Пояснювальна записка -...
TRANSCRIPT
3
Вінницький національний технічний університет
Факультет електроенергетики та електромеханіки
Кафедра електротехнічних систем електроспоживання та енергетичного
менеджменту
Пояснювальна записка
до магістерської кваліфікаційної роботи
магістр (освітньо-кваліфікаційний рівень)
на тему: «Вибір параметрів елементів СЕП Комсомольське СП «Агромаш» на
основі моделювання режиму їх роботи»
Виконав: студент 2 курсу, гр. ЕСЕ-14м
спеціальності 8.05070103 – Електротехнічні
системи електроспоживання
Фурдига Д. В. (прізвище та ініціали)
Керівник д.т.н., проф. Бурбело М.Й. (прізвище та ініціали)
Рецензент _______________________________ (прізвище та ініціали)
Вінниця – 2015 року
4
ЗМІСТ
Анотація ............................................................................................................................. 6
Вступ .................................................................................................................................. 8
1 ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕХНОЛОГІЧНОГО ПРОЦЕСУ ТА РОЗРАХУНОК
ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ .............................................................................. 10
1.1 Характеристики технологічного процесу ................................................................ 10
1.1.1 Характеристика навантажень підприємства та цеху ........................................... 12
1.1.2 Техніко – економічне обгрунтування проекту ..................................................... 16
1.2 Розрахунок електричних навантажень ..................................................................... 17
1.2.1 Розрахунок електричних навантажень цехової мережі ....................................... 18
1.2.2 Розрахунок електричних навантажень цехів та підприємства в цілому ........... 24
1.2.3 Побудова картограми електричних навантажень ................................................ 38
1.2.4 Визначення центру електричних навантажень .................................................... 31
2 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ПІДПРИЄМСТВА .......... 33
2.1 Вибір оптимальної потужності трансформаторів цехових ТП ............................. 33
2.2 Визначення втрат потужності в трансформаторах цехових ТП ............................ 37
2.3 Визначення оптимальної потужності компенсуючих пристроїв 0,38 кВ ............. 38
2.4 Визначення оптимального перерізу зовнішньої лінії живлення ........................... 41
2.5 Розрахунок струмів короткого замикання ............................................................... 46
2.6 Визначення оптимального перерізу КЛ 10 кВ ........................................................ 48
2.7 Вибір високовольтних вимикачів та роз’єднувачів ................................................ 52
2.8 Перевірка вибраного електрообладнання 10 кВ ..................................................... 53
2.9 Струмова відсічка ....................................................................................................... 54
2.10 Захист від однофазних замикань на землю ........................................................... 56
2.11 Автоматика в СЕП підприємства ............................................................................ 58
2.12 Вибір вимірювальних трансформаторів та трансформаторів обліку ................. 59
3 ВИБІР ПАРАМЕТРІВ КЛ НА ОСНОВІ МОДЕЛЮВАННЯ РЕЖИМУ ЇЇ РОБОТИ
В УМОВАХ НЕВИЗНАЧЕНОСТІ ДАНИХ .................................................................. 62
3.1 Необхідність прийняття оптимальних рішень ........................................................ 62
5
3.2 ОПР – особа прийняття рішення, допустимі і доступні рішення .......................... 63
3.3 Критерій прийняття рішень в умовах невизначеності даних ................................ 66
3.4 Вибір кабельної лінії в умовах невизначеності ....................................................... 70
4 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ ТА
ЕЛЕКТРИЧНОГО ОСВІТЛЕННЯ .................................................................................. 75
4.1 Вибір конструктивного виконання цехової мережі ................................................ 75
4.2 Вибір комутаційно-захисної апаратури і провідників ........................................... 76
4.3 Вибір системи освітлення, типу освітлювального пристрою ................................ 81
4.4 Розрахунок робочого освітлення методом коефіцієнта використання ................ 82
4.5 Розрахунок аварійного освітлення ........................................................................... 85
4.6 Визначення дійсних втрат напруги для схеми електричного освітлення ............ 86
5 ЕКОНОМІЧНА ЧАСТИНА ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТУ ........................................ 90
5.1 Розрахунок капіталовкладень в систему електропостачання ................................ 92
5.2 Розрахунок поточних витрат ..................................................................................... 94
5.2.1 Розрахунок потреби в робочій силі ....................................................................... 94
5.2.2 Розрахунок витрат по заробітній платі ................................................................. 96
5.2.3 Планування вартості матеріалів, що витрачаються ............................................. 98
5.2.4 Визначення амортизаційних відрахувань і інших витрат ................................ 100
5.3 Розрахунок собівартості електроенергії ................................................................ 101
5.3.1 Розрахунок річного споживання і втрат електроенергії. Розрахунок оплати за
електроенергію ............................................................................................................... 101
5.3.2 Розрахунок собівартості електроенергії ............................................................. 105
6 ОХОРОНА ПРАЦІ ТА БЕЗПЕКА В НАДЗВИЧАЙНИХ СИТУАЦІЯХ ............... 107
6.1 Технічні рішення з безпечної експлуатації об'єкту .............................................. 107
6.2 Технічні рішення з гігієни праці і виробничої санітарії....................................... 109
6.2.1 Мікроклімат ........................................................................................................... 109
6.2.2 Виробниче освітлення ........................................................................................... 110
6.2.3 Виробничий шум ................................................................................................... 111
6.2.4 Виробнича вібрація ............................................................................................... 113
6.3 Безпека у надзвичайних ситуаціях ......................................................................... 114
6
6.3.1 Дослідження безпеки роботи системи електропостачання в умовах дії
іонізуючих випромінювань ........................................................................................... 115
6.3.2 Дослідження безпеки роботи системи електропостачання в умовах дії
електромагнітного імпульсу .......................................................................................... 116
6.3.3 Розробка заходів по підвищенню безпеки роботи системи електропостачання
в умовах надзвичайних ситуацій .................................................................................. 118
Висновки ......................................................................................................................... 120
Список літератури .......................................................................................................... 122
Додаток А – Технічне завдання
Додаток Б – План підприємства із силовими розподільчими, та живильними
мережами
Додаток В – Однолінійна схема електропостачання підприємства
Додаток Г – Силові мережі цеху
Додаток Д – Розрахунково-монтажна таблиця електропостачання цеху
Додаток Є – Основні техніко економічні показники системи електропостачання
Додаток З – Освітлювальні мережі цеху
Додаток Ж – Порівняльні характеристики ламп
7
Анотація
Фурдига Дмитро Володимирович. Вибір параметрів елементів СЕП
Комсомольське СП «Агромаш» на основі моделювання режиму їх роботи. МКР.
Спеціальність 8.05070103 – Вінниця: ВНТУ, ФЕЕМ, кафедра ЕСЕЕМ, 2015 - 123 с.
В магістерській кваліфікаційній роботі охарактеризовані основні методи
вибору кабельної лінії і умовах невизначеності даних. Магістерська кваліфікаційна
робота отримана на основі даних, отриманих протягом проходження практики на
підприємстві.
В роботі розглянуті питання по розрахунку електропостачання підприємства в
цілому та одного з його цехів, вибір кількості і потужності трансформаторних
підстанцій, релейний захист та автоматика.
В науково-дослідній частині роботи розглянуто вибір кабельної лінії що
живить один з цехів в умовах невизначеності даних, вибір здійснено декількома
методами.
Розглянуто питання охорони праці та безпеки в надзвичайних ситуаціях.
Ключові слова: електричні мережі, електропостачання, ПЕР в умовах не
визначеності даних, особа прийняття рішення.
Рисунків - 27 Таблиць - 34 Бібліографій – 34
8
Аннотация
Фурдига Дмитрий Владимирович. Выбор параметров элементов СЭП
Комсомольское СП «Агромаш» на основе моделирования режима их работы. МКР.
Специальность 8.05070103 - Винница: ВНТУ, ФЄЄМ, кафедра ЕСЕЕМ,2015 - 123 с.
В магистерской квалификационной работе охарактеризованы основные методы
выбора кабельной линии и условиях неопределенности данных. Магистерская
квалификационная работа получена на основе данных, полученных во время
прохождения практики на предприятии.
В работе рассмотрены вопросы по расчету электроснабжения предприятия в
целом и одного из его цехов, выбор количества и мощности трансформаторных
подстанций, релейной защиты и автоматика.
В научно-исследовательской части работы рассмотрен выбор кабельной линии
питающей один из цехов в условиях неопределенности данных, выбор осуществлен
несколькими методамы.
Рассмотрены вопросы охраны труда и безопасности в чрезвычайных
ситуациях.
Ключевые слова: электрические сети, электроснабжение, ПЕР в условиях не
определенности данных, лицо принятия решения.
Рисунков - 27 Таблиц - 34 Библиографий – 34
9
ВСТУП
Актуальність теми. Прийняття проектних рішень безпосередньо впливає на
об'єм і трудомісткість монтажних робіт, зручність та безпечність експлуатації
електротехнічних установок систем електропостачання, та на параметри якості
електроенергії що буде в системі електропостачання.
Швидкий розвиток комп’ютерних технологій призвів до широкого
використання їх в різних сферах діяльності людини, в тому числі і в
електропостачанні при автоматизації проектних розрахунків. Використання цих
технологій дає можливість виконувати проектування СЕП з найменшими
матеріальними затратами та оптимальним вирішенням проектних задач за дуже
короткі терміни.
Надійність електропостачання забезпечується вибором найбільш досконалих
електричних апаратів, силових трансформаторів, кабельно-провідникової продукції,
відповідністю електричних навантажень в нормальних і аварійних режимах
номінальним навантаженням цих елементів, використанням і структурного
резервування, пристроїв автоматики і релейного захисту.
Мета роботи. Провести аналіз системи електропостачання підприємства на
основі діючих методик розрахунку, при цьому виконати розрахунки зовнішньої та
внутрішньої електромережі, електричних навантажень, здійснити вибір
електрообладнання та розрахувати місце розташування трансформаторних
підстанцій, розрахувати компенсацію реактивної потужності та вибрати необхідні
компенсуючі пристрої.
Також виконати вибір кабельної лінії в умовах невизначеності даних,
використовуючи основні загальновідомі методи.
Об’єкт дослідження – процес прийняття рішень в системах електропостачання.
Предмет дослідження – система електропостачання ПрАТ Комсомольське СП
«Агромаш».
10
Наукова новизна. Удосконалено метод вибору елементів системи
електропостачання завдяки введенню критерію відносного ризику.
Практична цінність. Розроблені комп'ютерні моделі можуть використовуватись
в процесі реального проектування ЕПС споживачів електроенергії. Для їх
використання достатньо лише наявності в проектній організації широкодоступного
програмного забезпечення електронного процесора Excel.
11
1 ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕХНОЛОГІЧНОГО ПРОЦЕСУ ТА РОЗРАХУНОК
ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
1.1 Характеристика технологічного процесу
ПрАТ Комсомольське спеціалізоване підприємство ”Агромаш” зареєстровано
21.09.1995 року, Козятинською районною державною адміністрацією,
ідентифікаційний номер – 00902369.
Технологічний процес на ПрАТ включає в себе велику кількість операцій по
обробці каменю : різання, коління, полірування і т. д.
На даний час підприємство виготовляє бруківку колоту трьох кольорів чорну
(Габбро),сіру (Жежелів), світло-сіру (Покостовка) розмірами 10х10х10, 10х10х5,
7х7х7, 5х5х5 см, а також гранітну поліровану плитку різних розмірів.
Технологічні особливості обладнання поки що не дозволяють виготовляти
широкий асортимент виробів, але планується придбання обладнання, яке значно
розширить теперішній асортимент.
На ПрАТ, як і в більшості підприємств, застосовується лінійно-функціональна
система управління. Керування підприємством забезпечується засновниками та
обраним директором.
Згідно діючому на підприємстві штатному розкладі, всі функціональні
підрозділи можливо розбити на 3 групи:
Адміністративно-управлінська група:
- Директор;
- Головний бухгалтер;
- Бухгалтер-обліковець;
Технічна підготовка виробництва та допоміжні служби (енергетичні та
ремонтні обслуговування):
- Старший інженер – технолог;
Виробнича група (включаючи допоміжні служби):
- Начальник виробництва;
12
- Майстри (бригадири)
- Технологічний відділ;
- Відділ технічного контролю.
Основною метою виробничої групи є організація виробництва продукції у
запланованих об’ємах та номенклатурі, а також забезпечення її якості, до інших
завдань відноситься участь в розробці нових виробів та удосконалення
технологічного циклу. Керівництво виробництва можливо охарактеризувати, як
людей з великим досвідом роботи у виробництві, спрямованому на виготовлення
виробів з каменю.
Обладнання, на якому здійснюється виробництво не забезпечує плановий
випуск продукції, тому для розширення виробництва потрібна купівля нового
обладнання. За роки експлуатації існуюче обладнання значно зносилось, тому
необхідно взяти до розрахунку купівлю запасних частин для його оновлення.
Формування штату працівників
Штат робочих та керівників всіх виробничих підрозділів буде сформований зі
складу робітників ПрАТ. Планується сумісництво різних форм зайнятості: штатні
працівники, працівники за сумісництвом та працівники з погодинною зайнятістю.
Система пільг та заохочень
Для всіх робітників зберігається раніше прийнята система пільг та заощаджень,
крім того, потрібно ввести преміювання по результатам роботи, за економію
матеріалів та електроенергії. Окремі заохочення передбачені за раціональні
пропозиції, які застосуються у виробництві.
Навчання та підвищення кваліфікації персоналу
Ефективність виробництва багато залежить від "людського" фактору, в даному
випадку - від здатності робітників засвоювати нові технології та отримувати навики
роботи на новому обладнанні. Тому, особливу увагу на підприємстві приділено
підготовці та навчанню робочого персоналу інженерів.
Згідно Правил улаштування електроустановок (ПУЕ) приймачі електроенергії
промислових підприємств по необхідній ступені безперебійності
електропостачання поділяються на наступні категорії:
13
- електроприймачі І категорії – електроприймачі, перерва електропостачання
яких може викликати: небезпеку для життя людей, значні збитки народному
господарству, пошкодження цінного основного обладнання, масовий брак
продукції, розлад складного технологічного процесу, порушення функціонування
особливо важливих елементів комунального господарства. Зі складу І категорії
виділяють особливу групу електроприймачів, безперебійна робота яких необхідна
для безаварійної зупинки виробництва з метою недопущення загрози життю людей,
вибухів, пожеж і пошкоджень цінного основного обладнання. (Автоматичні
системи пожежогасіння підприємств хімічної промисловості, диспетчерського
управління рухом потягів, літаків, тощо).
- електроприймачі ІІ категорії – електроприймачі, перерва електропостачання
яких призводить до масового недовідпуску продукції, масових простоїв робітників,
механізмів та промислового транспорту, порушень нормальної діяльності значної
кількості людей.
- електроприймачі ІІІ категорії – всі інші електроприймачі, що не підходять під
визначення І і ІІ категорій.
Кожній категорії електроприймачів відповідає гарантований рівень надійності
електропостачання та його схема.
За категорією електропостачання дане виробництво відноситься до II групи,
оскільки при порушенні електропостачання може призвести до масового
недовироблення продукції.
1.1.1 Характеристика навантажень підприємства та цеху
Генплан підприємства зображено на рисунку 1.1, відомості про електричні
навантаження підприємства в таблиці 1.1.
Підприємство знаходиться на відстані 1,1 км від живлячої підстанції.
Потужність короткого замикання на стороні 10 кВ живлячої підстанції Sкз = 50
МВА.
Вхідна реактивна потужність QВХ = 170 квар.
Час використання максимального навантаження Тм = 4200 год.
14
Час максимальних втрат τм = 2592,4 год.
Тариф за активну електроенергію t = 1,2 грн/кВт·год.
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження підприємства
№ Вузли живлення ЕП Рн, кВт
1 Каменеобробний цех 600
2 Шліфувальний цех 450
3 Компресорна 100
4 Котельна 50
5 Очисні споруди 20
6 Склад №1 (Готова продукція) 40
7 Склад №2 10
8 Адміністративний корпус 15
9 Деревообробна майстерня 220
10 Гараж 40
11 Механічна майстерня 200
12 Дробильний цех 250
15
10
972 кв м
9
1440 кв м 7
1440 кв м
6
1440 кв м
4
432 кв м
3
576 кв м
5
576 кв м
2
2592 кв м
12
1440 кв м
11
1320 кв м
8
540 кв м
вул. Київська
Місце зберігання сировини
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
240
300
280
260
20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 300280260 320 340
320
380
360
340
X, м
Y, м Точка підведення
живленняПн.
Пд.
Сх.
Зх.
1
3745 кв м
Рисунок 1.1 – Генплан ПрАТ Комсомольське СП «Агромаш»
Каменеобробний цех займає провідне місце у випуску продукції підприємства
«Агромаш». Інформація про електричні навантаження цеху наведені у таблиці 1.2.
16
Таблиця 1.2 – Відомості про електричні навантаження каменеобробного цеху
№ Найменування електроприймача Кількість Рном
кВт
1,2; Кран – балка ПВ = 40% 2 20,7
3; Токарно - гвинторізний верстат 1 8,4
4; Вертикально – свердлильний верстат 1 9
5, 6, 7, 8; Вентилятор 4 6
9; Фрезерувальний верстат 1 8
10,11,12,13,14; Камнеколи 5 20
15, 16, 17; Однопили (ОП) 3 47
18, 19, 20; Багатопили (БП) 3 52
21, 22; Канатка 2 38
23, 24; Електронасос 2 6
25; Зварювальна кабіна 1 3,3
26; Площинно - шліфувальний верстат 1 5,5
РП 3
84 м
45 м
1
2
34
5
9
25
26
17
16
15
18
23
6
19
20
21
22
8
10
12
11
14
13
277
Рисунок 1.2 - План електропостачання каменеобробного цеху
Підприємство Комсомольське СП «Агромаш» отримує живлення від
розподільчої підстанції 35/10 кВ . Система може забезпечувати рівень напруги 1,03
Uн в максимальному режимі роботи підприємства і рівень напруги 1,01 Uн в
мінімальному режимі роботи.
17
1.1.2 Техніко - економічне обгрунтування роботи
Суть техніко-економічного обґрунтування проекту полягає в проведенні
попередніх економічних розрахунків, що підтверджують доцільність
капіталовкладень в даний енергетичний об’єкт (систему електропостачання
підприємства).
Доцільність реалізації проекту обґрунтовується:
- задоволенням потреб суспільства продукцією підприємства, система
електропостачання якого проектується;
- створення нових робочих місць та працевлаштуванням працездатного
населення даного регіону;
- надання необхідних суспільних послуг;
- прибутковістю;
- нормативною окупністю капіталовкладень, і т.д.
Вихідні дані для розрахунку:
- виручка від реалізації В = 335 (млн. грн./рік);
- середньооблікова чисельність персоналу Ч = 155;
- середньорічний фонд заробітної плати одного працівника разом з
нарахуванням на соціальні потреби П1З , грн./рік;
- питома вага заробітної плати в собівартості продукції d = 15%;
- первісна або балансова вартість основних фондів Ф = 750 млн.грн;
- нормований коефіцієнт ефективності капіталовкладень: НЕ = 0,1;
- нормований термін окупності, років: окТ = 10.
- середньомісячна зарплата одного працівника З = 1218 грн./міс.
Середньорічний фонд заробітної плати одного працівника:
6 6П1З З 12 10 1900 12 10 0,0228 (млн..грн./рік),
Повна собівартість продукції:
П11,38 Ч З 1,38 155 0,0228С 48,76
d 0,1 (млн..грн./рік),
Балансовий прибуток:
18
П = В – С = 335 – 48,76 = 286,24 (млн.грн./рік),
Розраховуємо термін окупності даного підприємства:
ор
Ф 750Т 2,62
П 286,24 (років),
ор окТ 2,62 Т 10. (років),
Розрахунковий термін не перевищує нормативний, отже проект системи
електропостачання є прибутковим.
1.2 Розрахунок електричних навантажень
Під час розрахунку електричних навантажень в системі електропостачання
підприємства, виділяють шість характерних рівнів, які відрізняються за характером
електроспоживання і, відповідно, способом розрахунку.
Розрахунок електричних навантажень виконується знизу вверх в два етапи:
спочатку визначають навантаження цехів і підприємства в цілому, потім вибирають
схеми електропостачання і визначають розрахункові навантаження для кожної
конкретної лінії електропередач. Допускається спочатку скласти схему цехової
мережі і на її основі виконати розрахунок електричних навантажень цехової мережі.
В залежності від схеми, цехові мережі поділяють на радіальні, магістральні і
змішані.
Радіальними називають мережі, в яких для передачі електричної енергії до
споживача використовується окрема лінія. В радіальних мережах від розподільного
щита ТП відходять лінії живлення щитів станцій управління (ЩСУ), первинних
розподільних пунктів (РП) і електроприймачі (ЕП) великої потужності (більше 55
кВт). В свою чергу, від ЩСУ або первинних РП заживлені вторинні РП і ЕП
середньої потужності (10…55 кВт).
