К3) = R пл + R л1 ,
R сум(К3) = 0,187 +1,54 =1,727.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 76
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Ударний струм короткого замикання в точці К3 визначаємо за виразом:
і уд(К3) = 2 ⋅ Ікз(К3) ⋅ к уд(К3) ;
і уд(К3) = 2 ⋅ 2,59 ⋅1,06 = 3,85
R
−3,14( сум(К3) )
к уд(К3) =1+ е Хсум(К3) ,
1,727
−3,14( )
к =1+ 2,718 1,235
уд(К3) =1,06.
В точці К4
І
І б2
кз(К4) =
Х 2 2
сум(К4) + R сум(К4)
І 5,5
кз(К4) = = 3,53;
1,2292 + 0,9562
Хсум(К4) = Хс + Хпл + Х тр + Х л2 ,
Хсум(К4) = 0,083 + 0,029 +1,05 + 0,066 =1,229 ;
R сум(К4) = R пл + R л2 ,
R сум(К4) = 0,187 + 0,769 = 0,956 .
Ударний струм короткого замикання в точці К4 визначаємо за виразом:
і уд(К4) = 2 ⋅ Ікз(К4) ⋅ к уд(К4) ;
і уд(К4) = 2 ⋅ 3,53 ⋅1,03 = 5,11
R
3,14( сум(К4)
− )
к Хсум(К4)
уд(К4) =1+ е ,
3,14(0,956
− )
к уд(К4) =1+ 2,718 1,229 =1,03
В точці К5
І
І = б2
кз(К5)
Х 2 2
сум(К5) + R сум(К5)
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 77
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
І 5,5
кз(К5) = = 4,04 ;
1,2272 + 0,5922
Хсум(К5) = Хс + Хпл + Х тр + Х л3 ,
Хсум(К5) = 0,083 + 0,029 +1,05 + 0,064 =1,227 ;
R сум(К5) = R пл + R л3 ,
R сум(К5) = 0,187 + 0,405 = 0,592
Ударний струм короткого замикання в точці К5 визначаємо за виразом:
і уд(К5) = 2 ⋅ Ікз(К5) ⋅ к уд(К5) ;
і уд(К5) = 2 ⋅ 4,04 ⋅1,02 = 5,77
R
3,14( сум(К5)
− )
к Хсум(К5)
уд(К5) =1+ е ,
−3,14(0,592)
к =1+ 2,718 1,227
уд(К5) =1,02.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Точка Хсум.і, в.о. Rсум.і, в.о. Zсум.і, в.о. Ік.з. кА іуд. кА
К1 0,113 0,187 0,22 2,29 3,44
К2 1,163 0,187 1,18 4,67 6,58
К3 1,235 1,727 2,12 2,59 3,85
К4 1,229 0,956 1,56 3,53 5,11
К5 1,227 0,592 1,36 4,04 5,77
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ
Для розрахунку струму однофазного замикання на землю приймаємо
електричну схему трансформатора 110/10 кВ і складаємо схему заміщення
(рисунок 6.2 а; в) з струмом короткого замиканням в точці А. На базі цих схем
приводимо схему нульової послідовності (рисунок 6.3). Розрахунок ведемо у
відносних одиницях.
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної ліні визначаємо через
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 78
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n, величина якого
залежить від конструктивного виконання лінії, згідно виразу
х л0 = n ⋅ x пл ,
де - коефіцієнт n в залежності від типу монтажу лінії, n=3,5 для дволанцюгової
лінії без тросів.
хл0 = 3,5 ⋅0,029 = 0,1.
А
Sк.з
а).
А
Хс Хл Хтр1 Хтр2
в).
Рисунок 6.2 – Електрична схема і схема заміщення для розрахунку
однофазного КЗ
А
Хс0 Хл0 Хтр1 0 Хтр2 0
Uл 0
Рисунок 6.3 – Схема для розрахунку опору нульової послідовності
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від схеми
з’єднання обмоток трансформатора - при схемі з’єднання зірка з нульовим
виводом-трикутник (рисунок 6.3) мають ті ж значення, як і прямої
послідовності.
Однофазний струм короткого замикання на шинах 110 кВ підстанції
визначаємо через трифазний струм КЗ
S(1) = k ⋅S(3)
к к ,
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 79
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
0 ≤ k ≤1,5
S(1)
к =1,5 ⋅1200 =1800 кВА.
Струм однофазного к.з, на шинах підстанції визначаємо виразом:
S(1)
I (1) = к
kc ,
3 ⋅ U1
де U1 - номінальна напруга на шинах підстанції, U1=110 кВ.
I (1) 1800
kc = = 9,5кА.
3 ⋅110
Опір нульової послідовності системи ( xco у відносних одиницях)
визначаємо з виразу
I (1)кc 3 ⋅1
= ;
Iб x c1 + x c2 + x co
з цього виразу находимо xС0
3 ⋅1 ⋅ І
х б
со = − х − х ,
І(1) с1 с2
кс
де хс1, хс2 – відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи,
х с1 = х с2 = х с .
х 3 ⋅1 ⋅ 5,5
со = − 0,083 − 0,083 =1,58 Ом.
9,5
Згідно з рисунком 6.3 визначаємо результативний опір схеми нульової
послідовності для однофазного струму к.з, як паралельне з’єднання двох гілок
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 80
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
хо = (хсо + х ло ) х тр1о + х тр2о
х (1,58 + 0,1) ⋅ (1,05 +1,05)
0 = = 0,9
(1,58 + 0,1) + (1,05 +1,05)
Струм однофазного к.з, у віддаленій точці визначаємо за виразом
І (1)
3 ⋅1 ⋅ I
kA1 =
б кА,
х рез1 + х рез2 + х о
х рез1 = х рез2 = х с1 + х л1 = 0,083 + 0,029 = 0,113 Ом
І(1) 3 ⋅1 ⋅ 5,5
kА1 = =14,2 кА .
0,113 + 0,113 + 0,9
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 81
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
Головна понижувальна підстанція (наведена на листі № 3 графічної
частини) складається:
- з двох понижувальних трансформаторів ТДН-10000/110.
- вимірювальних трансформаторів струму і напруг;
- розподільних установок;
- апаратури керування;
- апаратури захисту.
Знижувальні трансформаторні підстанції електроенергетичних систем за
призначенням поділяються на:
• районні;
• місцеві.
Районні підстанції живляться від ліній високої напруги 220…750 кВ і
призначені для постачання електроенергії великим районам з потужними
споживачами або для доставки електроенергії до найближчих пунктів
перетворення її параметрів, тобто до суміжних підстанцій. Вторинна напруга
районної ПС становить 35…110 кВ.
Високовольтне електрообладнання районної ПС розміщається, переважно,
на відкритій площадці. Трансформатори та вимикачі монтуються на бетонній
основі, а решта обладнання (роз’єднувачі, розрядники, вимірювальні
трансформатори, збірні шини) монтуються на стальних конструкціях.
Місцеві підстанції живляться від ліній 35…110 кВ, тобто від ліній
вторинної напруги районних ПС і призначені для постачання електроенергії
споживачам, які розташовані неподалік, що є випадком для нашої системи
електропостачання. Вторинна напруга місцевих ПС становить 6…10 кВ.
Залежно від розміщення устаткування наша підстанція відкритого типу –
устаткування розташоване на відкритому повітрі.
На рис. 7.1 зображена принципова схема такого типу підстанції.
На кожній підстанції влаштовується контур заземлення, який утворюють
вбиті у землю металеві труби чи кутники, сполучені між собою металевими
штабами (стрічками). До контуру заземлення приєднуються корпуси всього
електрообладнання, металеві конструкції, блискавковідводи. Заземлення
захищає електрообладнання від грозових та внутрішніх перенапруг і
обслуговуючий персонал від уражень струмом.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 82
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 7.1 – Принципова схема трансформаторного пункту: 1 – трижильний
високовольтний кабель 110 кВ, що живить ПС; 2 – силовий трансформатор; 3 –
високовольтний вимикач; 4 – роз’єднувач (для створення видимого розриву під час
проведення ремонтних робіт); 5 – вимірювальний трансформатор напруги; 6 –
вимірювальний трансформатор струму; 7 – секція шин (для приєднання до силового
трансформатора кабелів низької напруги); 8 – постійно розімкнутий секційний роз’єднувач,
якого замикають коли одного з силових трансформаторів виводять у ремонт; 9 –
чотирижильні кабелі (приєднання до шин) якими електроенергія передається до
освітлювального та силового навантаження; 10 – плавкі запобіжники (для захисту
приєднань від перевантажень і коротких замикань)
Розподільні установки та підстанції, як правило, виконуються як
комплектні. Комплектна розподільна установка(КРУ) складається з повністю
чи частково закритих шаф або блоків із вмонтованими в них комутаційними та
іншими апаратами, пристроями захисту і автоматики, що поставляються у
складеному чи повністю підготовленому для складання вигляді.
На підстанціях не тільки змінюються параметри електроенергії, але й
відбувається її розподіл. Для розподілу електроенергії використовуються
розподільні установки, які є невід’ємною частиною підстанції. Загальний потік
електроенергії, якій проходить через силові трансформатори, розподільні
установки розподіляють на менші потоки і спрямовують їх до різних пунктів з
метою перетворення параметрів чи споживання електроенергії, тобто до
суміжних підстанцій [4].
Схеми розподільних установок електричних станцій та підстанцій складні.
Основним їхнім елементом є шини (система металевих штаб, труб або проводів,
до яких приєднані відгалуження) та вмикачі (основні комутаційні апарати
призначені для вмикання ЛЕП та їх вимикання у нормальних і аварійних
режимах).
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 83
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
При цьому як розрахунковий тип КЗ слід приймати трифазне коротке
замикання - для визначення електродинамічної та термічної стійкості апаратів;
для вибору апаратів за комутаційною здатністю - за більшим із значень, які ми
отримали для випадків трифазного і однофазного КЗ [13, 15].
Апарати також повинні відповідати умовам навколишнього середовища,
виду установки (відкрита чи закрита), температурі, вологості, запиленості та
іншим показникам.
У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою
апаратурою є високовольтні вимикачі і роз'єднувачі.
Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо
обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою
таблиці 7.1, у якої в першу графу заносяться відповідні розрахункові дані, і
відповідні каталожні дані.
Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії ВГТ-110ІІ* 40/2500У1 з
допустимим нижнім робочим значенням температури оточуючого повітря -
45°С, допустимою швидкістю вітру до 40 м/с, сейсмічності - до 9 балів та
приводом ШПЕ-44. Результати вибору зводимо в таблицю 7.1
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [12].
Алгоритм вибору роз'єднувача відрізняється від алгоритму вибору
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка
струму відключення.
До силової апаратури мережі живлення відносяться вимикачі,
роз’єднувачі, що вибираються згідно ПУЕ розділ 1.4.19 – 1.4.22, по
максимальному струму і номінальній напрузі та перевіряються на
електродинамічну і термічну стійкість до струмів КЗ
Результати вибору заносимо до розрахункових таблиць.
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВГТ-110ІІ*40/2500 У1
Uн=110 кВ Uн=110 кВ
Iмах=53,6 А Iн=2500 А
іуд =3,44 кА Iм.м.ск.= 102 кА
Іnt =2,29 кА Iвідкл. =40 кА
Вк = І2
t=∞ ⋅ t ф = 3,442 ⋅ 0,035 = 0,414 Вк = Іm ⋅ t m =102 ⋅ 0,035 = 3,57
де Ім.м.ск. – номінальний допустимий струм термічної стійкості вимикача
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 84
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
на проміжку часу tm, с;
Вк – тепловий імпульс струму, що характеризує кількість теплоти, яка
виділяється в апараті під час дії струмів КЗ;
Iвідкл. – струм спрацювання апарату захисту, кА;
tф – час спрацювання апарату захисту, с.
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані роз’єднувача
марки РГН-110/1000 УХЛ1
Uн=110 кВ Uн=110 кВ
Iмах=53,6 А Iн=1000 А
іуд =3,44 кА Iед.ст.= 80 кА
Іnt =2,29 кА It.cт. =31,5 кА
де It.cт. – струм термічної стійкості роз`єднувача;
Iед.ст.- струм електродинамічної стійкості роз`єднувача.
Апаратура вважається правильно вибраним, якщо каталожні дані більше
(дорівнюють) розрахунковим.
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення.
Високовольтні вимикачі на напругу 10 (6) кВ вибираються так, як і на
напругу 110 кВ; при виборі слід орієнтуватися на сучасні вимикачі. Умови
вибору вимикача навантаження напругою 10 (6) кВ ті ж самі, що і силових
вимикачів. У якості вимикачів навантаження використовуються вимикачі типу
ВН, ВНП та інші сучасні.
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення.
Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач
навантаження типу ВВЭ-10-20/1000 з вбудованим електромагнітним приводом
[12].
Плавкі запобіжники напругою вище 1000 В вибирають за конструктивним
виконанням, номінальною напругою та струмом, граничному струму
відключення та потужності, роду установки.
Вибираємо ввідний вимикач навантаження напругою 10 кВ.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 85
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВВЭ-10-20/1000
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(ввід)=491,9 А Iн=1000 А
іуд =6,58 кА Iм.м.ск.= 52 кА
Іnt =4,67 кА Iвідкл. =20 кА
В 2 2
к = І t=∞ ⋅ t ф = 6,58 ⋅ 0,12 = 5,19 Вк = Іm ⋅ t m = 52 ⋅ 0,12 = 6,24
де Imax(ввід) – розрахунковий струм ввідного вимикача, А;
S
І = розр
мах(ввід) ,
3 ⋅10,5
І 8935,9
мах(ввід) = = 491,9 А.
3 ⋅10,5
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВВЭ-10-20/630
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(секційний)=245,9 А Iн=630 А
іуд =6,58 кА Iм.м.ск= 52 кА
Іnt =4,67 кА Iвідкл.=20 кА
В 2 2
к = І t=∞ ⋅ t ф = 6,58 ⋅ 0,12 = 5,19 Вк = Іm ⋅ t m = 52 ⋅ 0,12 = 6,24
де Imax(секційний) – розрахунковий струм ввідного вимикача, А;
0,5 ⋅ S
І = розр
мах(секційний ) ,
3 ⋅10,5
І 0,5 ⋅8935,9
мах(секційний ) = = 245,9 А.
3 ⋅10,5
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, для живлення вимірювальних приладів,
вибираються [12]:
– за номінальною напругою
Uвст ≤ Uном ; (7.1)
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 86
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
– за номінальним струмом
Іроб.max ≤ І1ном , (7.2)
причому номінальний струм повинен бути якомога ближче до робочого
струму установки, оскільки недовантаження первинної обмотки призводить до
збільшення похибок;
– за конструкцією і класом точності;
– за електродинамічною стійкістю.
Слід враховувати, що електродинамічна стійкість у каталозі може
задаватися у двох формах: задано номінальний струм електродинамічної
стійкості iдин або кратність номінального струму електродинамічної стійкості
Кдин .
