Електропостачання підприємства з виготовлення вибухівки

Доброштан, Максим Павлович

Please use this identifier to cite or link to this item: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/10066

Title:	Електропостачання підприємства з виготовлення вибухівки
Authors:	Яценко, Ірина В'ячеславівна Доброштан, Максим Павлович
Keywords:	електричні навантаження;живильна мережа;струми короткого замикання;компенсація реактивної потужності
Issue Date:	Jun-2026
Abstract:	В даній випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання підприємства з виготовлення вибухівки. Було проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. .В індивідуальному розглянутий підхід надвисокочастотного сушіння в технології виготовлення вогнепровідних шнурів. В економічному розділі пояснювальної записки зроблено розрахунок ефективності застосування надвисокочастотного сушіння в технології виготовлення вогнепровідних шнурів. В розділі з охорони праці розроблено систему протипожежної сигналізації в приміщенні відділу.
URI:	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/10066
Appears in Collections:	141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання)

Files in This Item:

File	Description	Size	Format
ВКРБ_Доброштан_ (3).pdf Restricted Access		5.43 MB	Adobe PDF	View/Open Request a copy

Show full item record

Extracted text

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНОЛОІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(назва факультету)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва кафедри)

«До захисту допущено»
Завідувач кафедри ЕТС
Валентин ТКАЧЕНКО
______________________
“_____” __________2026 р.

ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА

до кваліфікаційної роботи

б а к а л а в р
(освітньо-кваліфікаційний рівень)

ЧДТУ А1 23212 94/03-03

на тему:
«Електропостачання підприємства з виготовлення вибухівки»
(назва теми згідно з наказом)

Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу,
групи ЗЕСЕ – 22ск3
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва спеціальності)

Доброштан Максим Павлович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)

Керівник _____________ ____Ірина ЯЦЕНКО___
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Рецензент ____________ _____________________
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)

Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів
без відповідних посилань
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)

Черкаси 2026 року
Черкаський державний технологічний університет

Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(повна назва)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва)
Спеціальність: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»

ЗАТВЕРДЖУЮ
Завідувач кафедри ЕТС
Валентин ТКАЧЕНКО
______________________
“_____” __________2026 р.

З А В Д А Н Н Я
НА КВАЛІФІКАЦІЙНУ РОБОТУ

Доброштану Максиму Павловичу
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
1. Тема кваліфікаційної роботи
«Електропостачання підприємства з виготовлення вибухівки»

Керівник кваліфікаційної роботи Яценко Ірина Вячеславівна, д.т.н., професор
(прізвище, ім’я, по батькові, науковий ступінь, вчене звання)

Затверджені наказом Черкаського державного технологічного університету від
« 13 » квітня 2026 року № 94/03-03

2. Строк подання кваліфікаційної роботи здобувачем вищої освіти ____________________

3. Вихідні дані до кваліфікаційної роботи: 1. Тип системи електропостачання –
централізована; 2. Клас напруги ГПП – 110/10 кВ; 3. Встановлена потужність підприємства –
8346,5 кВт; 4. Потужність КЗ на шинах енергосистеми – 2900 МВА; 5. Розміри цеху –
48х48х6 м; 6. Кількість електроприймачів цеху – 96 шт; 7. Встановлена потужність силових
електроприймачів цеху – 1451,2 кВт; 8. Індивідуальне завдання – Застосування
надвисокочастотного сушіння в технології виготовлення вогнепровідних шнурів; 9. Техніко-
економічні розрахунки – Розрахунок ефективності застосування надвисокочастотного
сушіння в технології виготовлення вогнепровідних шнурів; 10. Охорона праці – Розробка
системи протипожежної сигналізації в приміщенні відділу.

4. Зміст розрахунково-пояснювальної записки (перелік питань, що їх належить
розробити)
1 Умови проектування
2 Розрахунок електричних навантажень
3 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства. Розрахунок живлячої мережі
4 Вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності
5 Вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання напругою 10 кВ
6 Розрахунок струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В
7 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП. Вибір високовольтної апаратури.
Перевірка кабельних ліній
8 Розрахунок системи електропостачання цеху
9 Індивідуальне завдання – Застосування надвисокочастотного сушіння в технології
виготовлення вогнепровідних шнурів
10 Техніко-економічні розрахунки – Розрахунок ефективності застосування
надвисокочастотного сушіння в технології виготовлення вогнепровідних шнурів
11 Охорона праці.

5. Перелік графічного матеріалу (з точним зазначенням обов’язкових креслень,
плакатів)
1 Генплан підприємства
2 Однолінійна схема ГПП 110/10 кВ
3 План ГПП 110/10 кВ
4 Однолінійна схема електропостачання цеху
5 План живлячих та розподільчих мереж цеху
6 Однолінійна схема КТП
7 Вид та план КТП
6. Консультанти розділів кваліфікаційної роботи
Розділ Прізвище, ініціали та посада Підпис, дата
консультанта завдання видав завдання прийняв
Охорона праці ст. викл. Олексій КОЖЕМ´ЯКІН

7. Дата видачі завдання до кваліфікаційної роботи 14 квітня 2026 року

КАЛЕНДАРНИЙ ПЛАН
№ Назва етапів виконання кваліфікаційної роботи Строк виконання
з/п етапів кваліфікаційної Примітка
роботи
1 Умови проектування 14.04.26 – 17.04.26
2 Розрахунок електричних навантажень 18.04.26 – 22.04.26
3 Вибір і обґрунтування схеми живлення 23.04.26 – 27.04.26
підприємства. Розрахунок живлячої мережі
4 Вибір трансформаторів і засобів компенсації 28.04.26 – 01.05.26
реактивної потужності
5 Вибір схеми внутрішньозаводського 02.05.26 – 05.05.26
електропостачання напругою 10 (6) кВ
6 Розрахунок струмів короткого замикання в 06.05.26 – 10.05.26
мережах вище 1000 В
Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП. 11.05.26 – 15.05.26
7 Вибір високовольтної апаратури. Перевірка
кабельних ліній.
8 Розрахунок системи електропостачання цеху 16.05.26 – 20.05.26
9 Індивідуальне завдання 21.05.26 – 24.05.26
10 Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП 25.05.26 – 28.05.26
промислового підприємства
11 Охорона праці 29.05.26 – 30.05.26
12 Виконання креслень графічної частини роботи 31.05.26 – 03.06.26
13 Підготовка доповіді та супровідних документів, 04.06.26 – 05.06.26
збір необхідних підписів

Здобувач вищої освіти-дипломник ________________ Максим Доброштан
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Керівник кваліфікаційної роботи ________________ Ірина ЯЦЕНКО .
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)

ЗМІСТ

1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ ............................................................................... 6
1.1 Характеристика об’єкта проєктування ....................................................... 7
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху виготовлення
вогнепровідних шнурів ..................................................................................... 10
1.3 Характеристика цехів об’єкту, особливості їх електропостачання ....... 11
1.4 Характеристика джерела живлення .......................................................... 12
2. РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ .................................... 13
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів ........ 13
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень від
однофазних електроприймачів ........................................................................ 20
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем ..................................................................................... 23
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції ............................................................................................................ 24
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання ............................................................................................ 24
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій . 27
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху .................... 27
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства ...................... 30
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП) ...................................... 32
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ ............................................................... 34
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ........................... 34
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ...................................................... 37
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ...................................... 40
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ
ПОТУЖНОСТІ ...................................................................................................... 46
4.1 Вибір трансформаторів ГПП ...................................................................... 46
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності ................................................................ 49
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві ............................ 53
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
НАПРУГОЮ 10 кВ ............................................................................................... 56
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської
мережі ................................................................................................................. 56
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж ................................................ 57

ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Доброштан М.П. Літ. Арк. Аркушів
Перевір. Яценко І.В. Електропостачання 3 147
Реценз. підприємства з
Н. Контр. Ключка К.М. виготовлення вибухівки ФЕТАМ, ЗЕСЕ-22ск3
Затверд. Ткаченко В.Ф.
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000 В ........................................................................................................ 61
6.1 Вихідні дані для розрахунків ..................................................................... 61
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках ................................................................................................................. 64
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ
............................................................................................................................. 67
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ..... 73
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ................................. 73
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН ..................................................... 74
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН ........................................ 76
7.4 Вибір трансформаторів струму .................................................................. 77
7.5 Вибір трансформаторів напруги ................................................................ 79
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість................................................... 80
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ .................... 82
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання цеху ................. 82
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем ....................... 83
8.2.1 Загальні відомості ................................................................................ 83
8.2.2 Розрахунок освітленості ...................................................................... 84
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок ................................ 87
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву .................. 93
8.3.1. Розрахунок та вибір перерізів кабелів .............................................. 93
8.3.2 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги ..................... 97
8.3.3 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ ...................... 99
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В ............ 100
8.4.1 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ .............................................................................................. 103
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ ................................................ 111
8.5 Захист цехових електричних мереж ........................................................ 111
8.5.1 Вибір апаратів захисту ....................................................................... 112
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність ..................................................... 114
8.6 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції115
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ - Застосування надвисокочастотного
сушіння в технології виготовлення вогнепровідних шнурів .......................... 118
9.1 Загальні відомості про вибухові речовини та засоби їхнього підриву 118
9.2 Розробка мікроконтролерного пристрою управління НВЧ-генератором
камери інтенсивної сушки .............................................................................. 128
9.3 Розрахунок елементів кварцового генератора ....................................... 131
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Розрахунок ефективності
застосування надвисокочастотного сушіння в технології виготовлення
вогнепровідних шнурів ....................................................................................... 133
11 ОХОРОНА ПРАЦІ ......................................................................................... 135
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 4
11.1 Аналіз небезпечних та шкідливих чинників при роботі в приміщені
технологічного відділу ................................................................................... 135
11.2 Розробка системи протипожежної сигналізації в приміщенні відділу
........................................................................................................................... 140
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ........................................................... 146

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 5
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ

Системою електропостачання називають сукупність взаємопов'язаних
електроустановок, призначених для забезпечення споживачів електричною
енергією.
Раціонально виконана сучасна система електропостачання
промислового підприємства повинна задовольняти технічним і економічним
вимогам [2, 7-9, 11, 17], а саме:
• надійність електропостачання;
• якість електроенергії, що задовольняє вимогам діючім державним
стандартам;
• економічність;
• можливість частих перебудов технології виробництва і розвитку
підприємства;
• забезпечення безпеки робіт як для електротехнічного персоналу, так і
не електротехнічного;
• відсутність шкідливого впливу на навколишнє середовище.
Ці вимоги повинні забезпечуються при проєктуванні і експлуатації
системи електропостачання промислового підприємства (СЕП ПП).
СЕП ПП – частина енергосистеми і в енергетичному плані більш
проста (більш низькі напруги, менша потужність і протяжність ліній,
відсутність замкнутих контурів тощо) і більш складна в плані використання
та перетворення електроенергії в технологічних цілях промислового
виробництва. Електроприймачі (ЕП), як електрична частина технологічних
агрегатів, входять невід'ємними елементами в СЕП ПП і багато в чому
визначають роботу цієї системи і її параметри [8, 9].
Системою електропостачання називають сукупність взаємопов'язаних
електроустановок, призначених для забезпечення споживачів електричною
енергією. Споживачі електричної енергії, згідно ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015, де
викладені терміни та визначення енергетики і електрифікації, – підприємства,
організації, територіально відокремлені цехи, будівельні майданчики,
квартири, у яких приймачі електроенергії приєднані і використовують
електроенергію. За правилами улаштування електроустановок споживачем
електроенергії називається електроприймач або їх група, об'єднані
технологічним процесом і розміщуються на певній території [15].
Приймачем електроенергії називають пристрій (апарат, агрегат,
механізм), в якому відбувається перетворення електричної енергії в інший
вид енергії для її використання. За технологічним призначенням приймачі
електроенергії класифікуються по виду енергії, в який даний електроприймач
перетворює електроенергію, а саме: електродвигуни приводів машин і
механізмів, електротермічні, електрохімічні і електросилові установки,
установки електроосвітлення, установки електростатичного та
електромагнітного поля тощо [12].
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 6
Електроустановками називають сукупність машин, апаратів, ліній і
допоміжного обладнання, призначених для виробництва, перетворення,
передачі, накопичення, розподілу електроенергії та перетворення її в інші
види енергії. Електроустановка – комплекс взаємопов'язаного обладнання та
споруд. Приклади електроустановок: електрична підстанція, лінія
електропередачі, розподільна підстанція, конденсаторна батарея тощо [15].
1.1 Характеристика об’єкта проєктування
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції,
розподільчих пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у
цехах. Призначена система для забезпечення вимог виробництва в передачі
електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у відповідній
кількості та якості [8, 9].
Як відомо [15], системи електропостачання промислових підприємств
можна умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та
комбіновані. Згідно з завданням на дипломне проєктування система
електропостачання промислового підприємства має бути централізованою
[12].
Основними чинниками при проєктуванні системи електроспоживання є
характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в першу
чергу безперебійність електропостачання з урахуванням можливості
забезпечення резервування, а також вимоги електробезпеки. Але незважаючи
на те, що ці особливості та характеристики є головними чинниками при
проєктуванні системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію
побудови раціональної СЕП вносять загальні вимоги до системи
електропостачання, основні з яких приведемо нижче [22].
Проєктування системи електропостачання промислових підприємств
слід проводити згідно з [2, 8, 9, 11] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проєктуванні мають бути характеристики
джерел живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги
до безперебійності електропостачання з урахуванням можливості
забезпечення резервування в технологічної частині проєкту, вимоги
електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств мають бути
розробляться з урахуванням наступних основних принципів [2, 8, 9]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на кожної
напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 7
г) Схеми електропостачання і електричних з’єднань підстанцій мають
бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і резервування
було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання та провідників.
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному
принципу з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення
електроприймачів паралельних технологічних ліній слід здійснювати від
різних секцій шин підстанцій, взаємозв’язані технологічні агрегати повинні
живитися від однієї секції шин.
Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися при будь-
яких перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних потоків.
е) При побудові схеми електропостачання підприємства,
електроприймачі якого вимагають резервування живлення, повинно
проводитися секціонування шин у всіх ланцюгах системи розподілу
електричної енергії, включаючи шини низької напруги цехових
двохтрансформаторних підстанцій.
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися
під навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має
бути обґрунтовано.
ж) Потрібно застосовувати (вживати) , як правило, роздільну роботу
ліній, трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена
паралельна робота елементів електропостачання.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови оточуючого
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки [8, 9].
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не
повинно порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих
виробництв [8, 9].
При проєктуванні системи електропостачання промислового
підприємства належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх
близько розташованих споживачів.
У об’єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання [22].
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально
уніфіковані.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання
повинні відповідати ПУЕ [15]. При цьому не слід допускати
необґрунтованого віднесення ЕП до більш високої категорії, а саме:
- ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що виконують
допоміжні технологічні операції, частину обладнання інженерного
забезпечення будівлі, слід відносити до ІІІ категорії. Віднесення вказаних
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 8
електроприймачів до ІІ категорії приводе до необґрунтованого завищення не
тільки потужності встановлених трансформаторів, але і вимог до
резервування живлення споживачів;
- до ІІ категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше
обладнання, без якого неможливе продовження роботи основного
виробництва на час після аварійного режиму;
- електроприймачі, відключення яких приводе до масового недовідпуску
продукції , нерідко відносять не до ІІ категорії, а до І категорії, що
мотивується тім, що наносяться "значні збитки народному господарству”.
Зазначимо, що поняття “значні збитки народному господарству” слід
відносити до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного
підприємства [15].
Поняття “категорія електроприймача по надійності електропостачання”
не слід відносити до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць,
корпусів і т. п. Це поняття правомірно тільки по відношенню до
індивідуального ЕП. Для споживача характерно лише поєднання в різних
пропорціях електроприймачів категорій І, ІІ та ІІІ [15].
Структура підприємства приведена на генплані (лист №1) та включає
як цехи основного виробництва, так і допоміжні приміщення та підрозділи.
При проєктуванні системи електропостачання було враховано рельєф
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної
енергії окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на
підприємстві, характеристику оточуючого середовища.
Головна понижуюча підстанція (ГПП) підприємства розташована з
врахуванням місця знаходження теоретичного центру електричного
навантаження. При цьому було враховано домінуючий напрямок вітру.
Основним високовольтним обладнанням підприємства є цехові
трансформаторні підстанції.
При розробці системи електропостачання підприємства враховувалося,
що всі підстанції підприємства будуть телемеханізовані та будуть працювати
без чергового персоналу.
Підприємство з виготовлення вибухівки має споживачів І, ІІ та ІІІ
категорії.
Проєктування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони
розташовуються. При цьому ми повинні виконувати всі вимоги ПУЕ у цієї
частини [15].
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми
проєктуємо, розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься кран
козловий. Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих
нормальних, тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не
перевищує 60 % та відсутні умови, наведені у п. 1.1.10 – 1.1.12 ПУЕ [15].
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 9
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах,
проникати всередину машин, апаратів, відноситься ремонтно-механічний цех
підприємства. Але цей цех відноситься до приміщень з не струмопровідним
пилом [15].
Запилені приміщення, як зі струмопровідним пилом, так і приміщення з
неструмопровідним пилом, відсутні.
Також на підприємстві відсутні приміщення з хімічно активним або
органічним середовищем, в яких постійно або протягом тривалого часу
містяться агресивні пари, гази, рідини, утворюються відкладення або цвіль,
що руйнують ізоляцію і струмові дні частини електроустаткування.