Від вторинних РП живляться ЕП малої потужності. В радіальних цехових
мережах лінії електропередач виконують кабелями. Відгалуження до окремих ЕП
можуть виконуватися кабелями або проводами. При відсутності небезпеки
механічних пошкоджень рекомендується відкрите прокладання ізольованих
проводів і неброньованих кабелів. При наявності небезпеки механічних
19
пошкоджень повинні застосовуватися броньовані кабелі або ж передбачається
захист від механічних пошкоджень (прокладання проводів в трубах). При
прокладанні всередині приміщень броньовані кабелі не повинні мати поверх броні,
а неброньовані - поверх металевих оболонок захисних покрить з горючих
матеріалів.
Радіальні схеми хоча вимагають великих витрат на електрообладнання і
монтаж, але забезпечують високу надійність електропостачання. Тому для
каменеобробного цеху приймаємо радіальну схему живлення.
від ТП 1
РП 1
від ТП 1
РП 2
від ТП 1
РП 3
від ТП 1
РП 4
84 м
45 м
1
2
34
5
9
25
26
17
16
15
18
23
6
19
20
21
22
8
10
12
11
14
13
277
Рисунок 1.3 – План електропостачання каменеобробного цеху.
1.2.1 Розрахунок електричних навантажень цехової мережі
Розрахункові навантаження окремих електроприймачів (ЕП) або ліній, від яких
живляться два чи три ЕП (I рівень), приймаються рівними номінальним:
М НР Р , М М HQ Р tg ; (1.1)
де НР - номінальна активна потужність ЕП;
Htg - номінальний коефіцієнт реактивної потужності.
20
Номінальні величини визначають за паспортними даними ЕП. В разі
відсутності паспортних даних, приймають Htg = 0,75 - для ЕП тривалого режиму
роботи і Htg = 0,87 - для ЕП повторно-короткочасного[1].
Для ЕП повторно-короткочасного режиму номінальна потужність приводиться
до тривалого режиму роботи:
Н пасп. ПВ.паспР Р Т ; (1.2)
де пасп. ПВ.паспР , Т - паспортні номінальна потужність і відносна тривалість
повторного ввімкнення відповідно.
ЕП кожного розподільного пункту або шинопровода поділяють на дві групи:
ЕП зі змінним графіком навантаження (група А) і ЕП з практично постійним
графіком навантаження (група Б).
Розрахункові навантаження визначають за формулами:
для групи А:
n
М М Bi Hi
і 1
Р К k Р ; (1.3)
n
Вi Hi Ci е
і 1
М n
Bi Hi Ci е
і 1
1,1 k Р tg , при n 10,
Q
k Р tg , при n 10;
(1.4)
для групи Б:
n
М М Bi Hi
і 1
Р К k Р ;
n
М М Bi Hi Ci
і 1
Q K k Р tg ; (1.5)
21
де MK - коефіцієнт розрахункового максимуму активної потужності;
еn - ефективне число ЕП;
Ctg - усереднені значення tg для даного типу ЕП.
Значення MK можна визначити із [2, таблиці 1.1, 1.2].
Груповий коефіцієнт використання та ефективне число ЕП визначаються за
формулами:
n
Вi Hi
і 1B n
Hi
і 1
k Р
К
Р
; (1.6)
2n
Нi
і 1
e n2
Hi
і 1
Р
n
Р
; (1.7)
Розрахункове значення en округляється до найближчого меншого цілого
числа.
Проведемо необхідні розрахунки цехової мережі, а результати занесемо у
таблицю 2.1 за формою Ф636-92.
Розрахунок силового навантаження для РП-1, для групи А:
Для приведення встановленої потужності кран-балки до номінальної в
тривалому режимі використаємо наступну формулу:
Рном1 = Рвст · ПВ.паспТ ; (1.8)
Рном1 = 20,7 · .
де kв – коефіцієнт використання.
смА в нР = n k Р = 1 0,2 13,1 = 2,62 (кВт); (1.9)
22
смА см сQ = Р tgφ = 2,62 1,98 = 5,187 (квар). (1.10)
B.РП 1А
6,91К 0,17
41,8;
2
eРП 1А 2 2 2 2 2
1 13,1 1 8,4 1 9 1 8 1 3,3n 4,39;
(1 13,1) (1 8,4) (1 9) (1 8) (1 3,3)
Знаходимо М.РП 1АК = 1,91, звідси:
М.РП 1АР 1,91 6,91 13,2 (кВт);
М.РП 1АQ 1,1 13,1 4,59 1 1 (квар);
2
М.РП 1
2
А 13,2 14,5 1S 1 19,6 (кВА);
3
М.РП 1АМ.РП 1А
Н
S 19,61 10І 29,79
3 U 3 380 (А). (1.11)
Розрахунок силового навантаження для РП-1, для групи Б, група Б має всього
лише один споживач:
смБ в нР = n k Р = 1 0,65 6 = 3,9 (кВт); (1.12)
смБ см сQ = Р tgφ = 0,75 3,9 = 2,925 (квар). (1.13)
М.РП 1Б смБР Р 3,9 (кВт);
М.РП 1Б смБQ Q 2,925 (квар);
2 2
М.РП 1Б 3,9 2,92S 5 4,875 (кВА);
3
М.РП 2Б
4,875 10І 7,406
3 380 (А).
Усі розрахунки електричних навантажень цехової мережі заносимо у таблицю
1.3.
23
24
25
1.2.2 Розрахунок середніх та розрахункових навантажень цехів та заводу в
цілому
Для розрахунку дипломного проекту в першу чергу потрібно задати всі дані,
що дають повну інформацію про потужності цехів і підприємства в цілому.
При розрахунку силових навантажень важливе значення має правильне
визначення електричного навантаження в усіх елементах силової мережі.
Завищення навантаження може привести до перевитрат провідникового матеріалу,
збільшенню вартості будівництва; зниження навантаження – до зменшення
пропускної здатності електричної мережі і неможливості забезпечення нормальної
роботи силових електроприймачів. Розрахунок починається з визначення
необхідних даних по таблицям і уточнення номінальних потужностей цехів.
Номінальна потужність – це корисна потужність електроприймача, що
здійснює роботу [3-4].
Середнє навантаження – це таке незмінне навантаження, за час усереднення,
яке створило б ту ж витрату електричної енергії, що і мало місце в дійсності.
Середня потужність – визначається методом коефіцієнту використання.
Складемо математичну модель задачі для визначення змінної і розрахункової
потужності цехів і заводу в цілому.
Складемо таблицю для обчислення не тільки розрахункових але і середніх
навантажень окремих цехів та заводу в цілому з урахуванням не тільки силового,
але й освітлювального навантаження.
Для автоматизації та оптимізації розрахунку таких даних створюється
електронна таблиця на робочому листі Excel. Яку заповнюємо вихідними даними
про навантаження кожного цеху окремо. Такими даними є: активна номінальна
потужність цеху Рн, коефіцієнт попиту Кп, коефіцієнт потужності cosφ, коефіцієнт
використання Кв, площа цеху F, питома потужність освітлення Рпит.о, коефіцієнт
попиту освітлення Кпо, коефіцієнт одночасності Ко, коефіцієнт втрат в
пускорегулюючій апаратурі Кпра, коефіцієнт потужності освітлення cosφо, напруга
живлення Uв;
26
Розрахункові активна та реактивна потужності силового обладнання цеху, як і
раніше визначено за методом коефіцієнта попиту:
МС П НР К Р , МС МСQ Р tg ; (1.14)
За методом коефіцієнта попиту визначено також розрахункове навантаження
освітлювальних установок. Орієнтовно номінальна потужність освітлення
визначена наближено за питомою потужністю на 1 2м площі цеху. В цілому
розрахункова потужність електричного освітлення визначена за формулою[2]:
МО ПИТ.О ПО ПРАP P K K F; (1.15)
МО МОQ P tg ; (1.16)
де ПИТ.ОP - питома густина освітлювального навантаження знаходиться в таких
межах : 0,011- 0,022 в залежності від приміщення;
ПОK - коефіцієнт попиту освітлювального навантаження;
ПРАK - коефіцієнт втрат потужності в пускорегулювальній апаратурі з;
F - площа цеху.
ПО
0,95 великі виробничі приміщення;0,8 порівняно невеликі виробничі приміщення;
K0,6 склади, підстанції;1,0 аварійне освітлення.
; (1.17)
ПРА
1,1 ДРЛ;K 1,2 люмінесентні стартерні;
1,3 1,35 люмінесентні безстартерні.; (1.18)
Розрахункові потужності дорівнюють сумі розрахункових потужностей
силового та освітлювального навантажень:
МК МС МОР Р Р , МК МС МОQ Q Q ; (1.19)
27
Розрахункові максимальні навантаження підприємства визначають з виразів[5]:
N
М О Мі МЦі МЗ
і 1
Р К Р Р Р , N
М О Мі МЦі МЗ
і 1
Q К Q Q Q ; (1.20)
де МіР , МіQ - розрахункові максимальні навантаження ТП або цехів;
N - число ТП або цехів;
МЦіР , МЦіQ - розрахункове максимальне навантаження загально цехових ЕП
високої напруги 10(6) кВ, які приєднані безпосередньо до РП 10(6) кВ;
ОК - коефіцієнт одночасності максимумів навантаження визначається з;
МЗР , МЗQ - розрахункові максимальні навантаження загальнозаводських ЕП і
цехових трансформаторних підстанцій, приєднаних безпосередньо до ГПП, ПГВ.
Використовуючи дані формули здійснюємо розрахунок навантажень
підприємств за допомогою Microsoft Office Excel, а результати зводимо у таблицю
1.4.
28
Рисунок 1.4 – Розрахунок навантаження підприємства
29
1.2.3 Побудова картограми електричних навантажень
Розрахунки електричних навантажень дають найважливішу інформацію для
проектування системи електропостачання промислового підприємства і мають на
меті визначення сумарних розрахункових активних і реактивних навантажень в
цілому і по окремих вузлах навантаження (цехах) [5].
На основі розробленого генплану підприємства, на якому нанесені цехи та їх
розрахункові або встановлені потужності, будується картограма навантажень. Вона
дозволяє забезпечити оптимальне розміщення підстанцій як джерел живлення на
території підприємства. Причому картограма навантажень кожного з цехів дозволяє
вибрати найбільш раціональне розміщення цехових ТП і РП, а картограма
підприємства в цілому – розміщення ГПП.
Навантаження кожного з цехів зображаємо кругом, площа якого пропорційна
розрахунковій активній потужності.
Приймаємо масштаб рівним Pm 0,05 кВт/м2. Визначимо радіуси кругів при
заданому масштабі за формулою[4]:
Міі
P
Pr
m; (1.21)
Сектор освітлювального навантаження цеху складає:
МОіі
Мі
360 Р
Р; (1.22)
Розрахунки для всіх цехів здійснимо за допомогою Microsoft Office Excel, а
результати зводимо до таблиці 2.2.
30
Таблиця 1.4 – Дані для побудови картограми навантажень
ТП Цех Х, м У, м МР , кВт МОР , кВт r, м оі ,
1 1 47 185 422,6 62,6 51,88 53,34
2 2 153 155 261,5 36,4 40,81 50,24
3 3 186 263 97,6 7,6 24,93 28,04
2 4 212 223 40,2 5,1 16,00 46,44
1 5 118 225 14,1 4,1 9,49 105,53
3 6 298 265 26,4 10,3 12,96 141,55
3 7 282 321 14,4 10,3 9,57 259,78
1 8 61 29 21,6 12,6 11,74 210,25
3 9 118 327 167,3 22,1 32,65 47,59
3 10 70 325 28,5 10,4 13,47 132,61
2 11 280 185 89,7 19,7 23,91 79,21
2 12 298 123 117,7 17,7 27,39 54,24
Для оптимального розміщення ЦРП визначимо координати центру
навантажень за формулами:
12
Мі і
і 10 12
Мі
і 1
P Х
Х
P
,
12
Мі і
і 10 12
Мі
і 1
P У
У
P
; (1.23)
Дані 12
Мі
і 1
P = 1247,61 кВт, 12
Мі і
і 1
P Х = 183397,85 кВт м,
12
Мі і
і 1
P У = 263816,9 кВт·м.
0
183397,85Х 147
1247,61 (м);
0
263816,9У 211,45
1247,61 (м);
Рішення питання про розміщення ЦРП в центрі електричних навантажень
повинне бути погоджене з технологами і будівельниками. ЦЕН зміщаємо на вільну
31
від забудов територію, достатню для спорудження ЦРП, в напрямку зовнішнього
живлення заводу, для уникнення зворотних перетоків потужності на напрузі 10 кВ.
Розраховані координати центра електричних навантажень Х0 і У0 дозволяють
вибрати оптимальне розміщення джерела живлення для підприємства. При цьому
враховуються розміщення виробничих будівель і комунікацій (вода, газ, опалення і
т. д.) підприємства[7].
вул. Київська
Місце зберігання сировини
1
2
3
45
6
7
8
9
10
11
12
Рис. 1.5 Картограма електричних навантажень
32
1.2.4 Визначення центру електричних навантажень
Визначення центру електричних навантажень дає нам можливість визначити
місце розташування центральної розподільчої підстанції (ЦРП) на території даного
підприємства.
Вибираємо оптимальне місце розміщення ЦРП за критерієм мінімуму затрат в
систему електропостачання. Відповідно до цього сформуємо математичну модель
задачі[8].
Сформуємо математичну модель задачі згідно етапів вибору оптимальних
проектних рішень. Керованими змінними задачі є координати розміщення ЦРП (X0,
Y0). Показником ефективності рішення виступають затрати в систему
електропостачання.
20 0 0
2е а 0 0 0
2 2
0 0
0 0
0
0
З(х) L Ее Еаж аж К 3 І R к В min
З(х) L Е Е а К 3 І R В k min
L X X Y Y
L X X Y Y
8 Х 175
50 Y 163
, (1.24)
де: 0 0Х ;Y – координати центру мережі;
Х;Y – координати розміщення ЦТП
Обмеження на керовані змінні:
i 0 imin(X ) Х max(Х ) (1.25)
i 0 imin(y ) y max(y ) (1.26)
Причому, при визначені довжин кабелів буде враховуватись евклідова та
неевклідова метрика, так я к кабелі по території прокладаються під прямими
33
кутами, тобто довжина кабеля між двома координатами буде обраховуватись по
формулі [10]:
0 0L X X Y Y (1.27)
А за евклідовою метрикою визначення довжин кабелів буде розраховуватись за
формулою:
2 2
0 0L X X Y Y (1.28)
Рисунок 1.6 – Координати розміщення ЦТП, та довжини ліній
Проектне рішення:
Знайдені координати розміщення ЦРП: Х =194,5, Y = 318,5. ЦРП буде
розміщене на генеральному плані згідно знайдених координат.
34
2 ВИБІР ОПТИМАЛЬНОЇ ПОТУЖНОСТІ ТРАНСФОРМАТОРІВ ЦТП
2.1 Вибір оптимальної потужності трансформаторів цехових ТП
Кількість трансформаторів ЦТП згідно ТЗ повинна відповідати категорії
надійності споживача за ПУЕ. Вибрані потужності трансформаторів повинні бути
допустимими в нормальному та після аварійному режимі роботи виходячи з умови,
що при виході з ладу одного трансформатора двотрансформаторної ЦТП – інший
повинен витримувати розрахункове навантаження споживачів першої та другої
категорії цеху. Показником ефективності вибору потужності трансформаторів ЦТП
згідно ТЗ повинні бути річні приведені затрати в трансформаторну підстанцію.
Оскільки з позицій цієї проектної задачі цей ПЕР має від'ємний інгредієнт, то
вибрані із множини допустимих потужності ЦТП повинні відповідати мінімальним
приведеним затратам.
Вибираємо кількість ЦТП так, щоб потужні цехи живились від окремих ТП, а
територіально близько розташовані малопотужні цехи були додатковими
споживачами цих підстанцій. ЦТП розміщуємо так, щоб вони були максимально
наближені до центрів навантажень свої цехів.
Для визначення кількості та потужності цехових ТП потрібно провести
розподілення потужності цехів між ЦТП та створити таблицю, в якій будуть
знаходитись дані розрахункової та середньої потужності цехів і ЦТП які будуть
живити певні цехи (рисунок 2.1).
Приблизним орієнтиром оптимальної потужності трансформаторів ЦТП
виступає питома густина навантаження. Використання цієї величина дозволить
лише приблизно зорієнтуватись, яку потужності трансформаторів ЦТП буде
доцільно встановити на підприємстві. Після приблизного вибору оптимальної
ступені потужності трансформаторів ЦТП потрібно здійснити більш точний вибір
цієї потужності. Це здійснюється за допомогою комп’ютерної моделі, яка або
підтвердить або спростує попередній вибір [9]. При питомій густині навантаження
0,11 кВА/м2 рекомендується обирати трансформатори до 1000 кВА. Також доцільно
35
розподілити навантаження між трьома ЦТП, адже територія підприємства займає
значну площу, де розташовані споживачі ІІ та ІІІ категорії. Всі три ЦТП будуть
двотрансформаторними, адже живлять споживачі як III, так і II категорії.
Встановлення трьох ЦТП дозволить значно знизити довжини кабельних ліній 0,4
кВ, що призведе до зниження втрат потужності[10].
Рисунок 2.1 – Розподіл потужності цехів між ЦТП
Вибір оптимальної потужності ЦТП здійснюється за математичною моделлю
2.1.
2тп
Т е а ТП Т Т хх т т кз т 2т т
т т н тп
т т па тпр нпа
т ст
SЗ S =(Е Е ) k (S ,k ) Р S k + Р S t min
S k S Sт ст
S k k S
k 1 S k S k
S S
(2.1)
де Sст
– множина стандартних потужностей трансформаторів;
ТП ТВ S – втрати в ТП потужністю Sт;
В ТВ S – вартість втрат в обмотках трансформатора Sт;
Ea – коефіцієнт відрахувань на амортизацію;
Ee – коефіцієнт ефективності капіталовкладень;
36
тп т тk S ,k – капіталовкладення в трансформаторну підстанцію, що залежить
від потужності та кількості вибраних трансформаторів;
тпS – середня потужність трансформаторної підстанції;
тпрS – розрахункова потужність трансформаторної підстанції;
ХХ ТSР – втрати холостого ходу в трансформаторі потужністю ТS ;
КЗ ТР S – втрати короткого замикання в трансформаторі потужністю ТS ;
тk - кількість трансформаторів;
нk - мах допустимий коефіцієнт навантаження трансформатора в н. р.;
паk - мах допустимий коефіцієнт навантаження трансформатора в п.а. р.;
нпаk - частина навантаження ТП, яка повинна залишитися в роботі в після
аварійному режимі (погоджується з технологами);
тS - потужність трансформатора ТП;
t – тариф на електроенергію;
τ - число годин максимальних втрат.
Визначимо невідомі нам значення коефіцієнтів kн та kпа ,що використовуються в
наведеній математичній моделі для перевірки допустимості значень керованих
змінних[11].
Згідно ГОСТ 14209-97 [5] річна еквівалентна температура для міста Вінниця
становить 10,7ºС. Поправка на температуру охолоджуючого середовища для двох
встановлених трансформаторів внутрішньої установки , для споруд з гарною
природною вентиляцією, складає 7 ºС (таблиця 3, [5]). Температура середовища
відповідно складатиме 10,7 + 7 = 17,7 ºС. Коефіцієнт навантаження трансформатора
з системою охолодження ONАN, в нормальному режимі, для 20 ºС дорівнює kн = 1
(пункт 3.3, таблиця 6, [5]).
Максимально можлива температура під час ПА режиму на протязі 24 годин
визначається за еквівалентною літньою температурою, що становить 30ºС.
Визначаємо з Додатку Н [5] коефіцієнт ПА режиму, що становить kпа = 1,3. Для
37
вибору потужності ЦТП1 складемо електронну таблицю Excel на робочому листі
«ТП1» (рисунок 2.2). Вибір потужностей для інших ЦТП проводиться аналогічно.
Нижче наведений рисунок 2.2 по вибору оптимальної потужності
трансформатора для ЦТП1.
Рисунок 2.2 – Таблична форма, яка автоматизує процес вибору потужності
трансформаторів для ЦТП
Проектне рішення: Для живлення підприємства було обрано дві
двохтрансформаторних підстанції з трансформаторами ТМ-630/10 та одну
двохтрансформаторну підстанцію з трансформаторами ТМ-400/10.
Таблиця 2.1 – Дані по ЦТП
Номер ТП Кількість
трансформаторів Марка трансформатора
ЦТП-1 2 ТМ-630/10
ЦТП-2 2 ТМ-630/10
ЦТП-3 2 ТМ-400/10
38
2.2 Визначення втрат потужності в трансформаторах цехових ТП
Проведемо розрахунок втрат потужності в трансформаторах цехових ТП для
цехової ТП-1.