Умови перевірки на електродинамічну стійкість аналогічні умовам, що
використовуються при виборі вимикачів, але конкретна форма залежить від
параметра, яким стійкість задана у каталозі.
Термічна стійкість у каталозі також може задаватися у одній з двох форм:
– задана кратність номінального струму термічної стійкості Ктер і
допустимий час tтер протікання струму Iтер ;
– задано номінальний струм термічної стійкості Iтер і допустимий час tтер
його протікання.
Далі виконують перевірку за відомими методиками на термічну стійкість.
Для забезпечення обраного класу точності необхідно проводити
розрахунок і перевірку навантаження вторинної обмотки і його співвідношення
з нормованим для даного класу точності.
Попередньо обираємо трансформатор струму напругою 10 кВ типу
ТШЛП-10К.
Таблиця 7.5 – Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані до
трансформатора струму марки
ТШЛП-10К; (600/5)
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(ввід)= 245,9 А Iн=2000 А
іуд =6,58 кА ід= 70 кА
Вк = І2
t=∞ ⋅ t ф = 6,582 ⋅ 0,12 = 5,19 Вк = І2
t ⋅ t т.с. = 70 ⋅1= 70
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 87
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Номінальний струм вторинної обмотки I2Н =5 А, допустима потужність S2Н
вторинної обмотки при cos ϕ = 0,8 клас точності 0,5 складає 15, ВА.
Сумарний опір приладів, Ом:
ΣS
r = прил
прил ,
I 2
2Н
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної
та реактивної енергії та ін.),Sприл = 7 ВА.
r 7
прил = = 0,28 .
52
Опір контактів rк = 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів, Ом:
S − I2 (r
r = 2 Н 2 Н прил + rк )
пров ,
I2
2 Н
r 15−52 ⋅ (0,28+ 0,1)
пров = = 0,22.
52
Довжина проводів lпров = 25 (м).
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp = lпров = 25 (м).
Переріз з'єднувальних проводів, мм2:
lp ⋅ ρFпров . = ,
rпров .
F 25 ⋅ 0,02
пров = = 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),
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 88
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
0,2+0,28=0,48<0,6.
Якщо виконується умова тоді обраний трансформатор струму забезпечить
допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
Вибір типу трансформаторів напруги визначається його призначенням. У
результаті аналізу потрібно обрати кількість необхідних однофазних або
трифазних трансформаторів.
Трансформатори напруги обираються:
– за класом напруги в місці встановлення
Uвст ≤ Uном ; (7.3)
– за конструкцією і схемою з’єднання;
– за класом точності;
– за вторинним навантаженням
S2Σ ≤ S2ном , (7.4)
де S2ном – номінальна потужність вторинної обмотки у обраному класі
точності. При визначенні потужності враховується схема з’єднання.
Результати розрахунку по формулам (7.1) - (7.4) навантаження основної
обмотки трансформатора для зручності подають у вигляді таблиці 7.6.
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ 1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМИ-10-66У3. Розрахунок навантаження
основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
Потужність, що cosϕ споживається
Прилад Тип споживається Кількість
котушкою, Вт котушок
tgϕ P, Q, S,
Вт вар ВА
Вольтметр Э-365 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028
Лічильник А1800 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048
Всього: 3 - 0,048 0,061 0,077
Так як номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 89
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
0,5 ⋅S2H =120 ВА більше ніж Sф = 0,077ВА, трансформатор напруги
буде працювати з допустимою похибкою.
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Кабелі і шини вибирають за номінальними параметрами (струмом і
напругою) і перевіряють на термічну і динамічну стійкість при КЗ.
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання визначаємо за формулою
І
F = t=∞ ⋅ tф
min , (7.5)
С
де tф – фіктивний термін дії КЗ;
C – коефіцієнт, що визначається обмеженням допустимої температури
нагрівання кабелю в залежності від його матеріалу, А ⋅ с / мм2 [12].
Фіктивний термін дії КЗ можна визначити за приблизним виразом
tпр = tзах + tвідкл , (7.6)
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії відключаючої апаратури, с.
tпр=0,08+0,12=0,2 с.
У такому разі
F 3850 ⋅ 0,2
min = = 20,7 мм2 .
83
Розглянутий нами відрізок кабельної лінії ГПП-ТП1 має переріз F=50 мм2
повністю задовольняє умовам термічної стійкості, під час дії ударних струмів
КЗ Аналогічно виконуємо перевірку інших відрізків високовольтних кабельних
ліній, що застосовуються у кваліфікаційній роботі.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 90
Зм. Лист № 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
В процесі експлуатації цехова мережа повинна відповідати вимогам
надійності, можливості росту навантаження, економічності, можливості зміни
місця розташування електроприймачів, безпеці та зручності експлуатації.
Крім вказаних вимог до цехових мереж при її проектуванні і монтажу слід
враховувати умови оточуючого середовища, ступінь відповідальності
установки, ступінь пожежонебезпечності, індустріальності виконання монтажу.
Найважливішою умовою безпеки мереж і зручності їх обслуговування є
правильний їх вибір, який залежить також від технологічного призначення
приміщень цехів. Різноманітні місцеві фактори також впливають на
конфігурацію та схему цехової мережі.
При проектуванні розподілу електроенергії в цехах головне завдання
полягає у виборі раціональної схеми мережі. Розподіл електричної енергії в
цехових мережах може виконуватися за магістральною, радіальною, змішаною
чи замкнутою схемою залежно від територіального розміщення навантажень, їх
величини, від необхідності високого ступеня надійності живлення та інших
характерних особливостей об'єкта, що проектується.
Магістральні схеми широко застосовуються в приміщеннях з нормальним
середовищем і рівномірним розподілом технологічного обладнання.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 91
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Радіальні схеми живлення використовують в приміщеннях з любою
середою. Від ТП відходять лінії, які живлять безпосередньо потужні
електроприймачі, або розподільчі пункти (шафи) - ШР і силові шафи, від яких
окремими лініями живляться більш дрібні ЕП. Розподільчі шафи як правило
живляться від цехової ТП кабелями, марка і спосіб прокладки яких
визначається характером середовища в приміщенні.
З урахуванням приведеного вище міркування оберемо схему
електропостачання споживачів цеху та розподілимо їх по відповідним РП,
беручі до уваги технологічні зв'язки, місце розташування обладнання, план
цеху та інші фактори.
При розподілі споживачів по РП використаємо результати розрахунків
електричних навантажень обраного у якості прикладу механообробного цеху
приведених в пункті 1.2.
Враховуючи всі вище приведені міркування, обираємо для живлення
цехових споживачів радіальну схему електропостачання, перевагою якої є
більш висока надійність і зручність експлуатації Схема, що відповідає
приведеним вище критеріям, представлена на рис 8.1.
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 92
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної та
електричної частин [7].
В світлотехнічної частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічають найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні характеристики
освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проектуванні світлотехнічної частини слід також враховувати умови
експлуатації освітлювальної установки.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок загального рівномірного освітлення цеху проводиться методом
світлового потоку (методом коефіцієнта використання).
k ⋅ Е ⋅S ⋅ z
Ф = з min , (8.1)
N ⋅ η
де kз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником kз =1,5[7];
Еmin – мінімальна освітленістьЕmin = 200лк ;
S – площа освітлювального приміщення S=3456 м2;
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення z=1,1 – 1,15;
N – прийнята кількість світильників, шт. ;
η - коефіцієнт використання світлового потоку; ���� = 0,6.
З таблиці 10.4 [7] приймаємо λе=Lв/h=1, тоді отримаємо відстань між
світильниками
Lв = λе ⋅ h, (8.2)
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 93
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Lв =1⋅6 = 6 м.
Приблизну кількість світильників визначаємо за виразом
N A ⋅B
= ,
2 (8.3)
Lв
N 72 ⋅48
= 2 = 96 шт.
6
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається з довідкових
таблицям [7] в залежності від типу прийнятого світильника, коефіцієнтів
відбиття від поверхонь приміщення і від індексу приміщення і, який
визначається за виразом:
і А ⋅В
= ; (8.4)
h(А+ В)
де ����, ����, ℎ – відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу
світильника, м.
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника не
повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не перевищувати
більше ніж на 20 % розрахункового значення. В протилежному випадку
змінюється кількість світильників і розрахунок повторюється.
і 72 ⋅48
= = 4,8;
(72 + 48) ⋅6
Ф 1,5 ⋅200 ⋅3456 ⋅1,15
= = 20700лм.
96 ⋅0,6
Приймаю до встановлення 100 світильника ГСП03-125 з розмірами
460 × 535 та лампами ДРЛ 250 (Фл = 23000 лм;Р = 400 Вт).
Розраховую кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад
розміщення світильників приведений на рисунку 8.2.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 94
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.2 – Розміщення світильників в цеху
Після прийняття схеми розміщення світильників проводимо перевірку
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу:
n
Фсв ⋅μ ⋅ ∑ ei
Е = i=1 , (8.5)
1000 ⋅ k з
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника; Фсв = 23000 лм;
µ – коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників;
μ = 1,2;
∑ ei – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових
ізолюкс.
Е 23000 ⋅1,2 ⋅15,9
= = 292,6 лк.
1000 ⋅1,5
Отримане значення освітленості не повинно бути не меншим ніж на 10 %
значення мінімальної освітленості:
200 ∙ 0,9 = 180 ≤ 292,6 лк.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 95
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8.2.3. Електропостачання освітлювальних установок
Напруга освітлювальних мереж. Відповідно до «Правил улаштування
електроустановок» для живлення світильників загального освітлення повинна
застосовуватись напруга не вище 380/220 В змінного струму при заземленій
нейтралі і не вище 220 В змінного струму при ізольованій нейтралі й 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 не менш 2,5 м при
відсутності спеціальної конструкції світильника, що виключає доступ до ламп
без застосування інструмента, використовується напруга не вище 42 В.
Світильники з люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В
допускається встановлювати на висоті менше 2,5 м від підлоги за умови
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових, металогалогенних 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 з заземленою нейтраллю при дотриманні наступних
умов:
- введення у світильник чи ПРА має виконуватись проводом або кабелем з
мідними жилами і з ізоляцією, розрахованою на напругу не менше ніж 660В;
- заборона введення у світильник двох чи трьох проводів різних проводів
різних фаз системи 660/380 В;
- нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою застосовуваної
напруги «380 В» при установці світильника в приміщеннях з підвищеною
небезпекою й 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 у приміщеннях без
підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В у приміщеннях без
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною небезпекою
й особливо небезпечних. Допускається застосування напруги до 220 В для
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 96
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
світильників спеціальної конструкції: тих, що являються складовою частиною
аварійного освітлення, під’єднаного до незалежного джерела живлення; тих, що
встановлюються у приміщеннях з підвищеною небезпекою (але не особливо
небезпечних).
Для місцевого освітлення допускається застосовувати світильники з
люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В за умови неможливості
випадкових доторкань до їх струмоведучих частин. Застосування
люмінесцентних ламп місцевого освітлення в сирих, особливо сирих, жарких і
приміщеннях з хімічно активним середовищем допускається тільки в арматурі
спеціальної конструкції.
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в
приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечний має
застосовуватись напруга не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах –
не вище 12 В.
Схеми живлення освітлювальних установок
Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати:
- необхідний рівень надійності живлення;
- регламентовані рівнів 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
можливість забезпечити необхідну якість напруги, коли використовується для
силових навантажень напруга вище 380 В та коли система напруг 380/220 В або
220/127 В неприпустима для освітлювальної установки за умовами безпеки.
В освітлювальних мережах розрізняють живлячі і групові лінії. Живляча
лінія з’єднує джерело живлення з груповими щитками освітлення. Групові лінії
служать 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 і газорозрядні
лампи потужністю 125 Вт і більше, у цьому випадку струм захисного апарата
не повинен перевищувати 63 А.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 97
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Кількість світильників, що підключається на одну фазу групової мережі
не повинна перевищувати:
- для ламп розжарювання, ДРЛ, ДРИ і натрієвих – до 20;
- для люмінесцентних ламп – до 50;
- для ксенонових ламп потужністю 10 кВт і вище – не більше однієї.
У конструктивному виконанні живлячі лінії виконуються
чотирипровідними при мережі з заземленою нейтраллю і трифазними в
мережах з ізольованою нейтраллю. Групові лінії можуть бути однофазними (1ф
+ N), двофазними (2ф), двофазними з нульовим проводом (2ф + N), трифазними
(3ф) і трифазними чотирипровідними (3ф + N). Останній вид лінії
використовується найбільш часто, тому що дозволяє зменшити переріз
провідникового матеріалу, забезпечити рівномірне навантаження фаз, знизити
коефіцієнт пульсації при живленні світильників від різних фаз.
Середня довжина трифазних чотирипровідних групових ліній для
системи напругою 380/220 В складає 80 м, для системи напруг 220/127 В – 60 м,
довжина двопровідних групових ліній – відповідно 35 і 25 м.
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рисунок 8.3). Радіальні схеми використовуються
при високих навантаженнях групових щитків (порядку 100-200 А) і
забезпечують більш високу надійність живлення. Магістральні схеми
дозволяють заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на розподільчих
пунктах, однак мають меншу надійність живлення. Змішані схеми одержали
найбільше поширення через їхню гнучкість.
Рисунок 8.3 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок:
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Для споживачів третьої категорії по надійності живлення, а в деяких
випадках і для другої категорії при використанні однотрансформаторних
підстанцій для живлення силових споживачів, освітлювальні мережі як
робочого, так і аварійного освітлення живляться від цього трансформатора
(рисунок 8.4). Для підвищення надійності живлення аварійного освітлення
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 98
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
варто передбачити можливість його підключення до найбільш близько
розташованого іншого трансформатора за допомогою кабельної перемички.
При двохтрансформаторних підстанціях забезпечується більш висока
надійність освітлення, коли частина освітлювальних установок живиться від
одного трансформатора, а друга – від іншого. При аварійному відключенні
одного з трансформаторів автоматичне включення резерву (АВР) по низькій
стороні забезпечить живлення освітлювальних установок від іншого
трансформатора. Система аварійного освітлення живиться перехресним
способом, тобто від іншого трансформатора по відношенню до трансформатора
робочого освітлення (рисунок 8.5).
Рисунок 8.4 – Схема живлення освітлювальної установки від
однотрансформаторної підстанції:
1 – групові щитки робочого освітлення; 2 – щиток аварійного
освітлення
Рисунок 8.5 – Схема живлення освітлювальної установки від
двотрансформаторної підстанції
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 99
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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 лампами розжарювання розрахункова
потужність (Рроз, кВт) визначається за виразом
п
Рроз = кп ⋅∑Рном.і ,
і=1
де кп– коефіцієнт попиту;
п
∑Рном.і
і 1 – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт;
=
п – кількість груп світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА
п
Рроз = кп ⋅ кдод ⋅∑Рном.і ,
і=1
96
Рроз =1⋅1,12 ⋅∑0,4 = 45,7 Вт.
i=1
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, що складає для люмінесцентних ламп зі
стартерною схемою запалювання 1,25; при безстартерних схемах запалювання
1,3; для ламп ДРЛ – 1,12; ДРИ, ДНаТ – 1,15; ДКсТ – 1,1.