1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху
виготовлення вогнепровідних шнурів

Силові електроприймачі цеху живляться трифазним змінним струмом
промислової частоти 50 Гц номінальною напругою 380 В. Однофазне
обладнання складається з 6 установок, що включені на фазну (230 В) або
лінійну напругу (380 В). Вищих гармоніки при функціонуванні обладнання
не виникає. Встановлена потужність та інші характеристики приведено у
таблиці 1.1.

Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
№
поз. Встановлена
на Найменування електроприймачів Кількість,
шт. потужність, cosϕ
плані кВт
1 2 3 4 5
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Тельфер 3 18,3 0,78
2 Станція пожежогасіння 1 28 0,82
3 Міксер 3 8,8 0,8
4 Міксерний насос 3 12,8 0,84
5 Насос водяний 2 10 0,85
6 Намотувальний верстат 10 3,7 0,83
7 Маркувальний верстат 5 2,4 0,9
8 Охолоджуюча ванна 5 2,1 0,8
9 Верстат ПХВ оболонки 5 45 0,93
10 Вентилятор витяжний 10 5,5 0,88
11 Обертова бітумо-кордувальна
машина 5 88,4 0,94
12 Екструдер 5 32 0,81
13 Обертова вязальна машина 5 1,1 0,88
14 Розмотувальна установка 20 3 0,8
15 Камера інтенсивної сушки 5 28,8 0,88
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 10
Продовж. табл. 1.1
1 2 3 4 5
16 Ванна просочення 5 4,1 0,84
17 Вентилятор приточний 4 28 0,88
Σ = 96
Однофазні електроприймачі
1 Компресор 3 1,5 0,8
2 Термопласт 3 1,9 0,8
Σ = 6

В цеху на рівні технологічних зв’язків здійснюється відповідне
резервування.
Основне обладнання цеху відноситься до ІІ категорії. Як відомо [15], до
ІІ категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання, без
якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час після
аварійного режиму.
Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних
особливостей виробничих процесів [8, 9].
Групи верстатів утворюють окремі відділення, електропостачання яких
доцільно виконувати від власних розподільчих пунктів.
План цеху та розташування обладнання приведено на листі 5 графічної
частини, а також на рисунку 1.1.
Особливостями розташування обладнання у приміщенні цеху є такі, що
потребують практично рівномірну освітленість приміщення.
Проєктом передбачається: загальне робоче освітлення 380/230 В;
аварійне освітлення 230 В.
Розміри цеху виготовлення вогнепровідних шнурів, електропостачання
якого розглядається окремо, складають A×B×H = 48× 48×6 .

1.3 Характеристика цехів об’єкту, особливості їх
електропостачання

Проєктування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони
розташовуються. При цьому ми повинні виконувати всі вимоги ПУЕ у цієї
частини [15].
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми
проєктуємо, розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься кран
козловий. Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих
нормальних, тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не
перевищує 60 % та відсутні умови, наведені у п. 1.1.10 – 1.1.12 ПУЕ [15].
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 11
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах,
проникати всередину машин, апаратів [15].

Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання

1.4 Характеристика джерела живлення
Живлення даного підприємства може здійснюватися від головної
районної підстанції (ГРП) енергосистеми 110 та 220 кВ).
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
– обрана номінальна напруга енергосистеми UC =110 кВ ;
– потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=2900 МВ ⋅А ;
– довжина повітряної лінії lПЛ = 75 км .
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на
границі балансової приналежності Qек = 251,1 квар в часи її максимуму
навантаження.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110 кВ ± 5 %, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно
договору про споживання електроенергії, який укладається з усіма
підприємствами промислового району і енергопостачальною організацією.
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 12
2. РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ

2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових
електроприймачів

Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно
проводити згідно методики [2, 8, 12], яка поширюється на всі галузі
господарства, адаптована до сучасних умов та містить суттєві уточнення
попередніх методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, так як
розрахунки на кожної із них мають свою специфіку. На підприємствах
середньої та великої потужності таких рівній нараховують шість
(рисунок 2.1) [2, 8, 12].

Рисунок 2.1 – Ступені системи електропостачання
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 13
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для
окремого електроприймача установлена потужність дорівнює [2, 8, 12]:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі:

pу = pном = pпасп ; (2.1)

2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному
режимі:

pу = pном = pпасп ⋅ ТВ ,

де ТВ – тривалість включення у долях одиниці (задається у паспорті, як
правило, у відсотках).
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебрична
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП [2, 8, 12]

n
Рном =∑рном , (2.2)
1

де n – кількість електроприймачів у групі.
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебрична сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
[8, 12]

n n
Qном =∑qном =∑рном ⋅ tgϕ , (2.3)
1 1

де tgϕ – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної
потужності.
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв ⋅Рном , що відповідає значенню Кр , за
співвідношенням [2, 8, 12]:

Рроз = Кp ⋅Кв ⋅Рном , (2.4)

де Кр = f (Kв, nе, Ta )
Кв та ефективної кількості
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 14
електроприймачів nе та сталою часу нагріву мережі, для якої
розраховують електричні навантаження.
Згідно [2] прийняти наступні сталі часу нагрівання:
– Ta =10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр для таких мереж приймають за
номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1;
– Ta = 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр приймають згідно
таблиці 2.2;
– Ta ≥ 30 хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова
потужність для цих елементів визначається за умовою Кр =1.
Відмітимо, що добуток Кв ⋅Рном є проміжною допоміжною
розрахунковою величиною, але не середнім значенням очікуваного
навантаження, як це вважалося раніше [8, 12].
У загальному випадку величину ефективної кількості
електроприймачів nе визначають за співвідношенням [8, 12]:

n 2
 
∑Pном 
n =  1 
е n .
∑n ⋅р2
ном
1

Реально для типових електроприймачів, що встановлено нашому цеху,
величину nе можна визначати з необхідною точністю за спрощеним
співвідношенням: [8, 12]

2 p
nе =
∑ ном . (2.5)
pном max

Якщо знайдене за співвідношенням (2.5) число ne буде більше за n ( n
– дійсне число ЕП), тоді слід прийняти n = nе . Якщо рном max / pном min ≤ 3 ,
де pном min – номінальна потужність найменшого електроприймача групи,
тоді також приймаємо ne = n [2, 8, 12].
Значення коефіцієнту використання кв по кожному окремому
електроприймачу визначаємо по довідковими даними [2, 8, 12].
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 15
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою [12]

n
∑кв і ⋅рном і
Кв =
1
n . (2.6)
∑рном і
1
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому
(середньовиважений коефіцієнт) дорівнює [8, 12]

п
∑Кв, і ⋅Рном і
К = 1
в, цеху п . (2.7)
∑Рном і
1

З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) для визначення розрахункової
активної потужності прийме вигляд [8, 12]

п
Рроз цеху = Кр ⋅ Кв, цеху ⋅Рном = Кр ⋅∑Кв, i ⋅Рном і . (2.8)
1

Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховується за
співвідношенням [8, 12]

Qроз цеху = Кр ⋅∑Кв,і ⋅Рном,і ⋅ tgϕі . (2.9)
і

До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ повинні бути добавлено освітлювальне
навантаження Pроз. оc , Qроз. оc [8, 12].
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів
напругої до 1 кВ визначається формулою [8, 12]

2 2
Sроз цеху = (Рроз цеху ) + (Qроз цеху ) . (2.10)

Використовуючи вихідні дані таблиці 2.3, співвідношення (2.1) – (2.9)
розраховуємо величину розрахункового активної та реактивної потужності
цеха.
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 16
Результати розрахунків заносимо у відповідні графи таблиці 2.1
розрахунків електричних навантажень, виконаної по формі Ф 636–92 [8, 12].
Враховуючи велику кількість електроприймачів, розрахунок
проводимо за допомогою електронних таблиць Excel.
Розрахунок електричного навантаження електроприймачів (ЕП)
напругою до 1000 В проводимо для кожного вузла живлення [8, 12].
Дані для розрахунку (графи 1–6) заносяться на основі вихідних даних
(графи 1–4) та довідковими даними (графи 5, 6).
При цьому [12]:
– усі ЕП групуються за характерними категоріями з однаковими Кв і
tgϕ . У кожної строчці вказуються ЕП однакової потужності;
– резервні електроприймачі при підрахунках розрахункової потужності
не враховуються. У графах 2 і 4 вказуються тільки працюючи ЕП;
– для приводів з багатьма двигунами враховують усі одночасно
працюючи двигуни;
– при включенні однофазного ЕП на фазну напругу він враховується у
графі 2, як еквівалентний трифазний ЕП номінальною потужністю [2, 8, 12]

рном = 3 ⋅рном о ; qном = 3 ⋅qном о ,

де рном о , qном о – активна і реактивна потужності однофазного ЕП;
– при включенні однофазного ЕП на лінійну напругу він враховується
як еквівалентний ЕП номінальною потужністю

рном = 3 ⋅рном о ; qном = 3 ⋅qном о ;

– при наявності групи однофазних ЕП, які розподілені по фазах з
нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних й однофазних ЕП у групі, вони можуть бути представлені у
розрахунках як еквівалентна група трифазних ЕП з той ж сумарною
номінальною потужністю. У випадку перебільшення вказаної
нерівномірності номінальна потужність еквівалентної групи приймається
рівною потрійному значенню потужності найбільш завантаженої фази.
Визначаємо номінальну групову потужність першої групи
єлектроприймачів (міксер) Рном, 3 . При цьому, так як електроприймачі
згруповані таким чином, що мають однакову величину коефіцієнта
використання Кв та номінальну потужність, групова установлена
(номінальна) активна потужність дорівнює [12]

n
Рном =∑pном .
1
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 17
Рном, 3 = 8,8 ⋅3 = 26,4 кВт.

Визначаємо розрахункову величину Кв ⋅Рном, 3 для цієї ж групи,
використовуючи значення Кв з таблиці 2.3 (стовпчик 5); значення додатку
Кв ⋅Рном,1 заносимо у стовпчик 8 таблиці 2.1

К ⋅Р .
в ном, 8=0,8 ⋅26,4 =15,8кВт.
Визначаємо чергову розрахункову величину таблиці 2.1 та заносимо її
у відповідну графу таблиці 2.1.

Кв ⋅Рном, 3 ⋅ tgφ = 0,6 ⋅26,4 ⋅0,75 =11,9 квар.