Перед вибором зовнішньої лінії живлення потрібно розрахувати втрати
потужності в трансформаторах ЦТП. По зовнішній лінії живлення буде протікати
не лише потужність навантаження, а й потужність втрат в трансформаторах ЦТП.
Неврахування цих втрат призведе до вибору перерізу зовнішньої лінії по
заниженому навантаженню, що в свою чергу може спричинити роботу лінії
живлення в недопустимих умовах[12].
Втрати потужності в цехових ТП розраховуються за формулами втрат активної
і реактивної потужності. Дані розрахунки проводяться на листі Excel.
Втрати активної потужності:
p 2 = + ( )хх кзТРном.тр
S1ΔР n ΔР ΔР
n S, (2.2)
де ТР
ΔР - втрати активної потужності ТП, кВт;
n - кількість трансформаторів в ТП;
ххΔР - втрати холостого ходу трансформатора, кВт;
кзΔР - втрати короткого замикання трансформатора, кВт;
pS - повне розрахункове навантаження на ТП, кВА;
ном.трS - номінальна потужність трансформатора ТП.
Втрати реактивної потужності:
2
pкзхх= +ном.трТРном.тр
SUI 1ΔQ n S
100 n 100 S, (2.3)
де ТР
ΔQ - втрати реактивної потужності ТП, квар;
ххI - струм холостого ходу трансформатора, А;
39
кзU - напруга короткого замикання, % від номінальної.
Розрахунок втрат потужності в цехових ТП наведені на Рисунок 2.3.
Рисунок 2.3 –Таблична форма, яка автоматизує процес розрахунку втрат в ТП
2.3 Визначення оптимальної потужності компенсуючих пристроїв 0,38 кВ
Оптимальна потужність компенсуючи пристроїв з низької сторони ЦТП
будемо вибирати за мінімумом річних приведених затрат з врахуванням вартості
КУ, затрат на їх експлуатацію та затрат на передачу реактивної потужності по
зовнішній лінії живлення, розподільним мережам 10 кВ та трансформаторам ЦТП.
На рисунку 2.4 зображена спрощена схема електропостачання підприємства, а на
рисунку 2.5 представлена схема заміщення електричної мережі[13].
Рисунок 2.4 – Схема електропостачання підприємства
Оскільки всі ЦТП підприємства двотрансформаторні, а навантаження всіх ЦТП
симетрично розподілене між двома секціями шин ЦРП, то було складено схему
заміщення для розрахунку балансової задачі КРН на окрему секцію шин НН ЦРП.
Інша секція шин буде мати таку ж схему заміщення та навантаження. Схема
заміщення для розрахунку балансової задачі КРН наведена на Рисунок 2.5:
40
Rkl1 Rtr1
Rpl Rkl2 Rtr2
Rkl3 Rtr3
Qn1
Qk1
Qn2
Qk2
Qn3
Qk3
Рисунок 2.5 – Схема заміщення мережі електропостачання підприємства
Якщо замість ПЕР приймаємо лише його певну частину, то потужність КУ між
вузлами навантаження підприємства буде визначатись за його композицією –
f(ПЕР). Композиція f(ПЕР) є зростаючою, а тому оптимальне значення потужності
КУ залишається незмінним[14].
Математична модель балансової задачі оптимальної КРН, має наступний
вигляд:
n 2
К Ні Кі КЛі ТіQi=1
К
Кіn n
ВХКі Ніі=1 і=1
З(Q )= Q -Q R +R min;
Q 0, i=1,2..n;
Q = Q -Q
(2.4)
де n – кількість ЦТП;
НіQ – реактивне навантаження окремої лінії живлення і-тої ЦТП;
КіQ – потужність КУ окремої секції шин НН і-тої ЦТП;
RКЛі roКЛi LКЛi – активний опір окремої лінії;
RТі – активний опір окремого трансформатора і-тої ЦТП;
ВХQ – вхідна реактивна потужність.
Розрахунок виконаємо за допомогою математичного САПР MathCad.
Для цього у відповідності з наведеною математичною моделлю задачі
створимо комп'ютерну модель на робочому листі MathCad. Комп'ютерна модель з
вихідними даними та результатами розрахунку наведена на рисунку 2.6.
41
42
Рисунок 2.6 – Вигляд розрахунку задачі КРН в середовищі MathCad
Проектне рішення: враховуючи результати розрахунків балансової задачі КРН,
було прийнято рішення приєднати до шин НН ЦТП низьковольтні автоматично
регульовані конденсаторні установки [9]:
ЦТП1: встановлюємо 2 КУ типу УК4-0,4-250 У3;
ЦТП2: встановлюємо 2 КУ типу УК3-0,4-300 У3;
ЦТП3: встановлюємо 2 КУ типу УК3-0,4-180 У3.
На кожній ЦТП встановлено по 2 однакових КУ тому, що з метою спрощення
розрахунки були проведені лише для однієї секції шин ЦРП, а ми маємо дві
симетричні секції (навантаження між секціями шин ЦРП розподіленні симетрично і
вони мають однакові схеми заміщення), а отже результати розрахунків будуть
однаковими і до симетричних шин НН ЦТП буду приєднанні такі ж КУ.
2.4 Визначення оптимального перерізу зовнішньої лінії живлення
Об’єкт проектування знаходиться в сільській місцевості, тому є можливість
використати у якості зовнішньої лінії живлення повітряну лінію. Напруга живлення
буде рівна 10 кВ, тому що, потужність його невелика, джерело живлення 10 кВ
знаходиться на невеликій відстані від об’єкту проектування [15].
Дане підприємство буде живитись повітряною лінією на напрузі 10 кВ,
довжина лінії становить 1,1 км.
43
Створимо таблицю, де подані стандартні перерізи проводів, допустимі струми,
і де будуть розраховані річні приведені затрати в зовнішню лінію живлення.
Визначимо переріз зовнішньої лінії за мінімум приведених річних затрат. Переріз
зовнішньої лінії живлення повинен відповідати мінімуму річних приведених затрат
в цю лінію. Керованою змінною в даній задачі є переріз х. Показником
ефективності є річні приведені затрати в зовнішню лінію живлення. За критерій
оптимальності взято мінімум приведених затрат.
Складемо математичну модель вибору оптимальних перерізів ПЛ 10кВ [16]:
20 0[( ) ( ) ( ), 3 min
х
.]
х
доп доп л
доп доп л л нпа
н доп
па доп
к
e а
ор
ме
л л лx т
х
єXс
х х І х І
х х І х І k
З x E E К x k І r x k t
k
U х U
U х U
х
х
L
(2.5)
де 0k х – питома вартість ПЛ, що залежить від перерізу лінії;
лІ – струм однієї лінії;
допІ х – допустимий струм провідника за ПУЕ ( [7] §1.3.13–§1.3.18);
Uн х – втрати напруги в лінії в нормальному режимі роботи;
паU х – втрати напруги в лінії перерізом х в після аварійному режимі;
допU – допустимі втрати напруги ( [6] А.4.7);
корх – мінімальний переріз лінії в якому не виникає загального коронування
([3], 2.5.90);
мехх – мінімальний переріз лінії за умовою механічної стійкості, для регіону в
якому знаходиться підприємство мехх = 70 мм2 ([5], 2.5.37);
Xст – множина стандартних перерізів проводів лінії живлення;
kл – кількість ліній;
44
t – тариф на електроенергію;
– число годин максимальних втрат;
0r х – питомий активний опір лінії перерізом х;
L – довжина лінії;
Ee – коефіцієнт ефективності капіталовкладень;
Ea – коефіцієнт відрахувань на амортизацію.
За умовами коронування перевіряються лінії напругою 35 кВ і вище (ПУЕ
§1.3.38). А оскільки живляча лінія підприємства має напругу 10кВ, то перевірка за
умовою загального коронування проводитися не буде.
Для перевірки зовнішньої лінії живлення на термічну стійкість до дії струмів
короткого замикання проводимо розрахунок струму КЗ на початку лінії живлення.
Опір системи, при якому струм короткого замикання буде найбільшим
визначається за формулою:
2
скз
0,95 UХ ,
S (2.6)
де U - напруга живлячої мережі, кВ;
кзS - потужність короткого замикання на стороні 10 кВ, МВА.
Оскільки розрахунок проводиться для найгірших умов, тобто коли струм к.з.
буде найбільшим, то приймаємо що в момент виникнення к.з напруга була
мінімально допустимою (меншою на 5% від номінального значення).
Визначимо струм к.з. для зовнішньої лінії живлення, кА:
c
кз злж1,05 U
І .3 X
(2.7)
Оскільки розрахунок проводиться для найгірших умов, тобто коли струм к.з.
буде найбільшим, то приймаємо що в момент виникнення к.з напруга була
максимально допустимою (більшою на 5% від номінального значення)[17].
Таблична форма яка автоматизує розрахунок струму к.з. на початку живлячої
лінії представлена на Рисунок 2.7 – Таблична форма автоматизації розрахунку
струму короткого замикання на початку ЗЖЛ.
45
Рисунок 2.7 – Таблична форма автоматизації розрахунку струму короткого
замикання на початку ЗЖЛ
Автоматизований розв'язок цієї проектної задачі виконуємо за допомогою
табличної форми, зображеної на рисунку 2.8
Проектне рішення: на основі виконаного в табличній формі розрахунку для
зовнішньої лінії живлення вибираємо двоколову лінію марки АС напругою 10 кВ з
перерізом 185 мм2.
46
Рисунок 2.8 – Таблична форма, яка автоматизує вибір перерізу ПЛ 10 кВ
47
2.5 Розрахунок струму КЗ
Розрахунок струмів к.з. проводиться з метою перевірки обмеження на
мінімально допустимий переріз КЛ. Для його визначення потрібно знайти величину
струмів к.з. на початку КЛ. Тому розрахуємо струм трифазного короткого
замикання на шинах 10 кВ[12].
Розрахунок струмів к.з. з урахуванням реальних характеристик і дійсних
режимів роботи всіх елементів системи електропостачання складний. Тому для
вирішення більшості практичних завдань вводять припущення, які не вносять в
результати розрахунків істотних погрішностей, а саме:
- не враховується зсув по фазі ЕРС різних джерел живлення;
- трифазна мережа вважається симетричною;
- не враховуються струми навантаження елементів мережі;
- не враховуються ємності, а отже, і ємнісні струми кабельної мережі;
- не враховується насичення магнітних систем, що дозволяє вважати
постійними та незалежними від струму індуктивні опори всіх елементів
короткозамкненою ланцюга.
Розрахункова схема являє собою спрощену однолінійну схему СЕП (рисунок
2.9). На ній зображено елементи системи зовнішнього електропостачання та їх
параметри, які враховуються при розрахунках струму к.з., та точки, в яких
необхідно визначити струм к.з..
Схема заміщення показана на рисунку 2.10 являє собою електричну схему,
відповідну розрахунковій схемі, в якій всі елементи системи зовнішнього
електропостачання представлені опорами.
~
Сзовнішня лінія живлення
шини ЦРП
Рисунок 2.9 – Розрахункова схема мережі
Для віддалених точок к.з. всі джерела електричної енергії шляхом
перетворення схеми замінюються одним еквівалентним джерелом, ЕРС якого
приймається незмінною за амплітудою, а індуктивний опір рівний результуючому
еквівалентному опору елементів розрахункової схеми. У випадку великої
48
віддаленості точки КЗ від джерел живлення приймається припущення, що точка КЗ
живиться від джерела нескінченої потужності, тому розрахунок проведемо за
законом Ома[14].
~
С X R Хc л л
Рисунок 2.10 – Схема заміщення для розрахунку струму к.з.
На цьому рисунку прийняті такі позначення:
Хс – реактивний опір системи;
Rл – активний опір зовнішньої лінії живлення;
Хл – реактивний опір зовнішньої лінії живлення.
Оскільки розрахунок проводиться для найгірших умов, тобто коли струм к.з.
буде найбільшим, то приймаємо що в момент виникнення к.з напруга була
максимально допустимою (більшою на 5% від номінального значення).
Визначимо струм к.з. на шинах ЦРП для розподільчих ліній на території
підприємства, кА:
кз рл1,05 U
І ,3 Z
(2.8)
де U - напруга живлячої мережі, кВ;
де Z – повний сумарний опір живлячої лінії та системи, визначається за
формулою:
2 2л л сZ= R +(Х +Х ) , (2.9)
Таблична форма яка автоматизує розрахунок струму к.з., а також назви
комірок та опорні формули цієї табличної форми представлена на Ошибка!
Источник ссылки не найден.2.11.
49
Рисунок 2.11 – Таблична форма автоматизації розрахунку струму короткого
замикання
2.6 Вибір оптимального перерізу КЛ -10 кВ
Кабельні лінії потрібно перевіряти на термічну дію струмів короткого
замикання. Також необхідно перевіряти переріз кабельних лінії по критерію нагріву
розрахунковим струмом, на втрату напруги в нормальному та післяаварійному
режимі, так як втрати в післяаварійному режимі збільшуються із-за зменшення
працюючих лінії в після аварійному режимі [16].
Вибір оптимального перерізу розподільної кабельної лінії напругою 10кВ
проводиться за допомогою Excel. Для цього створюємо електронну таблицю
(рисунок 2.12), де будуть подані стандартні перерізи кабелів, допустимі струми,
опори та вартість КЛ, що залежать від її перерізу, а також де будуть розраховані
річні приведені затрати в КЛ.
Наведемо математична модель вибору оптимальних перерізів КЛ 10 кВ:
50
20 03 min
х
ст
е а л лх Х
доп доп доп л
доп па доп л л нпа
н доп
па доп
кз пкз
З х Е Е К х І r х t L k
х х k І х І
х х k І х І k k
U х U
U х U
І tх
С
(2.10)
де 0k х – питома вартість КЛ, що залежить від перерізу і кількості ліній;
лІ – струм однієї лінії;
допІ х – допустимий струм провідника за ПУЕ ( [7] §1.3.13–§1.3.18);
Uн х – втрати напруги в лінії в нормальному режимі роботи;
паU х – втрати напруги в лінії перерізом х в після аварійному режимі;
допU – допустимі втрати напруги ( [6] А.4.7);
kдоп – коефіцієнт допустимого навантаження, доп п сk k k ;
kс – коефіцієнт середовища. Згідно з [7] §1.3.13 приймемо що коефіцієнт
середовища, з урахуванням поправочного коефіцієнта на допустимий
довготривалий струм для кабелів, в залежності від питомого опору землі, для КЛ
прокладених в піщано-глинистому грунті вологістю 8%, складає 0,87, температура
землі 20оС, в цьому випадку коригувальний коефіцієнт рівний 0,95.
kп – коефіцієнт прокладки. Дане підприємство належить до другої категорії
електропостачання, тому для підвищення надійності електропостачання, кожна
кабельна лінія буде прокладатися в окремій траншеї, в такому випадку приймаємо
коефіцієнт прокладки рівним 1.
паk – максимальний допустимий коефіцієнт навантаження КЛ в п.а. р., [7] табл.
1.3.32. приймаємо паk - 1,25 для найважчих умов перевантаження в п.а.р. при
тривалості перевантаження 6 год і Кз = 0,6, оскільки значення струму, що протікає
по КЛ складає менше 60% від допустимого.
51
нпаk – доля навантаження, що протікає по даній КЛ, яка повинна залишитися в
роботі в після аварійному режимі (погоджується з технологами);
кзх – мінімальний переріз лінії за умов термічної дії струмів к. з. [6];
кзІ – струм к. з. на початку лінії;
пt – приведений час к. з. (с) ≈ 1,5с;
С – тепловий коефіцієнт 2
А с
мм ( [6], для кабелів 10кВ з AL жилами = 90).
Таблична форма для визначення, за допомогою Excel, оптимальних перерізів
розподільних КЛ наведена на рисунку 2.12. Для всіх інших КЛ, розрахунки
проводяться аналогічно.
Проектні рішення: для живлення всіх трьох ЦТП обрано кабелі ААБ напругою
10 кВ перерізом 50 мм2.
КЛ для всіх інших ЦТП вибираються аналогічно і їх переріз поданий в таблиці
2.2
Таблиця 2.2 – Перерізи кабелів 10кВ
ТП Кількість
ліній Марка Переріз, мм
2
ЦТП1 2 ААБ 50
ЦТП2 2 ААБ 50
ЦТП3 2 ААБ 50
52
Рисунок 2.12 – Таблична форма вибору оптимального перерізу КЛ-10кВ
53
2.7 Вибір високовольтних вимикачів та роз’єднувачів
Згідно ПУЕ всі електричні апарати вибирають за родом установлення,
номінальним струмом і напругою, а також перевіряють їх на термічну і динамічну
стійкість. Апарати захисту перевіряють на чутливість і селективність дії.
Для керування відхідною лінією 10 кВ на ЦРП 10 кВ встановлюються
роз’єднувачі (шинні і лінійні), високовольтний вимикач (масляний або вакуумний),
трансформатори струму для живлення кіл обліку і релейного захисту [11].
З боку високої напруги проектованих цехових ТП 10/0,4 встановлюються
роз’єднувач, розрядники і запобіжники. На відхідних лініях 0,4 кВ, як правило,
встановлюються автоматичні вимикачі, на вводі 0,38 кВ – рубильник або
автоматичний вимикач.
Вибираємо радіальну схему електропостачання напругою 10 кВ.
Високовольтні вимикачі вибираємо за номінальною напругою і розрахунковим
струмом з врахуванням після аварійних режимів та можливих нерівномірностей
розподілу струмів між лініями і секціями шин [15]:
ном.в ном.мережіU U , (2.11)
ном.в maxI I , (2.12)
Визначимо maxI для нормального та післяаварійного режиму:
а) ТП1:
рр
ном
S 744,46I 21,5
k 3 U 2 3 10 (А),
а) ТП2:
рр
ном
S 856,04I 24,71
k 3 U 2 3 10 (А),
а) ТП3:
рр
ном
S 524,94I 15,15
k 3 U 2 3 10 (А),
н.тmax1,2
ном
1,3 S 1,3 630I 47,28
3 U 3 10 (А),
54
н.тmax3
ном
1,3 S 1,3 400I 30,02
3 U 3 10 (А),
Для встановлення на стороні 10 кВ вибираємо вакуумні вимикачі ВБЭ-М-10-
20/630. Номінальний струм вимикачів ном.в м.авІ А > І для всіх приєднань.
Власний час відключення вимикача 0,075 с.
2.8 Перевірка вибраного електрообладнання 10 кВ
Високовольтні вимикачі повинні бути перевірені на комутаційну здатність, на
динамічну стійкість, а також на термічну стійкість до дії струмів КЗ.
Розрахунок струмів КЗ виконується з метою перевірки вибраних вимикачів і
провідників. Необхідно визначити наступні величини: періодичну та аперіодичну
складові в момент початку розходження контактів Iп та іа , ударний струм КЗ іуд,
тепловий імпульс Вк, а також періодичну складову струму трифазного КЗ в
початковий момент часу Iпо (визначено в розділі 5 і складає поI 2,339кА).
Для перевірки вимикачів на комутаційну здатність визначимо Iпτ в момент часу t =
початку розходження контактів вимикача.
= tрз.мін + tв.в = 0,01 + 0,07 = 0,08. (2.13)
асТ = 0,03.
Значення аперіодичної складової в момент часу t = (необхідне також для
перевірки вимикачів на комутаційну здатність) визначаємо за формулою [18]:
ас
t 0,08
T 0,03
a с посi 2 I е 2 3,359 е 0,33 кА . (2.14)
Ударний струм короткого замикання []:
ас
0,01 0,01
Т 0,03
удс посi 2 I 1 е 2 3,359 1 е 8,1 кА .
(2.15)
Тепловий імпульс визначаємо в такій послідовності:
Час відключення КЗ:
tвідк = tрз + tп.в = 0,5 + 0,1 = 0,6 с. (2.16)
Тепловий імпульс:
55
2 2 2
к пос відк асВ I t T 3,359 0,6 0,03 7,1 кА с .
(2.17)
Високовольтні вимикачі повинні бути перевірені на комутаційну здатність, на
динамічну стійкість, а також на термічну стійкість до дії струмів КЗ.
Для перевірки вимикачів скористаємося паспортними даними вимикачів та
розрахованими величинами. Оскільки 0,08с 0,07с , то приймаємо í 0 .
Таблиця 2.3 – Вибір вимикачів ТП
Умови вибору Дані для вимикачів Дані розрахунків
Iн.відк Iп Iн.відк = 10 кА Iп = Iп .с=3,359 кА
н.відкл п .с а .с2І 2І і .2 2 10 14,1н відклІ кА 2 3,359 0,33 5,08(кА)
ідин іуд ідин = 25 кА іуд = іуд.с = 8,1 (кА)
Iдин Iпо Iдин = 10 кА Iпо = Iпо.с = 3,359 (кА)
2
к по поВ I t 2 2 2
т тI t 10 4 400 кА с 2
кВ 7,1 кА с
Усі перевірки виконуються, отже, даний тип вимикачів може бути використаний
для всіх приєднань.