Коефіцієнти попиту для розрахунку навантажень робочого освітлення в
живлячій мережі приведені в таблиці 4.1 [18].
Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок мережі
аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за припустимим струмом
навантаження.
Провідники освітлювальної мережі повинні задовольняти вимоги у
відношенні гранично допустимого нагрівання при нормальних режимах роботи.
Нагрівання провідників викликається проходженням по них електричного
струму. Межі нагрівання суворо нормується ПУЕ [1], при цьому кожному
перерізу проводу або кабелю в залежності від його конструкції і роду
прокладання відповідає допустимий нормований струм (Ідоп, А). У такий спосіб
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 00
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
у практичних розрахунках користуються готовими таблицями довгостроково
допустимих навантажень, регламентованих ПУЕ і нормативами.
Зазначені таблиці складені для визначених температурних режимів
повітря і землі, що складають відповідно +250С та +150С, при відмінності
фактичних температур від зазначених використовується таблиця коефіцієнтів
перерахування, що приведена в ПУЕ [1].
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є
Ідоп > І роз ,
де Іроз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі. Розрахунковий
струм в залежності від системи виконання мережі визначається виразами:
- для однофазних двопровідних мереж (1ф + N)
Р ⋅103
І роз
роз = ;
Uф ⋅cosϕ
- для двофазних трипровідних мереж (2ф + N)
Р 3
І = роз ⋅10
роз ;
2 ⋅Uф ⋅cosϕ
- для трифазних чотирипровідних мереж (3ф + N)
Р ⋅103 Р ⋅103
І роз роз
роз = = .
3 ⋅U л ⋅cosϕ 3 ⋅Uф ⋅cosϕ
де Рроз– розрахункова потужність, кВт;
Uф, Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cosφ– коефіцієнт потужності, для мереж з лампами розжарювання
cosφ=1; для мереж з люмінесцентними лампами cosφ=0,95; для газорозрядних
ламп типу ДРЛ, ДРИ, ДНаТ з конденсаторами cosφ=0,9; без конденсаторів –
cosφ=0,57.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 01
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Враховуючи, що кількість світильників, що підключаються на одну фазу
групової мережі не повинна перевищувати для ламп ДРЛ 20 штук, приймаємо
симетричне розподілення ламп.
Групові лінії освітлювальної мережі цеху виконуємо у вигляді трифазних
чотири провідних мереж (3ф+N).
Розрахунковий струм провідника від шин 0,4 кВ до магістральних щитків
робочого освітлення при обраній схемі визначається за співвідношенням:
Р 3 3
І = роз ⋅10 45,7 ⋅10
роз = = 77,2 А.
3 ⋅Uф ⋅cosϕ 3 ⋅380 ⋅0,9
Згідно отриманих даних обираємо переріз живлячого провідника щитка
освітлення за співвідношенням
Ідоп = 1,25 ∙ Іроз
Ідоп = 1,25 ∙ Іроз = 1,25 ∙ 77,2 = 96,5 А
Для живлення обираємо алюмінієвий чотирижильний кабель типу АВВГ
(3х25)+(1х16) з допустимим струмом Ідоп.=115 А.
Розрахунок цехової освітлювальної мережі за втратами напруги
Даний метод розрахунку передбачає забезпечення допустимих рівнів
напруг на джерелах світла.
Зниження напруги щодо номінальної пов’язане зі зменшенням світлового
потоку світильників і, як наслідок, рівнів освітленості на робочих місцях.
Збільшення напруги щодо номінальної пов’язане з додатковою витратою
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо
важливе для ламп розжарювання.
Відповідно до ГОСТ 13109-97 напруга в найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення промислових підприємств, а також прожекторних
установок зовнішнього освітлення повинна бути не нижча 97,5%Uном, а в
найбільш віддалених лампах аварійного і зовнішнього освітлення, виконаного
світильниками – не нижча 95%Uном.
У мережах 12–42 В допускаються втрати напруги до 10% Uном, якщо
рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша напруга ламп не повинна
перевищувати 105%Uном.
У післяаварійних режимах на затисках газорозрядних ламп напруга не
повинна бути нижчою 90%Uном, на інших лампах – не нижчою 88%Uном.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 02
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Величина допустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від
джерела живлення до найбільш віддаленої лампи повинна складати:
∆����м = ����хх − ∆����тр − ����������������, (8.6)
де ∆����м – допустима втрата напруги в мережі;
����хх – напруга холостого ходу трансформатора (на 5% вища від
номінальної);
∆����тр – втрата напруги в трансформаторі;
���������������� – мінімально допустима напруга на затисках лампи.
Розрахунок допустимої величини втрати напруги в освітлювальній мережі
в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися і в
іменованих одиницях (вольтах).
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається за виразом:
∆����тр = ���� ∙ ��������� ∙ cos���� + �������� ∙ sin�����, (8.7)
де ��������,�������� – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого
замикання трансформатора (����КЗ), %;
cos���� – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
���� – коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення розрахункового
навантаження трансформатора до його номінальної потужності).
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (%) визначаються за виразами:
100 ∙ ����
���� = КЗ
���� ���� ; (8.8)
ном.тр
���� = �����2
���� КЗ − ����2
а , (8.9)
де ����КЗ – втрати потужності короткого замикання трансформатора, кВт;
����ном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без урахування
індуктивного опору провідників.
100 ∙ 12,2
�������� = 1000 = 1,22 %;
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 03
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
�������� = �5,52 − 1,222 = 5,36 %;
∆����тр = 0,87 ∙ (1,22 ∙ 0,9 +5,36 ∙ 0,5) = 3,28 %;
∆����м = 105 − 3,28 − 97,5 = 4,22 %.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається за виразом:
����
∆���� = ���� ∙ ���� , (8.10)
де ���� – момент освітлювальногонавантаження, кВт∙м;
���� – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника [7, ст. 40 таблиця 14];
���� – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими
співвідношеннями.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки:
�������� = �������� ∙ �������� , (8.11)
де �������� – відстаньвід щитка до найвіддаленішого світильника лінії;
�������� – потужність лінії.
Рисунок 8.6 – Схема підключення світильників
���� = ����1 ∙ ����1 + ����2 ∙ ����2 + ����3 ∙ ����3 + ����4 ∙ ����4 + ����5 ∙ ����5 + ����6 ∙ ����6 + ����7 ∙ ����7 + ����8 ∙ ����8;
���� = 72 ∙ 5,7 + 78 ∙ 5,7 + 84 ∙ 5,7 + 90 ∙ 5,7 + 96 ∙ 5,7 + 102 ∙ 5,7 + 108 ∙ 5,7 +
+114 ∙ 5,7 = 4240,8 кВт ∙ м.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 04
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
4240,8
∆����1 = 46 ∙ 16 = 4,7 %.
От же умова виконується, втрата напруги у найбільш віддаленій точці не
перевищує 5%.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шино проводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1 кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової
електричної мережі номінальна напруга мережі Iном, результати розрахунку
навантаження цеху (розділ 1).
Для мереж напругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів короткого
замикання.
Перевірці на економічну густину струму, згідно п. 1.3.28 ПУЕ [1] не
підлягають:
мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ за числа
годин використання максимуму навантаження підприємств до 4000 - 5000;
- відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1 кВ, також
освітлювальні мережі промислових підприємств;
- збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих і закритих
розподільчих установок всіх напруг;
- мережі тимчасових споруд, а також пристрої з терміном служби 3-5 років.
Вибір перерізу провідників по технічним умовам включає: вибір по
умовам теплового нагріву; по їх пропускної спроможності і умовами захисту;
термічну стійкість до струмів короткого замикання; втрати напруги; механічна
міцність.
На механічну міцність перевіряються голі проводи і приймаються перерізи
з умов механічної міцності для алюмінієвих F> 35 мм2 і стальних F>25 мм2.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 05
Зм. Лист № 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, від того, чи потрібно захищати мережу від перевантаження, від
температури умов оточуючого середовища, характеру приміщення і типу
ізоляції провідника. Попередньо необхідно обрати марку провідника,
визначитися з умовами його прокладання, а потім виконати розрахунок.
Переріз провідника цехової мережі обирається за розрахунковим струмом
таким чином, щоб провідники при струмах навантаження, які відповідають
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 06
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
роботі у тривалому режимі і умовам нормованої для них температури
середовища, не перегрівалися більше допустимих.
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне струмове
навантаження за півгодинний інтервал часу Іроз .
Основним завданням розрахунку цехових електричних мереж є вибір
перерізу кабелів, проводів шино проводів і захисних апаратів.
Для мереж напругою до 1000 В основними вимогами, що визначають вибір
перерізу провідників, є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів
провідників, механічна міцність, втрата напруги, термічна стійкість до струмів
КЗ.
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в
цілому за співвідношення
I Рном
розр = ,
3 ⋅Uном ⋅cosϕ
де Рном – номінальна потужність згідно з завданням, кВт ;
Uн = 0,38 кВ.
Умовами вибору ліній живлення [1] є виконання співвідношення:
I роз ≤ Ку.п ⋅ Iн.доп.л .
де Iн.доп.л – допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
Куп – коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ.
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (табл. 1.3.3 ПУЕ),
співвідношення прийме вид
Iн.доп.л ≥ Iмакс =1,25 ⋅ I р ,
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі живлення
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.1
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 07
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 8.1 – Вибір перерізу живлячого кабелю
Назваспоживача Iр, Iмакс., Iдоп.каб
А А А Марка
Пила маятникова 69,5 86,9 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Конвеєр 44 55 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Верстат корегування кута 13,9 17,4 19 АВВГ(4×2,5)
Верстат свердлильний 6,7 8,3 19 АВВГ(4×2,5)
Верстат заточний 6 7,6 19 АВВГ(4×2,5)
Прес штампувальний 36,5 45,6 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Верстат горизонтально-
фрезерний 47,3 59,2 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Верстат токарний підготовчій 51,9 64,8 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Зварювальний випрямляч 71 88,7 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Верстат токарний фінішний 44,9 56,2 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Верстат зубофрезерний 89,3 111,7 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Верстат гвинторізний 35 43,8 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Тельфер 50,2 62,7 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Верстат вертикально-фрезерний 14,5 18,1 19 АВВГ(4×2,5)
Піч індукційна 101,4 126,8 135 АВВГ(3×35)+(1×16)
Піч опору 126,8 158,5 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Вентилятор витяжний 5,5 6,9 19 АВВГ(4×2,5)
Вентилятор приточний 40,3 50,4 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Муфельна піч 27,5 34,4 32 АПвВГ (2х2,5)
Зарядний пристрій 5,5 6,9 32 АПвВГ (2х2,5)
Щиток освітлення ЩО 77,2 96,5 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально) номінального струму
автоматичних вимикачів, та струму теплових розщіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі; сумарного струму І роз РП споживачів, що
приєднані до РП, який визначається за виразом
����роз.РП = �����роз ∙ ����П, (8.12)
де ����П – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі [12].
Робимо послідуючі розрахунки, дані заносимо в таблицю 8.2.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 08
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 8.2 – Вибір перерізу ввідних кабелів
Найменування РП Iроз.РП, Iмакс., Iдоп.каб,
А А А Марка
Розподільчий пункт РП-1 176,6 220,7 240 АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-2 152,4 190,6 200 АВВГ(3×70)+(1×35)
Розподільчий пункт РП-3 144,9 181,1 200 АВВГ(3×70)+(1×35)
Розподільчий пункт РП-4 53,7 67,1 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Розподільчий пункт РП-5 24,4 30,5 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Розподільчий пункт РП-6 225,1 281,4 305 АВВГ(3×150)+(1×70)
Розподільчий пункт РП-7 214,6 268,3 270 АВВГ(3×120)+(1×70)
Розподільчий пункт РП-8 199,8 249,8 270 АВВГ(3×120)+(1×70)
Розподільчий пункт РП-9 313,1 391,4 400 АВВГ(3×240)+(1×120)
Розподільчий пункт РП-10 281,5 351,9 400 АВВГ(3×240)+(1×120)
Розподільчий пункт РП-11 89,5 111,8 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Конденсаторна установка 205 256 270 АВВГ(3×120)+(1×70)
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 ПУЕ, застосовуємо коефіцієнти, наведені в
табл. 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху враховуємо за допомогою
відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3.
В умовах після аварійного режиму перевірку ввідних кабелів до
розподільчих пунктів РП не здійснюємо, так як при включенні АВР на шинах
0,38 кВ, релейний захист автоматично відключає таку кількість споживачів, що
підключені до секцій шин РУНН, що післяаварійний струм не перебільшує
Ірозрп.
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної має
становити не більше ±5 % Uном . Для освітлювальних мереж промислових
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від +5
до −2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення
±5 % Uном . Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту
асинхронних електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його
зменшення може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення
зниження напруги призводить до різкого зменшення світлового потоку.
Розрахунок цехової мережі за умовами допустимої втрати напруги і
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 09
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
побудова епюри відхилення напруги виконується для кола ліній від шин ГПП
або ЦРП до затискачів одного найбільш віддаленого від цехової ТП або
найбільш потужного ЕП для режимів максимальних і мінімальних навантажень
(визначається з добового графіка навантажень), а в випадку
двотрансформаторної підстанції – і післяаварійного.
Як відомо, існує залежність r0 i x0 від перерізу проводів і кабелів, якою
можна скористатися при розрахунках.
Як правило у розрахунковому ланцюгу «ГПП – найбільш віддалений
потужний споживач» присутня трансформаторна підстанція ТП.
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.7.
Рисунок 8.7 – Розрахункова схема
Повний розрахунок відхилення напруги послідовно уздовж ланцюга
РУ НН ГПП – потужний споживач включає в себе визначення відхилення
напруги на двох ділянках – Л1 та Л2.
Наша мета – визначення відхилення напруги цехової мережі від КТП до
споживача, тобто на ділянці Л2
Відхилення напруги δU відносно Uном в любої точці мережі
розраховується згідно співвідношення
δU = ∆UЦЖ (%) + ∆UТ (%) - ∑∆U(%),
де ∆UЦЖ (%) – відхилення в центрі живлення,
∆UТ (%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором,
∑∆U(%) – сума втрат напруги від центра живлення до розрахункової
точці мережі.
Втрати напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше встановлених [14] та ДСТУ EN 50160:2014.
Співвідношення для нашого випадку з врахуванням того, що напруга на
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 10
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
затискачах найбільш віддалених електроприймачів не повинна бути нижче
К∆U ⋅U , має вид
Uном - ∆UТ - ∆UЛ2 ≥ К∆U ⋅U% ,
де ∆UТ, ∆UЛ2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми
(рисунок 8.7),
К∆U – коефіцієнт, що враховує відхилення напруги згідно [14] або ДСТУ
EN 50160:2014.