Проводимо аналогічні розрахунки для інших сформованих груп
електроприймачів та заносимо результати розрахунків у таблицю 2.1.
У графах 8 та 9 у підсумкової строки записуємо сумарні значення
величин Кв ⋅Рном, та Кв ⋅Рном, ⋅ tgφ , а саме: ∑Кв ⋅Рном та ∑Кв ⋅Рном ⋅ tgφ .
Визначаємо величину ефективної кількості електроприймачів nе за
спрощеним співвідношенням (2.5):

n 2 ⋅1451,2
е = = 32,8 .
88,4

Для розрахунку групового середньовиваженого коефіцієнту
використання по цеху в цілому використовуємо формулу (2.7)

К 1220,8
в, цеху = = 0,84 .
1451,2

По графіку для визначених величин nе = 32,8 та Кв, цеху = 0,84
знаходимо [12] коефіцієнт розрахункової потужності Кр, цеху який дорівнює

Кроз, цеху = 1,02 .

За співвідношенням (2.8) знаходимо розрахункову активну потужність
цеху

Рроз цеху =1,02 ⋅1220,8 =1245,2 кВт.

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 18

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 19
Так, як величина ефективної кількості електроприймвчів nе ≥10 ,
реактивна потужність силових електроприймачів напругою до 1 кВ по цеху
визначається співвідношенням (2.9) [8], тобто являє собою число підсумкової
строки графи 9:

Qроз цеху =1⋅619,7 = 619,7 квар.

Повну розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів
напругою до 1 кВ по цеху визначається формулою (2.10)

S 2 2
роз = 1245,2 + 619,7 =1390,9 кВ∙А.

Таким чином, нами виконано розрахунок повної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ цеху.

2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів

Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути
розподілені рівномірно по фазах [8, 12].
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені
по фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної
потужності трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують
як трифазні ЕП тієї ж сумарної потужності [8, 12]. Якщо нерівномірність
перевищує 15 %, умовна трифазна номінальна потужність приймається рівної
потроєної величині навантаження найбільш завантаженої фази.
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних
цілей точністю умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт)
визначається наступним чином [8, 12]:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулою

Рном, у = 3 ⋅Рном.max ф або Рном, у = 3 ⋅Sпасп ⋅ ТВ ⋅cosϕпасп ,

де Рном. max ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт;
Sпасп – паспортна потужність, кВ ⋅А ,
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці;
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна
трифазна номінальна потужність Рном у при кількості електроприймачів від
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 20
одного до трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі
трифазної системи, визначаються за формулами [8, 12]:
• при одному електроприймачу

Рном, у = 3 ⋅Рном. ;

• при двох або трьох електроприймачах

Рном, у = 3 ⋅Рном.max ф . (2.11)

Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cosϕ
більш трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони
розподіляються по фазах по можливості рівномірно, то визначаються середні
навантаження за найбільш завантажену зміну по кожної фазі [8, 9].
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається складанням
середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і однофазних
навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним зведенням
останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги з використанням
таблиці.
Наприклад, для фази а маємо

PΣ(a) = Кв ⋅Раb ⋅ρ(аb)а + Кв ⋅Рac ⋅ρ(аc)а + К′в ⋅Рао ; (2.12)

QΣ(a) = Кв ⋅Раb ⋅q(аb)а + Кв ⋅Раc ⋅q(аc)а + К′в ⋅Qао , (2.13)

де Pab, Pac – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між
фазами аb і ас;
Pao, Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним та
нульовим проводами);
ρ(аb)а , ρ(ас)а , q(аb)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень(таблиця
2.4), що включені на лінійну напругу до фази а;
Кв, К′в – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму
роботи.
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз b і
с, знаходиться найбільш завантажена фаза по активної потужності,
наприклад фаза с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від
однофазних електроприймачів [8, 12].

РΣ = 3 ⋅РΣ(с) і QΣ = 3 ⋅QΣ(c) .

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 21
Однофазними електроприймачами в цеху є наступні установки:
- компресор – 3 шт;
- термопласт – 3 шт.
Розрахуємо умовну трифазну номінальну потужність Pу для групи
однофазних електроприймачів, потужність яких приведена до ТВ=100 %, що
підключені наступним чином:
- компресор: напруга фазна Uф = 230В; рф,0 =1,4 кВт ; cosϕ = 0,8 ;
К′в,a0 = 0,45;
- термопласт: напруга лінійна UЛ = 380В ; рЛ =1,8 кВт ; cosϕ = 0,8 ;
Кв = 0,5 .
Умовна трифазна номінальна потужність Рном у однофазного
навантаження складає

Ру = 3 ⋅PΣ(ф) ; Ру = 3 ⋅1,4 + 3 ⋅1,8 = 9,6 кВт .

Qу = Pу ⋅ tgϕ(b) ; Qу = 9,6 ⋅0,53 = 5,24 квар .

За таблиці 2.1 при ne(o) = 2 та ⟨Кв(ф)⟩ = 0,755 отримаємо Кр =1,14 .

Рроз у = Кр ⋅ Кв(ф) ⋅Ру
Рроз у =1,14 ⋅0,755 ⋅9,6 = 8,26 кВт .

Розрахункова реактивна потужність визначається наступним чином
[8]:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе :

Qроз =1,1⋅∑Кв ⋅Рном ⋅ tgϕ
Qроз у =1,1⋅∑0,755 ⋅9,6 ⋅0,53 =4,2 квар .
і

Повна умовна розрахункова потужність S роз у силових однофазних
електроприймачів напругої до 1 кВ визначається формулою [8, 12]

S 2 2
роз у = Pроз у +Qроз у ,

( 3 )2 ( 3 )2
Sроз у = 8,26 ⋅10 + 4,2 ⋅10 = 9,3 кВ ⋅А .

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 22
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Електричне освітлення виробничих приміщень є, як правило,
загальним рівномірним освітленням [13, 21].
Для визначення ЕН освітлювальних установок використовується
метод питомої потужності [13, 21].
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН освітлювальних
установок

Еф к
Рп.о.ф =Рп.о.табл ⋅ ⋅ з.ф ⋅к ,
100 к р
з.табл

використовуються слідуючи дані: тип світильника, коефіцієнт запасу кз ,
освітленість Еф , значення розрахункової висоти H, площа освітлювального
приміщення S. По обраному типу світильника, площі освітлювального
приміщення та висоті підвісу світильників згідно [13, 21] визначаємо питому
потужність загального рівномірного освітлення необхідну для забезпечення
необхідного значення норми освітленості.
На етапі визначення величини загальної розрахункової потужності
цеху активну потужність освітлювальних установок Pmax оc . з достатньою
точністю визначається співвідношенням [13, 21]:

Pmax оc = ω⋅Рп.о.ф ⋅S , (2.14)

де S, – площа приміщення, м2 ;
ω – питома потужність освітлювальних установок, Вт / м2 .
Максимальна реактивна потужність для газорозрядних ламп
визначається співвідношенням:

Qmax оc = Pmax оc ⋅ tgϕ0 , (2.15)

де tgϕ0 – відповідно cosϕ0 для кожного типу ламп.
Використовуючи співвідношення (2.14 і 2.15), а також довідкові дані з
[13, 21], визначимо активну та реактивну потужності освітлювальних
установок
Рп.о.ф =14,6 200 1,8
⋅ ⋅ ⋅0,3 = 9,78 Вт/м2,
100 1,6
Pmax оc = 0,95 ⋅9,78 ⋅2304 = 21400 Вт,
Qроз, ос =21,4 ⋅0,2 = 4,3 квар.
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 23
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції

Сумарні активна та реактивна розрахункові потужності на шинах
0,4 кВ визначаються за виразами [2, 8]

Р0,4 цеху = Рроз, цеху + Рроз, ос, цеху

Р0,4 цеху =1186,6 + 21,4 =1266,6 кВт ,

Q0,4 цеху = Qроз, цеху + Qроз, ос, цеху ,

Q0,4 цеху = 619,7 + 4,3 = 624 квар.

Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанції за виразом

2
S ТП,цеху = (Р0,4 цеху ) + ( 2
Q0,4 цеху ) , (2.16)

S ТП = 1266,62 + 6242 =1341,4 кВА.

Дані розрахунків навантаження цехової підстанції S ТП за формулою
(2.16) по усім цехам заносимо у таблицю 2.2.

2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях
системи електропостачання

На вищих рівнях системи електропостачання підприємства
розрахункове (максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання
розрахункових навантажень окремих груп електроприймачів, що живляться
від вузла мережі, що розглядається з урахуванням коефіцієнта одночасності
збігання максимумів навантаження Ko [2, 8].
Так як однофазне навантаження має місце в окремому цеху, причому
S роз у = 9,3 кВА, у таблицю 2.2 дані по однофазним навантаженням не
вносимо.
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 24
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на
шинах ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається по даним [2, 8].
Приблизну потужність Sпр підприємства (для нашого випадку вона
дорівнює потужності на шина низької напруги SНН ГПП ) визначаємо за
формулою [2, 8]

N 2 2
   N 
SНН ГПП = Ко ⋅ ∑P0,4 цеху і  + ∑Q0,4 цеху і  , (2.17)
 i   i 

SНН ГПП =1,0 ⋅ 8346,52 + 5191,22 = 9829,2 кВ ⋅А .

Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по заводу, а приблизна розрахункова
потужність має значення SНН ГПП = 9829,2 кВ ⋅А (таблиця 2.2).

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 25

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 26
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень
цеху та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних
підстанцій

Одна з умов раціонального розташування підстанцій вимагає, щоб вони
знаходилися поблизу центру їх центру електричних навантажень, що
скорочує протяжність, а отже, вартість і витрати в живильних та
розподільчих мережах [2, 8, 9].

2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху

Центр електричних навантажень підприємства.
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як
точку з координатами [2, 8, 12]

n
∑ Р0,4 цеху ⋅ xi
Х i = 1
ЦЕН підпр = n , (2.18)
∑ Р0,4 цеху
i = 1

n
∑ Р0,4 цеху ⋅ yi
Y = i = 1
ЦЕН підпр n . (2.19)
∑ Р0,4 цеху
i = 1

Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразів заносимо
у відповідні графи таблиці 2.3.
Визначаємо координати ЦЕН по формулам (2.18 – 2.19):

Х 2224456
ЦЕН підпр = = 224,1м ,
8346,5

Y 2145690
ЦЕН підпр = = 248,9 м .
8346,5

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 27

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 28
Центр електричних навантажень цеху.
Цехові ТП з метою економії метала і електроенергії рекомендується
встановлювати в умовному центрі електричних навантажень (ЦЕН) [2, 8].
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах
дозволяє [2, 8]:
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної
енергії;
б) зменшити витрати провідникового матеріалу;
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених
річних витрат.
У багато прогінних цехах великої ширини ТП розміщуються
переважно біля колон, між колонами або у внутрішньоцехових приміщеннях
з таким розрахунком, щоб не займати площу цеху, яка обслуговується
кранами. Якщо відстань між колонами недостатня для того, щоб розмістити
між ними підстанцію, то допускається її розташування на площі цеху так,
щоб одна з колон знаходилась у межах периметра розміщення ПС [2, 8, 11].
ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як правило,
прибудовані та вбудовані підстанції.
У цехах з вибухонебезпечним середовищем цехові підстанції
виносяться за їх межі.
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів.
Розрахунок координат ЦЕН реактивного навантаження цеху має сенс у
тому випадку, коли компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях
концентрації таких споживачів, або в цеху встановлено високовольтні
двигуни, які є джерелами реактивної потужності.
Так як компенсацію реактивної потужності здійснювати будемо
безпосередньо на шинах ТП, координати ЦЕН реактивного навантаження
цеху не розраховуємо [9].
Розрахункові координати ЦЕН (на рис.1.1) складають:

Х ЦЕН =15,74 мм ; YЦЕН = 15,4 мм.

З урахуванням розрахованих координат обираємо місця розташування
цехової трансформаторної підстанції, враховуючи наступні міркування.
Цехові трансформаторні підстанції повинні розташовуватися поза межами
цеху тільки при неможливості розміщення її на території цеху, або у випадку,
коли частина навантаженню розташована поза межами цеху [15].
Застосування цехових ТП, що розташовуються поза межами цеху,
доцільно у наступних випадках [15]:
- при живленні від однієї підстанції декілька цехів;
- при наявності у цеху вибухонебезпечних виробництв;
- при неможливості розміщення підстанцій на території цеху за
міркуванням виробничого характеру.
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 29
Таким чином, розміщуємо нашу ТП однозначно в цеху.
Обрана підстанція повинна займати мінімум корисної площі цеху,
відповідати вимогам електричної та пожарної безпеки, та не створювати
перешкод виробничому процесу.
З урахуванням приведених вище вимог, наявності транспортного
проїзду поблизу розрахованого ЦЕН, функціонування 3 тельферів, а також
необхідність зміщення ТП в бік найбільш потужних електроприймачів
(широкоуніверсальний фрезерний верстат), обираємо місця встановлення
КТП у куту поблизу до розрахованого ЦЕН та найбільш потужних
споживачів (рисунок 1.1).