2.9 Струмова відсічка
Розглянемо захист КЛ 10 кВ ділянки ЦРП-ТП1.
Струмова відсічка виконується двофазною дворелейною схемою зі струмовими
реле типу РТ-40 КА1 і КА2. Струм спрацьовування струмової відсічки
узгоджується зі струмом спрацьовування струмової відсічки трансформаторів ТП1 і
вибирається згідно з виразом:
(3)
св нКЛ нТр р кmax ВН нКЛ нТр р ном.Тр р
кТр р
100I k k I k k I ,
U (2.18)
де (3)
кmax ВНI – максимальне значення струму трифазного КЗ за трансформатором, тобто
поза зоною дії відсічки, приведеної до сторони ВН, де встановлена відсічка, А;
нk – коефіцієнт надійності, значення якого залежать від типу використаних
струмових реле: 1,3—1.4 – для реле типу РТ-40;
56
ном.Тр рI - номінальний струм трансформатора на ВН (
ном.Тр рI 21,5 А );
кТр рU - напруга короткого замикання трансформатора ( кТр рU 5,5%).
св
100I 1,3 1,3 21,5 660,63 (А),
5,5
Струм спрацювання реле визначається з виразу:
свср
ТС
I 660,63I 33,03 (А),
n 20
де ТСn – коефіцієнт трансформації трансформатора струму ТС рівний 100/5.
Приймається реле типу РТ-40/200 з'єднання котушок паралельне, межі уставок
струму спрацьовування реле 100—200 А.
Витримка часу вибирається за узгодженням з часом спрацьовування струмової
відсічки трансформатора 400 кВА ТП3, тобто на ступінь селективності більше –
0,5с:
сзКЛ свТр рt t t 0,0 0,5 0,5(с).
Реле часу приймається типу ЭВ-114 з межею уставок за часом 0,1 –1,3 с.
Для початку визначимо струм трифазного КЗ.
Схема заміщення для такого розрахунку зображена на рисунку 2.13.
~
ГXг Rл Хл
Рисунок 2.13 – Схема заміщення для розрахунку с.к.з.
нкз
1,05 UI ,
3 Z (2.19)
де U – напруга, кВ;
Z – повний сумарний опір живлячої лінії та системи, Ом.
2 2л л гZ= R +(Х +Х ) , (2.20)
`` 2ср
г
ном.г
xd UX ,
S (2.21)
57
2
г
0,121 6,3X 0,64 (Ом),
7,5
2 2Z = 0,174 +(0,355+0,64) 1,01 (Ом),
кз
1,05 6300I 3781,4 (А),
3 1,01
(2)
кч
сз
I 0,865 3781,4k 4,95 1,5.
I 660,63
2.10 Захист від однофазних замикань на землю
У мережі з ізольованою нейтраллю струм замикання на землю рівний:
мф(1)
з 0с
U lI 3 I .
10 (2.22)
У непошкоджених лініях струм 0с3 I , який протікає через місце установки
захисту, рівний: мф
0с
U l3 I
10і направлений до шин.
В пошкодженій лінії струм 0с 0сМережі 0сКЛ3 I 3 I 3 I і направлений до шин.
Отже, для створення селективного захисту можна оцінити струм 0с3 I , що протікає
через трансформатор струму нульової послідовності (ТНП) захисту.
Для забезпечення селективності струмового захисту кабельної лінії струм
спрацьовування захисту відлаштований від струму 0сКЛ3 I , виникаючого при
замиканні на землю на інших приєднаннях мережі, а також від струму небалансу,
що виникає в ТНП при міжфазних КЗ на приймальній підстанції, яка отримує
живлення по лінії, що захищається[21].
Струм замикання кабелю, на якому встановлений захист:
рем мф(1)КЛ 0КЛ
k U l 0,54 10 0,011I 3 I 0,006 (А).
10 10
Струм замикання на землю всієї кабельної мережі 10 кВ:
рем мф(1)0КЛмережі
k U l 0,54 10 0,3733I 0,2 (А),
10 10
58
де мфU – міжфазна напруга, кВ;
1– довжина мережі, км;
ремk – коефіцієнт, що враховує ремонтний режим.
Оскільки при переміжній дузі в місці замкнення на землю можливі кидки струму
ємності непошкодженої лінії, що перевищують стале значення цього струму в 4 - 5
разів, струм спрацьовування захисту визначається таким чином:
(1)
відл стр 0КЛ
сз
k k 3I 1,1 4 0,2I 0,088 (А),
10 10
де відлk – коефіцієнт відлаштування, що приймається рівним 1,1 - 1,2;
стрk – коефіцієнт стрибка, що враховує стрибок струму ємності, що приймається
рівним 4 - 5, якщо захист діє без витримки в часі.
Коефіцієнт чутливості захисту визначається відношенням струму нульової
послідовності, що протікає через ТНП в пошкодженій лінії, до струму
спрацьовування захисту сзI :
(1) (1)0КЛмережі 0КЛ
ч
сз
3I 3I 0,2 0,006k 2,2 1,25.
I 0,088
Умова чутливості полягає у тому, що сигналізація при металевому замиканні на
землю повинна діяти з коефіцієнтом чутливості чk 1,25 для кабельних ліній.
Струмове реле, що реагує на повний струм нульової послідовності в місці
установки захисту приймається РТЗ-51.
2.11 Автоматика в СЕП підприємства
Автоматичні вимикачі резерву повинні передбачатись для усіх відгалужень
приймача.
На підприємстві, яке ми реконструюємо, безперервність електрозабезпечення
може бути забезпечена, якщо приймачі підключені до джерела живлення двома
лініями. При цьому передбачено, що джерела працюють окремо - кожний на
частину навантаження - приймачів. Порушення електроживлення однієї з частин
приймачів відновлюється шляхом дії АВР, який вмикає розімкнуті секційні
59
вимикачі на шинах підстанцій. Живлення приймачів при цьому перемикається на
одну лінію (трансформатор) [12].
АВР діє на вмикання резервного джерела тільки після вимикання вимикача
робочого елементу з боку шин споживача. Дії АВР не повинні призводити до
перевантаження резервного джерела. Захист вимикача, яким подається живлення
від резервного джерела, має мінімальний час спрацьовування.
Пристрій АВР складається з наступних основних органів:
1) пусковий орган;
2) орган витримки часу;
3) орган контролю якості напруги на робочому джерелі, на резервному джерелі;
4) коло однократності АВР.
2.12 Вибір вимірювальних трансформаторів та трансформаторів обліку
Вибір трансформаторів струму виконується за такими умовами:
По напрузі установки:
Uуст Uном , (2.23)
По допустимому струму:
Іроб.мах І1ном, (2.24)
Встановимо трансформатори струму ТПЛК – 10 100/5. Технічні
характеристики трансформаторів струму наведені в таблиці 2.4.
Таблиця 2.4 – Технічні характеристики ТПЛК 10 УЗ
Параметр Значення
Номінальна напруга, кВ 10
Номінальна робоча напруга, кВ 12
Номінальний вторинний струм, А 5
Номінальний первинний струм, А 100
Число вторинних обмоток, шт 3
Клас точності вторинних обмоток
Для вимірювань 0,5
60
Для захисту 10Р
Номінальне навантаження вторинних обмоток
Для вимірювань, ВА 20
Для захисту, ВА 20
Струм термічної стійкості, кА 177
Струм електродинамічної стійкості, кА 70,8
Продовження Таблиці 2.4
Вибір трансформаторів напруги здійснюється за такими умовами:
Uном U1ном , (2.25)
UІІном ≥ 100 В, (2.26)
Встановимо трансформатори напруги НТМИ – 10 66Y3. Технічні
характеристики наведені до таблиці 2.5.
Таблиця 2.5 – Технічні характеристики НТМИ – 10 66/УЗ
Параметр Значення
Номінальна первина напруга, В 10 000
Номінальна вторина напруга, В 100
Клас точності 0,5
Номінальна потужність, ВА 120
Гранична потужність, ВА 1000
Повна маса, кг 81
Кутова похибка, мін 20
Похибка по напрузі, % 0,5
Встановлюємо лічильники типу Нік-2303 АРКІТ. Технічні характеристики
занесені в таблицю 2.6.
61
Таблиця 2.6 – Технічні характеристики Нік-2303 АРКІТ
Параметр Значення
Клас точності вимірювання активної енергії 1,0
Клас точності вимірювання реактивної енергії 2,0
Кількість тарифів 4
Температурний діапазон (-30 ÷ 55) °С
Номінальна напруга, В 100
Номінальний струм, А 5
Властивості:
- захист від крадіжок електроенергії (індикація неправильних підключень,
зворотного напрямку струму, занижених і завищених фазних напруг);
- удосконалена колодка зажимів, що забезпечує надійність кріплення проводів.
Збережені величини
- облік електроенергії з наростаючим підсумком за кожним тарифом та
сумарного значення;
- фіксація і запис значень енергії по тарифах і сумарний показник на кінець
доби – до 60 днів;
- фіксація і запис значень енергії по тарифах і сумарний показник на кінець
місяця – до 16 місяців;
- профіль навантаження 0,5 годин, глибина зберігання до 120 днів;
- запам’ятовування подій до 1024: вимкнення напруги;
Для встановлення на підприємстві прийнято вимірювальні трансформатори
типу ТПЛК – 10 УЗ, та лічильники типу Нік-2303 АРКІТ.
62
3 ВИБІР ПАРАМЕТРІВ КЛ НА ОСНОВІ МОДЕЛЮВАННЯ РЕЖИМУ ЇЇ РОБОТИ
В УМОВАХ НЕ ВИЗНАЧЕНОСТІ ДАНИХ
3.1 Необхідність прийняття оптимальних рішень
Прийняття оптимальних рішень – одна із найстаріших задач, яка виникає
перед людиною в різних ситуаціях і зокрема в електроенергетиці.
Предметом теорії прийняття рішень є такі задачі найкращого вибору, коли є
кілька можливостей і людина вільна вибрати з них будь-яку, найбільш йому
відповідну. Такого роду завдання часто зустрічаються в економіці. Ця теорія вчить
здійснювати вибір обґрунтовано, ефективно використовуючи наявну в наявності
інформацію про цілі й вподобання. Крім того, вона допомагає уникнути ухвалення
свідомо негідних рішень і врахувати можливі негативні наслідки непродуманого
вибору[18].
Людина у своїй діяльності часто стикається з ситуаціями, в яких йому
доводиться здійснювати вибір. Наприклад, керівники різноманітних рівнів і рангів
змушені займатися формуванням персоналу, очолюваних ними підрозділів,
вибирати ту чи іншу стратегічну лінію поведінки, приймати конкретні господарські
та економічні рішення. Фахівці в самих різних галузях науки і техніки, що
займаються розробкою всіляких пристроїв і пристосувань, проектуванням тих чи
інших споруд, конструюванням нових моделей типів автомобілів, літаків тощо так
само щоразу прагнуть вибрати найкраще інженерне, конструкторське або проектне
рішення.
Перш за все, має бути визначений і описаний набір рішень, з кого слід
здійснювати вибір. Позначимо його символом X і будемо називати безліччю
можливих (чи допустимих) рішень. Нерідко замість поняття рішення
використовують також терміни альтернатива, варіант, план, стратегія і т.п.
Мінімальне число елементів зазначеної множини – дві (для того, щоб дійсно був
вибір). Обмежень зверху на кількість можливих рішень немає. Воно може бути як
кінцевим, так і безкінечним. При цьому природа самих рішень в рамках теорії
63
прийняття рішень має ніякого значення. Це можуть бути проектні рішення, варіанти
або сценарії поведінки, політичні чи економічні стратегії, короткострокові або
перспективні плани, прогнози розвитку тощо. Вибір рішення полягає у виборі серед
допустимих такого рішення, яке є найкращим. Слід зауважити, що нерідко
відбувається вибір не одного, а цілого набору рішень, що є підмножиною множини
можливих рішень X. Найпростіший тому приклад, - коли потрібно вибрати кілька
людей, що претендують на заміщення певного числа вакантних посад[18].
Принципова складність завдань вибору при багатьох критеріях полягає в
неможливості визначення того, що називати найкращим рішенням. Кожна особа,
яка приймає рішення, має право вкладати свій зміст в це поняття. Більше того,
невелика зміна обставин, за яких здійснюється вибір, може призвести до зміни
сенсу найкращого рішення. Поняття найкращого рішення залежить від надзвичайно
великого числа параметрів, які не вдається врахувати в рамках фіксованої
математичної моделі як з причини їх кількості, так і в силу неможливість
математизації (принаймні, на даний момент розвитку) різних аспектів
психологічного характеру, здійснюють вплив на остаточний вибір.
Прийняті рішення повинні бути допустимими і найкращими (оптимальними)
на множині допустимих. Оптимальні рішення приймають за тими чи іншими
критеріями оптимальності. Критерії оптимальності, які використовують в умовах
повної визначеності вихідних даних можуть втрачати сенс в умовах їх
невизначеності. В різних галузях діяльності людини використовуються спеціальні
критерії оптимальності, які враховують наявну невизначеність даних. Але в Україні
в галузі електроенергетики такі критерії не знайшли ще широкого застосування, а
методи їх використання не доведені до практики інженерного використання.
3.2 ОПР – особа прийняття рішення, допустимі і доступні рішення
Процес вибору неможливий без наявності того, хто здійснює цей вибір,
переслідуючи свої цілі. Людини (або цілий колектив, підлеглий досягнення певної
мети), який виробляє вибір і несе повну відповідальність за його наслідки,
називають особою, яка приймає рішення (скорочено: ОПР).
64
Сама природа ОПР при вирішенні задачі вибору, як правило, не має
особливого значення. У процесі вибору важливо, наскільки багатим досвідом в
галузі енергетики володіє ця людина, яким він представляє майбутнє своєї фірми,
які інтереси, пов'язані з фірмою, він намагається задовольнити і т.п. Таким чином,
говорячи про ОПР в контексті завдання вибору, ми будемо мати на увазі не його
цілком, а лише ту його «частину», ті його характеристики, які так чи інакше
пов'язані з процесом вибору. Якщо різні індивіди в одних і тих же ситуаціях вибору
поводяться однаковим чином, то з точки зору теорії прийняття рішень вони нічим
не відрізняються один від одного, тобто являють собою одне і те ж ЛПР. Рішення
приймає ОПР із множини доступних йому рішень Xдос. ОПР – повинен бути
компетентний, наділений повноваженнями, і повинен нести повну відповідальність
за наслідки прийнятого рішення[19].
Xдос – область доступних рішень, множина значень керованих змінних
доступних ОПР для впровадження.
Рішення х – всякий доступний ОПР спосіб дії x ϵ Xдос , x = (x1, x2, … , xn).
У кожного ОПР своя множина доступних йому рішень. Не всяке рішення із
Xдос може бути допустимим для його впровадження в тих чи інших умовах
експлуатації.
Допустимими називаються рішення, яке задовольняє всім без виключення
обмеженням. Xдоп – множина допустимих рішень. X – область допустимо -
доступних рішень (ОДДР) - множина всіх допустимих і одночасно доступних
рішень.
Область допустимих і одночасно доступних рішень зображено на рисунку 3.1
Рисунок 3.1 – Області допустимих, доступних, допустимо - доступних рішень
65
Не всі рішення із X є однаково доцільними. Доцільність рішень
характеризують показники ефективності рішень (ПЕР). ПЕР – за змістом величина,
яка дає оцінку доцільності прийнятого рішення зі своєї точки зору. ПЕР – з
математичної точки зору це числова функція, яка ставить кожному рішенню із
області допустимо доступних рішень у відповідність число.
Математичний запис показника ефективності рішення:
h:X R; (3.1)
Як розуміти це число з точки зору ефективності рішення показує інгредієнт
показника ефективності. В загальному випадку ЗПР має багато ПЕР. В
найпростішому випадку – ПЕР один. Оптимальне рішення повинно відповідати
вибраному критерію оптимальності. Критерій оптимальності – це визначальна
властивість для множини оптимальних рішень. Оптимальне рішення є не менш
доцільним (або найдоцільнішим) з точки зору окремого ПЕР[19].
Стандартний зв'язок між критерієм оптимальності та ПЕР для:
- ПЕР ( h -) - показник ефективності рішення з від’ємним інгредієнтом, чим
менше числове значення ПЕР, тим краще:
*
x Xx = argmin h (x); (3.2)
- ПЕР ( h +) - показник ефективності з позитивним інгредієнтом, чим
більше числове значення ПЕР, тим краще:
*
x Xx = argmin h (x); (3.3)
Причини невизначеності даних. В процесі прийняття рішень завжди в тій чи іншій
мірі має місце невизначеність вихідних даних. Це може бути викликано
66
стохастичною природою вихідних параметрів, або відсутністю точних даних про
вихідні параметри в зв'язку з:
1. неточністю вимірів;
2. значними витратами часу та ресурсів на уточнення цих параметрів;
3. значною небезпекою виконання процедур уточнення даних та ін.
Особливо це стосується задач перспективного прогнозування, планування та
проектування. Зокрема проектування системи електропостачання. В цих випадках
значення вихідних параметрів можливо лише спрогнозувати досить приблизно.
3.3 Критерії прийняття рішень в умовах не визначеності даних
В умовах невизначеності даних втрачають сенс розглянуті вище критерії
оптимальності. У випадку визначеності вихідних даних кожен параметр ЗПР yi,
i = 1, … n, задається одним числовим значенням, а у випадку ЗПР в умовах
невизначеності, можливих значень у кожного невизначеного параметра може бути
багато[18].
В цьому випадку невизначені параметри:
i i imin imaxy Y = y ;y ,i 1,...,n, (3.4)
де n – кількість недовизначених параметрів;
Yi – множина можливих значень i – того параметра.
Якщо параметри yi незалежні, то загальний простір невизначеності даних має
вигляд:
Y = Y1 × Y2 ×…× Yn - простір невизначеності параметрів середовища.
Областю означення показника ефективності при невизначеності даних є
декартів добуток множин Х та У:
h : X Y R. (3.5)
Значення функції h залежить від пари векторів:
67
1 2 m 1 2 nh(x,y) =h(x ,x ...,x ,y ,y ,...,y ), (3.6)
де x = (x1, x2, …, xm) - вектор керованих змінних;
y = (y1, y2, …, ym) - вектор стану середовища.
Тобто, при невизначеності даних всі розглянуті вище критерії оптимальності
втрачають сенс, оскільки в цьому випадку показник ефективності рішення буде
залежати не тільки від прийнятого рішення, а й від параметрів середовища, тим
самим при невизначеності даних отримаємо показник ефективності який буде
функцією двох змінних[19].
Критерії оптимальності прийняття рішення в умовах недовизначеності даних:
1. Критерій крайнього оптимізму
За цим критерієм визначається найкраще рішення за найкращих умов.
Оскільки цей критерій орієнтується на найкращі умови, то його називають
критерієм крайнього оптимізму.
*
x X y Y
*
x X y Y
x argmax max h (x,y);
x argmin min h (x,y). (3.7)
За такого рішення ПЕР за будь – яких інших умов може мати тільки гірше
значення. Такий критерій можна використовувати коли ОПР володіє додатковою
інформацією про те що дані будуть близькими до найкращих. Недоліком є те, що
при використанні такого критерію ми взагалі не маємо змоги контролювати ризик.
2. Критерій Вальда ( гарантованого успіху)
За критерієм Вальда визначається найкраще рішення за найгірших умов.
*
y Yx X
*
x X y Y
x argmaxminh (x,y);
x argminmaxh (x,y). (3.8)
68
За такого рішення ПЕР ні за яких умов не може мати гірше значення. Тому
цей критерій також називається критерієм гарантованого успіху. Оскільки цей
критерій орієнтується на найгірші умови, то його називають також критерієм
крайнього песимізму[18].
Ефективність такого рішення не може бути гіршою ні за яких умов, тому
якщо гарантована ефективність задовольняє ОПР, то затрати на уточнення
інформації недоцільні. Однак величина гарантованої ефективності сама по собі не
дає можливості зрозуміти допустима така величина ефективності в конкретних
умовах прийняття рішень чи ні. Цей критерій використовується в тих випадках ,
коли ОПР хоче отримати гарантований рівень ефективності, при тому що цей
рівень буде задовольняти ОПР. Іншими словами остаточно сказати чи ми
приймемо рішення чи ні, можна тільки тоді, коли побачимо яку ефективність
гарантує цей критерій.
3. Критерій Гурвіца (песимізму – оптимізму)
Цей критерій оперує заданим ОПР коефіцієнт песимізму α ϵ [0 ; 1].
*
y Yx X y Y
*
x X y Yy Y
x argmax[ minh (x,y) (1 ) maxh (x,y)];
x argmin[ maxh (x,y) (1 ) minh (x,y)]. (3.9)
При α = 0 (песимізму немає) критерій Гурвіца перетворюється в критерій
крайнього оптимізму, а при α = 1 (повний песимізм) – в критерій Вальда.
При 0 < α < 1 – виникає ситуація зваженого оптимізму.