Розрахунок втрати напруги на ділянці Л2 від шин цехової підстанції до
віддаленого споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить
споживача від РП, так як його переріз менше ніж переріз кабелю від шин ТП до
РП. Отримані таким чином відхилення напруги будуть більше реальних, але в
тому разі, коли і вони не будуть перевищувати норму, реальні відхилення тим
більше будуть задовольнять нормі.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються формулою
∆U = ∆UЛ2 = 3 ⋅ Iроз Л ⋅LКЛ ⋅ (rо ⋅cosϕ + xо ⋅sinϕ) .
Втрати напруги ∆UТ на цеховому трансформаторі
S
∆U = max
Т ⋅ (Uа ⋅cosϕ + Uр ⋅sinϕ) ,
Sном Т
де Smax – максимальне навантаження одного трансформатора,
Sном Т – номінальна потужність трансформатора,
U = ∆РКЗ
а ⋅100% – активна складова напруги КЗ,
Sном Т
Uр = U2 2
КЗ - Uа – реактивна складова напруги КЗ.
Значення ∆РКЗ , UКЗ – каталожні дані для конкретного трансформатора,
значення Smax як правило, лежить в діапазоніS 1
max = SТП ÷ SТП .
2
При необхідності, може бути задіяна «добавка» δUT , яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» δUT регулюється зміною
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 11
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
трансформації, за співвідношенням
U U W2
2 = 1 .
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі.
Значення δUT , залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.3.
Таблиця 8.3 – Значення δUT , залежно від відгалуження
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
0 5,0 5,25
–2,5 7,5
–5,0 10 10,8
Визначимо втрати напруги найбільш потужного електроприймача цеху,
для якої Ір=57,8 А, питомий активний та індуктивний опір: r0=1,1 Ом/км,
х0=0,068 Ом/км, Lкл2=200 м.
∆U = ∆UЛ 2 = 3 ⋅57,8 ⋅0,2 ⋅ (1,9 ⋅0,9 + 0,068 ⋅0,3) = 34,6 В.
Знайдемо втрати напруги на цеховому трансформаторі.
Для трансформатора мережі ТМЗ 1000/10, яка розраховується ∆Ркз= 12,2 Вт;
Uк.з.=5,5%; Sном.тр=1000 кВА, сosφ=0,9; sinφ=0,3.
Розраховуємо активні і реактивні складові КЗ:
Uа = 12,2 ×100% =1,22 %.
1000
U = (5,5)2 − (1,22)2
p = 5,37 %.
Втрати напруги на цеховому трансформаторі складуть
∆U =1177,7
т ×(1,2×0,9+5,37×0,433 = 4,03%.
1000 )
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 12
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
В результаті розрахованих даних отримаємо нерівність:
100 + 5−1,2 − 4,04 = 99,8 ≥ 95 %.
Таким чином відхилення напруги вздовж ланцюга «РУ НН КТП –
віддалений потужний споживач» не виходить за допустимі значення.
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф тощо).
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма
внутрішніми електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на єдиній
конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних приєднань тощо.
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб з
врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних
комплектних установок.
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ необхідно
здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність робочій напрузі і
струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі, заданому класу точності,
умовам експлуатації тощо), так і за умовами роботи в разі короткого замикання
з урахуванням термічних і електродинамічних впливів, комутаційної
спроможності.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик ( кількості приєднаних електроприймачів, сумарного струму
Іроз,РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). Іроз, РП визначається за виразом
Іроз,РП =∑ Іном ⋅КП,
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання
автоматичних вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом
автоматичних вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі.
Вибір розподільчого пункту
Пункт розподільний ПР11 (рисунок 8.8) призначений для розподілу
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 13
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
електричної енергії, захисту електричних установок при перевантаженнях і
струмах короткого замикання, для нечастих оперативних включень і
відключень електричних ланцюгів і пусків асинхронних двигунів. ТзОВ «ВКТ
Електрощит» в якості офіційного представника заводу «Електрощит» реалізує
апарати даних і інших моделей за цінами виробника.
Розрахований на номінальну напругу Uном =660 В.
Кількість автоматичних вимикачів для встановлення становить,
- трьохполюсних від 10 до 63 А, – 9 шт;
- трьохполюсних від 160 до 250 А, - 3 шт.
Рисунок 8.8 –Пункт розподільчий ПР11
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за методикою,
передбаченою ГОСТ 28249–93 [12]. Стандартом встановлено методику
розрахунків максимальних і мінімальних значень струму при симетричних і
несиметричних КЗ, види яких визначені відповідно до ГОСТ 26522–85.
Методика призначена для розрахунку струмів КЗ, необхідних для вибору і
перевірки електрообладнання за умовами КЗ, для вибору комутаційних
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 14
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
апаратів, уставок релейного захисту і заземлюючих пристроїв згідно ПУЕ.
Величини, що підлягають визначенню і допустимі погрішності їх розрахунку
залежать від цілі розрахунку.
Розрахунку для вибору та перевірки електрообладнання за умовами КЗ
підлягають:
– початкове значення періодичної складової струму КЗ;
– аперіодична складова струму КЗ;
– ударний струм КЗ;
– дійсне значення періодичної складової струму в довільний момент часу, аж
до розрахункового часу розмикання ушкодженого ланцюга.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1кВ слід
враховувати:
– індуктивні опори всіх елементів короткозамкненого ланцюга, включаючи
силові трансформатори, провідники, трансформатори струму, реактори,
струмові котушки автоматичних вимикачів;
– активні опори елементів короткозамкненого ланцюга;
– активні опори різних контактів і контактних з’єднань;
– значення параметрів синхронних і асинхронних двигунів.
При розрахунках струмів КЗ допускається:
– максимально спрощувати всю зовнішню мережу по відношенню до місця
КЗ і індивідуально враховувати тільки автономні джерела електроенергії і
електродвигунів, що безпосередньо примикають до місця;
– не враховувати струм намагнічування трансформаторів;
– не враховувати насичення магнітних систем електричних машин;
– не враховувати вплив асинхронних електродвигунів, якщо їх сумарний
номінальний струм не перевищує 1% початкового значення періодичної
складової струму в місці КЗ, розрахованого без врахування
електродвигунів.
Струм КЗ електроустановок напругою до 1 кВ рекомендується
розраховувати в іменованих одиницях. У схемі заміщення параметри елементів
розрахункової схеми слід привести до ступеня напруги мережі, на якій
знаходиться точка КЗ.
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання наступна:
– відповідно до принципової схеми обирати умови розрахунку;
– скласти розрахункову схему та схему заміщення, обчислити параметри її
елементів;
– обрати метод розрахунку струму КЗ;
– здійснити розрахунок;
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 15
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
– оцінити отримані результати.
Відповідно до цільового призначення розрахунку необхідно встановити
розрахункові умови короткого замикання для елемента СЕП, який аналізується.
Розрахункові умови КЗ – найбільш складні, але достатньо важливі, в яких
може опинитися елемент електроустановки через різні види коротких замикань.
До сукупності первинних характеристик розрахункових умов входять
розрахункова схема, вид струму КЗ, точка, вид і тривалість КЗ.
Розрахункова схема – це схема з’єднань елементів СЕП, де існують
розрахункові умови КЗ для елемента, що розглядається. При виборі
розрахункової схеми слід враховувати передбачені для даної електроустановки
умови її усталеної роботи і не зважати на короткочасні зміни схеми, не
передбачені для сталої експлуатації (наприклад, під час перемикань).
Розрахункова схема містить реальні елементи на різних ступенях напруги з
електромагнітними зв’язками, опорами втрат і розсіювання.
З можливістю застосування методів теорії електричних кіл у розрахунках
струмів КЗ будемо вважати, що КЗ симетричне і аналіз перехідного процесу
будемо здійснювати по одній фазі.
Особливістю розрахунків струмів КЗ в електроустановках напругою до 1
кВ є знаходження, як правило, всіх елементів короткозамкненого кола на
одному ступені напруги, що позбавляє необхідності приводити значення
еквівалентів схеми заміщення до цього ступеня.
Розрахункові місця КЗ визначають на основі принципової схеми. Такими
місцями мають бути точки КЗ, що знаходяться поблизу споживачів, обладнання
та елементи мережі (шини РУ, РП тощо), в яких встановлюють апаратуру, яку
слід перевіряти на дію струмів КЗ.
Місце КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ в більшості систем
електропостачання промислових підприємств характеризується як значно
електрично віддалене від джерел електроенергетичної системи. Встановлена
потужність електроустановок помітно перевищує споживану, тому на стороні
низької напруги знижувальних трансформаторів амплітуду аперіодичної
складової струму КЗ від енергосистеми можна вважати незмінною. Це
обґрунтовує припущення, що електроустановки напругою до 1 кВ промислових
підприємств підключені до джерела необмеженої потужності через
еквівалентний індуктивний опір ��������.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 16
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8.4.1 Розрахунок опорів елементів мережі
Для здійснення розрахунку струмів короткого замикання складаємо схему
заміщення (рисунок 8.9) та знаходимо опори всіх елементів схеми.
При розрахунку струмів КЗ в електроустановках, які отримують живлення
безпосередньо від мережі енергосистеми, допускається вважати, що понижуючі
трансформатори підключені до джерела незмінної за амплітудою напруги через
еквівалентний індуктивний опір системи. Значення цього опору, приведене до
ступеня нижчої напруги мережі розраховуємо за формулою:
����2
���� = ср.НН
���� , (8.13)
√3 ∙ ����відкл.ном ∙ ����ср.ВН
де ����2
ср.НН – середня номінальна напруга мережі, що підключена до обмотки
нижчої напруги трансформатора, В;
����ср.ВН – середня номінальна напруга мережі, що підключена до обмотки
вищої напруги трансформатора, В;
����відкл.ном – номінальний струм відключення вимикача, який встановлений
на стороні вищої напруги понижуючого трансформатора, кА.
4002
�������� = = 0,44 мОм.
√3 ∙ 20 ∙ 10,5 ∙ 103
Активний та індуктивний опір нульової послідовності знижувального
трансформатора, обмотки якого з’єднані за схемою Δ/Y0 при розрахунках КЗ в
мережі низької напруги необхідно приймати рівними відповідним активним
опорам прямої послідовності.
Приведений до ступеня низької напруги мережі активний та індуктивний
опір прямої послідовності знижувального трансформатора визначають за
формулами:
����КЗ ∙ ����2
���� НН ном. 6
1���� = 2 ∙ 10 ; (8.14)
��������
2 2
����1���� = � 2 100 ∙ ����
���� − � КЗ ����
� ∙ НН ном.
к ���� ���� ∙ 104, (8.15)
���� ����
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 17
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
де �������� – номінальна потужність трансформатора, кВА;
����КЗ – втрати короткого замикання, кВт;
����НН – номінальна напруга обмотки низької напруги трансформатора, кВ;
����к – напруга короткого замикання, %.
12,2 ∙ 0,42
����1���� = 10002 ∙ 106 = 1,9 мОм;
100 ∙ 12,2 2 0,42
���� 2
1���� = �5,5 − � 1000 � ∙ 1000 ∙ 104 = 5,49 мОм.
Схема заміщення прямої послідовності для розрахунку КЗ
Рисунок 8.9 – Схема заміщення прямої послідовності для розрахунку
КЗ в цеховій мережі
На схемі заміщення введені позначення:
Хс- індуктивний еквівалентний опір системи, зведений до нижчої напруги,
через який підключено трансформатор КТП;
rQ1 - активний опір вимикача 10 кВ;
ХQ1 - індуктивний опір вимикача 10 кВ;
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 18
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
rР - активний опір роз’єднувача 10 кВ;
ХР - індуктивний опір роз’єднувача 10 кВ;
rТ - активний опір прямої послідовності знижувального трансформатора,
приведений до ступеня низької напруги мережі;
ХТ - індуктивний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі;
rК - активний опір контактних з'єднань вимикача QF1;
rQF1 - активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF1;
XQFl - індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF1;
rТА - активний опір первинної обмотки трансформатору струму;
ХТА - індуктивний опір первинної обмотки трансформатору струму;
rQF2 - активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF2;
XQF2 - індуктивний опір струмових котушок розчіплювана вимикача QF1;
rКQ - активний опір контактних з'єднань вимикача QF2 зі стороні
кабелю L1;
rKLl - активний опір контактних з'єднань кабелю L1;
rLl - активний опір кабелю L1;
ХL1 - реактивний опір кабелю L1;
rQF3 - активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF3;
XQF3 - індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF3;
rKL2 - активний опір контактних з'єднань кабелю L2 ;
rL2 - активний опір кабелю L2;
XL2 - реактивний опір кабелю L2.
Активний та індуктивний опір нульової послідовності трансформатора
цехової КТП, обмотки якого з'єднані по схемі A/Y0, при розрахунках КЗ в
мережі низької напруги приймаємо рівними відповідним активним та
індуктивним опорам прямої послідовності.
Активний опір контактних з'єднань.
Згідно [11] приймаємо наступні значення активних опорів контактних
з'єднань комутаційних апаратів і кабелів
rК= rКQ = 1,0 мОм;
rКL1= rКL2 = 0,1мОм;
Активні та індуктивні опори котушок автоматичних вимикачів.
Розрахунок струмів короткого замикання в електроустановках напругою
до 1 кВ слід вести з урахуванням індуктивних і активних опорів котушок
розчіплювачів максимального струму автоматичних вимикачів, при цьому
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 19
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
приймати значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності
рівними відповідним опорам прямої послідовності. Значення опору котушок
розчіплювачів автоматичних вимикачів обираємо в залежності від
номінального струму вимикача згідно таблиці 21 в додатку 6 [11]:
rQF1= 0,25 мОм;
rQF2= 0,65 мОм;
rQF3= 2,15 мОм;
XQF1= 0,1 мОм;
XQF2= 0,17 мОм;
XQF3= 1,2 мОм.
Активний та індуктивний опір трансформаторів струму.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ слід
враховувати активний та індуктивний опір первинних обмоток всіх
багатовиткових вимірювальних трансформаторів струму, які існують в ланцюгу
КЗ. Значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності
приймають рівними значенням опорів прямої послідовності. Активним та
індуктивним опором одновиткових трансформаторів ( на струми більш ніж 500
А) можна зневажити.
Параметри деяких багатовиткових трансформаторів струму обираємо
згідно таблиці 20[11]:
- rТА= 1,7 мОм;
- ХТА = 2,7 мОм.
Активний та індуктивний опір кабелю.
Значення параметрів прямої (зворотної ) і нульової послідовностей кабелю,
який використовується в короткозамкненому ланцюгу, приймаємо згідно [11].