2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства
Головні знижувальні підстанції також з метою економії електроенергії і
металу рекомендується розміщувати Для встановлення ГПП поблизу центру
електричних навантажень (ЦЕН) підприємства часто існують обмеження, що
накладаються технологічними особливостями, умовами генплану тощо.
Перше уявлення про характер розподілу навантажень по території об'єкта
отримують за допомогою картограми навантажень [8, 11]. Картограму
навантажень будують як на плані розташування приймачів електроенергії в
цехах, так і на генеральному плані всього промислового підприємства. В
останньому випадку в якості приймачів електроенергії розглядаються самі
цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу
навантажень на картограмі виконують різними способами. Найбільш простий
з них полягає в зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень
приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. В якості центру кола
вибирають центр електричного навантаження приймача електроенергії, а
радіус кола пов'язують з розрахунковою потужністю приймача; значення
його знаходять з умови рівності розрахункової потужності в деякому
масштабі площі кола [2, 8, 11]:

P 2
роз і = π ⋅ r ⋅m ,

де Pроз i – максимальне електричне навантаження i-ого підрозділу;
r – радіус кола;
m – масштаб.
Кожне коло може бути розділено на сектори, площі яких дорівнюють
відповідно силовому та освітлювальному навантаженні. В цьому випадку
картограма дає уявлення не тільки про значеннях навантажень, але і про їх
структуру [2, 8, 11].
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 30
Оскільки при проєктуванні систем промислового електропостачання
вирішують і завдання визначення розташування джерел живлення для
реактивних навантажень, рекомендується мати дві картограми: одну для
активних, іншу для реактивних навантажень.
Побудова картограм реактивних навантажень проводиться аналогічним
способом. Реактивні навантаження можуть живитися від конденсаторних
установок, які розташовуються в місцях споживання реактивної потужності,
а також від синхронних компенсаторів і синхронних електродвигунів. У
зв'язку з цим, в загальному випадку, для відшукання оптимальних умов і
місць установки джерел реактивної потужності потрібно знаходити окремо
центри споживання реактивної потужності підприємства [2, 8, 11].
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають
силовому, а також освітлювальному навантаженням [2, 8, 11]

360 ⋅P
α роз цеху
с.н = ; (2.22)
Р0,4 цеху

360 ⋅P
α = роз ос. цеху
оc.н . (2.23)
Р0,4 цеху

Розраховуємо на прикладі вибраного цеху вказані параметри
картограми електричних навантажень [2, 8, 11]

P
r = pоз 0,4 цеху i
i . (2.24)
π ⋅m
Розраховані за формулами (2.2 – -2.24) значення заносимо в таблицю 2.4

Таблиця 2.4 – Дані для побудови картограми ЕН
Найменування Pроз цеху , Pроз ос. цеху Ppоз 0,4 цеху m , α α r ,
кВт 2 с.н оc.н
кВт кВт кВт/мм мм
1 2 3 4 5 6 7 8
Цех збройового пороху.
Цех бездимного пороху.
Цех електротранспорту. 1132,8 179,6 1312,4 193 311 49 46,5
Котельня. Будівля
управління
Цех толових вибухівок;
Склад готової продукції.
Склад сухих сировинних 912,2 43,2 955,4 193 344 16 39,7
матеріалів

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 31
Продовж. табл. 2.4
1 2 3 4 5 6 7 8
Цех магнієвих
вибухівок. Цех
динаміту. Цех 812,6 34,3 846,9 193 345 15 37,4
підготовки глини
Цех вогнепровідних
шнурів 1245,2 21,4 1266,6 193 354 6 45,7
Цех фосфорних
вибухівок 933,7 67,7 1001,4 193 336 24 40,6
Цех тринітрогліцерину.
Цех допоміжного 812,7 28,9 841,6 193 348 12 37,3
оснащення
Цех детонаторів. Цех
термітної вибухівки.
Склад рідинних 1147,2 97,3 1244,5 193 332 28 45,3
складових компонентів.
Цех упаковки і тари
Цех бризантних
вибухових речовин.
Ремонтний цех. 812,3 65,4 877,7 193 333 27 38,1
Слюсарний цех. Цех
напалму
Цех збройового пороху.
Цех бездимного пороху.
Цех електротранспорту. 1132,8 179,6 1312,4 193 311 49 46,5
Котельня. Будівля
управління

2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкту, умови оточуючого середовища, наявність
зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно-будівельні обмеження
[7, 8, 11].
Слід уважно вибирати зону і місце розташування відкритих підстанцій
і трас ПЛ з урахуванням рози вітрів і переважного їх напрямку [7, 8].
Одна з умов раціонального розташування підстанцій вимагає, щоб вони
знаходилися поблизу центру їх центру електричних навантажень, що
скорочує протяжність, а отже, вартість і витрати в живильних та
розподільчих мережах.
При виборі місця розташуванні цехової трансформаторної підстанції
потрібно вказати у якої мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо зворотних
потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно розрахованого
ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі нормативи [7].
При розташуванні цехової трансформаторної підстанції враховують,
зокрема, наступні вимоги [7, 8]:
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 32
а) максимальне приближення до центру електричних навантажень;
б) зведення до можливого мінімуму зворотних потоків енергії до
джерела живлення;
в) бажано, щоб трансформатори розташовувалися на відкритому
повітрі.
г) цехові підстанції повинні займати як можна меншу корисну площу
цеху;
д) ТП не повинні створювати перешкод виробничому процесу;
е) виконання вимог електричної та пожежної безпеки.
Цехові трансформаторні підстанції повинні розташовуватися поза
межами цеху тільки при неможливості розміщення її на території цеху, або у
випадку, коли частина навантаженню розташована поза межами цеху.
Застосування цехових ТП, що розташовуються поза межами цеху,
доцільно у наступних випадках [7]:
- при живленні від однієї підстанції декілька цехів;
- при наявності у цеху вибухонебезпечних виробництв;
- при неможливості розміщення підстанцій на території цеху за
міркуванням виробничого характеру.
Таким чином, розміщуємо нашу ТП однозначно в цеху.
Обрана підстанція повинна займати мінімум корисної площі цеху,
відповідати вимогам електричної та пожарної безпеки, та не створювати
перешкод виробничому процесу [7, 8].
З урахуванням приведених вище вимог, наявності транспортного
проїзду поблизу розрахованого ЦЕН, а також необхідність зміщення ТП в бік
найбільш потужних електроприймачів , обираємо місця встановлення КТП
поблизу до розрахованого ЦЕН та найбільш потужних споживачів (лист 5
графічної частини) [8, 11].
Обираємо місце розташування відкритої підстанції і трас ПЛ з
урахуванням рози вітрів і переважного їх напрямку (лист 3 графічної
частини).

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 33
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства

Схема електропостачання показує зв'язок між джерелом живлення та
споживачами електроенергії підприємства [9].
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават,
прийомними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП),
підстанції глибокого вводу (ПГВ) [22].
Для великих енергоємних підприємств з електричним навантаженням
близько 100 – 150 МВт і вище в якості прийомних пунктів можуть бути
використані вузлові розподільчі підстанції (ВРП) з первинною напругою 220
– 500 кВ [18].
Живлення ГПП, ПГВ, ВРП від мереж енергосистеми повинно
виконуватися не менше ніж по двох лініях, підключеним до незалежних
джерел живлення.
При виході з ладу однієї з живильних ліній, лінії , що залишилися в
роботі, повинні забезпечити все навантаження підприємства. При виході з
ладу одного незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в
роботі, повинне забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II категорії,
які необхідні для функціонування основних виробництв [15].
Вибір конкретної схеми здійснюється за результатом всебічного
аналізу вимог до системи електропостачання, величині, характеру та
особливостей навантаження підприємства, надійності електропостачання,
місцевих умов та інших факторів. Вибір розпочинається с розгляду
можливості застосування різних схем із діючих типових [18], починаючи від
найпростіших «блочних» до більш складних «спрощених» та схем «містків».
Остаточний вибір проводиться на основі техніко-економічного аналізу
порівнянних варіантів.
При виборі головної схеми електропостачання промислового
підприємства основними чинниками є характеристики джерел живлення та
споживачів електроенергії, в першу чергу вимоги до безперебійності
електропостачання з урахуванням можливості забезпечення резервування у
технологічної частині проєкту, вимоги електробезпеки [3].
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови навколишнього
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки [7, 15].
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 34
Схеми електричних з’єднань підстанцій і розподільчих установок
повинні вибиратися виходячи з загальної схеми електропостачання
підприємства і задовольняти наступним вимогам [8, 11]:
– забезпечувати надійність електропостачання споживачів і
перетікання потужності по магістральним зв’язкам у нормальному і після
аварійному режимах;
– ураховувати перспективу розвитку;
– допускати можливість поетапного розширення;
– широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги
протиаварійної автоматики;
– забезпечувати можливість проведення ремонтних і експлуатаційних
робіт на окремих елементах схеми без відключення сусідніх приєднаній.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не
повинно порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих
виробництв [9].
При проєктуванні системи електропостачання промислового
підприємства належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх
близько розташованих споживачів [13, 15].
У об’єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально
уніфіковані.
В якості прикладу на рисунках нижче приведені схема РУВН “місток з
вимикачами в колах ліній” (рисунок 3.1) та схема РУВН “місток з
вимикачами в колах трансформаторів і ремонтною перемичкою з боку
трансформаторів” (рисунок 3.2) [18].
Також, для прикладу, якщо в однієї з вказаних схем РУВН встановлено
розрядники, то в іншої – обмежувач перенапруги, що й рекомендовано при
проєктуванні підстанцій, що будуються [19].
Для використання в ГПП обираємо схему РУ ВН (рис.3.1) “ місток з
вимикачами в колах ліній ” як таку, що найбільш відповідає характеристикам
нашого підприємства.
Розподільча установка РУ 10 (6) кВ виконується закритого типу, має в
більшості випадків одинарну секційну систему шин (при використанні
двообмоточних трансформаторів з розщепленою вторинною обмоткою може
мати подвійну секційну систему шин) і складається з комплектних
розподільчих установок (КРУ) [19].
До складу РУ входять ввідні КРУ, які розташовуються посередині
секції шин, трансформатора власних потреб, шиноз’єднуючого КРУ, для
відгалужень до окремих споживачів (трансформаторів), вимірювальних
трансформаторів. Передбачається встановлення розрядників на стороні
10 (6) кВ, а також резервних КРУ для відгалужень. Електричні схеми типової
розподільчої установки наведена на рисунку 3.3.
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 35

Рисунок 3.1 – Схема РУ ВН
“місток з вимикачами в колах ліній” [8]

Рисунок 3.2 – Схема РУВН “місток з вимикачами в колах
трансформаторів і ремонтною перемичкою з боку трансформаторів [8]

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 36

Рисунок 3.3 – Схема РУ НН 6 (10) кВ [8]: а) – з однією секціонованою системою
шин; б) – з двома секціонованованими система шин

3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі

Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при
забрудненої атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними
документами [8, 11].
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони
повинні відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого
нагріву з урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а
також режимів у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу
струмів між лініями. Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається
згідно ПУЕ [15].
Перерізи провідників мають бути перевірено за економічною густиною
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірено,
при необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
На цьому етапі проєктування попередньо визначається переріз
живлячих ліній (у нашому випадку, повітряних ліній ПЛ). Вихідними даними
служать номінальна напруга Uном РУВН і приблизна потужність SВН ГПП на
стороні ВН ГПП [8, 11].
Потужність SВН ГПП визначається за формулою (2.17) , у якої
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 37
враховано втрати потужності у силових трансформаторах ГПП [8]

N 2 2
   N 
SВН ГПП = Ко ⋅ ∑P0,4 цеху і + ∆PT  + ∑Q0,4 цеху і + ∆QT  , (3.1)
 i   i 

де ∆PT і∆QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно
виразу [8]

S
І = ВН ГПП
роз ПЛ ⋅Кзав.Л , (3.2)
3 ⋅ Uном

де Кзав.Л – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному
режимах з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і
безперебійності електропостачання.
Вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення перевіряється на
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм
післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і
мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів і умов [8]:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А;

Іроз ПЛ ≤ к ⋅ Ідоп ,

де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим
відключення однієї з ліній живлення)

2 ⋅ Іроз ПЛ ≤ к ⋅ кдоп ⋅ Ідоп.Т ,

де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з
місцем розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за
її товщиною визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ у
залежності від напруги [15].
Активна і реактивна складова втрат в трансформаторі визначаються за
виразом [8, 11]
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 38

∆PT = 0,02 ⋅SНН ГПП ,
∆QT = 0,1⋅SНН ГПП ,

де SНН ГПП – приблизна повна потужність об’єкта, кВА, що визначена
нами за формулою (2.17) [8].
Таким чином

ΔРТ = 0,02 ⋅9829,2 =196,5 кВт ;
∆QT = 0,1⋅9829,2 = 982,9 квар .

Загальне навантаження об’єкта становить

SВН ГПП =1,0 ⋅ (8346,5+196,5)2 + (5191,2 + 982,9)2 =10540,7 кВ ⋅А .

У нашому випадку

І =10540,7
роз ПЛ = 55,4 А .
3 ⋅110

Переріз лінії живлення (мм2) визначається виразом [8]

І
Fек =
роз ПЛ ,
jек

де jек – нормоване значення економічної густини струму jек = 1,4 А/мм2.