Цей критерій дає можливість ОПР вибрати рівень песимізму, таким чином він
є більш універсальним ніж критерій Вальда, бо отримує Вальда в окремих
випадках.
Дві крайності цього критерію являють собою критерій повного оптимізму, та
критерій Вальда, таким чином критерій Гурвіца виділяє вагу між цими двома
критеріями. Застосовується такий критерій коли ОПР володіє додатковою
інформацією про перевагу критерію повного оптимізму над Вальдом і навпаки.
69
4. Критерій Севіджа (критерій мінімального ризику)
Ризик (∆h) – задає максимально можливу втрату ефективності рішення для
кожного конкретного рішення та стану середовища:
x X
x X
(h )(x, y) max h (x, y) h (x, y);
(h )(x, y) h (x, y) min h (x, y). (3.10)
Ризик, як ПЕР має від'ємний інгредієнт як у випадку h , так і у випадку h ,
( (h ) ; (h ) ) . За критерієм Севіджа вибирається значення керованої змінної ,
яке забезпечує мінімальне серед можливих максимальних значень ризику (тобто
найменшу втрату ефективності рішення серед можливих її найбільших втрат).
Величина ризику сама по собі не дає можливості зрозуміти доступний такий ризик
в конкретних умовах чи ні[18].
Критерій Севіджа має вигляд:
*
x X y Y x X
*
x X x Xy Y
x argmin max(max h (x,y) h (x,y));
x argmin max(h (x,y) min h (x,y)). (3.11)
Цей критерій використовується коли ми хочемо мінімізувати втрату
ефективності рішення за будь – яких умов. Якщо втрата рішення буде не значною
то це може задовольнити ОПР.
5. Критерій мінімуму відносного ризику
Критерій спрямований на згладжування критерію Севіджа. Цей при виборі
оптимальної стратегії радить орієнтуватись не на ризик програшу, а на відносний
ризик програшу, що дає можливість усунути недолік критерію Севіджа та дає
розуміння допустиме рішення в конкретних умовах чи ні.
70
Відносний ризик [δh] - задає максимально можливу відносну втрату
ефективності рішення для кожного конкретного рішення та стану середовища:
x X
x X
x X
x X
max h (x, y) h (x, y)(h )(x, y) ;
max h (x, y)
h (x, y) min h (x, y)(h )(x, y) .
min h (x, y)
(3.12)
Відносний ризик як ПЕР має від'ємний інгредієнт у всіх випадках, тому
оптимальне значення керованої змінної буде визначатись як:
* x X
x X y Y
x X
* x X
x X y Y
x X
max h (x, y) h (x, y)x arg min max( );
max h (x, y)
h (x, y) min h (x, y)x arg min max( ).
min h (x, y)
(3.13)
3.4 Вибір кабельної лінії в умовах невизначеності
Використовуючи вище наведені методи, виконаємо вибір живлячої кабельної
лінії однієї з ТП. Річ ведеться про двократну невизначеність, точне значення
розрахункової потужності електроспоживача невідоме, але відомо що ця
потужність не може бути меншою 478 кВА і не може перевищувати 956 кВА, при
коефіцієнті потужності cos φ = 0,79. В процесі проектування створено табличну
форму електронної таблиці EXCEL для визначення оптимального перерізу КЛ в
умовах невизначеності даних за усіма вище перерахованими критеріями.
Таблична форма для визначення, за допомогою Excel, оптимальних перерізів
розподільних КЛ наведена на рисунку 3.2.
71
Рисунок 3.2 – Таблична форма перевірки на допустимість перерізу КЛ-10кВ
1. Критерій Вальда
Здійснюємо вибір кабельної лінії за критерієм Вальда:
72
Рисунок 3.3 – Таблична форма визначення перерізу КЛ-10кВ за критерієм Вальда
Отже, за критерієм Вальда оптимальний переріз КЛ рівний 95 мм^2.
2. Критерій Севіджа
Цей критерій використовується коли ми хочемо мінімізувати втрату
ефективності рішення за будь – яких умов. Якщо втрата рішення буде не значною
то це може задовільнити ОПР.
Здійснюємо вибір кабельної лінії за критерієм Севіджа:
73
Рисунок 3.4 – Таблична форма визначення перерізу КЛ-10кВ за критерієм Севіджа
Отже, за критерієм Севіджа оптимальний переріз КЛ рівний 70 мм^2.
Здійснюємо вибір кабельної лінії за критерієм мінімуму відносного ризику:
За цим критерієм вибирається рішення за мінімумом відносного ризику.
74
Рисунок 3.5 – Таблична форма визначення перерізу КЛ-10кВ за критерієм мінімуму
відносного ризику
Отже, за критерієм мінімуму відносного ризику оптимальний переріз КЛ
рівний 50 мм^2. Проаналізувавши всі розв’язки, вибираємо кабельну лінію 50 мм^2,
що забезпечує необхідну надійність електропостачання, надійність експлуатації,
забезпечить безперервну роботу системи електропостачання.
75
4 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ТА СИСТЕМИ
ЕЛЕКТРИЧНОГО ОСВІТЛЕННЯ ЦЕХУ
4.1 Вибір конструктивного виконання цехової мережі
Передачу і розподіл електроенергії до цехових споживачів промислового
підприємства здійснюють електричними мережами. Споживачі електроенергії
під’єднають до ЦТП і РП за допомогою захисних і пускових апаратів.
Кабельні лінії напругою до 1000 В великих перерізів призначені для
постачання потужних приймачів, розподільчих щитів або шкафів, а також
електроприймачів, які встановленні в середовищі з особливими вимогами, де
обмежена прокладка проводів в трубах[15].
У відповідності ПУЕ виробничі приміщення в залежності від характеру
навколишнього середовища поділяють на сухі,вологі, вогкі та особливо вогкі, з
хімічно активним середовищем, пожежо- і вибухонебезпечні. Тому вид прокладки і
марки проводів чи кабелів вибирають в залежності від характеристики
навколишнього середовища виробничих приміщень.
Для електричних мереж слід застосовувати провідники з алюмінієвими
жилами. Провідники з мідними жилами із-за дефіцитності і великої вартості
рекомендується використовувати тільки в особливих випадках, установлених в
ПУЕ, наприклад для відгалужень до споруд від діючих повітряних ліній з мідними
проводами, для живлення електроприводів в механізмах переміщень кранових
установок і вибухонебезпечних приміщень.
Основними вимогами при виборі типу способу прокладки різних провідників
(проводів, кабелів, шино проводів) є: міцність провідників ізоляції зовнішнього
покриття до дії навколишнього середовища, механічна міцність, схеми мережі і
трас живлення окремих ліній електроприймачів, мінімальні річні затрати на монтаж
електромережі.
76
При цьому слід врахувати, що кабельна лінія низької напруги, яка
прокладається відкрито (по стінам, конструкціям), може бути дешевшою прокладки
проводів в трубах при довжині лінії більше 100 м.
4.2 Вибір комутаційно-захисної апаратури і провідників
При виборі автоматичних вимикачів повинні виконуватись такі умови[1]:
Н.РОЗЧ ВІДС МІ К І ; (4.1)
(3)
Н.ВІДК К.maxІ І ; (4.2)
С.В Н ПІ К І ; (4.3)
де Н.РОЗЧ
І - номінальний струм розчіплювача;
С.ВІ - струм спрацювання відсічки;
ВІДСК - коефіцієнт відстроювання, що визначається з умов надійності
відстроювання захисту від перевантажень і його не спрацювання (повернення) при
(після) пуску або само запуску;
МІ - розрахунковий струм окремого ЕП чи РП в цілому при нU 0,38 кВ;
НК - коефіцієнт надійності відстроювання струмової відсічки;
ПІ - піковий (пусковий) струм;
Н.ВІДКІ - номінальний струм спрацювання відключення;
(3)
К.mа xІ - струм трифазного КЗ.
Для прикладу виберемо автоматичний вимикач для лінії від ТП до РП-3.
Розрахунковий струм для цієї лінії:
3
М
М
Н
S 128,5 10І 195,23
3U 3 380 (А);
Піковий струм визначаємо за формулою:
77
П М В Н.mа x П.maxІ І К І І ; (4.4)
де Н.mа x П.max
І , І - номінальний і піковий струми найбільш потужного ЕП;
ВК - коефіцієнт використання найбільш потужного ЕП.
3
Н.max
Н.max
Н
Р 52 10І 112,86
3 U соs 3 380 0,7 (А); (4.5)
П.max Н.maxІ І 5 112,86 564,32 (А); (4.6)
ПІ 195,23 0,3 112,86 564,32 725,7 (А);
Вибираємо для встановлення на лініях від ТП1 до РП3 селективні автоматичні
вимикачі серії ВА55-39 з напівпровідниковим розчіплювачем, з номінальним
струмом НОМ.В
І = 250 А, та струмом розчеплення Н.РОЗЧ
І = 250 А.
Н.РОЗЧ ВІДС МІ (А) К І 1,1 195,23 214,75 (А);
де ВІДС
К = 1,1 для автоматичних вимикачів ВА55-39.
Струм спрацювання відсічки:
С.ВІ (А)
Н ПК І 1,5 725,7 1088,55 (А).
Аналогічно проводимо вибір автоматичних вимикачів з тепловими і
електромагнітними розчіплювачами для решти ліній, результати розрахунків
заносимо в таблицю 4.1.
78
Таблиця 4.1 – Вибір автоматичних вимикачів
Лінія М
І ,А П
І , А Тип АВ НОМ.В
І , А ВІДС МК І , А
Н.РОЗЧІ , А
Н ПК І , А
С.ВІ , А Н.ВІДК
І ,
кА
ТП1-РП1 37,1 567,54 ВА 55-39 250 144,1 250,0 851,32 1102,5 25
ТП1-РП2 183,92 714,36 ВА 55-39 250 202,31 250 1 071,54 1750 25
ТП1-РП3 195,24 725,68 ВА 55-39 250 214,76 250 1 088,52 1750 25
ТП1-РП4 160,28 690,72 ВА 55-39 250 176,30 250 1 036,08 1750 25
ЕП1,2 44,23 243,26 ВА 52-31 100 48,65 63 364,90 441 16
ЕП3 25,52 140,39 ВА 52-31 100 28,08 31,5 210,58 220,5 16
ЕП4 27,35 150,41 ВА 52-31 100 30,08 40 225,62 280 16
ЕП5-8 11,40 62,67 ВА 52-31 100 12,53 20 94,01 140 16
ЕП9 24,31 133,70 ВА 52-31 100 26,74 31,5 200,55 220,5 16
ЕП10-14 35,75 196,62 ВА 52-31 100 39,32 50 294,93 350 16
ЕП15-17 102,01 561,07 ВА 52-33 160 112,21 125 841,61 1250 16
ЕП18-20 112,87 620,76 ВА 52-33 160 124,15 160 931,14 1600 16
ЕП21,22 88,82 488,53 ВА 52-31 100 97,71 100 732,79 1000 16
ЕП23,24 11,40 62,67 ВА 52-31 100 12,53 20 94,01 140 16
ЕП25 12,53 68,94 ВА 52-31 100 13,79 20 103,41 140 16
ЕП26 12,86 70,71 ВА 52-31 100 14,14 20 106,06 140 16
Відповідно вимог ПУЕ вибираємо такі способи прокладки кабельних ліній:
від ТП-1 до РП-1, РП-2, РП-3, РП - 4 прокладка кабелю з алюмінієвими жилами
марки ААБ прокладених в траншеї, в азбестовій трубі в землі;
від РП-1 до ЕП-1,3,4,5,9,25; від РП-2 до ЕП-15-18,26,23,6; від РП-3 до ЕП
19,20,21,22,8; РП-4 до ЕП-10-14,24,7; прокладка алюмінієвими АВВГ відкрито.
Вибираємо переріз проводів з умови:
М
ДОП
М
І для нормальних приміщень;І
1,25 І для вибухонебезпечних приміщень. (4.7)
Проведемо вибір кабелю від РП-1 до ЕП-1:
ДОП МІ І 44,23 (А).
Вибираємо АВВГ 3 35+1 16 допустимий тривалий струм, яких при
прокладанні в кабельних каналах складає 90 А .
79
Перевіримо втрати напруги на найбільш віддаленому споживачу:
М ПИТ М ПИТ
НОМ
P R Q XU l
U; (4.8)
де ПИТ ПИТR , X - погонні опори ліній беруться з [1, таблиця Д.2].
ТП1 РП3
98,3 0,208 82,75 0,063U 65 4,39
380 (В);
РП3 ЕП10
52 0,549 53,04 0,065U 8,5 0,72
380 (В);
ТП1 ЕП19 ТП1 РП3 РП3 ЕП19U U U 4,39 0,72 5,1 (В); (4.9)
%ТП3 ЕП10
5,1U 100% 1,34
380%.
Відхилення напруги не повинно перевищувати 5-7,5%, в даному випадку
зниження напруги є допустимим.
Аналогічно обираємо переріз решти провідників, а результати розрахунків
заносимо в таблицю 4.2 та 4.3.
Таблиця 4.2 – Вибір провідників цехової мережі
Лінія МІ ,А
Н.РОЗЧІ , А
Тип
провідника
Спосіб
прокладання S, 2мм ДОП
І ,А
ТП1-РП1 37,10 157,5 ААБ в землі 3 185+1 70 340
ТП1-РП2 183,92 250 ААБ в землі 3 185+1 70 340
ТП1-РП3 195,24 250 ААБ в землі 3 185+1 70 340
ТП1-РП4 160,28 250 ААБ в землі 3 185+1 70 340
РП1-ЕП1 44,23 63 АВВГ відкрито 3 35+1 16 90
РП1-ЕП3 25,52 31,5 АВВГ відкрито 3 4+1 2,5 27
РП1-ЕП4 27,35 40 АВВГ відкрито 3 35+1 16 90
РП1-ЕП5 11,40 20 АВВГ відкрито 3 2,5+1 2,5 19
РП1-ЕП25 12,53 20 АВВГ відкрито 3 2,5+1 2,5 19
РП1-ЕП9 24,31 31,5 АВВГ відкрито 3 4+1 2,5 27
РП2-ЕП6 11,40 20 АВВГ відкрито 3 2,5+1 2,5 19
РП2-ЕП15-17 102,01 125 АВВГ відкрито 3 50+1 25 110
РП2-ЕП18 112,87 160 АВВГ відкрито 3 70+1 35 140
РП2-ЕП23 11,47 20 АВВГ відкрито 3 2,5+1 2,5 19
РП2-ЕП26 12,86 20 АВВГ відкрито 3 2,5+1 2,5 19
80
РП3-ЕП2 44,23 63 АВВГ відкрито 3 35+1 16 90
РП3-ЕП19,20 112,87 160 АВВГ відкрито 3 70+1 35 140
РП3-ЕП21,22 88,82 100 АВВГ відкрито 3 50+1 25 110
РП3-ЕП8 11,40 20 АВВГ відкрито 3 2,5+1 2,5 19
РП4-ЕП10-14 35,75 50 АВВГ відкрито 3 35+1 16 90
РП4-ЕП24 11,47 20 АВВГ відкрито 3 2,5+1 2,5 19
РП4-ЕП7 11,40 20 АВВГ відкрито 3 2,5+1 2,5 19
Продовження таблиці 4.2
Розрахунки втрат напруги для кожного ЕП здійснимо у зручній для цього
табличній формі за допомогою Microsoft Office Excel.
Таблиця 4.3 – Втрати напруги живлення ЕП у провідниках
Лінія Тип
Пров. S, 2мм МP , кВт
МQ , квар ПИТR ПИТX
1, м U ,В Лінія U ,В U ,% Ом/м
ТП1-РП1 ААБ 3 185+1 70 17,1 17,43 0,208 0,063 20 0,24 ТП1-РП1
ТП1-РП2 ААБ 3 185+1 70 96,29 73,36 0,208 0,063 17 1,10 ТП1-РП2
ТП1-РП3 ААБ 3 185+1 70 98,3 82,75 0,208 0,063 65 4,39 ТП1-РП3
ТП1-РП4 ААБ 3 185+1 70 89,23 56,26 0,208 0,063 60 3,49 ТП1-РП4
РП1-ЕП1 АВВГ 3 35+1 16 13,1 25,938 1,1 0,068 9 0,38 РП1-ЕП1 0,63 0,17
РП1-ЕП3 АВВГ 3 4+1 2,5 8,4 14,532 9,61 0,098 7 1,51 РП1-ЕП3 1,76 0,46
РП1-ЕП4 АВВГ 3 35+1 16 9 15,57 1,1 0,068 6,9 0,20 РП1-ЕП4 0,44 0,12
РП1-ЕП5 АВВГ 3 2,5+1 2,5 6 4,5 9,61 0,098 4,3 0,66 РП1-ЕП5 0,90 0,24
РП1-ЕП25 АВВГ 3 2,5+1 2,5 3,3 7,557 9,61 0,098 5,5 0,47 РП1-ЕП25 0,71 0,19
РП1-ЕП9 АВВГ 3 4+1 2,5 8 13,84 9,61 0,098 3,3 0,68 РП1-ЕП9 0,92 0,24
РП2-ЕП6 АВВГ 3 2,5+1 2,5 6 4,5 9,61 0,098 2,4 0,37 РП2-ЕП6 1,47 0,39
РП2-ЕП15-17 АВВГ 3 50+1 25 47 47,94 0,769 0,066 6,9 0,71 РП2-ЕП15-17 1,82 0,48
РП2-ЕП18 АВВГ 3 70+1 35 52 53,04 0,549 0,065 5,9 0,50 РП2-ЕП18 1,60 0,42
РП2-ЕП23 АВВГ 3 2,5+1 2,5 6 4,5 9,61 0,098 6,2 0,95 РП2-ЕП23 2,05 0,54
РП2-ЕП26 АВВГ 3 2,5+1 2,5 5,5 6,435 9,61 0,098 9,3 1,31 РП2-ЕП26 2,41 0,63
РП3-ЕП2 АВВГ 3 35+1 16 13,1 25,938 1,1 0,068 11,3 0,48 РП3-ЕП2 4,87 1,28
РП3-ЕП19,20 АВВГ 3 70+1 35 52 53,04 0,549 0,065 8,5 0,72 РП3-ЕП19,20 5,10 1,34
РП3-ЕП21,22 АВВГ 3 50+1 25 38 44,46 0,079 0,066 5,3 0,08 РП3-ЕП21,22 4,47 1,18
РП3-ЕП8 АВВГ 3 2,5+1 2,5 6 4,5 9,61 0,098 13 1,99 РП3-ЕП8 6,38 1,68
РП4-ЕП10-14 АВВГ 3 35+1 16 20 12,4 1,1 0,068 11 0,66 РП4-ЕП10-14 4,15 1,09
РП4-ЕП24 АВВГ 3 2,5+1 2,5 6 4,5 9,61 0,098 2,2 0,34 РП4-ЕП24 3,83 1,01
РП4-ЕП7 АВВГ 3 2,5+1 2,5 6 4,5 9,61 0,098 4,1 0,63 РП4-ЕП7 4,12 1,08
ТП1-РП1 ААБ 3 185+1 70 17,1 17,43 0,208 0,063 20 0,24 ТП1-РП1 0,63 0,17
Як видно відхилення напруги не перевищує 5% у всіх випадках. Отже вибрані
провідники підходять за всіма необхідними параметрами.
81
4.3 Вибір системи освітлення, типу освітлювального пристрою
Раціональне освітлення забезпечує психологічний комфорт, поліпшує умови
праці, підвищує безпеку робіт і одночасно сприяє поліпшенню якості продукції,
підвищенню продуктивності праці. При хорошому освітленні очі протягом довгого
часу зберігають здатність добре бачити, не стомлюючись. Незадовільне освітлення
ускладнює виконання роботи, може призвести до нещасного випадку і
захворювання органів зору.[20]
У практиці проектування електричного освітлення промислових будинків
застосовують дві системи робочого освітлення:
- систему загального освітлення, призначену для освітлення робочих
поверхонь усього приміщення в цілому;
- систему комбінованого освітлення, що складається з загального освітлення
приміщення і місцевого освітлення робочих поверхонь.
У системі загального освітлення розрізняють:
- загальне рівномірне освітлення від світильників, рівномірно розташованих у
кожному ряду при однаковій відстані між рядами;
- загальне локалізоване освітлення, виконане з урахуванням розподілу робочих
місць і устаткування.
Основні джерела світла, застосовувані для освітлення промислових
помешкань, - це лампи розжарювання, люмінесцентні лампи і лампи ДРЛ.
Лампи розжарювання поки що чисельно переважають у випуску джерел світла.
Тому що вони мають ряд недоліків, таких як низька світлова віддача, переважання в
спектрі випромінювань жовто-червоної частини, обмежений термін служби,
останнім часом вони майже не застосовуються для освітлення промислових
приміщень і повсюди витискуються більш ефективними газорозрядними джерелами
світла.