��������1 = ����0 ∙ ����1
��������1 = ����0 ∙ ����1
��������2 = ����0 ∙ ����2
��������2 = ����0 ∙ ����2
З урахуванням питомих значень, параметри кабелів (для ділянок СШ→РП1
та РП→1)дорівнюють:
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 20
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
��������1 = 0,195 ∙ 97 = 18,9 мОм;
��������1 = 0,061 ∙ 97 = 5,9 мОм;
��������2 = 2,4 ∙ 5 = 12 мОм;
��������2 = 0,084 ∙ 5 = 0,42 мОм.
8.4.2 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП - точка КЗ».
��������(К3) = ����Т + ����К + ������������1 + �������� + ������������ + �������� + ������������2 + ������������ + ������������1 + ��������1 + +������������3 + ������������2
+ ��������2;
��������(К3) = 1,9 + 1 + 0,25 + 1 + 1,7 + 1 + 0,65 + 1 + 0,1 + 18,9 + 2,15 + 0,1 + 12
== 41,66 мОм.
Х����(К3) = ХС + ХТ + Х��������1 + Х�������� + Х��������2 + Х����1 + Х��������3 + Х����2;
Х����(К3) = 0,44 + 5,49 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 5,9 + 1,2 + 0,42 = 16,42 мОм.
Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «трансформатор
цехової КТП – точка К3 (споживач поз. 1)
���� = �41,662 + 16,422����(К3) = 44,7 мОм.
Струм короткого замикання (начальне дійсне значення періодичної
складової трифазного струму КЗ Іп0=ІКЗ(К3)) у точці (К3)
1,05 ∙ 380
ІКЗ(К3) = = 5159,6 А.
√3 ∙ 44,7 ∙ 10−3
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП - точка К2 (РП-1)».
��������(К2) = ����Т + ����К + ������������1 + �������� + ������������ + �������� + ������������2 + ������������ + ������������1 + ��������1;
��������(К2) = 1,9 + 1 + 0,25 + 1 + 1,7 + 1 + 0,65 + 1 + 0,1 + 18,9 = 27,41 мОм.
Х����(К2) = ХС + ХТ + Х��������1 + Х�������� + Х��������2 + Х����1;
Х����(К2) = 0,44 + 5,49 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 5,9 = 14,8 мОм.
��������(К2) = �27,412 + 14,82 = 31,3 мОм.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 21
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Струм короткого замикання у точці (К2)
1,05 ∙ 380
ІКЗ(К2) = = 7368 А.
√3 ∙ 31,3 ∙ 10−3
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП - точка К1 (шини 0,4 кВ в КТП)».
��������(К1) = ����Т + ����К + ������������1 + �������� + ������������;
��������(К1) = 1,9 + 1 + 0,25 + 1 + 1,7 = 5,85 мОм.
Х����(К1) = ХС + ХТ + Х��������1 + Х��������;
Х����(К1) = 0,44 + 5,49 + 0,1 + 2,7 = 8,73 мОм.
���� 2 2
����(К1) = �5,85 + 8,73 = 10,5 мОм.
Струм короткого замикання у точці (К1)
1,05 ∙ 380
ІКЗ(К1) = = 21956 А.
√3 ∙ 10,5 ∙ 10−3
Отримані значення струму КЗ заносимо до таблиці 8.4
8.4.3 Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ
Найбільше початкове значення аперіодичної складової струму КЗ в
загальному випадку вважають рівним амплітуді періодичної складової струму в
початковий момент КЗ:
��������0 = √2 ∙ ����п0; (8.16)
��������0(К1) = √2 ∙ ����п0(К1) = √2 ∙ 21956 = 30,7 кА.
��������0(К2) = √2 ∙ ����п0(К2) = √2 ∙ 7368 = 10,4 кА.
��������0(К3) = √2 ∙ ����п0(К3) = √2 ∙ 5159 = 7,2 кА.
Ударний струм трифазного КЗ:
����уд = √2 ∙ ����п0 ∙ ����уд, (8.17)
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 22
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
де ����уд– ударний коефіцієнт, що визначається за співвідношенням, для
кожної точки окремо
R
3,14( сум
− )
к Х
=1 + е сум
уд ,
���� = 1 + 2,718−3,14(5,85
уд(К1) 8,73) = 1,12,
27,41
����уд(К2) = 1 + 2,718−3,14( 14,8 ) = 1,01,
−3,14(41,66
����уд(К3) = 1 + 2,718 16,42) = 1,0.
����уд(К1) = √2 ∙ 30,7 ∙ 1,12 = 48,1 кА,
����уд(К2) = √2 ∙ 10,4 ∙ 1,01 = 14,7 кА,
����уд(К3) = √2 ∙ 7,2 ∙ 1,0 = 10,1 кА.
Значення ударного струму КЗ ����уд заносимо до таблиці 8.4.
Таблиця 8.4 – Результати розрахунку струмів короткого замикання
Точка КЗ ����1���� ,мОм ����1���� ,мОм ����к.з, кА ��������0, кА ����уд, кА
К1 5,85 8,73 21,9 30,7 48,1
К2 27,41 14,8 7,3 10,4 14,7
К3 41,66 16,42 5,1 7,2 10,1
8.4.5 Розрахунок струму однофазного КЗ
Особливу увагу в мережах напругою до 1 кВ з глухо заземленою
нейтраллю слід приділяти розрахунку однофазного КЗ.
Якщо електропостачання електроустановки напругою до 1 кВ
здійснюється від енергосистеми за допомогою понижуючого трансформатора,
розрахунок струму ����(1)
КЗ однофазного короткого замикання з достатньою
точністю можна здійснювати за наступною спрощеною формулою:
(1) √3 ∙ ����
���� = ср.НН
КЗ , (8.19)
�(2����1���� + ���� 2
0����) + (2���� 2
1���� + ����0����)
де ����1���� ,����1���� – результуючі (сумарні) активний та індуктивний опори прямої
послідовності ланцюга КЗ;
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 23
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
����0���� ,����0����–результуючі (сумарні) активний та індуктивний опори нульової
послідовності відносно точки КЗ.
����0���� = ����0���� + ����р + ����ТА + ����кв + ����к + ����0ш + ����0кб + ����0пл + ����д; (8.20)
����0���� = ����0���� + ����р + ����ТА + ����кв + ����0ш + ����0кб + ����0пл, (8.22)
де ����0���� ,����0���� – активний та індуктивний опір нульової послідовності
понижуючого трансформатора;
����р, ����р – активний та реактивний опір нульової послідовності реактора;
����ТА, ����ТА – активний та індуктивний опір нульової послідовності
трансформатора струму;
����кв,����кв – активний та індуктивний опір нульової послідовності струмових
котушок вимикача;
����к – активний опір контактних з’єднань;
����0ш,����0ш – активний та індуктивний опір нульової послідовності
шинопроводу;
����0кб,����0кб – активний та індуктивний опір нульової послідовності кабелю;
����0пл,����0пл – активний та індуктивний опір нульової послідовності
повітряної лінії;
����д – активний опір електричної дуги.
Згідно вихідних даних частка однофазних електроприймачів є незначною,
а їх склад не постійним. Тому з урахуванням цих факторів, а також того, що
вище були розраховані трифазні максимальні струми КЗ, розрахунок струмів
однофазного КЗ здійснювати не потрібно.
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист цехових електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно
глави 3.1 ПУЕ [1].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
- збільшення струму внаслідок перевантаження;
- збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
- збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всых елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 24
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Перевантаження є найменш небезпечне і вряді випадків допускається
відмовлятися від застосування захисту провідників від перевантаження.
Згідно гл. 3.1 ПУЕ мають бути захищеними від перевантаження:
- мережі всередині приміщень, виконані, виконані відкрито
прокладеними провідниками з горючою зовнішньою оболонкою або
ізоляцією;
- освітлювальні мережі в службово-побутових приміщеннях
промислових підприємств, включаючи мережі для побутових і
переносних електроприймачів, а також у пожежонебезпечних зонах;
- силові мережі на промислових підприємствах – тільки в разі, якщо за
умовами технологічного процесу або за режимами роботи мережі
може виникати тривале перевантаження провідників;
- мережі всіх видів у вибухонебезпечних зонах.
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Приводяться особливості місць встановлення та розташування апаратів
захисту.
У якості апаратів захисту, як правило, мають застосовуватися автоматичні
вимикачі або запобіжники. На сучасних підприємствах найбільше поширені
більш досконалі автоматичні вимикачі, які мають очевидні переваги. При
виборі автоматичних вимикачів слід орієнтуватися на апарати типу ВА, які
відповідають ДСТУ 3020-95, виконані стандарті DIN, мають одно-, дво-, три- і
чотириполюсне виконання.
Вибір автоматичних вимикачів в загальному випадку проводять з
врахуванням електричних характеристик електроустановок, умов експлуатації,
експлуатаційних вимог: селективності відключення, вимогам до дистанційного
керування та індикації і тощо. У цілому при такому виборі слід, в першу чергу,
користуватися технічною документацією на конкретні апарати. При виборі
уставок струму автоматичних вимикачів необхідно враховувати різницю в
характеристиках і погрішності у роботі розчеплювачів.
Існують наступні вимоги до вибору автоматичних вимикачів, яких слід
дотримуватися при виконанні випускної роботи бакалавра:
– номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги мережі;
– відключаюча здатність повинна бути розрахована на максимальні струми
КЗ, що протікають по елементу, що захищається;
– номінальний струм розчеплювача повинен бути не менше найбільшого
розрахункового струму навантаження, що тривало протікає по елементу, що
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 25
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
захищається
Iном.роз. ≥ Iроз ;
автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному режимі
роботи елементу, що захищається, тому струм уставок сповільненого
спрацювання розчеплювача, що регулюються, слід обирати за умовою
Iном.роз ≥ (1,1−1,3) ⋅ Iроз
(для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим розчеплювачом
достатньо виконання попередньої умови);
– при допустимих короткочасних перевантаженнях елемента, що
захищається, автоматичний вимикач не повинен спрацьовувати; це досягається
вибором уставки миттєвого спрацювання електромагнітного розчеплювача за
умовою
Iном.розч.е ≥ (1,25−1,35) ⋅ iп ,
де іп – пікове навантаження елементу, що захищається.
Іп – пікове навантаження групи елементів, що захищається.
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.5.
У таблиці 8.5 введені такі позначення:
ІНА.В.– номінальний (установчій) струм автоматичного вимикача;
Iроз – номінальний струм розчеплювача вимикача (незалежно від його
виду);
ІНТ.Р. – номінальний струм теплового розчеплювача;
ІНЕ.Р. – номінальний струм електромагнітного розчеплювача;
ІП – струм пікового навантаження: ІП = (5− 7) ⋅ Iроз .
Як варіант, можуть використовуватися апарати серії ВА: автоматичні
вимикачі, що призначені для групового захисту розподільчих пунктів, які
мають дві системи захисту – електротеплову і електромагнітну, та виконані
згідно ГОСТ 14254-2015 зі ступенем захисту не нижче ІР30.
Для автоматичних вимикачів серії ВА, що виконані в стандарті DIN, для
струму електромагнітного розчеплювача в залежності від характеристики
(С, В чи D) виконується співвідношення:
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 26
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
ІНЕ.Р. ≈ (35) ⋅ ІНТ.Р ; ІНЕ.Р. ≈ (510) ⋅ ІНТ.Р. або ІНЕ.Р. ≈ (1014) ⋅ ІНТ.Р. .
Керуючись вказаними вище критеріями: формулам , згідно каталожним
даних [20] обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.5.
Після визначення типу і параметрів вимикачів, обрана схема головних
з’єднань комплектної трансформаторної підстанції КТБ буде мати вид, що
приведений на окремому листу графічної частини.
Таблиця 8.5 – Вибір автоматичних вимикачів
.
Найменування обладнання Ір, 1,1 Ір Тип Ін, Ін.т.р, Ін.е.р,
А А апарату А А А
1 2 3 4 5 6 7
Пила маятникова 69,5 76,5 ВА47-100 100 80 1000
Конвеєр 44 48,4 ВА47-29 63 50 500
Верстат корегування кута 13,9 15,3 ВА47-29 63 16 500
Верстат свердлильний 6,7 7,3 ВА47-29 63 8 500
Верстат заточний 6 6,7 ВА47-29 63 8 500
Прес штампувальний 36,5 40,2 ВА47-29 63 50 500
Верстат горизонтально-фрезерний 47,3 52,1 ВА47-29 63 63 500
Верстат токарний підготовчій 51,9 57 ВА47-29 63 63 500
Зварювальний випрямляч 71 78,1 ВА47-100 100 80 1000
Верстат токарний фінішний 44,9 49,4 ВА47-29 63 50 500
Верстат зубофрезерний 89,3 98,3 ВА47-100 100 100 1000
Верстат гвинторізний 35 38,5 ВА47-29 63 40 500
Тельфер 50,2 55,2 ВА47-29 63 63 500
Верстат вертикально-фрезерний 14,5 16 ВА47-29 63 16 500
Піч індукційна 101,4 111,6 ВА88-32 125 125 1250
Піч опору 126,8 139,4 ВА88-33 160 160 1600
Вентилятор витяжний 5,5 6 ВА47-29 63 6 500
Вентилятор приточний 40,3 44,4 ВА47-29 63 50 500
Муфельна піч 27,5 30,1 ВА 57-35 40 46 138
Зарядний пристрій 5,5 6,1 ВА 57-35 40 46 138
Щиток освітлення ЩО 77,2 84,9 ВА47-100 100 100 1000
Розподільчий пункт РП-1 176,6 194,3 ВА88-35 250 200 2000
Розподільчий пункт РП-2 152,4 167,6 ВА88-35 250 200 2000
Розподільчий пункт РП-3 144,9 159,4 ВА88-35 250 160 2000
Розподільчий пункт РП-4 53,7 59,1 ВА47-29 63 63 500
Розподільчий пункт РП-5 24,4 26,8 ВА47-29 63 32 500
Розподільчий пункт РП-6 225,1 247,6 ВА88-35 250 250 2000
Розподільчий пункт РП-7 214,6 236,1 ВА88-35 250 250 2000
Розподільчий пункт РП-8 199,8 219,8 ВА88-35 250 250 2000
Розподільчий пункт РП-9 313,1 344,4 ВА88-37 400 400 4000
Розподільчий пункт РП-10 281,5 309,7 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-11 89,5 98,5 ВА47-100 100 100 1000
Конденсаторна установка 205 256 ВА88-37 400 315 4000
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 27
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряються за захищеність за умовою:
����сх ∙ ����доп ≥ ����зах ∙ ����зах, (8. 23)
де ����сх – поправочний коефіцієнт; для умов цеху ����сх = 1;
����доп – тривалий допустимий струм провідника, А;
����зах – коефіцієнт захисту; для теплового розщіплювача ����зах = 1;
����зах- струм спрацьовування апарату захисту, А.
Для прикладу перевіримо лінію, для Ір=89,5 А, Ідоп.л=111,8 А, Ізах=115 А.
1 ∙ 115 ≥ 1 ∙ 100 А
Таким чином мережа захищена.
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання
Цим розрахунком проводиться перевірка обраного провідника на його
термічну стійкість до струмів КЗ.