F = 55,4
ек =39,6 мм2.
1,4

Розрахунковий економічно вигідний переріз закруглюється до
найближчого стандартного перерізу Fст .
За умовою корони – мінімальний переріз повітряної лінії 110 кВ складає
70 мм2. Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо
для повітряної лінії провід АС-70 [1, 6], для якого Ідоп.Т(АС70) = 260 А [16].
Вибраний переріз лінії живлення перевіряємо на:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи (к – коефіцієнт, що
враховує фактичну розрахункову температуру середовища к =1);

55,4 А ≤ 1⋅260 А ;

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 39
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25;

2 ⋅55,4 А = 110,8 А ≤ 0,9 ⋅1,25 ⋅260 = 292,5 А ;

– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з місцем
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її
товщиною і по [8] визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – мінімальний переріз
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм2 [8].
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, остаточно
обираємо для повітряної лінії провід АС-70 [16].
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП
В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній), по
яких передається електроенергія від системи до ГПП підприємства, втрати
напруги мають істотно різну величину [8, 12].
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу
напруги. Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х
повітряної лінії більше активного опору R: X > R , причому для ЛЕП
напругою 220 кВ і вище справедливе співвідношення: X R [8, 12].
Тому при значних довжинах таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проєктних, значення
кутів зрушення δ стають великими, як правило, близько 15− 25 , зі
збільшенням δ до 35− 55 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі
потужностей, близьких до нормативних по статичній стійкості. У цих
випадках врахування поперечної складової δU// вносить уточнення в
розрахунки напруги, що істотно перевищують погрішності інформації про
параметри мережі, а тому аналіз електричних режимів повинен виконуватися
з урахуванням поперечної складової падіння напруги [8, 12].
Для ділянок напругою 110 кВ і менш X ≤ R , кут δ невеликий (менше
2 − 3 ).
Зв'язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.4) [8, 12]:

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 40

Рисунок 3.4 – Схема заміщення фази ділянки мережі

На рисунку 3.4 S1, S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і
індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії ∆U/
ф
дорівнює[2, 8]:

∆U′ф = Iа ⋅R + Iр ⋅X = I ⋅ (R cosϕ+Xsinϕ) . (3.3)

Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння
напруги в лінії δU//
ф [2, 8]

δU′ф′ = Iа ⋅X − Iр ⋅R = I ⋅ (X ⋅cosϕ−R ⋅sinϕ) . (3.4)


Знаючи складову падіння напругу ∆Uф , можна визначити вектор
напруги на початку ділянки [2]:

 
Uф1 = Uф2 + ∆Uф = Uф2 + ∆U′ф + jδU′ф′ = ,
= U + (I R + I jδ
ф2 a pX) + j(IaX − IpR) = Uф1 ⋅e

де модуль U1ф цієї напруги :

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 41
Uф1 = (Uф2 + ∆U′ 2
ф) + (δU′′ )2
ф (3.5)

та його фаза δ :
δU′
δ = arctg ф′ .
Uф2 + ∆U′ф


Таким чином, визначено параметри падіння напруги ∆Uф .
«Втрата напруги» ∆Uф, для ділянки електричної мережі [2]:

 
∆Uф = Uф1 − Uф2 (3.6)


Модуль падіння напруги ∆Uф визначається співвідношенням [2]


∆Uф = (∆U′ф)2 + (δU′′ )2
ф . (3.7)

Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі
має наступний вид [2]:

Рисунок 3.5 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 42
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для
любої кількості ділянок лінії маємо

n
∆U′′ = 3 ⋅ ∆U′ф′ = 3 ⋅∑(Ii ⋅ ri ⋅cosϕi + Ii ⋅xi ⋅sinϕi ) .
i=1

В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна

вважати, що падіння напруги ∆U /
1дорівнює його поздовжній складовій ∆U .
Тоді втрата напруги ∆U приблизно визначається по формулі

∆U ∆U′ = 3 ⋅ (I ⋅R + I ⋅X) = PіR +QіX ≈ PіR +QіX
 a p ,
Uі Uном

де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки [2].
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими
формулами.
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП
визначаються за загальним виразом [2]

П = П0 ⋅L ,

де Π{r0 , x0} – значення подовжнього або поперечного параметра,
віднесеного до 1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по емпіричній
формулі [2], Ом/км

D
X0 = 0,144 ⋅ lg cp + 0,0157 ⋅µ = Х/ +Х/ / ,
r 0 0
др

де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
µ – магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –
µ =1, для сталі – µ1.
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp ,
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij і
визначається з формули [2]

D = 3
cp D12 ⋅D13 ⋅D23 , м.

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 43
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
площині, жили трижильного кабелю – по вершинах рівностороннього
трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову розмірність) [2, 8].
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевій частині проводу ( Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування
на 15 – 20 % [8, 12], тобто

r = (1,15÷1,20) ⋅ F+ Fcт
пр .
π

Активний погонний опір лінії визначається по формулі [8, 12], Ом/км

R ρ
0 = ,
F

де ρ – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм2/км;
F – переріз фазного проводу(жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
ρ = 29,5÷31,5 Ом ⋅мм2 / км , для міді ρ =18,0÷19,0 Ом ⋅мм2 / км [8, 12].
Для визначення складових струму використовують відомі
співвідношення [8, 12]:
I = Pі ; I = Q
a і
p (3.8)
3 ⋅Uі 3 ⋅Uі

Проєктна потужність підприємства:

Pi = 8346,5 кВт; Qі = 5191,2 квар.

R0 = 0,34 Ом/км, X0 =0,318 Ом/км при Dср = 0,8 м.
Тоді для ділянки мережі:

R = R0 ⋅L , R = 0,34 ⋅75=25,5 Ом,

X = X0 ⋅L , X = 0,318 ⋅75=23,9 Ом.

Активну і реактивну складові струму обчислимо за формулами (3.8):

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 44
I 8346,5 ⋅103
a = 3 = 43,8 A ;
3 ⋅110 ⋅10

I 5191,2 ⋅103
p = = 27,2 A .
3 ⋅110 ⋅103

Використовуючи формули (3.3) і (3.4) визначимо подовжню і поперечну
складові падіння напруги:

∆U′ф = 43,8 ⋅25,5+ 27,2 ⋅23,9 =1766,98 В;

δU′′ = 43,8 ⋅25,5− 27,2 ⋅23,9 = 466,8 В.

Модуль напруги на початку ділянки визначимо за формулою (3.5):

Uф1 = (110 +1,7)2 ⋅106 + (0,466)2 ⋅106 =111,7 кВ.


Модуль падіння напруги ∆Uф визначається співвідношенням (3.7)


∆Uф = (1,7)2 ⋅106 + (0,466)2 ⋅106 =1762,6 В.

Втрата напруга розраховується за співвідношенням (3.6)

∆Uф =111,7 ⋅103 −110,0 ⋅103 =1700 кВ.

Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при
проєктної потужності Pi = 8346,5 кВт; Qі = 5191,2 квар. складає

∆U
∆U(%) = ф
%.
∆Uном

U(%) 1,7 ⋅103
∆ = ⋅100 =1,54% .
110 ⋅103

Таким чином, вибрані параметри повітряних ліній здатні практично без
втрат напруги передавати розрахункову потужність на підприємство.

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 45
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів ГПП
Трансформатори ГПП повинні забезпечити надійне електропостачання
в нормальному, аварійному і післяаварійному режимі [9, 15].
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразом [8, 9]

∆РТ = 0,02 ⋅Sпр;

∆QТ = 0,1⋅Sпр ,

де Sпp(6 ст.) – приблизна повна потужність об’єкта, що визначається на 6
ступені, кВА.
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом
(2.17), у якому враховано втрати потужності в трансформаторах [2, 8]:

 n 2 2
  n 
Snp(6 ст.) = КО ⋅ ∑P + ∆PТ  + ∑Q + ∆QТ  = SВН ГПП .
 i=1   i=1 

Попередньо обрана потужність SТ пр кожного з двох трансформаторів
ГПП оцінюється згідно виразу [2, 8]

S
SТ пр =
np(6 ст.) . (4.1)
2 ⋅0,7

По отриманому значенню потужності вибирається номінальна
потужність трансформатора Sном Т . Якщо різниця між потужностями SТ пр і
Sном Т незначна (±10 %) , то для розгляду приймається один варіант, в
іншому випадку розглядається варіант з більшою і меншою стандартною
потужністю трансформатора відносноSТ пр [2, 8].
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох
трансформаторів) використовується упорядкований типовий графік
навантаження, в якому максимальне навантаження буде відповідати Sпp(6 ст.)
об’єкта, згідно чого робиться масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 46
S кВА11500
11000
10500 Sмакс
10000 Sн.тр 10541
9500
9000 9487
8500
8000 8433
7500
7000 7584
7378
6500
6000 6324 6324
5500
5000
5270
4500
4000
4216 4216 4216
3500
3000
3162 3162
2500
2000
1500
1000
500
0
1 2 4 5 6 8 11 14 16 19 22 23 24
t год

Рисунок 4.1 – Типовий упорядкований графік навантаження для вибору
трансформаторів ГПП

Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора рахується за
формулою [2, 8]

n
∑(S2
i ⋅ ∆ti )
К 1
= i=1
1 n ,
Sном Т ∑∆ti
i=1
((4,21 ⋅1) + (3,16 ⋅1) + (3,16 ⋅ 2) + (4,21 ⋅1) + (7,58 ⋅1) +
К 1 +(7,37 ⋅3) + (6,32 ⋅3) + (6,32 ⋅3) + (5,27 ⋅1) + (4,21 ⋅1))
1 = = 0,47 .
10 (1+1+ 2 +1+1+ 3 + 3 + 3 +1+1)

де Sном Т – номінальна потужність трансформатора, МВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження
трансформатора, за яких навантаження менше або дорівнює
номінальному трансформатора;
∆ti – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год.;
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 47
Si – потужності, що відповідають цим проміжкам часу ∆ti , МВА.
Коефіцієнт перевантаження трансформатора K2 визначається за більшим
значенням із двох величин K / та K / /
2 2 .
Величина K /
2 обчислюється за формулою [2, 8]

m
∑(S2
i ⋅ ∆ti )
К / 1
= i=1
2 S m ,
ном Т ∑∆ti
i=1

де m – число ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
навантаження більше від номінальної потужності трансформатора.
Величина K / /
2 визначається за виразом [2, 8]

/ / 0,9 ⋅S
К = np(6 ст.)
2 .
Sном Т
К` 1 ((9,48 ⋅ 2) + (8,43 ⋅ 2) + (10,5 ⋅3))
2 = = 0,31 .
10 (2 + 2 + 3)

Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1
за допомогою таблиць визначається допустиме систематичне
перевантаження К2 доп . Робота трансформатора допускається із
систематичним перевантаженням, коли виконується умова К2 доп ≥ К2 [2, 8].
На основі розрахунків приймається номінальна потужність
трансформатора і вказуються його параметри.
У післяаварійному режимі (при вимиканні одного з двох
трансформаторів) для надійного електропостачання усіх або значної частини
споживачів ПС передбачається живлення від трансформатора, який
залишився у роботі, в межах допустимого перевантаження [2, 8].
Таким чином, якщо на ГПП два трансформатора, то номінальна
потужність Sном.т кожного з них має відповідати двом умовам.
По-перше, номінальна потужність одного з них не повинна бути менше
половини розрахункового повного навантаження Snp(6 ст.) тому що в разі
аварійного вимикання одного з трансформаторів і автоматичним вмиканням
секційного вимикача РУ НН, інший трансформатор бере на себе все
навантаження підстанції. Цю умову можна записати так [2, 8]:

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 48
S
S ≥ np(6 ст.)
номТ .
2

По-друге, повинна також виконуватися умова

S
S np(6 ст.).а
номТ ≥ ,
К2.а

де Snp(6 ст.).а – розрахункове повне навантаження у після аварійному режимі
для даного конкретного підприємства з врахуванням можливого
обмеження навантаження у цьому режимі;
К2.а – коефіцієнт, який визначає величину допустимого перевантаження
залежно від тривалості перевантаження, температури повітря та величини
попереднього навантаження. У загальному випадку використовують
нормативну документацію, експлуатаційну документацію на
трансформатор. Для визначення навантажувальної здатності проводять
розрахунки за допомогою відповідних програм на ЕОМ.
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу (4.1):
Отже
S 10540,7
Т пр = = 7529,1кВ ⋅А .
2 ⋅0,7

Попередньо вибираємо трансформатор ТДН 10000/110 із номінальними
параметрами: Sном Т =10,0 МВ ⋅А, Uном В=115 кВ, Uном Н =11кВ, UКЗ=10,5%,
ΔРХХ = 10 кВт, ΔРКЗ= 44 кВт [8].
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох
трансформаторів) використовується упорядкований типовий графік
навантаження [8], в якому максимальне навантаження буде відповідати Sроз
об’єкта, згідно чого робиться масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).

4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності

Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, в основному,
вимогами надійності живлення споживачів [2, 8, 11].
Кількість трансформаторів цехової підстанції вибирають з урахуванням
вимог щодо забезпечення необхідного ступеня надійності електропостачання
споживачів.
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 49
Визначальними факторами при виборі одиничної потужності
трансформатора є витрати на живлючу мережу 0,4 кВ, витрати потужності в
живлячій мережі і в трансформаторах, витрати на будівельну частину ТП.
Допускається при визначенні одиничної потужності цехового
трансформатора користуватися наступними критеріями [2, 8]:
– при питомій густині навантаження до 0,2 кВА/м2 – 1000, 1600 кВА;
– при питомій густині навантаження 0,2–0,5 кВА/м2 – 1600 кВА;
– при питомій густині навантаження більше 0,5 кВА/м2 – 2500,
1600 кВА, (питома густина навантаження визначається за формулою

S
σ max
S = , кВА/м2 ,
F

де Smax – максимальне навантаження цеху, кВА;
F – площа цеху, м2).
Попередньо обираються можливі варіанти потужності трансформаторів
ТП з урахуванням допустимого перевантаження в робочому і після
аварійному режимах.
Згідно [2, 8] рекомендується застосовувати наступні коефіцієнти
завантаження трансформаторів:
– якщо навантаження переважно ІІ категорії, для двотрансформаторної
ТП коефіцієнти завантаження кзаван =0,65–0,7;
– якщо навантаження переважно ІІ категорії і має місця взаємне
резервування на вторинної напрузі, кзаван =0,7–0,8;
– якщо навантаження переважно ІІ категорії і наявності складського
резерву трансформаторів, а також при навантаженнях ІІІ категорії,
кзаван = 0,9 − 0,95 .
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності [2, 8].
Вибирається економічне оптимальне число цехових трансформаторів
NT.E. та економічне оптимальне значення потужності НБК QНК1.
Визначається додаткова потужність НБК QНК2 з метою оптимального
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою
10 (6) кВ.
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності [2, 8].
Вибирається економічне оптимальне число цехових трансформаторів
NT.E. та економічне оптимальне значення потужності НБК QHK1.
Визначається додаткова потужність НБК QHK2 з метою оптимального
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 50
10 (6) кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе

QHKсум = QHK1 +QHK2. (4.2)

Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової
потужності Sном Т , що призначені для живлення технологічно зв`язаних
навантажень:

N P
= max
min + ∆N,
кзаван ⋅Sном T

де Pmax – максимальне активне навантаження даної групи трансформаторів,
кВт (для нашого випадку Pmax = Ppоз 0,4 цеху ) ;
кзаван – коефіцієнт завантаження трансформатора, для
двотрансформаторних підстанцій приймається 0,7 – 0,75, для
однотрансформаторних – 0,95;
Sном T – номінальна потужність трансформатора, кВА;
∆N – дробовий доданок до найближчого цілого числа.