Відповідно до [21] застосування ламп розжарювання допускається у
виробничих приміщеннях лише при неможливості або технічній недоцільності
застосування люмінесцентних ламп. Тому при виборі джерела світла треба,
82
насамперед, визначити можливість застосування люмінесцентних ламп, і ламп ДРЛ,
тому л.р. застосовуємо лише для аварійного освітлення.
Лампи типу ДРЛ, що задовільно працюють при низьких температурах
навколишнього середовища, доцільно застосовувати: для загального освітлення,
поза виробничими приміщеннями, територій промислових підприємств, відкритих
складів, а також вулиць і площ міст; у виробничих приміщеннях із високими
стелями, де не ставлять особливі вимоги до передачі кольору при роботах,
пов'язаних із періодичним спостереженням за устаткуванням або механізованим
технологічним процесом; у прожекторному освітленні (крім охоронного
освітлення) [22].
В каменеобробному цеху передбачаємо встановлення робочого загального
рівномірного освітлення. Так як в ньому проводяться роботи середньої точності і
відносяться до IV розряду зорової роботи, то приймаємо нормативну освітленість
рівною Ен = 300 Лк .[23]
Для освітлення виробничого цеху вибираємо:
- світильники типу УПДРЛ – 400;
- з лампами типу ДРЛ 400.
4.4 Розрахунок робочого освітлення методом коефіцієнта використання
Світильники вибирають, виходячи зі світлотехнічних, економічних і
естетичних вимог, а також з урахуванням умов навколишнього середовища.
Серед світлотехнічних вимог враховують, насамперед, світлорозподіл
світильників з урахуванням зменшення сліпучої дії і відбитої близькості
(розсіювачами і з дифузійним відбитком поверхні), випромінювання світлового
потоку в нижню і верхню півсфери.
З урахуванням економічних вимог необхідне повне економічне обґрунтування,
найчастіше обмежуване зіставленням типу і потужності джерела світла і
економічної енергетичності, що визначається корисною світловою віддачею.
Розрахуємо параметри приміщення, визначаємо висоту від світильника до
робочої поверхні:
83
3 ph = H - (h + h ), (4.10)
де H - висота приміщення, м;
3h - висота звисання світильника. м;
ph - висота робочої поверхні, м.
h = 9 - (1,5 + 0,8) = 6,7 м.
Визначаємо індекс приміщення:
A Bi =
h (A B) (4.11)
де А – довжина приміщення, м;
В – ширина приміщення, м.
84 45i = 4,37
6,7 (84 + 45)
За величиною індексу приміщення і коефіцієнтів відбиття світлового потоку
від стін, стелі, і робочої поверхні: ρп = 50 %, ρс = 30 %, ρр = 10 % по таблиці
знаходимо коефіцієнт використання світлового потоку = 72%.[21] Розраховуємо
освітлення методом коефіцієнта використання світлового потоку.
Визначаємо кількість світильників:
H 3
n
E K S ZN = ,
n Ф η
(4.12)
де HE - нормативне значення освітленості в цеху, 300 Лк
3K - коефіцієнт запасу, що враховує зниження світлового потоку, 1,5
S – площа приміщення, 3780 м2;
Z – коефіцієнт, що враховує нерівномірність розподілу світлового потоку по
робочій поверхні, 1,15
n – кількість ламп в світильнику, 2
Фn – світловий потік однієї лампи, 24000 лм
- коефіцієнт використання світлового потоку, 72%.[4]
300 1,5 3780 1,15N = 56,6 = 60 шт.
2 24000 0,72
84
Приймаємо до встановлення 60 світильників: по 12 штук в п'яти рядах.
84000
45
00
0
A
1
2
3
4
5
6
8
7
45
00
90
00
70003500
Рисунок 4.1 - План розташування світильників
Загальна установлена потужність світильників:
уст лР = N n Р = 60 2 0,4 = 48 кВт .,
де Рл – потужність лампи, Вт;
Розрахункова потужність з врахуванням ПРА:
ро уст с ПРАР = Р k k = 48 0,95 1,2 = 54,72 кВт .
де Кс – коефіцієнт попиту;
ПРАk – коефіцієнт, що враховує втрати в пускорегулюючій апаратурі;
Виконуємо перевірку розрахунку освітлення точковим методом. Для цього
вибираємо точку А і перевіряємо в ній освітленість. Перевірка освітленості
точковим методом представлено в таблиці 4.4
Таблиця 4.4 – Перевірка освітленості точковим методом
Точка Номер світиль-
ника на плані
Відстань
d, м
Кількість
n, штук
Умовна освітленість, лк
Від одного
світильника
Від усіх
світильників
А 1;2;4;5 5 4 4 16
3;6 10,3 2 0,15 0,3
7;8 10,3 2 0,15 0,3
Всього 16,6
85
Розрахуємо умовну густину світлового потоку:
3 H1000 K EФ = ,
μ Σe (4.13)
де - коефіцієнт, що враховує світловий потік від віддалених світильників,
e - сума освітленості всіх світильників.
Фрозр = 1000 · 300 · 1,5 / 1,1 · 16,6 = 24644 лм.
Оскільки вибрані лампи мають номінальний світловий потік 24000 лм, а
відсоток відхилення між розрахованим і табличним повинен знаходитися в межах
(-10 ÷ +20) %, то вибрана кількість ламп є правильною:
ΔА% = (Ф - Фрозр) / Ф (4.14)
ΔА% = (24644 - 24000) / 24644 = 2,6 %.
Для освітлення виробничого цеху СП «Агромаш» світловий потік вибраних
ламп типу ДРЛ – 400 і світильників УПДРЛ – 400 відповідає розрахунковим
значенням і задовольняє дані вимоги.
4.5 Розрахунок аварійного освітлення
Аварійне освітлення повинно створювати на поверхнях, що вимагають
обслуговування, освітленість 5% від нормованої для загального освітлення. Тому на
дільницях норма аварійної освітленості становить 15 лк. Світильники аварійного
освітлення переважно виділяються з числа світильників робочого освітлення[22].
Вибір світильників аварійного освітлення здійснюється аналогічно вибору
світильників робочого освітлення. В якості світильників для аварійного освітлення
столярного цеху вибираємо типу УПДРЛ – 400 з лампами ДРЛ – 400.
За знайденим індексом приміщення вибираємо коефіцієнт використання для
ламп ДРЛ: η = 72 %.
Враховуючи тип світильників, задаємось коефіцієнтом запасу: kз = 1,5, і
коефіцієнту нерівномірності освітлення для ламп ДРЛ z = 1,15.
Визначаємо необхідну кількість світильників при розрахунковому світловому
потоці ламп ДРЛ – 400 Фл = 24000 лм:
86
ав.світ
15 3780 1,5 1,1N 5,41 6 (шт.).
24000 1 0,72
Розташуємо в 3 ряди по 2 аварійних світильника.
Загальна установлена потужність світильників:
уст.ав лР N n Р 6 2 0,4 4,8 кВт .
Споживана потужність з врахуванням ПРА:
ро уст с ПРАР Р k k 4,8 0,95 1,2 5,472 кВт .
4.6 Визначення дійсних втрат напруги для схеми освітлювальної мережі
Щитки освітлювальні групові призначені для прийому і розподілу електричної
енергії напругою 380/220 В трифазного перемінного струму частотою 50 Гц із глухо
заземленою нейтраллю, а також для нечастих (не більш шести разів на годину)
комутацій і захисту однофазних ліній, що відходять, від перевантажень і струмів
короткого замикання.
Щитки призначені для установки в промислових і суспільних будинках.
Встановлюються на вертикальну поверхню. Номінальний режим роботи —
тривалий.
Складаємо схему електромережі освітлення:
РП1 ЩО1
L 3L 4
ТП L 1
L 2
Рисунок 4.2 - Схема електромережі освітлення
87
Розрахункові потужності по щитках освітлення (ЩО) подані в таблиці 4.5.
Таблиця 4.5 – Розрахункові потужності по ЩО
Щиток освітлення Рр, кВт
ЩО1 27,36
ЩО2 27,36
ЩОа 5,472
Визначаємо момент навантаження для провідників робочого освітлення:
1 1 3М P l 27,36 1,47 40,22 кВт м
2 2 2 1М P (l l ) 5,48 (37,8 11,88) 272,24 кВт м
ав 1 3М P l 5,472 30,345 166,04 кВт м
Визначаємо коефіцієнт С:
С = 44 для мережі 380/220 В.
Розраховуємо переріз провідника робочого освітлення від РП до ЩО1:
2
розр1
доп
M 40,22S 0,39 мм
C ΔU 44 2,3
Приймаємо переріз 1,5 мм2.
Розраховуємо переріз провідника робочого освітлення від ЩО1 до лампи
освітлення:
2
розр2
доп
M 272,24S 2,69 мм
C ΔU 44 2,3
Приймаємо переріз 6 мм2.
Розраховуємо переріз провідника аварійного освітлення:
2
розр2
доп
M 166,04S 1,64 мм
C ΔU 44 2,3
88
Приймаємо переріз 2,5 мм2.
Фактичне значення втрат напруги для робочого освітлення:
розр1 розр2
доп доп
S S 0,39 2,69ΔU ΔU ΔU 2,3 2,3 1,629%
S S 1,5 6
Фактичне значення втрат напруги для робочого освітлення:
розр.ав
ав доп
S 1,64ΔU ΔU 2,3 1,508%
S 2,5
Для ЩО – 2 розрахунки проводяться аналогічно. Результати розрахунку
зводимо в таблицю 4.6.
Таблиця 4.6 – Вибір перерізів живлячих ліній
Лінія S, мм2 ΔU, %
РП – ЩО1 1,5 0,598
РП – ЩО2 1,5 0,598
ЩО1 – світ. 6 1,031
РП – ЩОав 2,5 1,508
На рисунку 4.7 зображена схема робочого та аварійного освітлення цеху, траси
живлячих провідників та розміщення щитків освітлення.
89
840004
50
00
Eн
300 Лк
90
00
45
00
3500 7000
УПДРЛ - 400ДРЛ 400
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
4
33
1
2
46
6
6
6,7
7
7
Рисунок 4.7 – Система електричного освітлення цеху
90
5 КОНОМІЧНА ЧАСТИНА РОБОТИ
Відповідно до схеми електричної мережі підприємства, показаної на рисунку
5.1, та вихідних даних, приведених у таблицях 5.1 – 5.3, необхідно виконати такі
розрахунки:
1. Розрахувати величину капітальних вкладень в трансформаторні підстанції,
кабельні лінії та високовольтні вимикачі.
2. Розрахувати оплату за спожиту електроенергію.
3. Розрахувати величину складових експлуатаційних витрат:
- втрат в мережах підприємства;
- витрат на заробітну плату;
- витрат на матеріали;
- амортизаційних витрат.
4. Розрахувати собівартість електроенергії на підприємстві.
Таблиця 5.1 – Характеристики трансформаторних підстанцій
Підстанція Тип
трансформатора
Кількість
трансформаторів
Факт. потужність
підстанції, кВА
ТП 1 ТМ-630 2 466,32
ТП 2 ТМ-630 2 518,78
ТП 3 ТМ-400 2 340,62
Таблиця 5.2 – Відомості про кабельні лінії
Найменування ліній Довжина лінії від
ТП до ЦРП, м Марка кабелю К-сть
ЦРП - ТП1 213 ААБ 3х50 2
ЦРП - ТП2 149 ААБ 3х50 2
ЦРП – ТП3 11 ААБ 3х50 2
91
Таблиця 5.3 – Розрахункова потужність цехів підприємства
№ Назва цеху Кількість
змін
Факт.
потужність, кВА
1 Каменеобробний цех 1 600
2 Шліфувальний цех 1 450
3 Компресорна 1 100
4 Котельна 1 50
5 Очисні споруди 1 20
6 Склад №1 (готова продукція) 1 40
7 Склад №2 1 10
8 Адміністративний корпус 1 15
9 Деревообробна майстерня 1 220
10 Гараж 1 40
11 Механічна майстерня 1 200
12 Дробильний цех 1 250
13 Каменеобробний цех 1 600
14 Шліфувальний цех 1 450
15 Компресорна 1 100
16 Котельна 1 50
Рекомендації до виконання:
1. Оплату за спожиту електроенергію розраховують по тарифам
128 коп/кВт·год
2. Прийняти норму амортизації – 6%,
3. Нарахування:
– в пенсійний фонд – 33,3%,
– у фонд зайнятості – 1,5%,
– на соціальне страхування – 1,5%.
92
ВВ
-10
ВВ
-10
ВВ
-10
ВВ
-10
ВВ
-10
ТП-2 ТП-3
ВВ
-10
ТП-1
ВВ
-10
ВВ-10 ВВ-10
Рисунок 5.1 – Схема електропостачання підприємства
5.1 Розрахунок капіталовкладень в систему електропостачання
Розрахунок капіталовкладень в лінії електропередач виконуємо за вартістю
кабелів та їх прокладання, які наведені в табл. 6.4 і табл.6.5 [24].
Капітальні вкладення для ліній електропередач:
Кл = (Кпит·n+ Кпрок)·L,
де Кпит - питома вартість на 1км лінії, тис. грн./км (табл. 2.4, 2.5 [24]);
Кпрок - питома вартість прокладання, тис. грн./км;
L - довжина лінії електропередачі, км.
n – кількість кабелів в траншеї, шт.
Визначимо вартість прокладання кабельної лінії від ЦРП до ТП1 (ААБ 3х50) в
грунті ІІ категорії без врахування переходів:
Кл1 = (Кпит·n+Кпрок) ·L = (104,04·2+24,57) 0,213 = 49,55 (тис.грн).
Для інших ліній розрахунки виконуються аналогічно, результати розрахунків
заносимо в табл. 5.4.
93
Таблиця 5.4 – Розрахунок капіталовкладень для ліній електропередач
Назва лінії Марка
кабелю Кількість
Довжина,
км
Kпит,
тис.грн
Kпрок,
тис.грн
Кл,
тис.грн
ЦРП-ТП1 ААБ 3х50 2 0,213 94,5 24,57 45,49
ЦРП-ТП2 ААБ 3х50 2 0,149 94,5 24,57 31,82
ЦРП-ТП2 ААБ 3х50 2 0,011 94,5 24,57 2,35
Разом 79,66
Капітальні вкладення для електричних підстанцій будуть:
l
пс псі пост
і 1
K К +К ,
де псіК – вартість однієї трансформаторної підстанції, тис. грн. [24];
постК - постійні витрати, що практично не залежать від потужності підстанції і
пов’язані з устроєм території, зі створенням майстерень, лабораторій і
диспетчерських пунктів, з будівництвом житла тощо, тис. грн. Постійні витрати
прийняти у розмірі 20 % від повної вартості всіх підстанцій[25].
Визначаємо величину капіталовкладень для трансформаторних підстанцій,
наприклад, для ТП–1:
Кпс1 = 690 + 138 = 828 (тис.грн),
Результати розрахунків заносимо в табл. 5.5.
Таблиця 5.5 – Розрахунок капіталовкладень для електричних підстанцій
№ Тип т-ра Кількість Код, тис.грн Кпост, тис.грн Кпс, тис.грн
КТП-1 ТМ-630 2 690 138 828
КТП-2 ТМ-630 2 690 138 828
КТП-2 ТМ-400 2 540 108 648
Разом: 2304
Розрахуємо сумарну вартість вимикачів. Відповідно до схеми, зображеної на
рис.1, кількість вимикачів 10 кВ – 9 шт.. Відповідно до рекомендацій приймаємо
вартість вимикача 10 кВ рівною (150–195) тис. грн.. Сумарна вартість вимикачів:
КВ = 9·150 = 1350 (тис. грн.),
Вартість підстанцій з вимикачами:
Кпс = 2304 + 1350 = 3654 (тис.грн.),
94
Відповідно сумарна величина капітальних вкладень в систему
електропостачання підприємства.
К = 3654+ 76,66 = 3730,66 (тис.грн.).
5.2 Розрахунок поточних витрат
5.2.1 Розрахунок потреби в робочій силі
Планова трудомісткість визначається як, люд.-год./рік:
Т = П·tнорм·h,
де П – кількість ремонтів даного виду за рік, на одиницю обладнання;
tнорм – норма трудомісткості поточного ремонту або огляду, люд.-год. ([24]);
h – кількість обладнання певного діапазону потужності, що належить до
цього виду ремонтних робіт.
Проводимо розрахунки трудомісткості ремонту електрообладнання та
заносимо їх результати до табл. 5.6.
Планова трудомісткість технічного обслуговування кожної групи
енергетичного устаткування і мереж складає, люд.-год./рік:
Тто = 12·tпр·Кср·Кзм·h,
де 12 – кількість місяців у році;
tпр – планова (таблична) трудомісткість поточного ремонту одиниці
устаткування люд.-год [24]);
Кср – коефіцієнт складності ремонту, який показує частку трудомісткості
поточного ремонту, необхідну для технічного обслуговування одиниці
енергетичного обладнання і мереж на кожен місяць планованого року, 1/міс, Кс.р =
0,1.
h – кількість обладнання в групі.
Проводимо розрахунки трудомісткості технічного обслуговування іншого
електрообладнання та заносимо їх результати до табл. 5.6.
95
Таблиця 5.6 – Трудомісткість поточного ремонту та огляду
Обладнання n, шт
Поточний ремонт Огляд
К-сть
на
оди-
ницю
облад-
нання
рем/рік
Норма
трудо
- міст-
кості
люд.-
год.
Заг.
трудоміст
- кість
люд.-год.
К-сть
на оди-
ницю
облад-
нання
огл./рі
к
Норма
трудо
- міст-
кості
люд.-
год.
Заг. трудо-
міст- кість
люд.-год.
Вимикач 10кВ 9 1 16 144 12 1 108
ТМ-630 4 0,33 100 132 12 20 960
ТМ-400 2 0,33 80 52,8 12 20 480
Кабельна лінія
50 мм2, км 0,373 1 46 17,16 1 11,5 4,3
Разом: 345,96 1552,3
Таблиця 5.7 – Трудомісткість технічного обслуговування і загальна
трудомісткість
Обладнання
К-
сть,
шт.
Технічне обслуговування Загальна
трудоміст-
кість обслу-
говування
люд.-год.
Змін-
ність
робо-
ти
Коеф.
склад.
ремонтів
Кср
К-сть
міся-
ців в
році
Загал.
трудо-
місткість
люд.-год.
Вимикач 10кВ 9 2 0,1 12 345,6 453,6
ТМ-400 4 2 0,1 12 960 1920
ТМ-400 2 2 0,1 12 384 864
Кабельна лінія 50 мм2, км 0,373 2 0,1 12 41,18 45,47
Разом: 1689,6 3237,6
Відповідно знаходимо кількість експлуатаційних робітників, чол.:
обс
3237,6Н 1,62.
1900 1,05
та персоналу для ремонтних робіт, чол.:
тр
345,96Н 0,17.
1900 1,1
Приймаємо за нормами ПУЕ Нтр = 1 чол., Нобс = 2 чол
96
5.2.2 Розрахунок витрат по заробітній платі
Фонд прямої заробітної плати:
а) для робітників, зайнятих на роботах по експлуатації й обслуговуванню
енергообладнання і мереж, розраховується за формулою, грн./рік:
Фе = Нобс· н·tге·Фд,
Годинну тарифну ставку рекомендується розраховувати за формулою:
tге =((К3+К4)/2) СІ ,
де К3, К4 – тарифні коефіцієнти ІІІ та ІV розрядів, відповідно, [24];
СІ – годинна тарифна ставка, що відповідає І розряду, визначається за
формулою:
min r.ii
Н
З kC = ,
Ф
СІ = 1218 1/176 = 6,92 (грн./год.).
Тоді годинна тарифна ставка 3,5 розряду становитиме:
tге =((1,18+1,27)/2) 6,92= 8,47 (грн./год.),
Заробітна плата робітників-погодинників:
Фе = 2·0,9·8,47·1900 = 57986,5 (грн./рік),
б) для робітників, які виконують поточний ремонт енергоустаткування, фонд
прямої заробітної плати розраховується за формулою, грн./рік:
Фр = Тпр · tгр,
tгр = ((К4+К5)/2) СІ,
де К4, К5 – тарифні коефіцієнти ІV та V розрядів, відповідно, [24].
Розраховуємо годинну тарифну ставку 4,5 розряду:
tгр =((1,27+1,96)/2) 6,92= 11,17 (грн./год.),
Фр = 345,96 · 11,17 = 3864,37 (грн./рік).
Фонд основної заробітної плати, грн./рік:
Фо = Ф(1+0,05+0,01+ ), (грн./рік),
де Ф - тарифний фонд Фе експлуатаційних робітників або фонд прямої
заробітної плати Фр ремонтного персоналу, грн./рік;
0,01 - частка доплат за роботу у святкові дні;
97
0,05 - частка доплат за роботу в нічний час;
- частка преміальних доплат для відповідної категорії робітників.
Величина основної заробітної плати для експлуатаційних робітників:
Фое = 57986,48· (1 + 0,05 + 0,01 + 0,2) = 73062,97 (грн./рік),
і для ремонтних:
Фор = 3864,37 · (1 + 0,05 + 0,01 + 0,25) = 5062,32 (грн./рік).