Для цього розрахунку необхідно знати:
1) дійсний час t протікання струму КЗ, який дорівнює
t = tзах + tвим ,
де tзах – час дії захисту ;
tвим – час вимикання апарату;
2) усталене значення струму КЗ, І∞ ;
3) надперехідне значення струму КЗ, І/ / ;
4) приведений час tпр , протягом якого стале (значення струму КЗ І∞
виділяє таку ж кількістю тепла, що й змінний в часі струм КЗ за дійсний час t .
Приведений час tпр визначається складовими часу періодичної tпр(п) і
аперіодичною tпр(а) складових струму КЗ:
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 28
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
tпр = tпр(п) + tпр(а) .
Значення tпр(п) при дійсному часу t < 5 c знаходиться по кривих
залежності t / /
пр(п) = f (β ) , де β/ / = I/ / / I∞ .
Криві приведеного часу періодичної складової струму КЗ в залежності від
β для різних значений t беруть з довідкової літератури.
Приведений час аперіодичної складової струму КЗ
t / /
пр(а) = 0,005 ⋅β .
При дійсному часі t <1c величину tпр(а ) не враховують.
Переріз кабелю на термічну стійкість в трифазному КЗ перевіряється за
формулою
I
S = ∞ ⋅ tпр
min ,
С
де C – коефіцієнт, що відповідає різниці виділеної теплоти в провіднику
після і до КЗ.
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції
Оскільки серед електроприймачів цеху, як правило, відсутні
електроприймачі, що значно впливають на якість електроенергії, то обрану
цехову мережі перевіряють на допустимі відхилення напруги у споживачів.
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
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 ���� ∙ ����1 ≤ 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30% від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги:
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 29
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
����
���� ∙ ����1 = �������� − �∆����тр + �����м + ∆����сп� ≥ −5, (8.24)
����=1
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 8.24. матиме вигляд:
����ном − ∆����т − ∆����л ≥ 95 %, (8.25)
де ∆����т – втрати напруги у трансформаторі.
∆����л – втрати напруги у лінії, що живить споживача:
Нами проведено розрахунок втрат напруги у мережі 10 і 0,38 кВ: а саме –
п. 5.2 (Розрахунок перерізу розподільчих мереж) і п. 8.3.3 (Розрахунок
електричної мережі за втратами напруги).
Так як відхилення по напрузі нами не виявлено, то нема потреби у зміні
відгалужень трансформатора.
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
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
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 30
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
утворюються простими у будівельному відношенні. Повністю закриті
комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у виробничих
приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
На рисунку 8.10 приведена типова комплектна трансформаторна
підстанція внутрішньоцехового розташування.
Рисунок 8.10 – Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо
комплектну трансформаторну підстанцію 2КТПЦ Новокаховського
електромеханічного заводу [12].
Обрана двотрансформаторна підстанція 2КТПЦ–1000/10/0,4 УЗ
призначена для надійного електропостачання промислових об’єктів, має
потужність трансформаторів 1000 кВ∙А, з захистом і автоматикою.
Склад підстанції 2КТПЦ–1000/10/0,4–04 У3:
1. Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН).
2. Силовий трансформатор.
3. Кожух виводів силового трансформатору.
4. Розподільча установка низької напруги (РУНН), що складається з
наступного обладнання:
- шафа вимикача робочого вводу;
- шафа секційного вимикача;
- шафа ліній, що відходять;
- шафа автоматизованої конденсаторної установки;
- шафа управління.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 31
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
5. Шинна перемичка. Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна
трансформаторна може бути виконана як однорядною, так і
дворядною. З врахуванням особливостей цеху, обираємо компактне
дворядне виконання.
Для прикладу на рисунку 8.11 приведено загальний вид шафи секційного
вимикача, на рисунку 8.12 – загальний вид шафи управління.
Рисунок 8.11 – Загальний вид шафи секційного вимикача: 1 – шафа секційного
вимикача; 2 – відсік збірних шин; 3 – клапан розвантаження; 4 – відсік клемного блоку; 5 –
відсік секційного вимикача; 6 – відсік релейного блоку; 7 – відсік шинок управління; 8 –
відсік шин
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 32
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.12 – Загальний вид шафи управління: 1 – шафа управління; 2 – відсік
збірних шин; 3 – клапан розгрузки; відсік клемного блоку; 5 – відсік релейного блоку; 6 –
відсік шинок управління.
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії ТМ
1000/10 (трансформатор масляний герметичний), що виготовляється у
герметичному гофробаку і не потребує обслуговування на протязі всього
терміну експлуатації. Загальний вид трансформатору серії ТМ приведено на
рисунку 8.13.
В таблиці 8.6 приведені остовні технічні характеристики
Таблиця 8.6 – Технічні характеристики 2КТПЦ-1000/10/0,4 У3
Найменування параметра Значення
параметра
Потужність силового трансформатора, кВА 1000
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 1600
Струм термічної стійкості на протязі 1 с на стороні ВН, кА 20
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 33
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.13 – Загальний вид трансформатору серії ТМ
Вимоги стійкості до зовнішнього середовища обраної КТПВ наступні:
- температура оточуючого повітря – від мінус 25 до плюс 50 °С;
- висота над рівнем моря – не більше 1000 м;
- середньорічне значення відносної вологості повітря – 75% при
температурі +15 °С;
- оточуюче середовище не вибухонебезпечне, не містить
вибухонебезпечного пилу, агресивних газів в концентраціях, що
можуть пошкодити метали та ізоляцію;
- верхнє значення відносної вологості повітря – 98% при температурі
+25 °С;
- атмосферний тиск – від 86,6 до 106,7 кПа.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 34
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 8.7 – Класифікація виконання 2КТПЦ-1000/10/0,4 У3
За типом силового трансформатора Призначена для встановлення
масляного трансформатора типу ТМ
За способом виконання нейтралі
трансформатора на стороні НН З глухозаземленою нейтраллю
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
згідно ГОСТ 14254 ІР31
За способом установки автоматичних
вимикачів в РУНН З викотними вимикачами
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;
- роз’єздувачем типу РВЗ-10/630;
- трансформаторами струму типу ТПОЛ-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.
Установки конденсаторні для компенсації реактивної потужності УКБН-
0,38-135 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;
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 35
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
- 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).
Таблиця 8.8 – Технічні характеристики УКБН-0,38-135 Т3
Найменування параметра Значення
параметра
Номінальна напруга, кВ 0,4
Напруга живлення допоміжних ланцюгів, В 220
Частота мережі, Гц 50
Номінальна потужність, кВАр 135
Кількість ступенів регулювання 12
Значення cos���� від 0,8 до 1
Тип вводу кабельний
План КТП наведений на аркуші 7 (Вид і план КТП) графічної частини
випускної роботи.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 36
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
9 IНДИВIДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ
Розробка автоматизованої схеми керування пилозбірного
вакуумного насосу
Автоматизована схема керування пилозбірного вакуумного насосу, що
розробляється в даному розділі призначена для програмного автоматичного
керування частотою обертання приводу вакуумного насосу для всмоктування
пилу, який не повинен присутній у фарбувальній камері цеху лакофарбового
покриття.
Функціональна блок-схема керування пилозбірного вакумного насосу. На
рисунку 9.1 представлена функціональна блок-схема керування пилозборного
вакумного насосу.
А 380В 50Гц
А1 А6
В
Блок Згладжувальний С
живлення стабілізатор 0
QF1
А5 А2 А3 А4
Інтерфейс Блок Виконавчий
Мікроконтролер
синхронизації пристрій
M1
Рисунок 9.1 - Блок-схема керування пилозборного вакумного насосу
Розроблюваний пристрій складається з таких блоків та вузлів. Головним
елементом схеми є мікроконтролер, блок А3, (РІС-контролер) фірми MicroChip.
Команди управління поступають на мікроконтролер (контактні датчики S1-S3),
а інформація про стан та режими процесу всмоктування пилу виводяться на
дисплей у вигляді трьох світлодіодів з використанням інтерфейсу – блоку А5.
Послідовність команд з мікроконтролеру (в залежності від керуючої
програми та стану контактних датчиків S1-S3) поступає на тирісторний
виконавчий пристрій, блок А6, основне призначення якого – зменшення
живлячої напруги на ділянці живлення привідного електродвигуна вакуумного
насосу М1.
Живлення мікроконтролеру здійснюється блоком живлення +9 В (блок
А1), живляча напруга з якого поступає на мікроконтролер через блок
синхронізації напруги (блок А2) та згладжувальний стабілізатор (блок А4).
Функції, що виконуються схемою керування:
1. Автоматичне збільшення частоти обертання приводу пилозбірного
насосу при наближені всмоктуючого жолоба вакумного насосу до робочої зони
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 37
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
(регулюється контактним датчиком S2) та її зменшення – при віддалені його від
робочої зони (регулюється контактним датчиком S3). Збільшення частоти
обератння здійснюється плавно (на 10 об/хв за одне натискання), що оберігає
двигун від різкого гальмування.
2. Запам'ятовування поточної частоти обертання у випадку аварійного
зупинення і подальше включення двигуна з частотою обертання, що
запам'ятовується.
3. Автоматичне відключення живлення після часу, встановленого
програмно (наприклад, після 8 годин роботи – в кінці робочої зміни).
Принципова електрична схема керування пилозбірного вакумного насосу
зображена на рисунку 9.2.
380В 50Гц
А
В
С
0
R1 VS1 QF1
+ R12
VD5 C7 C9
C1 L1
R8 VT2 HL1-HL3
R3 VD7
C3
R14 R15 R16 R20
VS2
R4 R9 R17
VT3
R13
C6
R21
VS3
C8 C10 R18
VD6 R11 DD1 ZQ1 VT4
CPU
Osc1 16
+9 В R10
3 RA4
"Sync" 4 Mclr Osc2 15
T1 5 Vcc Vdd 14
1 6 INT RB7 13 4
R2 2 7 RB6 12 5
RB1
8 RB5 11
3 6
RB2 R22
R6
22 RB4 10
GP0 17 1 VS4
GP5
R7 23 GP1 18
GP4
24 19 2
VD1 GP3 GP2 R19
VT1 C5 3 VT5
VD2
VD3
S1 R23
4
C2 "full"
5 1 5 S2
- "inc"
8 VT6
C4 VD4 DA1 6 S3
+
7 + OUTPUT "dec"
15 M1
YAF1
R5
Рисунок 9.2 – Принципова електрична схема керування пилозборного
вакумного насосу
Основним елементом схеми є мікроконтролер PIC12F629. Він здійснює
прийом команд з інтерфейсу – контактних датчиків S1-S3. Мікроконтролер
також проводить видачу імпульсів, що управляють, на симістор VS1 через
транзистор VT2 і резистори R12 і R13. Симістор VS1 через дросель L1 комутує
навантаження. Елементи R1, C1 і L1 служать для придушення перешкод, що
виробляються схемою в процесі її роботи. Живлення портів прийому
мікроконтролеру DD1 синхронізованою напругою здійснюється через RC-
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 38
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
фильтр R5, C4 та операційний підсилювач DA1. Синхроімпульси формуються
резисторами R4, R9 і конденсатором C6. Резистори R3 і R8, конденсатори C3,
C7 і C9, діод VD7 і стабілітрон VD5 служать для живлення всього пристрою.
Автоматизоване управління можливе в наступних варіантах:
Короткочасне спрацювання контактного датчику S2, S3 (час спрацювання
не більше 0,5 секунди). Якщо механізм подачі всмоктуючого жолоба вакумного
насосу наближується до робочої зони, це призводить до періодичного
натискання на контактний датчик S2, а при віддалення механізму подачі
всмоктуючого жолоба вакумного насосу призводить до періодичного
натискання на контактний датчик S3 – частота обертання двигуна подачі
зменшується.
Спрацювання контактного датчика S1 призведе до відключення роботи
механізму подачі всмоктуючого жолоба вакумного насосу і відбудеться
перемикання на деякий середній рівень напруги на привідному електродвигуні
М1 (задається програмно).
Управління в автоматичному режимі має певні особливості, продиктовані
алгоритмом роботи програми мікроконтролера DD1, а саме: проміжок часу між
спрацюванням контактних датчиків S1-S3 не повинен перевищувати 0,2 секунд,
але бути не більше 0,5 секунди.
Схема управління повністю автоматизована – управляюча програма
дозволяє проводити автоматичне відключення живлення після часу, записаного
в FLASH-пам‘яті мікроконтролера (наприклад, після 8 годин роботи – в кінці
робочої зміни) – порт RB4 та якір автоматичного вимикача YAF1.
При аварійному зникненні напруги в мережі і подальшому його
відновленні схема відновлює роботу з останньою частотою обертання
електродвигуна. Це можливо завдяки наявності в мікроконтролері незалежної
пам'яті.
Перед тим, як запрограмувати мікроконтролер, необхідно прочитати вміст
пам'яті програм. Останній осередок (3FF) калібрувальної константи
внутрішнього генератора. Ця константа має вид 34ХХ (наприклад, 347F).
Необхідно запам'ятати це значення, оскільки при стиранні мікроконтролера
воно буде загублено. Відсутність калібрувальної константи в осередку 3FF
приведе до зациклення програми і, відповідно, до непрацездатності пристрою.
Резистори R20-R22 має потужність 1 Вт. Решта резисторів має потужність
0,125 Вт. Конденсатори С1, С3 – високовольтні на напругу не менше 400 В.
Дросель L1 може бути будь-якій з наявних в розпорядженні і розрахований
на струм у 5 А, що відповідає навантаженню у 5,5 кВт. Підійде і саморобний,
виконаний з мідного ізольованого діаметром 2...2,5 мм. П намотується на
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 39
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
діаметром 10 мм до досягнення довжини дроселя, необхідної для впаювання в
плату.
Коли збірка закінчена, включають схему в мережу послідовно з
навантаженням, але мікроконтролер в сокет не вставляють. Напруга між
виводами 1 і 8 сокета повинна складати 5±0,5 Вольт.
Далі, відключають напругу, вставляють мікроконтролерв сокет, правильно
його зорієнтувавши, і знову подають напругу. Двигун повинен почати
обертатися на середній частоті обертання. Схема готова до експлуатації.
Розрахунок стабілізатора постійної напруги мікроконтролера
Для отримання більш стабільної постійної напруги на навантаженні при
зміні споживаного струму блоку прийому керуючого сигналу до його виходу
підключають стабілізатор, який виконаний по схемі, наведеній на рисунку 9.3.
Uвих
R1
VT1
Uвх VD1
Рисунок 9.3 – Електрична схема розрахунку стабілізатора
В такому пристрої працюють стабілітрон VD1 і регулюючий транзистор
VT1. Розрахунок дозволить вибрати всі елементи стабілізатора, виходячи із
заданої вихідної напруги Uн і максимального струму навантаження Iн.
Розрахунок стабілізатора ведуть в наступному порядку.