N 1266,6
min = + 0,32 = 2 .
0,75 ⋅1000

Економічна кількість трансформаторів Nе знаходиться за виразом

Nе = Nmin + m ,

де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [2,
8] у функції Nmin і ∆N .

Nе =1 + 0 = 1,

За рахунок ∆N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax T ,
яка передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається
вона за формулою [2, 8]

Qmax T = (Nе ⋅кзаван.ф ⋅Sном T )2 − Р2
max .

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 51
де к – фактичний коефіцієнт завантаження, к S
= ТП
заван.ф заван.ф .
Ne ⋅Sном T

к 1341,3
заван.ф = = 0,67 .
2 ⋅1000

У такому разі

Qmax.T = (2 ⋅0,67 ⋅1000)2 -1266,62 = 441,5 квар .

Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QHK1 складе [2, 8]:

QHK1 = Qmax0,4 −Qmax T ,

де Qmax0,4 – сумарна реактивна потужність напругою 0,4 кВ за найбільш
завантажену зміну, квар.

QHK1 = 624 - 441,5 =182,41квар .

При QHK1 < 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно. У нашому випадку QHK1 ≤ 0 квар, тобто встановлювати батареї не
потрібно.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QHK2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою [6]

QHK2 = Qmax0,4 −QHK1 − γ ⋅Nе ⋅Sном Т ,

де γ – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників
K1, K2 , схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі.
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько- та
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі – 12, однозмінній – 24.
Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та потужність
трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з даними [2, 8].

Q _ _
HK2 = 624 182,4 (0,18 ⋅2 ⋅1000) = 81,5квар.

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 52
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2 < 0 , тоді додатково
встановлювати конденсаторні батареї не потрібно.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів згідно
формули (4.2) складає

QHKсум =182,4 + 81,5 = 264 квар.

Таким чином, за результатами розрахунків обираємо дві комплектні
конденсаторні установки марки OPTIM 5 P&P-135-440 потужністю 135 квар і
напругою живлення 0,4 кВ [2, 8].

4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві
Компенсація реактивної потужності є невід’ємною частиною завдання
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності
одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових
підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [12].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними
даними є максимальна реактивна потужність Qmах та вхідна реактивна
потужність Qек , що погоджена з енергопостачальною організацією на межі
балансової приналежності.
Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої
установки 10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована
високовольтними батареями статичних конденсаторів, визначається за
виразом [2, 8]

Qвк = кнс ⋅ Qmax + ∆Qт - Qек - ∑Qнк.ф ,

де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження промислового підприємства з максимумом навантаження
енергосистеми (чисельні значення коефіцієнту кнс визначаються за
довідковими даними);
Qmax – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
∆Qт – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторах, квар;
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в
часи її максимуму навантаження, квар;
∑Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних
конденсаторів, квар (таблиця 4.1).
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 53
Згідно отриманого значення приймаються до встановлення за
довідковими даними високовольтні конденсаторні установки з потужністю,
що дорівнює розрахунковому значенню, поділеному на кількість секцій шин
підстанції, що проєктується.
З енергосистемою узгоджено Qек = 251,1квар.

Qвк = Qек = 0,92 ⋅5191,2 + 982,9 + 251,1− 2410 ≈ 3600 квар .

Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення високовольтні
конденсаторні установки з потужністю, що дорівнює розрахунковому
значенню, поділеному на кількість секцій підстанції, а саме: дві
конденсаторні установки марки УКЛ 57М-10,5 - 1800 У3 [2].

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 54

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 55
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції
внутрішньозаводської мережі

Вибір способу позацехового електропостачання слід виконувати на
підставі техніко-економічних розрахунків порівнянних варіантів по мінімуму
приведених витрат з урахуванням трудовитрат при виробництві
електромонтажних робіт [17].
Нами враховані наступні фактори:
– надійності і зручності експлуатації (ремонтоздатність, додаткова
прокладка ліній),
– ступінь забрудненості повітря, грунту,
– щільність забудови проммайданчика, рівень грунтових вод,
– розміщення технологічних, транспортних та інших комунікацій,
– вимоги пожежної безпеки,
– перспективу розвитку мережі тощо.
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують
магістральною, радіальною або змішаною схемами [2, 8]. Вибір схеми
визначається категорією надійності споживачів електроенергії, їх
територіальнім розміщенням, особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх
за потужністю підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП 2,
8]. Радіальні схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи
електропостачання, від джерела живлення до збірних шин цехових
підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється
не менш чім двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій
джерела живлення [2, 8].
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400–
630 кВ·А одержують живлення по одиночним радіальним лініям без
резервування, якщо відсутні споживачі І та ІІ категорій і по умовам
прокладки ліній можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції
мають споживачів ІІ категорії, їх живлення повинно здійснюватися
двокабельною лінією з роз’єднувачами на кожному кабелі [15].
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг
перед магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і
обслуговуванні, безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 56
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються
при живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи [2, 8].

5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ вибирають за економічною
густиною струму з перевіркою на умови нагріву довготривалим
розрахунковим струмом в нормальному та післяаварійному режимах, на
допустиму втрату напруги і на термічну стійкість до струмів короткого
замикання [1].
При визначенні перерізу жил кабелів для живлення цехових ТП за
розрахункову потужність кожного трансформатора приймають максимальне
навантаження ( Рmax 10 і Qmax 10 ) з врахуванням втрат потужності в
трансформаторі. Втрати активної ∆Рт та реактивної ∆Qт потужності в
трансформаторі з достатньою для практики точністю приймають рівними
відповідно 2 % и 10 % повної максимальної потужності із сторони низької
напруги трансформатора [2]

Рmax 10= Рроз 0,4+ ∆РТ = Рроз 0,4+ 0,02 ⋅ Sном Т ; (5.1)
Qmax 10= Qроз 0,4+ ∆QТ = Qроз 0,4+ 0,1⋅Sном Т , (5.2)

де Рроз 0,4, Qроз 0,4 – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ (активне,
реактивне).
Розрахункову потужність лінії з урахування електричної схеми
живлення визначаємо за співвідношенням [2]

2 2
S Лi = (Рmax 10 і ) + (Qmax 10 і ) ,

де Рmax 10 і , Qmax 10 і – відповідно розрахункова активна і реактивна
потужність лінії і-ого трансформатора з врахуванням втрат в
трансформаторах, що розраховані за співвідношеннями %, 5.1 – 5.2).
Розраховані дані заносимо у таблицю 5.1.

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 57
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП

Рроз 0,4 Q
ТП роз 0,4 Sном Т , Рmax 10 , Qmax 10 , S Л ,

кВт квар кВ·А кВт квар кВ·А
1 2 3 4 5 6 7 8
ТП-1 2 1312,4 744,9 1000 1332,4 844,9 1577,7
ТП-2 2 955,4 569,4 1000 975,4 669,4 1183
ТП-3 2 846,9 506 630 859,5 569 1030,8
ТП-4 2 1266,6 624 1000 1286,6 724 1476,3
ТП-5 2 1001,4 589,9 1000 1021,4 689,9 1232,5
ТП-6 2 841,6 574,7 1000 861,6 674,7 1094,3
ТП-7 2 1244,5 969,9 1000 1264,5 1069,9 1656,4
ТП-8 2 877,7 612,6 1000 897,7 712,6 1146,2

Розрахунковий струм у кабельної лінії на кожної ділянки (ГПП–ТП) в
нормальному режимі визначається як [2]

S
I Лі
роз, Лі = .
3 ⋅Uном

Для цеху, який обрано у якості прикладу

I 1476,3
роз Л ( ГПП - ТП 4 ) = = 85,3 А .
3 ⋅10

Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2
(графа 4).
Згідно економічної густини струму j ек визначаємо стандартний
переріз Fек кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий
струм Ідоп , значення якого заносимо у графу 6 таблиці 5.2.

I
Fек = роз, Лі 85,3
= = 60,9 мм2 .
j ек 1,4

Обираємо переріз кабелів для лінії (ГПП – ТП4) 16 мм2.
За допомогою отриманих даних обираємо згідно каталогу [19]
трижильний алюмінієвий кабель в свинцевій оболонці типу АСБГ(3×70),
Іном каб = 165 А [16].
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 58
Кількість т-рів
шт

Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи за співвідношенням [2]

Іроз, Л ≤ Ідоп ⋅К1 ⋅К2 ,

де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та
повітря К1 =1,05 ;
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості числа кабелів
прокладених паралельно К2 = 0,90 ;
Ідоп – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних умовах.

85,3≤165 ⋅1,05 ⋅0,9 =155,9 А

Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається
за виразом [2]

2 ⋅ Іроз Л ≤ Ідоп ⋅К1 ⋅К2 ⋅К3,

де К3 – допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3 =1,25 .
Для нашого випадку

2 ⋅85,3≤165 ⋅1,05 ⋅0,9 ⋅1,25 =194,9 А ,

тобто умова виконується.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більш 5% ⋅Uном і визначається за виразом [2]:

ΔU= 3 ⋅ Iроз Л ⋅LКЛ ⋅ (rо ⋅cosϕ + xо ⋅sinϕ) ,

де LКЛ – довжина лінії, км;
ro , xo – відповідно питомий активний і реактивний опір лінії, Ом/км;
cosϕ – коефіцієнт потужності навантаження лінії.
Значення cosϕ та sinϕ знаходимо з відомого співвідношення,
використовуючи дані таблиці 5.1 для відповідної кабельної лінії, наприклад:

cos 1286,6
ϕ = = 0,87, sinϕ = 1− 0,872 = 0,49 .
1476,3

Втрата напруги в кабельній лінії, що розглядається в якості прикладу,
буде
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 59
ΔU = 3 ⋅85,3 ⋅ 0,17 ⋅ (0,549 ⋅ 0,87 + 0,065 ⋅ 0,49) =12,8 В.

Таким чином, умова виконується, так як

ΔU = 12,8 ≤ 0,05 ⋅Uном = 52 В

Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній,
обираємо за довідковими даними та заносимо їх в таблицю 5.2.

Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Прий
Ділянка LКЛ , SЛ , Iроз Л , Fек , Ідоп , нята
кабелю Марка кабелю
м кВА А мм2 А F ,
мм2
1 2 3 4 5 6 7 8
ГПП-ТП1 100 1577,7 91,2 65,1 165 70 АСБГ(3×70)
ГПП-ТП2 120 1183 68,4 48,8 140 50 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП3 100 1030,8 59,6 42,6 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП4 170 1476,3 85,3 60,9 165 70 АСБГ(3×70)
ГПП-ТП5 90 1232,5 71,2 50,9 140 50 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП6 170 1094,3 63,3 45,9 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП7 350 1656,4 95,7 68,3 205 95 АСБГ(3×95)
ГПП-ТП7 320 1146,2 66,3 47,4 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-БСК10 10 1800 104 74,3 205 95 АСБГ(3×95)

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 60
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000 В

Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого
– в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з'єднаними у
такій же послідовності.
Розрахунок ведеться згідно Держстандарту [5, 6].
Основною причиною порушення нормального режиму роботи СЕП є
виникнення короткого замикання в мережі або в елементах
електрообладнання внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій
обслуговуючого персоналу.

6.1 Вихідні дані для розрахунків
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання є
прийнята схема електропостачання, величина потужності короткого
замикання на шинах районної підстанції та конкретні дані елементів схеми
заміщення.
Для розрахункової схеми (рисунок 6.1) складаємо схему заміщення,
виходячи з розрахункових умов і враховуючи прийняті у стандарті [5, 6]
припущення.

Рисунок 6.1 – Розрахункова схема розрахунку КЗ

Схему складаємо однолінійною (рисунок 6.2).
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 61

Рисунок 6.2 – Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ

Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
– номінальна напруга енергосистеми UC =110 кВ :
– потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1200 МВ ⋅А ;
– довжина повітряної лінії lПЛ = 65 км .
Середнє розрахункове значення питомого індуктивного опору складає
для повітряних ліній напругою 6–220 кВ хПЛ, пит = 0,4 Ом/км .
Для обраних кабельних ліній хкаб. пит = 0,099 Ом/км ; rкаб. пит =1,24 Ом/км
[1].
Необхідні дані по силовим трансформаторам беремо із каталогів після
вибору типа трансформатора:
– номінальна потужність S ном. Т = 10,0 МВ ⋅А ;
– напруга КЗ UКЗ=10,5% ;
U
– фактичний коефіцієнт трансформації n = ном В = 115 .
Uном Н 11
За основний ступень напруги приймаємо довільно першу ступень
(рисунок 6.2). Розподіл елементів схеми за ступенями напруги буде
наступним:
– І ступень, (основна): ХС , ХПЛ .
– ІІ ступень: ХТ , Х2 , X5, X7 , R2, R5, R7 ,
де ХТ – індуктивний опір силового трансформатора, Х2 , X5, X7 , R2, R5, R7
– індуктивний та відповідно активний опори кабельних ліній Л2, Л5,
Л7.
Розрахуємо значення показників елементів схеми заміщення обраним
методом, використовуючи для цього формули (6.1) – (6.9), які для
індуктивних опорів мають вид:
– приведений до основного ступеня індуктивний опір системи

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 62
2
U2 (110 103
 ⋅
Х = C
С ( )
n)2 = ⋅ (1)2 = 4,2 Ом ;
SКЗ 2900 ⋅106

– приведений до основного ступеня індуктивний опір повітряної лінії


ХПЛ = lПЛ ⋅ хПЛ, пит ⋅ (n)
2 = 75 ⋅0,4 ⋅ (1)2 = 30 Ом ;

– приведений до основного ступеня індуктивний опір силового
трансформатора
2 3 2 2

Х = U U
КЗ ⋅ ном. Н (11⋅10 )
Т (n)2 10,5
= ⋅
115  =138,9 Ом ;
100 S 100 10,0 ⋅106  
ном Т  11 

– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної
лінії Л2
2

Х2 = х 2 115 
каб. пит ⋅LКЛ 2 ⋅n =0,099 ⋅0,13 ⋅   =1,4 Ом ;
 11 

– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної
лінії Л5
2

Х 2
5 = хкаб. пит ⋅LКЛ 5 ⋅n =0,099 ⋅0,07 ⋅ 115 
  = 0,76 Ом ;
 11 

– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної лінії
Л7

Х 2 115 2

7 = хкаб. пит ⋅LКЛ 7 ⋅n = 0,099 ⋅0,15 ⋅   =1,6 Ом ;
 11 

– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л2

2

R 2 = r 2 115 
каб. пит ⋅LКЛ 2 ⋅n = 1,24 ⋅0,13 ⋅   =17,62 Ом ;
 11 

– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л5

2

R5 = r 2 115 
каб. пит ⋅LКЛ 5 ⋅n = 1,24 ⋅0,07 ⋅   = 9,5 Ом ;
 11 

– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л10


R = r L n2 = 1,24 0,15 115 2

7 каб. пит ⋅ КЛ 7 ⋅ ⋅ ⋅   = 20,3Ом .
 11 

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 63
Таким чином, нами розраховано всі елементи схеми заміщення
методом точного зведення в іменованих одиницях.