Величина додаткової заробітної плати визначається в розмірі 15% від фонду
основної заробітної плати. Тому сумарна величина фонду з врахуванням додаткової
заробітної плати складе, грн./рік:
Фод = Фо· 1,15,
Фоед = 73062, · 1,15 = 84022,4 (грн./рік),
Форд = 5062,32 · 1,15 = 5821,66 (грн./рік).
З метою утворення фонду соціального страхування здійснюються нарахування
на заробітну плату. З цього фонду кошти витрачаються на виплату по тимчасовій
втраті працездатності, оплату відпусток по вагітності, санаторно-курортні
лікування й організацію відпочинку працівників, оздоровчі заходи для дітей
працівників та інше.
Крім того, на заробітну плату здійснюються нарахування в пенсійний фонд та
фонд зайнятості. Отже, витрати по заробітній платі (СЗП) розраховуються так,
грн./рік:
П З сЗП ОБС Ф 1 ,
100
де п - нарахування в пенсійний фонд, %32П ;
З - нарахування у фонд зайнятості, %5,1З
;
с - нарахування на соціальне страхування, β 4%с .
Відповідно розраховуємо витрати по заробітній платі експлуатаційному
персоналу:
33,3 1,5 1,5 С 84022,42 1+ 113430,27зпе 100
(грн./рік),
і ремонтному персоналу:
98
33,3 1,5 1,5
С 5821,66 1+ 7934,92зпр 100 (грн./рік).
5.2.3 Планування вартості матеріалів, що витрачаються
Розрахунок трудомісткості спрощується при виконанні його в табличній формі.
Оскільки вартість конкретного виду матеріалу можна визначити як добуток норми
його витрат на ціну, то доцільно по кожному виду устаткування і мереж визначити
підсумкову вартість усіх матеріалів, а потім її помножити на трудомісткість
поточного ремонту чи технологічного обслуговування. Необхідні дані для
розрахунку беремо з [24], результати розрахунків заносимо до таблиці 5.8.
Таблиця 5.8 – Розрахунок вартості матеріалів, включених у норму витрат
Матеріал
Ціна
матеріалу,
грн.
Норми витрат матер. на 100
люд.-год. трудомісткості
ремонту і тех. обслуговування
Вартість матеріалу, грн.
1 2 3 4
Силові трансфор-матори 400 10000 400 10000
250 10000 250 10000
Сталь сортова, кг 2,497 6 10 22,35 37,35
Гума профільна, кг 16,67 0,13 0,09 3,255 2,25
Провід уста-новлюваний, м 1,036 0,5 0,5 1,95 0,75
Мідь-алюміній (гола), кг 23,25 62 79 2161,5 2754
Картон електроізо-ляційний, кг 11,21 1,4 1,7 23,55 28,65
Лакоткани-на (ширина 700мм), м 31,09 0,2 0,3 9,3 13,95
Кабельний папір, кг 9,167 0,6 0,6 8,25 8,25
Стрічка кіперна, кг 112,1 40 42 6726 7062
Стрічка тафтяна, кг 83,28 18 28 2248,5 3496,5
Стрічка азбестова, м 2,454 0,05 0,09 0,18 0,33
Лаки ізоляційні, кг 13,41 1,5 1,8 30,165 36,195
Емалі грунтові, кг 14,71 2,5 3,2 55,17 70,6
Масло трансформа-торне, кг 4,545 0,58 1,3 3,96 8,865
Бензин, кг 2,306 0,7 1 2,415 3,465
Розчиники кг 6,499 0,8 1,2 7,8 11,7
Маслостійка гума, кг 16,67 0,4 0,6 10,005 15
Гума профільна, кг 16,67 0,13 0,09 3,255 2,25
99
Припій олов'яно-свинцевий, кг 158,7 0,02 - 4,77 -
Припій мідно-фосфорний, кг 29,5 0,03 - 1,335 -
Електроди, г 5,48 0,15 0,3 1,23 2,475
Засоби кріплення, кг 6,98 2 3 20,95 31,42
Дріт кручений, 0,91 0,3 0,37 0,405 0,51
Разом: 11348,5 13595
Кабельні лінії
Сталь сортова, кг 2,497 2 7,485 Сталь сортова, кг 2,497
Електроди, кг 5,484 0,1 0,825 Електроди, кг 5,484
Разом: 8,31
Вартість матеріалу на технічну операцію:
n
м 0i i Л0
і 1
С = 0,01 C T + L C ,
де С0і – питома вартість витратних матеріалів на обслуговування і-го виду
трансформаторів,
Ті – трудомісткість обслуговування і-го виду трансформаторів,
L – сумарна довжина кабелів,
СЛ0 – питома вартість матеріалів на обслуговування кабелів.
Отже, вартість матеріалів на ремонт:
мпрС = 13982,92 (грн/рік);
і вартість матеріалів на технічне обслуговування:
мтоС 210639,96 (грн / рік).
Отже, можна розрахувати:
витрати на обслуговування електроустановок і мереж, тис. грн/рік:
Собс = Сзпе+Смто,
Собс = 113430,27+ 210639,96 = 324070,23 (грн/рік);
та витрати на їх поточний ремонт, грн/рік:
Спр= Сзпр+Смпр,
Спр= 7934,92 + 13982,92 = 21917,84 (грн/рік).
100
5.2.4 Визначення амортизаційних відрахувань і інших витрат
Знаходимо амортизаційні відрахування за формулою:
KaCa ,
де а – норма амортизації, %
К – капіталовкладення, грн.
Са = 0,06 · 3730660 = 223839,6 (грн/рік).
Окремою складовою в кошторисі річних поточних витрат виділяються інші
витрати. Вони включають витрати на допоміжні матеріали, послуги виробничим
підрозділам підприємства, частину загальнозаводських витрат. Їх можна приймати
в розмірі 20 - 30% від суми витрат на обслуговування, поточний ремонт і
амортизацію, тис. грн/рік:
Сір = ір (Собс + Спр + Са);
де ір - коефіцієнт відрахувань на інші витрати.
Сір = 0,25·(324070,23 + 21917,84 + 223839,6) = 142456,92 (грн/рік).
Після визначення всіх елементів витрат підприємства, необхідних для
передавання і розподілення електроенергії, зведемо їх в таблицю 5.9.
Таблиця 5.9 – Кошторис річних поточних витрат
Стаття витрат Величина
витрат, грн
Структура, %
до підсумку
Витрати по експлуатації енергоустаткування і мереж 324070,23 45,49
Витрати на поточний ремонт 21917,84 3,07
Витрати на амортизацію 223839,6 31,42
Інші витрати 142456,92 20
Разом 712284,59 100
5.3 Розрахунок собівартості електроенергії
5.3.1 Розрахунок річного споживання і втрат електроенергії.
Розрахунок обсягу споживання визначається, виходячи з розрахункової
потужності, яка визначається як добуток установленої (номінальної) потужності
101
усіх електроприймачів, коефіцієнта попиту і кількості годин використання
максимуму навантаження, тис. кВт·год./рік:
Еаі =Рр·Тмі, = Кп·Рном· Тмі,
де Рр – розрахункова потужність і–го цеху, кВт;
Тмі– річна тривалість використання максимуму активного навантаження і-ого
цеху, год.;
Кп – коефіцієнт попиту.
Для прикладу визначимо річні витрати активної електроенергії для
каменеобробного цеху:
Еа1 = 422,6 · 4200 = 17749920 кВт год./ рік .
Аналогічно визначаємо річні витрати активної електроенергії для інших
цехів. Результати розрахунків заносимо в таблицю 5.10.
Таблиця 5.10 – Річні витрати активної електроенергії по цехах
Назва цеху К-сть
змін
Тм,
год. cos φ Рр, кВт
Еа,
кВт·год./рік
Каменеобробний цех 1 4200 0,6 422,60 1774920
Шліфувальний цех 1 4200 0,65 261,50 1098300
Компресорна 1 4200 0,5 94,60 397320
Котельна 1 2500 0,7 40,20 100500
Очисні споруди 1 3000 0,7 14,10 42300
Склад №1 1 2500 0,6 26,40 66000
Склад №2 1 2500 0,6 14,40 36000
Адміністративний корпус 1 2500 0,7 21,60 54000
Деревообробна майстерня 1 4200 0,73 167,30 702660
Гараж 1 2500 0,6 28,50 71250
Механічна майстерня 1 4200 0,5 89,70 376740
Дробильний цех 1 4200 0,5 117,70 494340
Разом: 1298,60 5214330
Необхідно також визначити річні витрати реактивної електроенергії.
Для визначення повної потреби підприємства в електроенергії необхідно до
отриманого результату додати втрати електроенергії в лініях і трансформаторах.
Втрати електроенергії в лініях розраховуємо так:
Ел=3·n·Ім2·R· ·10
-3,
102
де Ім – максимальний струм у лінії, А;
– час максимальних втрат, год./рік.
R – активний опір проводу або кабелю однієї фази, Ом;
n – кількість кабелів в лінії.
R = r0·L ;
де r0 – питомий опір однієї фази кабелю, Ом / км (див. табл. 10.25 [1]),
Величина визначається за часом використання максимального навантаження
Тм :
2 2
мм
Т 42000,124 8760 0,124 8760 2595,4 (год),
10000 10000
Для лінії ЦРП –ТП1:
Активний опір однієї фази кабелю від ЦРП до ТП1.:
R = 0,215 · 0,769 = 0,16 Ом.
Відповідно втрати електроенергії в лінії ГПП-ТП1:
2 3E 3 2 13,46 0,16 2592,4 10 461,69л (кВт·год./рік).
Аналогічно виконуємо розрахунок втрат електроенергії в інших лініях і
результати заносимо до табл. 5.11.
Таблиця 5.11 – Втрати електроенергії в лініях
Лінія Марка
кабелю
К-сть
ліній
Довжина,
км ІМ, А R, Ом
τ,
год./рік
Rпит,
Ом/км
ΔEл,
кВт·год.
ЦРП-ТП-1 ААБ 3х50 2 0,213 13,46 0,16 2592,40 0,769 461,69
ЦРП-ТП-2 ААБ 3х50 2 0,149 14,98 0,11 2592,40 0,769 399,72
ЦРП-ТП-3 ААБ 3х50 2 0,011 9,83 0,01 2592,40 0,769 12,72
Разом: 874
Втрати електроенергії в трансформаторах визначають за формулою, тис.
кВт·год./рік:
,S
SP
n
1ТPnE
2
н
фкзрххТ
де n - кількість трансформаторів;
103
Ркз і Рхх – величини номінальних втрат у трансформаторах, відповідно, при
короткому замиканні і холостому ході, кВт;
Тр - час роботи трансформаторів, год./рік (приймається рівним 8760 год./рік);
Sф - фактична потужність, яка передається через трансформатори, кВА;
Sн - номінальна потужність одного трансформатора, кВА.
Відповідно втрати енергії в трансформаторах ТП-1:
2
Т
466,32ΔE 2 1,31 8760 (1/ 2) 8,5 2592,4 28987,6
630 (кВт·год/рік) .
Для інших ТП проводимо аналогічні розрахунки і їх результати зводимо у
табл. 5.12.
Таблиця 5.12 – Втрати енергії в трансформаторах
№ Тип шт ΔРх,
кВт
ΔРк,
кВт
Sр,
кВА
Sн,
кВА
ΔЕт,
кВт*год./рік
КТП-1 ТМ-630 2 1,31 8,5 466,32 630 28987,6
КТП-2 ТМ-630 2 1,31 8,5 518,78 630 30422,16
КТП-3 ТМ-400 2 0,95 5,9 340,62 400 22189,54
Разом: 81599,3
Загальна потреба підприємства в електроенергії, кВт·год./рік:
Тлa EEEE ;
Е = 5214330 + 874 + 81599,3 = 5296803,3 (кВт·год./рік).
Оплата за спожиту електроенергію:
П1 = 1,84 5296803,3 = 9746118,072 (грн.);
5.3.2 Розрахунок собівартості електроенергії
-
г:
а
сум
E
100CS ,
де Ссум – величина сумарних витрат підприємства на електроенергію,
тис.грн/рік;
104
Еа – річна кількість корисно споживаної підприємством електроенергії, тобто
без врахування втрат у лініях і трансформаторах, кВт·год./рік.
Отже, загальні (сумарні) витрати підприємства на електроенергію за рік будуть
складати, тис. грн./рік:
Ссум = П + Сп ,
де П – оплата за спожиту електроенергію;
Сп – річні витрати підприємства при передаванні електроенергії.
Річні витрати промислового підприємства, зв'язані з передаванням і розподілом
електричної енергії, включають такі складові, тис грн/рік:
Сп = Собс + Спр + Са + Сір,
де Собс – витрати підприємства на матеріали та зарплату персоналу при
обслуговуванні електромереж і устаткування, грн/рік.;
Спр – річні витрати на поточний ремонт устаткування і мереж, грн/рік;
Са – амортизаційні відрахування при експлуатації електроустановок
підприємства, грн/рік;
Сп = 324070,23 + 21917,84 + 223839,6 + 142456,92 = 712284,59 (грн/рік).
Отже, сумарні витрати визначаються так:
Ссум = 9746118,072 + 712284,59 = 10458402,66 ( грн/рік).
Отже, собівартість електроенергії
10458402,66 100S 200,5
5214330год.).
Для наочності результати розрахунків зводимо в таблицю 5.13.
Таблиця 5.13 –Результати розрахунків
Показники Позна-
чення
Величина
показників
Одиниця
вимірювання
К-сть корисно спожитої
електроенергії Еа 52144330 кВт·год.
Річне споживання електроенергії
з втратами Е 5296803,3 кВт·год.
Плата за електроенергію П1 9746118,072 грн.
105
Витрати на передачу і розподіл
електроенергії Сп 712284,59 грн.
Сумарні витрати підприємства Ссум 10458402,66 грн.
Собівартість електроенергії S 200,5 коп/кВт·год.
В економічній частині проведено розрахунок основних техніко-економічних
показників підприємства. Результати розрахунку наведені у таблиці 5.13.
106
6 ОХОРОНА ПРАЦІ І БЕЗПЕКА В НАДЗВИЧАЙНИХ СИТУАЦІЯХ
У магістерській роботі оптимізується СЕП Комсомольського СП «Агромаш».
Підприємство відноситься до І категорії електропостачання, живлення здійснюється
від двох підстанцій 10/0,4 кВ.
На електротехнічний оперативно-ремонтний персонал, який обслуговує
обладнання підприємства, впливають такі небезпечні та шкідливі виробничі
фактори за ГОСТ 12.0.003-74:
фізичні:
• підвищена та понижена температура повітря робочої зони;
• підвищена запиленість та загазованість повітря робочої зони;
• недостатнє освітлення робочої зони;
• нестача природного освітлення;
• небезпечний рівень напруги електричного кола, замикання якого може
відбутися через тіло людини;
• підвищений рівень шуму на робочому місці;
• підвищена та понижена вологість повітря;
• підвищена та знижена рухливість повітря;
психофізіологічні:
• фізичні перевантаження (динамічні);
• нервово - психічні перевантаження (монотонність праці, перенапруга
аналізаторів).
6.1 Технічні рішення з безпечної експлуатації об'єкту
Живлення силового обладнання та системи освітлення здійснюється від
чотирьохпровідної трифазної мережі 380 х 220В (фазна напруга (фаза – "0") – 220В,
а міжфазна лінійна (фаза – фаза) – 380В).
107
Категорія умов по небезпеці електротравматизму – підвищеної небезпеки, у
зв’язку з наявністю у цехах підвищеної вологості. Технічні рішення щодо
запобігання електротравмам[25]:
1) Для запобігання електротравм від контакту з нормально-струмовідними
елементами електроустаткування, необхідно:
- розміщувати неізольовані струмовідні елементи в окремих приміщеннях з
обмеженим доступом, у металевих шафах;
- використовувати засоби орієнтації в електроустаткуванні - написи, таблички,
попереджувальні знаки;
- підвід кабелів до споживачів здійснювати у закритих конструкціях підлоги;
2) При живленні однофазних споживачів струму від трипровідної мережі при
напрузі до 1000 В використовується нульовий захисний провідник. При його
використанні пробій на корпус призводить до КЗ. Спрацьовує захист від КЗ і
пошкоджений споживач відключається від мережі.
Згідно з вимогами нормативів, повинна бути забезпечена необхідна кратність
струму К.З. залежно від типу запобіжного пристрою, повинна бути забезпечена
цілісність нульового захисного провідника.
3) Електрозахисні засоби захисту
Персонал, який обслуговує електроустановки, повинен бути забезпечений
випробуваними засобами захисту. Перед застосуванням засобів захисту персонал
зобов'язаний перевірити їх справність, відсутність зовнішніх пошкоджень, очистити
і протерти від пилу, перевірити за штампом дату наступної перевірки.
Користуватися засобами захисту, термін придатності яких вийшов,
забороняється[27].
Використовуються основні та допоміжні електрозахисні засоби. Основними
електрозахисними засобами називаються засоби, ізоляція яких тривалий час
витримує робочу напругу, що дозволяє дотикатися до струмопровідних частин, які
знаходяться під напругою. До них відносяться (до 1000В): ізолювальні штанги;
ізолювальні та струмовимірювальні кліщі; покажчики напруги; діелектричні
рукавиці; слюсарно-монтажний інструмент з ізольованими ручками.
108
Додатковими електрозахисними засобами називаються засоби, які захищають
персонал від напруги дотику, напруги кроку та попереджають персонал про
можливість помилкових дій. До них відносяться (до 1000 В): діелектричні калоші;
діелектричні килимки; переносні заземлення; ізолювальні накладки і підставки;
захисні пристрої; плакати і знаки безпеки.
Роботи по обслуговуванню електрообладнання.
При роботі, яка зв'язана з доторканням до струмоведучих частин
електрообладнання, необхідно на його пусковому пристрої або ключі керування
повісити плакат "НЕ ВМИКАТИ, ПРАЦЮЮТЬ ЛЮДИ"[28].
Відключене положення комутаційних апаратів до 1000 В з недоступними для
огляду контактами (автоматичні вимикачі, пакетні вимикачі, рубильники в
закритому виконанні тощо) визначається перевіркою відсутності на їх затискачах
або на відходячих шинах, проводах або затискачах обладнання, яке відключається
цими комутаційними апаратами. В електроустановках до 1000 В при роботах на
збірних шинах РУ, щитів, збірок напруга з шин повинна бути знята та шини (за
винятком шин, які виконані ізольованим проводом) повинні бути заземлені.
Необхідність та можливість встановлення на приєднання цих РУ, щитів, збірок та
підключеного до них обладнання визначає працівник, який видає розпорядження.
6.2 Технічні рішення з гігієни праці і виробничої санітарії
6.2.1 Мікроклімат
Для забезпечення нормального мікроклімату в робочій зоні [26] встановлюють
допустиму температуру, відносну вологість і швидкість руху повітря у певних
діапазонах в залежності від періоду року та категорії робіт і допустиму
інтенсивність опромінення.
109
Таблиця 6.1 - Нормовані параметри мікроклімату в робочій зоні з категорією
робіт ІІа.
Період
року
Категорія робіт
Допустимі
t, °C W, % V,м/с
Теплий
Середньої
важкості
IIа
17-29 65 при 26°С 0,2-0,4
Холодний
15-24 До 75% не більше 0,3
Для забезпечення необхідних за нормативами параметрів мікроклімату
проектом передбачено:
1. Температура внутрішніх поверхонь будівельних конструкцій робочої
зони і зовнішніх поверхонь обладнання при забезпеченні оптимальних
параметрів мікроклімату не повинні бути більше ніж на 2°С за діапазон норм.
2. Якщо температура поверхонь вище або нижче оптимальної температури
повітря, то робочі місця повинні бути віддалені від них на відстань не менше їм.
3. Для забезпечення нормованих значень руху кисню проектом передбачається
витяжна та припливна вентиляційні системи[28].
6.2.2 Склад повітря робочої зони
Робочою зоною вважається простір, який обмежений огороджуючими
конструкціями виробничих приміщень, що мають висоту 2 м над рівнем підлоги
або площини, на яких знаходяться місця постійного або непостійного перебування
працюючих. Склад повітря робочої зони залежить від складу атмосферного повітря
і впливу на нього ряду шкідливих виробничих факторів, утворених в процесі
трудової діяльності людини. Склад повітря залишається постійним. Забруднення
повітря робочої зони регламентується граничнодопустимими концентраціями
(ГДК) в мг/мЗ[29].
110
Таблиця 6.2 - Можливі забруднювачі повітря можуть і їх ГДК
Найменування ГДК, мг/куб.м Клас
речовини Максимально Середньодобова небезпечності
разова
Пил нетоксичний 0,5 0,15 4
Для нормалізації складу повітря робочої зони потрібно здійснювати щоденне
прибирання робочого місця. Нагромадження пилу глибиною в 1/8" у будь-якій
області вказує на необхідність у вживанні заходів по очищенню області. Необхідно
підкреслити, що будь-яке нагромадження пилу може привести до загоряння. Чим
дрібніше пил (зернистість), тим вище небезпека.