1. Визначаємо необхідну для роботи стабілізатора вхідну напругу (Uвх) при
заданій вихідній (Uвих = 9 В):
Uвх =Uвих +Uке ,
де Uке = 3 В – мінімальна напруга між колектором і емітером транзистора, узята
з розрахунку на використовування як кремнієвих, так і германієвих
транзисторів.
Uвх = 9 + 3 =12 В.
2. Розраховуємо максимально розсіювану транзистором потужність:
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 40
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Pmax =1,3 ⋅ Iвих ⋅ (Uвх −Uвих ) ,
де Iвих = 2 А – сила струму на виході джерела живлення.
Pmax = 1,3 ⋅2 ⋅ (12 − 9) = 7,8 Вт.
3. Вибираємо як регулюючий транзистор – транзистор КТ315Б. Його
гранично допустима розсіювана потужність РKmax = 8 Вт, що більше значення
Рmax = 7,8 Вт, гранично допустима напруга між емітером і колектором
Uке = 15 В – більше Uвх = 12 В, а максимально допустимий струм колектора IKmax
= 4 А - більше Iвих = 2 А.
4. Визначаємо максимальний струм бази регулюючого транзистора:
I Iвих
Бmax = ,
h21E min
де h21Еmin = 750 - мінімальний коефіцієнт передачі струму вибраного
транзистора.
I 2
Бmax = = 0,0026 А.
750
5. Підбираємо відповідний стабілітрон – КС191А2. Його напруга
стабілізації Uст = 9,1 В, що практично дорівнює вихідній напрузі стабілізатора,
а значення максимального струму стабілізації Iст = 5 мА перевищує
максимальний струм бази IБmax = 2,6 мА.
6. Підраховуємо опір резистора R9:
R9 U
= вх −Uст ,
IБmax + Iст
де Uст = 9,1 В - напруга стабілізації стабілітрона;
IБmax = 2,6 мА - максимальний струм бази транзистора;
Iст = 5 мА - струм стабілізації для даного стабілітрона.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 41
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
R9 12−9,1
= =381,57 Ом,
0,0026+0,005
приймаємо опір R1 = 400 Ом.
7. Визначаємо потужність розсіяння резистора R9:
P (U −U )2
= вх ст
R9 R9 ,
де R1 = 400 Ом – опір шунтуючого резистора.
( 2
12-9,1)
PR9 = =0,021 Вт.
400
Таким чином, за результатами проведених розрахунків визначено струм
стабілізації Iст = 5 мА та потужність розсіяння резистора (R1 = 400 Ом) РR9 =
21 мВт, і обрано стабілітрон КС191А2 та регулюючий транзистор КТ315Б.
В приведених розрахунках не вводимо поправку на зміну мережевої
напруги, а також деякі інші уточнення, ускладнюючі розрахунки. Остаточне
коректування стабілізатора проводиться при його включенні, змінюючи вхідну
напругу на ±10% і точніше підбираючи резистор R1 по найбільшій стабільності
вихідної напруги при максимальному струмі навантаження, що є задовільним
для мікроконтролерів серії РІС16C84.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 42
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
10 ТЕХНІКО ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА
Вибір напруги живлячої мережі підприємства
Приблизну оцінку величини напруги живильної мережі промислового
підприємства можна визначити за допомогою аналітичних виразів згідно [16],
які використовують у деяких країнах світу.
Так, в американській практиці для визначення напруги живильної мережі U
(кВ) використовують формулу Стілла
U = 4,34 ⋅ L +16 ⋅P
де Р – активна потужність, що передасться лінією, тис. кВт;
L – віддаленість підприємства від джерела живлення, км.
За російськими довідниками формула Стілла подана у вигляді
U =16 ⋅ 4 P ⋅L
За довідниками шведських інженерів використовують вираз
U L
=17 ⋅
16 + P
У Німеччині використовують вираз
U = 3 ⋅ S+ 0,5 ⋅L
де S - повна потужність, що передається лінією, тис. кВА.
Вибір номінальної напруги системи електропостачання базується на методі
економічних інтервалів, де струм замінений на потужність при різних напругах.
Наведений аналіз показує , що для максимальних із застосованих перерізів
проводу при даній напрузі усереднені значення активної потужності становлять
для повітряних ліній напругою 35 – 10,5-13 МВт, для 110 кВ – 61-75 МВт, для
220 кВ – 230-270 МВт.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 43
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Розрахунок вибору напруги живильної мережі
Підприємство має розрахункове навантаження в Sроз = 8935,9 кВА,
cosφ=0,8 може живитися від районної підстанції двома повітряними лініями
довжиною 65 км. На районній підстанції є рівні напруги 110 та 35 кВ.
Визначити раціональну напругу живлення підприємства. Схема живлення
зображена на рисунку 10.1 Річний час використання максимального
навантаження Тмах = 4500 год/рік. Вартість електроенергії в мережах 35 та 110
кВт
кВ становить с0 = 1,5374 грн/(кВт-год), кв = 0,05 .
квар
Рисунок 10.1 – Принципова розрахункова схема живлення
Потужність трансформаторів для живлення підприємства визначаються
виразом
S
S = poз
mp ,
1,4 (10.1)
S 8935,9
mp = = 6382,8кВА.
1,4
Приймаємо два трансформатора потужністю 10000 кВА.
Переріз кожної повітряної лінії визначаються за допустимим струмом
навантаження за виразом
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 44
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
S
І = роз (10.2)
2 ⋅ 3 ⋅Uном
І 6382,8
35 = = 52,7А
2 ⋅ 3 ⋅35
І 6382,8
110 = =16,8А
2 ⋅ 3 ⋅110
За допустимим струмом навантаження на напругу 35 кВ вибираємо
переріз повітряної лінії 52,7 мм2, на напругу 110 кВ – 16,8мм2.
З урахуванням економічності приймаємо провід АС-70 на напругу 35кВ і
АС-70 на напругу 110 кВ.
Питома вага одноланцюгової повітряної лінії становить відповідно до
напруги 35 Кв – Кл35 =22600,62 грн/км, для напруги 110 кВ –
Кл110=11240,52грн/км.
Вартість трансформаторів ТДН 10000/110/10 і ТДН 10000/35/10
відповідно становить Ктр35 =368500 грн, Ктр110 =839200 грн.
Вартість високовольтних елегазових вимикачів становить для напруги 35
кВ – Квв35 =177900 грн, для напруги 110 кВ – Квв110 =407500 грн.
Вартість високовольтних роз’єднувачів становить для напруги 35 кВ –
Квр35 =26700 грн, для напруги 110 кВ – Квр110 =34200 грн.
Загальні капітальні витрати становлять
K = 2 ⋅20 ⋅Kл + 2 ⋅Кmp + 4 ⋅K + 8 ⋅Kвр
К35 = 32 ⋅22600 + 2 ⋅368500 + 4 ⋅177900 + 8 ⋅26700 = 2385400 грн;
К110 = 32 ⋅11240 + 2 ⋅839200 + 4 ⋅407500 + 8 ⋅34200 = 3941680 грн.
Рівний час максимальних втрат визначають за виразом (10.3)
2
τ = 0,124 4500
+ ⋅8760 = 2886год / рік (10.3)
10000
Коефіцієнт завантаження трансформаторів визначають як
к 8935,9
з = = 0,45
2 ⋅10000
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 45
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Річна втрата активної енергії в трансформаторах ТДН–10000/110 при
∆Рхх =10 кВт , ∆Ркз = 48 кВт, Uкз =10,5%, Іхх =1%, становить
∆W
mp110 = 2 ⋅ 10 + 0,05 10000 1
⋅
⋅8760 +
100
+2 ⋅0,712 48 0,05 1000010,5
⋅ + ⋅
⋅2886 = 466289кВт ⋅ год / рік
100
Трансформатор ТДН–10000/35 при ∆Рхх = 7,6кВт , ∆Ркз = 46,5 кВт,
Uкз = 7,5%, Іхх = 0,8%, становить
∆Wmp35 = 2 ⋅ 7,6 + 0,05 0,1
⋅10000 ⋅8760 +
100
+2 ⋅0,712 7,5
⋅ 46,5+ 0,05 ⋅10000
⋅2886 = 381342кВт ⋅ год / рік
100
Втрата активної енергії в повітряних лініях становить
W 2 3 60,92 32000
∆ −3
пл35 = ⋅ ⋅ ⋅ ⋅2886 ⋅10 = 5325544кВт ⋅ год
32 ⋅120
W 2 3 19,42 32000
∆ пл110 = ⋅ ⋅ ⋅ ⋅2886 ⋅10−3 =54308кВт ⋅ год
32 ⋅150
Річна вартість втрат електричної енергії
Вен35 =1,5374 ⋅ (381342 + 5325544) =8773766грн / рік;
Вен110 =1,5374 ⋅ (466289 + 54308) = 800365грн / рік.
Вартість корисно відпущеної електричної енергії
Вw =1,5374 ⋅6905,8 ⋅0,8 ⋅4500 = 38221117грн / рік.
Експлуатаційні витрати становлять
Век110 = 0,012 ⋅8517900 + 0,024 ⋅4925052 = 220416грн / рік;
Век35 = 0,012 ⋅6694200 + 0,024 ⋅2220602 =133624грн / рік.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 46
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Амортизаційні витрати дорівнюють
Вам110 = 0,02 ⋅8517900 + 0,044 ⋅4925052 = 387060грн / рік;
Вам35 = 0,02 ⋅6694200 + 0,044 ⋅2220602 =1231590 грн / рік.
Плата за кредит
Вкр35 = 0,1⋅2363400 = 236340грн / рік;
Вкр110 = 0,1⋅3915680 = 391568грн / рік.
Грошові витрати за варіантами дорівнюють
Вгр = Вкр + Век + Вен,
Вгр35 = 236340 +133624 + 8773766 = 9143730 грн / рік;
Вгр110 = 391565+ 220416 + 800365 =1412346 грн / рік.
Прибуток від передачі електроенергії становить
П = Вw −Вгр,
П35 = 38221117 − 9143730 = 29077387 грн / рік;
П110 = 38221117 −1412346 = 36808771грн / рік.
Приведені витрати електроенергії становлять
Впр = Вкр + Вам + Век + Вен,
Вгр35 = 236340 +1231590 +133624 + 8773766 =10375320 грн / рік;
Вгр110 = 391568+ 387060 + 220416 + 800365 =1799409 грн / рік.
З даного розрахунка можна зробити висновок що живлення підприємства
нпругою 110 кВ є більш економічним, тому що має більший річний прибуток і
менші річні приведені витрати.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 47
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз небезпек і шкідливостей, що виникають у процесі
проектування системи електропостачання підприємства
Даний проект характеризується тим, що для проведення усього комплексу
робіт із проектування системи електропостачання необхідний комплекс
програмних і апаратних засобів досліджень. Тому робота виконується за
допомогою сучасного персонального комп’ютера (ПК) у приміщенні
експериментальної лабораторії. Аналіз небезпек та шкідливостей полягає у
визначенні наявності шкідливих факторів на робочому місці при роботі в
даному приміщенні. Приміщення лабораторії розташоване на 2-му поверсі
цегляної п′ятиповерхової будівлі. Устаткування лабораторії складається з
чотирьох ПК і двох друкувальних пристроїв. Приміщення має наступні
розміри: довжина 8 м, ширина 4,5 м, висота 3,2 м і розрахований на чотирьох
одночасно працюючих чоловік. Площа, яка припадає на одного працівника – 9
м2, об’єм – 28,8 м3, що відповідає вимогам ДБН В.2.2.28-2010.
Робота з комп’ютерного моделювання відноситься до категорії 1-легких,
оскільки виконується сидячи, не потребує систематичної фізичної напруги або
підняття і перенесення ваги. Енерговитрати при виконанні такої роботи
складають приблизно 150 ккал/год, це еквівалентно 172 Дж/сек.
Характеристика зорової роботи з ПК відповідає великому класу точності,
тобто найменший розмір об'єкта розрізнення понад 0,3мм до 0,5мм, що
відповідає 3 розряду зорової роботи, підрозряд – в; контраст розрізнення
об'єкта з фоном – великий, фон світлий.
Лабораторія має бічне природне освітлення через три світлових отвори у
зовнішній стіні (вікон). Вікно має такі розміри: ширина 1,3 м; висота 1,8 м.
Нормований коефіцієнт природного освітлення становить 1,2%. Площа
світлових отворів забезпечує необхідний коефіцієнт природного освітлення,
фактичне значення якого становить 38-46%, що є достатнім рівнем,
обумовленим ДБН В.2.5-28-2018. Для темного часу доби передбачене штучне
освітлення. Лабораторія обладнана шістьма світильниками, кожний з яких має
по дві люмінесцентні лампи денного світла, потужністю 60 Вт кожна. Фактичне
значення штучного загального освітлення становить 415 лк, а нормативне
значення – 400 лк. Отже, рівень штучного освітлення відповідає ДБН В.2.5-28-
2018.
Мікроклімат впливає на терморегуляцію організму людини, яка є
необхідною умовою його життєздатності і нормальної життєдіяльності.
Терморегуляцією називається сукупність процесів, пов'язаних з утворенням
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 48
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
тепла в організмі людини і віддачею його в навколишнє середовище, в
результаті яких температура тіла людини підтримується на постійному рівні
(36,5-37 ºC) незалежно від зовнішніх умов.
Мікроклімат впливає, головним чином, на теплообмін між організмом
людини і навколишнім середовищем. Теплообмін здійснюється в основному
трьома способами:
1. конвекцією за рахунок різниці температур тіла людини і навколишнього
повітря, а також за рахунок руху повітря;
2. випромінюванням за рахунок різниці температур тіла людини і
навколишніх предметів;
3. випаровуванням за рахунок різниці вологості поверхні тіла людини і
навколишнього повітря.
Процес конвекції є перенесенням тепла в результаті переміщення і
перемішування частинок повітря. Процес теплового випромінювання полягає в
перенесенні тепла від одного тіла до іншого інтенсивними інфрачервоними
променями.
При нормальних умовах (T = 20 ºC, φ = 50%, P = 760 мм.рт.ст. (101,3 кПа),
v = 0,1 м/с) людина в стані спокою віддає в навколишнє середовище в
середньому 420 кДж / год (100 ккал / год): конвекцією - 30%; випромінюванням
- 45%; випаровуванням - 25%.
Для забезпечення нормального теплообміну між організмом людини і
навколишнім середовищем встановлені нормативні параметри мікроклімату.
При відхиленні фактичних параметрів від нормативних відбувається
порушення теплообміну, терморегуляції і пов'язаних з ними багатьох функцій
організму, що призводить до виникнення ряду захворювань.
Фактичні значення основних факторів мікроклімату наступні:
1. Температура повітря:
- в холодний період року – 22-23°С;
- в теплий період року – 30-32°С.
2. Вологість повітря:
- в холодний період року – 50-52%;
- в теплий період року – 40-45%.
3. Швидкість руху повітря:
- в холодний період року – 0,05-0,1 м/с;
- в теплий період року – 0,1-0,15 м/с.