6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках

На практиці здебільшого визначають не повний струм КЗ, а тільки його
складові. Наприклад, основною розрахунковою величиною під час вибору
параметрів пристроїв релейного захисту та системної автоматики є початкове
значення періодичної складової струму КЗ. Вибираючи провідники й
апарати, необхідно знати початкове значення періодичної складової струму
КЗ, ударний струм, значення періодичної та аперіодичної складових для
заданого моменту часу тощо [23].
Для найбільш характерних обраних точок короткого замикання К1–К5
розраховуємо початкове значення періодичної складової струму КЗ, ударний
струм.
Струм короткого замикання визначаємо згідно закону Ома, який для
 
зведених величин I, U, z буде мате вид:



I КЗ= U ,
zΣ


де I КЗ – зведений до основного ступеня струм КЗ короткозамкненого
ланцюга;
zΣ – сумарний зведений до основного ступеня опір коротко замкнутого
ланцюга (одної фази);

U – зведена до основного ступеня фазна напруга енергосистеми:

U 110 ⋅103

U = c ⋅n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm = = 63510 В .
3 3

Відмітимо, що обчислені значення струму КЗ будуть натуральними
тільки для основного ступеня напруги (І ступень). Для другого ступеня
напруги СЕП натуральні значення струму та напруги визначають
перерахуванням за відповідними коефіцієнтами трансформації
трансформаторів між шуканим і основним ступенями згідно (6.3 ), а саме


ІКЗ, і = ІКЗ, і ⋅n .

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 64
 
Позначимо ZΣ(К1) - ZΣ(К5) – сумарний приведений до основного
ступеня опір короткозамкнених ланцюгів з точками замикання К1– К5
відповідно. Знайдемо сумарний опір для кожної точці КЗ.
Точка короткого замикання К1:

   
Z∑ К1 ≡ Х∑ К1 = ХС + ХПЛ = 10,1 + 26 = 36,1Ом .

Точка короткого замикання К2:

    
Z∑ К2 ≡ Х∑ К2 = ХС +ХПЛ +ХТ = 10,1 + 26+ 220,4 ≈ 256,5 Ом .

Точка короткого замикання К3:

 
Z = Х2  2     2
∑ К3 ∑ К3+(R 2 ) = (ХС +ХПЛ +ХТ +Х2 ) +(  )2
R2 =

= (10,1 + 26+ 220,4 +1,4)2 + (17,62)2 = 258,5 Ом

Точка короткого замикання К4:

 
Z = Х2
∑ К4 ∑ К4 +(  )2 (     2  2
R5 = ХС +ХПЛ +ХТ +Х5 ) +(R5 ) =
.
= (10,1 + 26+ 220,4 + 0,76)2 + (9,5)2 = 257,4 Ом

Точка короткого замикання К5:

   2     2  2
Z∑ К5 = Х2
∑ К5 +(R7 ) = (ХС +ХПЛ +ХТ +Х7 ) +(R7 ) =
.
= (10,1 + 26+ 220,4 +1,6)2 + (20,3)2 = 258,9 Ом

Знайдемо зведений струм короткого замикання для кожної точці КЗ.
Точка короткого замикання К1:



I = U = 63510
КЗ (К1) = 1759,28 А .
z∑ К1 36,1

Точка короткого замикання К2:



I U 63510
КЗ (К2) = = = 247,6 А .
z∑ К2 256,5
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 65

Точка короткого замикання К3:



I = U = 63510
КЗ (К3) = 247,9 А .
z∑ К3 256,2

Точка короткого замикання К4:



I = U = 63510
КЗ (К4) = 245,7 А .
z∑ К4 258,5

Точка короткого замикання К5:



I U
КЗ (К5) = = 63510
= 246,7 А .
z∑ К5 257,4

Натуральне значення струму КЗ у обраних точках буде:

– точка короткого замикання К1:


І КЗ (К1) = ІКЗ (К1) ⋅n1 =1759,28 ⋅1 =1759,28 А ;

– точка короткого замикання К2:


І 115
КЗ (К2) = ІКЗ (К2) ⋅n2 = 247,6 ⋅ = 2588,5 А ;
11

– точка короткого замикання К3:


ІКЗ (К3) = ІКЗ (К3) ⋅n2 = 247,9 ⋅10,455 = 2591,8 А ;

– точка короткого замикання К4:


ІКЗ (К4) = ІКЗ (К4) ⋅n2 = 245,7 ⋅10,455 = 2568,8 А ;

– точка короткого замикання К5:


ІКЗ (К5) = І КЗ (К5) ⋅n2 = 246,7 ⋅10,455 = 2579,3 А .

Таким чином, нами розраховані шукані величини IКЗ(К1) - IКЗ(К5) точним
методом в іменованих одиницях.
Розрахуємо ударний струм для точок короткого замикання К1– К5. Для
цього використаємо указівки [5, 6], що для мереж напругою вище 1000 В, в
яких нехтують активним опором, ударний коефіцієнт kу = 1,8 .
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 66
Таким чином для визначених місць короткого замикання ударний
струм буде:
– точка короткого замикання К1:

iу (К1) = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К1) = 2 ⋅1,8 ⋅1759,28 = 4478,4 А ,

– точка короткого замикання К2:

iу (К2) = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К2) = 2 ⋅1,8 ⋅2588,5 = 6589,3 А ,

– точка короткого замикання К3:

iу (К3) = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К3) = 2 ⋅1,8 ⋅2591,8 = 6597,6 А ,

– точка короткого замикання К4:

iу (К4) = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К4) = 2 ⋅1,8 ⋅2568,8 = 6539,1 А ,

– точка короткого замикання К5:

iу (К5) = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К5) = 2 ⋅1,8 ⋅2579,3 = 6565,8 А .

Визначені величини ударного струму та початкового значення
періодичної складової струму КЗ заносимо у таблицю 6.1.

Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП

Параметр Місце короткого замикання
К1 К2 К3 К4 К5

ІКЗ, А 1758,2 248,6 245,9 244,7 245,7
ІКЗ, А 1759,2 2589,5 2592,8 2564,8 2578,3
іy , А 4479,4 6588,3 6598,6 6534,1 6564,8

6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі
110 кВ

Розрахунок струму однофазного короткого замикання здійснюємо у
відносних одиницях. Для розрахункової схеми (рисунок 6.3), що містить
точку А однофазного короткого замикання, складаємо схему заміщення
(рисунок 6.4), користуючись рекомендаціями та припущеннями, вказаними у
[1, 5, 6].
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 67

Рисунок 6.3 – Розрахункова схема однофазного КЗ

У схема заміщення однофазного КЗ обґрунтовано нехтуємо активними
складовими повного опору.

Рисунок 6.4 – Схема заміщення однофазного КЗ

Розрахунок ведемо у відносних одиницях. Базисну потужність довільно
вибираємо Sб =100 МВ ⋅А , базисну напругу на першому (основному) ступені
приймаємо Uб,1=110 кВ , базисний струм на цьому ступені буде

І = Sб 100 ⋅106
б = 3 ≈ 525 А .
3 ⋅Uб,1 3 ⋅110 ⋅10

Модуль І(1)
КЗ повного струму однофазного КЗ має зв’язок зі струмом
І(1)
КЗ1 прямої послідовності однофазного КЗ співвідношенням:

І(1) (1)
КЗ = 3 ⋅ ІКЗ1 . (6.11)

У свою чергу, струм І(1)
КЗ1 прямої послідовності однофазного КЗ може
бути визнано за допомогою метода симетричних складових, основне
співвідношення якого у загальному вигляді має вид:

(n) E
І = А Σ

КЗ1 (n) , (6.12)
j(X1Σ + ΔX )

де Е А Σ – сумарна ЕРС джерел енергії;
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 68
Х1Σ – сумарний індуктивний опір схеми заміщення прямої послідовності
відносно точці несиметричного КЗ;
ΔХ(n) – додатковий індуктивний опір, що визначається видом
несиметричного КЗ (n) та параметрами схем заміщення зворотної і нульової
послідовності.
Для нашого випадку формула (6.12) прийме вид:

І(1)
КЗ1 = Е* ⋅ Іб , (6.13)
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ

де Х*2Σ – індуктивний опір зворотної послідовності;
Х*0Σ – індуктивний опір нульової послідовності.
Величина Е*= UC =1, тоді з урахуванням цього формула (6.13)
Uб,1
прийме вид

І(1)
КЗ1 = Іб . (6.14)
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ

З методу симетричних складових також відомо, що індуктивний опір
зворотної послідовності Х2 дорівнює індуктивному опору прямої
послідовності Х1 [23]. У такому разі, з урахуванням того, що всі елементи
схеми заміщення знаходяться на одному ступені напруги, а розрахунок
проводимо у відносних одиницях, буде справедлива рівність:

Х*1= Х* 2

Індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії Х* 0, ПЛ
визначається через опір прямої послідовності повітряної лінії Х*1, ПЛ з
врахуванням коефіцієнта n за співвідношенням

Х* 0, ПЛ = n ⋅Х*1, ПЛ .

Величина коефіцієнту n залежить від конструктивного виконання лінії
і для одноланцюгової лінії зі сталевими тросами має значення n=3 . Таким
чином,
Х* 0, ПЛ = 3 ⋅Х*1, ПЛ (6.15)

Модуль І(1)
КЗ повного струму однофазного КЗ [1]:
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 69

І(1)
КЗ = 3
⋅ Іб . (6.16)
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ

У цьому співвідношенні невідомою величиною є сумарний
індуктивний опір нульової послідовності Х*0Σ . Величина Х*0Σ складається з
опору нульової послідовності системи Х* 0, С , опору нульової послідовності
повітряної лінії Х* 0, ПЛ , а також опору нульової послідовності
двообмоткового трансформатора Х* 0, Т , обмотки якого з’єднані за схемою
Y0 /Δ .
Опір Х* 0, Т залежить від конкретної схеми з’єднання обмоток [1] і для
нашого випадку:
Х* 0 Т = Х*1 Т = Х UКЗ
* Т = = 0,105 .
100

Опір нульової послідовності повітряної лінії Х* 0, ПЛ визначено
формулою (6.15). Таким чином, невідомою залишається лише одна складова,
а саме опір нульової послідовності системи Х* 0, С . Для визначення цієї
величини використаємо відоме співвідношення (6.15), але записане не для
точки А, а для короткого замикання на шинах підстанції (системи):

І(1)
КЗ, С = 3
⋅ І .
Х*1 С + Х б
* 2 С + Х* 0 С

Зв’язок між потужністю трифазного та однофазного коротких
замикань[1]:
S(1)
КЗ = k ⋅S(3)
КЗ

де k – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ від шин районної
підстанції, 0 ≤ k ≤1,5 і при КЗ у точці А (поблизу трансформатора ГПП)
k ≈1,2 . Тоді
(1) (3)
І(1) SКЗ k ⋅SКЗ
КЗ С = = .
3 ⋅UС 3 ⋅UС

Отримаємо:
Х = 3 Іб ⋅ 3 ⋅U
⋅ С 3
* 0 С k S(3) - 2Х* С = ⋅X* C - 2X* C,
⋅ КЗ k

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 70
тобто
Х = Х  3
* 0 С * С  - 2 .
 k 

Таким чином, ми маємо усі складові сумарного опору Х* 0 Σ нульової
послідовності у точці А. Для визначення Х* 0 Σ складемо схему заміщення
(рисунок 6.5) нульової послідовності при однофазному короткому замиканні
у точці А.

Рисунок 6.5 – Схема заміщення нульової послідовності

З цієї схеми сумарний опір Х* 0 Σ нульової послідовності станове

(Х + Х ) ⋅Х
Х* 0 Σ = Х* 0 С + Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т = * 0 С * 0 ПЛ * 0 Т .
Х* 0 С + Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т

Таким чином, нами для заданої електричної розрахункової схеми та
конкретної схеми з’єднання обмоток силового трансформатора одержані
співвідношення, що дозволяють розрахувати модуль І(1)
КЗ повного струму
однофазного короткого замикання. Далі обчислюємо чисельні значення
складових отриманих виразів.
Сумарний індуктивний опір схеми заміщення прямої послідовності
відносно точці несиметричного КЗ Х1Σ , а також індуктивний опір зворотної
послідовності Х*2Σ будуть:

Х*1∑ = Х* 2∑ = Х Sб Sб
* С + Х* ПЛ = + lПЛ ⋅ хПЛ, пит ⋅S U2 =
КЗ б
100 ⋅106 100 ⋅106 .
= + 75 ⋅0,4 = 0,28
2900 ⋅106 (110 ⋅103 )2

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 71
Х = Х  3 2 0,0625 3
* 0 С * С  −  =  − 2 = 0,03125;
 k  1,2 

6
Х = 3 ⋅Х = 3 ⋅ l S
⋅ х ⋅ б 3 75 0,4 100 ⋅10
* 0 ПЛ * ПЛ ПЛ ПЛ, пит = ⋅ ⋅
U2 ( 3 )2 = 0,74
б 110 ⋅10

Х UКЗ, % 10,5
* 0 Т = Х* Т = = = 0,105
100 100

Отже

(Х* 0 С + Х* 0 ПЛ ) ⋅Х* 0 Т (0,03125+ 0,74) ⋅0,105
Х* 0∑ = = = 0,09 .
Х* 0 С + Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т 0,03125+ 0,74 + 0,105

Таким чином, модуль І(1)
КЗ повного струму однофазного короткого
замикання

І(1) 3 3
КЗ = ⋅ Іб = ⋅525 = 2635,98 А
Х*1∑ + Х*2∑ + Х*0∑ 0,297 + 0,2105+ 0,09
Нами знайдено шукане значення модуля повного струму однофазного
короткого замикання: І(1)
КЗ = 3106,5 А .