Тому необхідно здійснювати наступні заходи:
- очищувати пил якнайчастіше.
- щодня протирати гарячі поверхні.
- принаймні, двічі в рік проводити генеральне прибирання всіх областей,
включаючи кроквяні ноги, з використанням продувки або пилососа.
- при високих концентраціях обробляти області по частинам.
Низька вологість збільшує потенційну небезпеку, це повинне прийматися в
увагу при продувках.
Планувати продувки або прибирання так щоб вони приходилось на час коли
устаткування виключене, як, наприклад, у другу половину дня п'ятниці або на
вихідні.
6.2.3 Виробниче освітлення
Природне освітлення
В залежності від джерела світла промислове освітлення поділяється на: -
природне освітлення - освітленість приміщень світлом неба (прямого або
відображеного), яке проникає через світлові пройми в зовнішніх
огороджених конструкціях. По своєму спектральному складу воно є найбільш
сприятливим. Природне освітлення характеризується коефіцієнтом природної
111
освітленості КПО (ен). КПО - відношення природного освітлення, яке створюється в
деякій точці заданої площини всередині приміщення світлом неба, до значення
зовнішньої горизонтальної освітленості.
КЕО при природному та суміщеному освітленню.
Характеристика зорової роботи при виконанні - роботи високої точності;
Розряд - ІІІ;
Підрозряд зорової роботи - б;
Контраст об'єкту розпізнавання - середній;
Характеристика фону - темний;
Бокове КЕО, %:
- природне 2,0;
- суміщене 1,2.
Основною величиною для розрахунку і нормування природного освітлення є
коефіцієнт природної освітленості (КПО). Прийняте роздільне нормування КЕО для
бічного і верхнього освітлення. Ті місця, що освітлюється тільки бічним світлом,
нормується мінімальне значення КЕО в межах робочої зони, що повинно бути
забезпечене в точках, найбільше віддалених від вікна. Нормовані значення КЕО для
будинків визначаються за формулою:
(6.1)
де eн - значення КЕО для будинків;
тn - коефіцієнт сонячності клімату - 0,85, вікна зорієнтовані на захід.
Природне:
суміщене:
Штучне освітлення.
- штучне освітлення використовується двох систем: загальне або комбіноване.
Загальне освітлення - освітлення, при якому світильники розміщуються у верхній
зоні приміщення рівномірно або пристосувальне до розташування обладнання
Комбіноване освітлення - додаткове освітлення, при якому до загального освітлення
112
додається ще й місцеве. Місцеве освітлення - освітлення, яке створюється
світильниками, які концентрують світловий потік безпосередньо на робочих місцях.
Штучне освітлення, лк:
загальне - 300 лк; комбіноване – 1000 лк.
Для забезпечення нормативного значення еmin передбачено:
6.2.4 Виробничий шум
Рівень звука вимірюється в децибелах і визначається по формулі:
(6.2)
де L - рівень шуму, дБ;
Р - звуковий тиск, Па;
Uо- коливальна швидкість, 5·10-8
м/с;
Р0 - нульове значення звукового тиску на нижньому порозі чутності в октавній
смузі зі середньогеометричною частотою 1000 Гц, умовно прийняте рівним 2-10-5
Па.
Для відносної логарифмічної шкали в якості нульових рівнів обрані показники,
що характеризують мінімальний поріг сприйняття звуку людським вухом на частоті
1000 Гц. Нормативним документом, який регламентує рівні шуму для різних
категорій робочих місць службових приміщень, є «ССБТ. Шум Загальні вимоги
безпеки».
Таблиця 6.3- Рівень звукового тиску
Характер робіт Допустимі рівні звукового тиску (дБ) в
стандартизованих октавних смугах з
середньогеометричними частотами, Гц
32 63 125 250 500 1000 2000 4000 8000
Постійні робочі
місця в
промислових
приміщеннях
107 95 87 82 78 75 73 71 69
113
Шум порушує нормальну роботу шлунка, особливо впливає на центральну
нервову систему. Для забезпечення допустимих параметрів шуму в приміщенні,
проектом передбачено засоби колективного захисту: акустичні, архітектурно-
планувальні й організаційно-технічні.
Засоби боротьби із шумом в залежності від числа осіб, для яких вони
призначені, поділяються на засоби індивідуального захисту і на засоби
колективного захисту - «ССБТ. Засоби індивідуального захисту органів слуху.
Загальні технічні умови і методи випробувань» і «Засоби і методи захисту від
шуму. Класифікація».
Для зниження шуму в приміщенні, необхідно:
- безпосередньо біля джерел шуму використовувати звукопоглинаючі
матеріали для покриття стелі, стін, застосовувати підвісні звукопоглиначі.
- для боротьби з вентиляційним шумом потрібно застосовувати мало шумові
вентилятори.
6.2.5 Виробничі вібрації
- Вібрацією називають механічні коливання пружних тіл або систем, коли
відбувається переміщення центра їх ваги в просторі відносно статичного стану.
Загальна вібрація передається на тіло через опорні поверхні людини, що стоїть чи
сидить (підошви ніг або сідниці).
Таблиця 6.4 - Допустимі рівні вібрації на постійних місцях
Вид вібрації Октавні смуги з середньогеометричними частотами, Гц
2 4 8 16 31,5 63 125 250 500 1000
Загальна
вібрація:
На постійних
робочих місцях
в виробничих
приміщеннях
1,3
108
0,45
99
0,22
93
0,2
92
0,2
92
0,2
92
- - - -
- В чисельнику середньоквадратичне значення вібрації, м/с 10-2
, знаменнику -
логарифмічні рівні вібрації, дБ.
114
- Основними методами колективного віброзахисту є зниження вібрації шляхом
дії на джерело виникнення: відстрочка від режиму резонанс; динамічне гасіння
коливань, заміна конструктивних елементів уставок і будівельних конструкцій.
Засоби індивідуального захисту діляться на засоби для ніг, рук та тіла працюючого.
6.3 Безпека в надзвичайних ситуаціях
Безпека у надзвичайних ситуаціях. Дослідження безпеки роботи системи
електропостачання Комсомольське СП «Агромаш» в умовах дії загрозливих
чинників надзвичайних ситуацій.
Забезпечення безпеки роботи системи електропостачання Комсомольське СП
«Агромаш» у НС базується на комплексі організаційних, інженерно-технічних
заходів і засобів, спрямованих на збереження її працездатності в умовах дії
загрозливих чинників. Для цього необхідно: прогнозувати та оцінити можливі
наслідки; заздалегідь спланувати заходи із запобігання та зменшення вірогідності
виникнення НС і скорочення масштабів прояву результатів НС; організація робіт в
умовах НС та ліквідація її наслідків.
Вплив іонізуючих випромінювань (α, β, γ) на матеріали і деталі
обладнання СЕП Комсомольське СП «Агромаш» залежить від виду
випромінювання, дози та умов навколишнього середовища. В обладнанні
застосовуються елементи, до складу яких входять такі матеріали: метали,
неорганічні матеріали (в основному діелектрики), провідники і різноманітні
органічні сполуки (діелектрики, смоли і т.д.). Серед цих матеріалів метали
найбільш чутливі до впливу іонізуючих випромінювань, оскільки їм властива
висока концентрація вільних носіїв. Відомо, що іонізуючі випромінювання
викликають зворотні і незворотні процеси, внаслідок яких можуть відбуватися
порушення роботи електричних елементів схеми, що призводять до виходу
з ладу апаратури. Так, проходячи через елементи, потік гамма-випромінювань
створює в них вільні носії електричних зарядів, в результаті переміщення яких
виникає помилковий імпульс, який призводить до спрацьовування пристрою. В
результаті опромінення у транзисторах змінюється обернений струм і коефіцієнт
115
підсилення, у конденсаторах знижуються напруги пробою та опір стікання,
змінюється провідність і внутрішній нагрів; руйнується електрична ізоляція
дротів тощо. [30]
Для інженерної практики найбільший інтерес представляє оцінка
безпеки системи захисту роботи СЕП при впливі на її компоненти іонізуючих
випромінювань протягом певного часу.
Найбільш піддаються впливу електромагнітного імпульсу (ЕМІ) системи
електропостачання, зв’язку, сигналізації і керування. ЕМІ ушкоджують
напівпровідниковим приладам, резисторам, конденсаторам та представляє
велику небезпеку для обладнання СЕП добре захищеної від впливу інших
вражаючих факторів. Тому слід пам’ятати, що апаратура може втратити
працездатність, знаходячись у надійних захисних спорудженнях [31].
6.3.1 Дослідження безпеки роботи системи електропостачання Комсомольське
СП «Агромаш» в умовах дії іонізуючих випромінювань.
Максимально допустимі значення потужності дози ɤ - випромінювань для
вище перерахованих елементів наведені в таблиці 5.1.
Таблиця 6.5 - Максимально допустимі потужності дози ɤ – випромінювання.
За мінімальним значенням ргр (див. табл. 5.1) межа безпеки роботи СЕП
складає ргр = 104 (Р/год).
2. Для оцінки безпеки роботи СЕП Комсомольське СП «Агромаш»
визначається граничне значення потужності дози гамма-випромінювання (ргр) за
наступною формулою:
№ Блок Елементи системи електропостачання Ргр,і(Р/год) Ргр (Р/год)
1 БЖ Транзистори КТЗ102В 105
Діоди загального призначення S1M 105
2 БУ Конденсатори SMD1206 lnf, 16V 106 10
4
Резистори SMD1206 0,125 - 10кОм 106
3 УМПК Мікросхеми PIC16F877 104
Діелектрики GTP15 104
116
Р г р =К×р г р ×К п , (6.3)
де: К – коефіцієнт надійності, К = 0,9..0,95;
ргр – рівень радіації, що відповідає початку зворотних зміну найменш стійкого
елемента;
Кпос – коефіцієнт послаблення радіації (Кпос = 7),
Ргр = 0,9 × 104 × 7 = 6,3 ×10
4 (Р/год),
1. З вище наведених розрахунків можна зробити висновок, що безпека
роботи системи електропостачання в умовах дії іонізуючих випромінювань буде
забезпечуватись, якщо радіація в умовах експлуатації не перевищуватиме Ргр = 6,3 ×
104 (Р/год).
2. Розрахуємо допустимо максимальний час перебування обладнання
системи захисту в умовах дії іонізуючих випромінювань:
1
)(222
ПКгр
м
ttРД , (6.4)
де: 2
Пt , дорівнює 1;
мД – дорівнює 103;
Оскільки всі значення відомі, то допустимий час роботи СЕП Комсо-мольське
СП «Агромаш» буде таким:
3210 7 2 6,3 1
( ) 16141286(год)2 6,3
дt .
З розрахунків можна зробити висновок, що робота системи електропостачання
в умовах впливу іонізуючих випромінювань буде працювати безпечно 5,03 роки, а
це більше часу морального старіння обладнання системи. Отже, проводити заходи
щодо підвищення безпеки її роботи непотрібно.
6.3.2 Дослідження безпеки роботи системи електропостачання Комсомольське
СП «Агромаш» в умовах дії електромагнітного імпульсу.
Початкові дані: Uж = 5 (В) - напруга живлення;
lг = 1,68 м – максимальна довжина горизонтальних струмоведучих
провідників.
117
Плати пристроїв як правило розташовані горизонтально. Так як вертикальна
складова напруженості електричного поля приблизно на три порядки більша за
горизонтальну, подальші розрахунки здійснюємо з врахуванням вертикальної
складової.
В якості показника безпеки виступає коефіцієнт безпеки, який визначається за
формулою:
дБU
UК
ГВ
Д
б 40lg20
)(
, (6.5)
де: UB(Г) – напруга наведення у вертикальних (горизонтальних)
струмопровідних частинах.
100
nUUU ЖЖ
Д, (6.6)
де: n – відхилення напруги живлення від її номінальної, n = 25%;
55 25 6,25( )
100ДU В ,
Допустима напруга наведення Uг:
40
20
6,250,0625( )
10010
Д
В
UU В ,
Вертикальна складова напруженості електричного поля визначається:
(6.7)
Оціночно:
ЕВ = ЕГ × 103 = 0,037 × 10
3 (В/м),
Отже, оцінюючи безпеку роботи системи електропостачання потрібно
відмітити, що вертикальна складова напруженості електричного поля повинна не
перевищувати 0,037 × 103 В/м, граничне значення потужності дози гамма-
випромінювання Ргр = 6,3 × 105 (Р/год), а також допустимий максимальний час
0,06250,037( / )
1,68ГE В м
В
ВГ
l
UЕ
118
перебування системи електропостачання Комсомольське СП «Агромаш» в умовах
дії іонізуючих випромінювань більше 5 років, що визначено розрахунками.
Також визначено, що основними засобами для забезпечення безпеки роботи
системи електропостачання в умовах дії іонізуючих випромінювань та
електромагнітного імпульсу є:
- використання спеціальних екранів;
- використання активного захисту від дії потоку заряджених частинок.
При імпульсній дії ЕМІ, крім перерахованих способів використо-вуються
пристрої, що вимикають апаратуру і обладнання системи електропостачання заводу
на період його дії, а також збільшення відстані між елементів, що під напругою.
119
ВИСНОВКИ
За результатами виконання МРК щодо вибору параметрів елементів СЕП
ПрАТ Комсомольське СП «Агромаш», на основі проведених розрахунків прийняті
такі наведені нижче рішення.
Визначені середні та розрахункові навантаження цехів і заводу в цілому
методом коефіцієнтів використання та попиту. Знайдено кількість, потужність та
місце розташування цехових ТП, а саме було вибрано три двотрансформаторні
ЦТП, дві з яких марки ТМ – 630/10, а одна марки ТМ – 400/10. Також було обрано
оптимальний переріз повітряної ліній живлення. Підприємство буде живитися від
підстанції повітряною лінією 10 кВ марки АС перерізом 185 мм². Визначено
оптимальний переріз КЛ 10 кВ заводської мережі, які прокладені в траншеях
маркою ААБ перерізом 50 мм².
Визначено координати розміщення ЦРП за мінімумом приведених затрат в
кабельних лініях. При такому розміщенні ЦРП витрати на спорудження, а також
сумарні затрати по СЕП заводської мережі будуть мінімальними.
В спеціальній частині проекту створено математичну модель, та здійснено
вибір КЛ в умовах невизначеності даних, за певними критеріями. Здійснено
загальну характеристику прийняття рішення в умовах невизначеності,
охарактеризовані поняття ОПР, ПЕР.
Розрахована економічна частина проекту з визначенням величини капітальних
вкладень, плати за електроенергії, кількості робітників а також собівартості
електроенергії.
Здійснено опис та нормування цеху за категоріями по санітарії та
електробезпеки в розділі охорони праці. А також виконано оцінку стійкості роботи
системи електропостачання цього цеху в умовах дії іонізуючих випромінювань та
електромагнітного імпульсу. Проведені розрахунки максимально забезпечують
надійне електропостачання даного підприємства.
120
Проведений аналіз отриманих результатів та виконані за допомогою
розроблених комп'ютерних моделей розрахунки для реально діючих споживачів
електроенергії дозволяють стверджувати, що розроблені комп'ютерні моделі
можуть використовуватись в процесі реального проектування ЕПС споживачів
електроенергії. Для їх використання достатньо лише наявності в проектній
організації широкодоступного програмного забезпечення електронного процесора
Excel. При виконанні дипломного проекту були дотримані вимоги ПУЕ, ПТЕ та
інших нормативних документів щодо надійності та якості електропостачання.
121
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Бурбело М. Й. Проектування систем електропостачання. Приклади
розрахунків: Навчальний посібник з грифом МОН України / М. Й. Бурбело. –
Вінниця: ВНТУ, 2005. – 154 с.
2. Бурбело М. Й. Електропостачання промислових підприємств (Курсове
проектування). Навч. посібник / М. Й.Бурбело .- Вінниця:ВДТУ ,1998 - 104с.
3. РТМ 36.18.32.4-92 – «Методика расчёта электрических загрузок».
4. Бурбело М. Й. Системи електропостачання. Елементи теорії та приклади
розрахунків: Навчальний посібник з грифом МОНмолодьспорт України /
М. Й. Бурбело, О. О. Бірюков, Л. М. Мельничук. – Вінниця: ВНТУ, 2012. – 204 с.
5. РТМ 36.18.32.4-92 Указания по расчету электрических нагрузок.
6. ГОСТ 14209-97 Руководство по нагрузке силових масляних трансформаторов.
7. Правила улаштування електроустановок (ПУЕ) – видання третє, перероблене і
доповнене, - 2010 р.
8. ГОСТ 14209-97 «Руководство по нагрузке силовых масляных
трансформаторов».
9. ГОСТ 839-80 «Провода неизолированные для воздушных линий
электропередачи. Технические условия».
10. РД 153-34.0-15.501-00 «Методические указания по контролю и анализу
качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.
Часть 1. Контроль качества электрической энергии».
11. Пособие по курсовому и дипломному проектированию для
электроенергетических специальностей вузов: Учеб. пособие для студентов
электроенергет. специальностей вузов, 2-е изд., перераб. и доп. В.М. Блок, Г.К.
Обушев, Л.Б. Паперно и др.; Под. ред. В.М. Блок.- М.: Высш.шк,, 1990.- 383с.
12. Жежеленко И.В., Рабинович М.Л. Качество электроэнергии на
промышленных предприятиях.- Киев.: Техника, 1981.- 465с.
122
13. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. /Под ред.. А.А.
Федорова. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – Т.1 – 580с., Т.2 – 591 с.
14. Электроснабжение: учебное пособие по дипломному проектированию / Л.С.
Синенко, Т.П. Рубан, Ю.П. Попов.– Красноярск : ИПК СФУ, 2008.
15. Справочник по проектированию электроснабжения. /Под ред. Ю.Г. Барыбина
и др. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 576с.
16. Кузнецов B.C. Электроснабжение и электроосвещение городов: Учеб.
пособие. -М.: Высш. шк.,1989. - 136с.
17. Камінський А. В. Математичне та комп'ютерне моделювання процесів
оптимізації центрування електричних мереж : монографія / А. В. Камінський, Б. І.
Мокін – Вінниця: УНІВЕРСУМ - Вінниця, 2005. –122с.
18. Ногин В. Д. Принятие решений при многих критеріях / В. Д. Ногин. – СПб.
Изд. “Ютас”, 2007 – 104 с.
19. Дубов Ю. А. Многокритериальные модели формирования и выбора вариантов
систем / Дубов Ю. А., Травкин С. И., Якимец В. Н. – М.: Наука. 1986 – 296с.
20. СНиП ІІ-4.79 – «Естественное и искусственное освещение».
21. СНиП 23-05-95 – «Естественное и искусственное освещение».
22. Справочная книга для проектирования электрического освещения/Под ред.
Г.М. Кнорринга. -Л.: Энергия, 1976.-384с.\
23. ДБН В.2.5-28-2006. Природне і штучне освітлення.
24. Демов О.Д. Економія електроенергії на промислових підприємствах. –
Вінниця: ВНТУ, 2001. – 95 с.
25. ГОСТ 12.0.003-74 – «Система стандартов безопасности труда. Опасные и
вредные производственные факторы. Классификация».
26. ДНАОП 0.03-3.01-71 – «Санитарные нормы проектирования промышленных
предприятий».
27. ГОСТ 12.1.008-83 - « Шум. Общие требования безопасности».
28. ГОСТ 12.1.012.-90 - «Система стандартов безопасности труда. Вибрационная
безопасность. Общие требования».
123
29. Методичні вказівки щодо опрацювання розділу “Охорона праці” в дипломних
проектах і роботах студентів електротехнічних спеціальностей /Уклад. О.В.
Кобилянський , О.П. Терещенко – В .: ВНТУ, 2003.- 46 с.
30. ГОСТ 12.0.003 – 74. Система стандартов безопасности труда. Опасные и
вредные производственные факторы.
31. ГОСТ 12.1.030 – 81. Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление.
32. ДСН 3.3.6.042-99. Санітарні норми мікроклімату виробничих приміщень.
33. ГОСТ 12.1.005-88. Система стандартов безопасности труда. Общие
санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны.
34. СН 32.23-85 "Санитарные нормы допустимого шума на рабочих местах".
35. Кобилянський О.В. Охорона праці в робочій професії: Навч. посібник для
студ. електротехн. спец. – Вінниця: ВДТУ, 2001. – 127 с
36. Кобилянський О.В. Лабораторний практикум з дисципліни "Основи охорони
праці" для енергетичних спеціальностей. – Вінниця. ВДТУ, Ч. 1. – 2001. – 106 с.
37. Ресурс доступу - http://himinteh.com.ua/index.php/.
38. Ресурс доступу - http://tdok.com.ua/.
39. Ресурс доступу - http://www.lina.com.ua/index.php?page=catalog&menu=01.
3
Додатки