Оптимальні параметри мікроклімату в робочій зоні :
1. Температура повітря:
- в холодний період року – 20-22°С;
- в теплий період року – 25-26°С.
2. Вологість повітря: 40-60 %.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 49
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
3. Швидкість руху повітря:
- не більше 0,1м/с;
Наведені фактичні значення задовольняють ДСН 3.3.6.042-99 «Санітарні
норми мікроклімату виробничих приміщень», за виключенням температури в
теплий період року. Необхідно розрахувати і змонтувати систему
кондиціонування повітря.
Дане приміщення відноситься до класу приміщень без підвищеної
небезпеки ураження електричним струмом (ПУЕ-17), тому що відповідає таким
вимогам:
– кабінет має струмонепровідні дерев'яні поли (паркет);
– відносна вологість повітря 50-60%;
– немає утворень пилу , що проводить струм;
– неможливість одночасного дотику з однієї сторони до металевих
конструкцій будинку, що мають з'єднання з землею, і з іншої сторони до
корпусів електроустаткування.
Вся електрична підводка до столів, де розташовані персональні ЕОМ,
захищена від механічних ушкоджень. Для захисту від ураження електричним
струмом застосоване заземлення відповідно ДСТУ Б В.2.5-82:2016.
При роботі з ПК не відбувається утворення і виділення в повітря загально-
токсичних, подразнюючих, канцерогенних і інших шкідливих речовин,
концентрація яких перевищувала б установлені норми і правила, тому повітря
робочої зони відповідає вимогам ГОСТ 12.1.005-88 і вимогам до ГДК
шкідливих речовин і пилу.
Джерела вібрація в даному приміщенні відсутні, що відповідає вимогам
ДСН 3.3.6.039-99
В даному приміщенні рівень шуму визначається шумом від системних
блоків та від друкувального пристрою (принтеру) і не перевищує 52 дБА, що
відповідає вимозі ДСН 3.3.6.037-99
Приміщення лабораторії розташоване в північній частині будинку, стіни
пофарбовані кремовою фарбою (пастельний тон) із коефіцієнтом відбиття 40-
60%, фарбування має матову структуру. Робочі місця обладнані відповідно до
вимог ДСТУ 8604:2015. У даному приміщенні робочі місця розташовані таким
чином, щоб у поле зору не потрапляли вікна й освітлювальні прилади. Екрани
моніторів розміщені під кутом 90-105о до вікна, у поле зору не потрапляють
поверхні з дзеркальним відбиттям. Співвідношення яскравості екрана з
найближчими поверхнями не перевищує 5:1, покриття столу матове з
коефіцієнтом відбиття 0,3-0,4. Монітори розміщені так, щоб відстань від очей
користувача до екрана складала не менше 700 мм, кут зору 30о. Руки
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 50
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
користувача розташовуються на робочому столі в горизонтальному положенні,
передбачена опора для спини.
Пожежна безпека регламентується НАПБ А.01.001-2014. Приміщення
лабораторії відноситься до категорії В (ДСТУ Б В.1.1-36:2016) –
пожежонебезпечних приміщень, тому що є наявність горючих речовин:
дерев'яні столи і стільці, дерев'яна підлога, віконна рама; приміщення сухе з
відносною вологістю 40-60%. Згідно умов експлуатації приміщення лабораторії
відповідно до ДБН В.2.5-56-2014 обладнане автоматичним пожежним димовим
оповіщувачем ІПК-3.1М, який формує сигнал про пожежу при виявлені
чиннику, що супроводжує пожежу - дим.
Додатково для гасіння пожежі в кабінеті передбачений ручний
вуглекислотний вогнегасник типу ВВК-9, призначений для гасіння твердих і
рідких горючих речовин, а також електроустановок.
При виникненні пожежі люди евакуюються з лабораторії шляхом виходу в
коридор другого поверху, що веде на сходову клітку, яка має вихід назовні
через вестибюль (ДБН В.1.1.7-2016).
За результатами аналізу умов праці дослідника, що виникають у процесі
роботи при статистичній обробці матеріалів, можна зробити висновок, що всі
параметри лабораторії відповідають вимогам нормативних документів для
даного типу роботи. Відхиленням від встановлених вимог є відсутність
системи кондиціонування повітря. Виходячи з цього рекомендується в
приміщенні лабораторії встановити систему кондиціонування повітря.
11.2 Розробка системи кондиціонування повітря
Кондиціонування повітря — це створення та автоматичне підтримування в
приміщенні заданих або таких, що змінюються за певною програмою
метеорологічних умов, які є найбільш сприятливими для працівників чи для
нормального протікання технологічного процесу. Кондиціонування повітря
може бути повним та неповним. Повне кондиціонування повітря передбачає
регулювання температури, вологості, швидкості руху повітря, а також
можливість його додаткового оброблення (очищення від пилу, дезінфекції,
дезодорації, озонування). При неповному кондиціонуванні регулюється лише
частина параметрів повітря.
Кондиціонування повітря здійснюється кондиціонерами, які
підрозділяються на центральні та місцеві. Центральні кондиціонери призначені
для обслуговування великих за розмірами приміщень. Оброблення повітря
проводиться в одному центрі, що розташований поза приміщеннями, в яких
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 51
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
здійснюється кондиціонування і зв'язаного з останніми каналами для подачі та
рециркуляції повітря. Місцеві кондиціонери мають малу продуктивність і
встановлюються безпосередньо в невеликих приміщеннях. Такі кондиціонери,
зазвичай, працюють на зовнішньому повітрі за, так званою, припливною
схемою.
Система кондиціонування оснащується спеціальними пристроями, які
автоматично регулюють за заданими умовами необхідні параметри повітря, а
отже й відповідні характеристики теплоносія та холодної води.
Принцип роботи кондиціонера.
У основі роботи будь-якого кондиціонера лежить властивість рідин
поглинати тепло при випаровуванні і виділяти - при конденсації. Щоб
зрозуміти, яким чином відбувається цей процес, розглянемо схему
кондиціонера на прикладі спліт-системи:
Рисунок 11.1 - Схема кондиціонера побудована за принципом
спліт-системи
Основними вузлами будь-якого кондиціонера є:
- Компресор - стискає фреон і підтримує його рух по холодильному контуру.
- Конденсатор - радіатор, розташований в зовнішньому блоці. Назва
відображає процес, що відбувається при роботі кондиціонера, - перехід
фреону з газоподібної фази в рідку (конденсація).
- Випарник - радіатор, розташований у внутрішньому блоці. У випарнику
фреон переходить з рідкої фази в газоподібну (випаровування).
- ТРВ (терморегулюючий вентиль) - знижує тиск фреону перед випарником.
- Вентилятори - створюють потік повітря, що обдуває випарник і
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 52
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
конденсатор. Використовуються для інтенсивнішого теплообміну з
навколишнім повітрям.
Компресор, конденсатор, ТРВ і випарник сполучені мідними трубами і
утворюють холодильний контур, усередині якого циркулює суміш фреону і
невеликої кількості компресорного масла.
В процесі роботи кондиціонера на вхід компресора з випарника надходить
газоподібний фреон під низьким тиском в 3 - 5 атмосфери і температурою 10 -
20°С. Компресор стискає фреон до тиску 15 - 25 атмосфери, внаслідок чого
фреон нагрівається до 70 - 90°С, після чого поступає в конденсатор.
Завдяки інтенсивному обдуванню конденсатора, фреон остигає і
переходить з газоподібної фази в рідку з виділенням додаткового тепла.
Відповідно, повітря, що проходить через конденсатор, нагрівається.
На виході конденсатора фреон знаходиться в рідкому стані, під високим
тиском і з температурою на 10 - 20°С вище за температуру атмосферного
повітря. З конденсатора теплий фреон поступає в терморегулюючий вентиль
(ТРВ), який в простому випадку є капіляром (довга тонка мідна трубка, звита в
спіраль). На виході ТРВ тиск і температура фреону істотно знижуються,
частина фреону при цьому може випаруватися.
Після ТРВ суміш рідкого і газоподібного фреону з низьким тиском
поступає у випарник. У випарнику рідкий фреон переходить в газоподібну фазу
з поглинанням тепла, відповідно, повітря, що проходить через випарник,
остигає. Далі газоподібний фреон з низьким тиском поступає на вхід
компресора і увесь цикл повторюється.
Цей процес лежить в основі роботи будь-якого кондиціонера і не залежить
від його типу, моделі або виробника.
При вирішенні питання щодо доцільності кондиціонування повітря
необхідно враховувати й економічні чинники.
Через традиції, що склалися, окрім одиниць системи СІ, для вимірювання
потужності кондиціонера (при роботі на охолоджування або нагрів)
використовують також позасистемну одиницю «британська теплова
одиниця/година (БТЕ/год), величина якої визначається так: кількість тепла,
необхідного для нагріву одного фунт (0,45 кг) води, на один градус Фаренгейта
(0,56 °С). Одиниця БТЕ/год так співвідноситься з одиницею системи СІ (Вт): 1
Вт = 3,412 БТЕ/год.
Таким чином, використовувані в кліматичній техніці одиниці вимірювання
потужності (продуктивності) зв'язані між собою співвідношеннями: 1 Вт =
3,412 БТЕ/год, 1 Вт = 1,163 ккал/год, 1 БТЕ/год = 0,293 Вт, 1 ккал/год = 3,968
БТЕ/год.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 53
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Потрібну для конкретного приміщення потужність кондиціонера по
холоду можна розрахувати, визначивши лишнє тепло в приміщені, в якому він
повинен бути встановлений.
Надлишкове тепло в приміщені розраховують за формулою:
Qз =Q1 + Q2 + Q3 + Q4 + Q5 ,
де Qз – загальна кількість тепла;
Q1 – лишнє тепло в приміщені від сонячної радіації та штучного світла;
Q2 – надходження тепла від людей, що знаходяться в приміщенні;
Q3 – надходження тепла від офісного устаткування;
Q4 – надходження тепла від побутової техніки;
Q5 – надходження тепла від опалювання.
Надходження тепла від сонячної радіації залежить від площі і
розташування вікон. На широті Черкас надходження тепла через 1 кв. м скла
будуть:
- північна орієнтація – 42 Вт/м2;
- північно-східна і північно-західна орієнтація – 215 Вт/м2;
- східна і західна орієнтація – 290 Вт/м2;
- південно-східна і південно-західна орієнтація – 220 Вт/м2;
- південна орієнтація – 130 Вт/м2;
- горизонтальне скління – 400 Вт/м2.
Якщо вікно затінене деревами або є щільні світлі жалюзі, приведені
величини ділять на коефіцієнт 1,4.
Кабінет має бічне природне освітлення через чотири світлових отвори у
зовнішній стіні (вікон). Вікно має такі розміри: ширина 1,3м; висота 1,8м.
Надходження тепла від сонячної радіації через вікна, а при використанні
електричного освітлення надходження тепла від штучного освітлення:
Q1.1 = w ⋅ h ⋅ qs ⋅ nw =1,3 ⋅1,8 ⋅ 42 ⋅ 4 = 393 (Вт)
де w - ширина вікон,
h - висота вікон,
qs - орієнтація вікна,
nw - кількість вікон.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 54
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Q1.2 = nL ⋅ PL =12 ⋅ 60 = 720 (Вт)
де nL - кількість ламп електричного освітлення,
PL - потужність одної лампи електричного освітлення.
В результаті
Q1 =Q1.1 ⋅Q1.2 = 393 + 720 =1113 (Вт)
Надходження тепла від стін істотно менше, тому у ряді випадків ними
нехтують.
Надходження тепла від людей, що знаходяться в приміщенні. Одна людина
залежно від роду занять виділяє:
- відпочинок в сидячому положенні – 120 Вт;
- легка робота в сидячому положенні – 130 Вт;
- помірно активна робота в офісі – 140 Вт;
- легка робота стоячи – 160 Вт;
- легка робота на виробництві – 240 Вт;
- повільні танці – 260 Вт;
- робота середньої тяжкості на виробництві – 290 Вт;
- важка робота – 440 Вт.
Тепер розрахуємо надходження тепла від людей:
Q2 = q p ⋅ np =140 ⋅ 4 = 560 (Вт)
де q p - надходження тепла від людини,
np - кількість людей.
Надходження тепла від офісного устаткування. Зазвичай вони
приймаються у розмірі 30% від споживаної потужності:
- комп'ютер – 350 Вт;
- лазерний принтер – 400 Вт;
- матричний або струменевий принтер – 50 Вт;
- копіювальний апарат – 500 - 600 Вт.
Q3 = qk ⋅ nk ⋅ qr = (350 ⋅ 4) + 2 ⋅50 = 1500 (Вт)
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 55
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
де qk - надходження тепла від комп'ютера,
nk - кількість комп'ютерів,
qr - принтер.
Надходження тепла побутової кухонної техніки. Побутова кухонна техніка
відсутня, тому Q4 = 0
У ряді випадків, у високих будівлях з великою площею скління
кондиціонування буває необхідно вже навесні, коли опалювальний сезон ще не
закінчений. В цьому випадку в розрахунку необхідно враховувати лишнє тепло
від системи опалювання, що приблизно дорівнює 180-225 Вт/м2 площі.
Вибираємо Q5 = 200 Вт/м2 .
В результаті загальна сума тепла буде рівна:
Qз = Q1 +Q2 +Q3 +Q4 +Q5 = 1113+ 560 +1500 + 200 = 3282 (Вт)
Вибираємо близьку по потужності модель кондиціонера із стандартного
ряду: 2,0; 2,5; 3,5; 5,0; 7,0 кВт. В даному випадку достатньо моделі потужністю
3,5 кВт. Вибираємо кондиціонер HAIER AS12NB5HRA.
Рисунок 11.2 - Кондиционер HAIER AS12NB5HRA
Технічні характеристики кондиціонера HAIER AS12NB5HRA наступні:
− Потужність охолоджування (Вт): 3500
− Потужність обігріву (Вт): 3900
− Повітрообмін (куб. м/година): 600
− Розміри внутрішнього блоку (мм): 855x280x204
− Розміри зовнішнього блоку (мм): 780x540x245
− Потужність, яка споживається при охолоджувані (кВт): 1,025
− Потужність, яка споживається при обігріві (кВт): 1,08
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 56
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
− Живлення (В/Гц/Ф): 220/50/1
− Рівень шуму (дБ): 21/35
− Вага внутрішнього блоку (кг): 10,3
− Вага зовнішнього блоку (кг): 28
− Тип хладагенту: R410А
− Контроль температури : Термістор
− Кількість швидкостей вентилятора : 3/4
− Регулювання коливання жалюзі : Авто
− Тип пульта ДУ : ДУ з дисплеєм
− Діапазон температур: (-15) … +43 °С
− Таймер : 24 год Вкл/викл
− Тип компресора : інверторний.
Арк
ЧДТУ А1 19014 45/04 ПЗ 1 57
Зм. Лист № 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 19014 45/04 ПЗ 1 58
Зм. Лист № 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 19014 45/04 ПЗ 1 59
Зм. Лист № докум. Підпис Дата