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 72
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП.
ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ
ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП

Підстанції комплектні трансформаторні блокові на напругу 110 кВ
(КТПБ 110 кВ) призначені для прийому, перетворення, розподілу і транзиту
електричної енергії трифазного змінного струму промислової частоти 50 Гц
при номінальних напругах 110 кВ і використовуються для електропостачання
великих мережевих підстанцій, промислових і комунальних споживачів,
сільськогосподарських районів і великих будівництв [15].
КТПБ 110 кВ призначені для зовнішньої установки на висоті не більше
1000 м над рівнем моря і роботи в умовах, відповідних виконань УХЛ
категорії розміщення I по ДСТУ EN 60529:2018 і ДСТУ 8280:2015 і в
атмосфері типу II по ДСТУ EN 60529:2018 з ізоляцією високовольтних
апаратів категорій II по ДСТУ 3399-96 і в IV кліматичному районі по вітрі і
ожеледі згідно з «Правилами улаштування електроустановок».
Основні параметри і характеристики КТПБ відповідають значенням,
що наведені в таблиці.
КТПБ складається з відкритих розподільних пристроїв (ВРП) з
елементами ошиновки, кабельних конструкцій, загально станційного пункту
управління (ЗПУ), елементів гнучкої ошиновки 10 (6) кВ, комірок
трансформаторів власних потреб (ТВП) і розподільчих установок 6 (10),
35 кВ зовнішньої установки. У районах півночі комірки КРУ розміщуються
тільки в закритих розподільних пристроїв (ЗРП). В якості КРУ 10 (6) кВ
можуть застосовуватися осередку серії КНВ-10, камери КСО-202, що також
вироблені ЗАТ «ЧЕАЗ».
ОРУ виконуються з блоків зі змонтованими апаратами високої напруги
і елементів ошиновки. Залежно від реалізованої схеми підстанції, до складу
ВРУ 110 кВ входять наступні блоки :
- Блок ОПН;
- Блок ізоляторів БІ;
- Блок вимикача БВ;
- Блок роз'єднувача БР;
- Блок трансформаторів струму БТС;
- Блок трансформаторів напруги БТН;
- Блок прийому ПЛ БП.
Конструкція блоків прийому ПЛ 110 кВ забезпечує портальний прийом
із застосуванням гірлянд і натяжних пристроїв, а також безпортальний
прийом безпосередньо на блок прийому ПЛ.
Кабельні конструкції в КТПБ передбачені двох типів:
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 73
- наземні із залізобетонних елементів, для основних кабельних
потоків.
- підвісні, з металевими лотками, заводський поставки для
одиночних кабелів і кабельних зв'язків в межах ВРП.
Залежно від виконання КТПБ, призначення і від кліматичних умов,
схеми головних кіл виконуються окремо.
Схеми допоміжних кіл відповідають типовим рішенням і схемами,
спеціально розробленим для КТПБ з вимикачами на 110 кВ.
Електрична міцність ізоляції головних і допоміжних ланцюгів КТПБ
110 кВ відповідає вимогам [4] відповідно з яким ізоляція повинна
витримувати випробувальну напругу.
Устаткування, що передбачене в схемах електричних з'єднань
головних кіл елементів КТПБ, узгоджується з Замовником поставка
наступного обладнання. Додатково вибираються [4]:
- силові трансформатори;
- силові і контрольні кабелі, а також кабелі зв'язку;
- спуски з ПЛ 35-110 кВ до блокам прийому;
- натяжні і підтримуючі гірлянди;
- труби для прокладки кабелів;
- затискачі типу АШМ;
- збірні залізобетонні елементи;
- рейки для установки силових трансформаторів.

7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
Апарати, які застосовують в електроустановках, повинні задовольняти
умовам довготривалої номінальної роботи, режиму перевантаження
(форсований режим) та режиму можливих коротких замикань [8, 11].
Апарати також повинні відповідати умовам навколишнього
середовища, виду установки (відкрита чи закрита), температурі, вологості,
запиленості та іншим показникам [4].
До силової апаратури мережі живлення відносяться комутаційні
апарати РУВН (вимикачі і роз’єднувачі та ін.), які вибираються по
максимальному струму і номінальній напрузі і перевіряються на
електродинамічну і термічну стійкість до струмів КЗ. Результати вибору
зводяться в таблицю 7.1 [8, 11].
Вимикач вважається правильно вибраним, якщо каталожні дані більше
(дорівнюють) розрахунковим.
Роз’єднувач вибирається аналогічно, тільки відсутня перевірка на
допустимий струм відключення.
У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою
апаратурою є високовольтні вимикачі і роз’єднувачі.
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 74
Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо
обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою
таблиці 7.1, у якої в першу графу заносяться відповідні розрахункові дані, і
графу 2 – відповідні каталожні дані [8], а графа 3 містить умови вибору
апаратів. Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії ВГТ–110II*–
40/2500У1 з допустимим нижнім робочим значенням температури
оточуючого повітря – 45°С, допустимою швидкістю вітру до 40 м/с,
сейсмічності – до 9 балів та приводом пружинного типу.
Результати вибору зводимо в таблицю 7.1.

Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uном = 110 кВ Uном к = 110 кВ Uном ≤ Uном к
Іроз = 29,4 А І ном = 2500 А Іроз ≤ Іном
іy = 6,6 кА I mах дин = 102 кА іу ≤ Imax дин
I n t = 2,695 кА І в і д к л = 40 кА I n t ≤ Iв і д к л
ВК = І2 ⋅ t = (2,6 ⋅103 2
П К ) ⋅0,035 = IT = 40 кА; tT = 3 с;
2 6 2 В 2
К ≤ ІТ ⋅ tT
= 0,254 ⋅106 В2 ⋅с IT ⋅ tT = 4800 ⋅10 В ⋅с

В таблиці 7.1:
ВК – тепловий імпульс струму короткого замикання;
ІТ – нормований струм термічної стійкості апарата;
tT – нормований час термічної стійкості апарата;
Imax дин – амплітудне значення повного струму електродинамічної
стійкості вимикача.
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [8].
Результати вибору зводимо в таблицю 7.2.
Попередньо по номінальним даним обираємо роз’єднувач серії РГН–
110/1000 УХЛ1.

Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uном = 110 кВ Uном к = 110 кВ Uном ≤ Uном к
Іроз = 29,4 А І ном = 1000 А Іроз ≤ Іном
іy = 6,6 кА I mах дин = 80 кА іy ≤ Imах дин
ВК = І2
П ⋅ tК = (2,6 ⋅103)2 ⋅0,035 = IT = 40 кА; tT = 3 с;
В 2
К ≤ ІТ ⋅ tT
= 0,254 ⋅106 В2 с I2 6 2
⋅ T ⋅ tT = 4800 ⋅10 В ⋅с

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 75
Остаточно, по даним таблиці обираємо роз’єднувач серії РГН–110/1000
УХЛ1, який на протязі терміну експлуатації (30 років) не вимагає технічного
обслуговування [8].

7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі
живлення. Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач
навантаження вакуумний типу NEO ВВ/N10 з вбудованим електромагнітним
приводом [8].
При розрахунках розрахункового струму ввідного вимикача 10 кВ
значення Іроз визначаємо за співвідношенням

S 3
І = ВН ГПП 10540,7 ⋅10
роз = = 608,6 А .
3 ⋅Uном 1,732 ⋅10 ⋅103

Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uном = 10 кВ Uном к = 10 кВ Uном ≤ Uном к
І роз = 608,6 А І ном = 1000 А Іроз ≤ Іном
іy = 6,539 кА I mах дин = 52 кА іу ≤ Imах дин
I n t = 2,569 кА І в і д к л = 20 кА I n t ≤ Iв і д к л
ВК = І2
П ⋅ tК = (2,721⋅103)2 ⋅0,055 = IT = 20 кА; t
T = 3 с;
В ≤ І2 ⋅ t
= 0,363 ⋅106 В2 ⋅с I2
T ⋅ tT =1200 ⋅106 В2 ⋅с К Т T

Для визначення розрахункового струму Іроз секційного вимикача
10 кВ використовуємо співвідношення

S
І ВН ГПП 10540,7 ⋅103
роз, с е к ц. = = 3 = 304,3 А .
2 ⋅ 3 ⋅Uн 2 ⋅1,732 ⋅10 ⋅10

На основі номінальних значень попередньо приймаємо до вибору
вакуумний секційний вимикач типу NEO ВВ/N10 з вбудованим
електромагнітним приводом [8].

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 76
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uном = 10 кВ Uном к = 10 кВ Uном ≤ Uном к
І роз секц = 304,3 А І ном = 630 А Іроз секц ≤ Іном
іy = 6,539 кА I mах дин = 80 кА іу ≤ Imах дин
I n t = 2,569 кА І в і д к л = 20 кА I n t ≤ Iв і д к л
В = І2
К П ⋅ tК = (2,569 ⋅103)2 ⋅0,055 = IT = 20 кА; tT = 3 с;
В ≤ І2
К Т ⋅ tT
= 0,363 2 6 2
⋅106 В2 ⋅с IT ⋅ tT =1200 ⋅10 В ⋅с

7.4 Вибір трансформаторів струму
Вимірювальні трансформатори струму, для живлення приладів,
обираються [8]:
– за номінальною напругою

Uвст ≤ Uном ;

– за номінальним струмом

Іроб.max ≤ І1ном ,

при цьому номінальний струм має бути максимально наближеним до
робочого струму установки, оскільки недовантаження первинної обмотки
призводить до зростання похибок:
– за конструкцією і класу точності;
– по електродинамічної стійкості.
Слід враховувати, що електродинамічна стійкість у каталозі може
задаватися у двох формам: задано номінальний струм електродинамічної
стійкості iдин або кратність номінального струму електродинамічної
стійкості Кдин .
Умови перевірки на електродинамічну стійкість аналогічні умовам, що
використовуються при виборі вимикачів, але конкретна форма залежить від
параметра, яким стійкість задана у каталозі [8].
Термічна стійкість у каталогу також може задаватися у одній з двох
форм [8]:
– задана кратність номінального струму термічної стійкості Ктер і
допустимий час tтер протікання струму Iтер ;
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 77
– задано номінальний струм термічної стійкості Iтер і допустимий час
tтер його протікання.
Далі виконують перевірку за відомими методиками на термічну
стійкість.
Для забезпечення обраного класу точності необхідно проводити
розрахунок і перевірку навантаження вторинної обмотки і його
співвідношення з нормованим для даного класу точності.
Для зручності вихідні дані та результати розрахунків представляють у
вигляді таблиці, наприклад таблиця 7.3
Трансформатори струму вибирають за номінальною напругою,
первинному та вторинному струмам, за родом встановлення, конструкції,
класу точності та перевіряємо на термічну стійкість при короткому замиканні
таблиця 1.12.
Попередньо обираємо трансформатор струму [8] напругою 10 кВ типу
ТШЛП–10К

Таблиця 7.5 – Вибір трансформаторів струму напругою 10 кВ ТШЛП–10К
Розрахункові дані Каталожні дані
Uном = 10 кВ Uном к = 10 кВ
І роз = 608,6 А І ном к = 1000 А
і дин = kдин ⋅ 2 ⋅ І ном к =
іy = 6,539 кА = 30 ⋅1,4 ⋅1000 кА =
= 42 ⋅103 кА
В = І2 ⋅ t = (2,569 ⋅103 2
К П К ) ⋅0,12 = IT = 31,5 кА; tT = 4 с;

0,79 106 В2 2 6 2
= ⋅ ⋅с IT ⋅ tT = 3969 ⋅10 В ⋅с

Номінальний струм вторинної обмотки I2H = 5 A , допустима потужність
S2H вторинної обмотки при cosϕ = 0,8 клас точності 0,5 складає 15 ВА.
Сумарний опір приладів [8]

ΣS
r прил.
прил.= 2 ,
I2Н

де Sприл = 7 ВА – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники
активної та реактивної енергії та ін.).
rк − опір контактів rк = 0,1 Ом.

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 78
r =14
прил. 2 =0,28
5 Ом.

Опір з'єднувальних проводів:

S2Н - I2
2Н (rприл + rк )
r пров = 2 ;
I2Н

r 15 - 25 ⋅ (0,28 + 0,1)
пров = = 0,22 Ом.
25

Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp = lпров = 25 м.
Переріз з'єднувальних проводів

l
F p. ⋅ρ
пров.= ;
rпров.

F = 25 ⋅0,02
пров. = 2,27 мм2.
0,22

Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом
F = 2,5 мм2 [8].
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф .

rпров.ф + rприл. < rн = 0,6 Ом;

0,2 + 0,28 = 0,48 < 0,6 .

Обраний трансформатор струму забезпечить допустиму похибку в
межах класу точності 0,5.

7.5 Вибір трансформаторів напруги
Вибір типу трансформаторів напруги визначається їх функціональним
призначенням. На підставі проведеного аналізу встановлюють необхідну
кількість однофазних або трифазних трансформаторів. Трансформатори
напруги обирають за номінальною напругою, класом точності, схемою
з’єднання, а також умовами експлуатації та вимогами до вимірювання і
релейного захисту [8]:
– по напругі встановлення
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 79

Uвст ≤ Uном ;

– по конструкції і схемі з'єднання;
– по класу точності;
– по вторинному навантаженню

S2Σ ≤ S2ном ,

де S2ном – номінальна потужність вторинної обмотки у обраному класі
точності. При визначенні потужності враховується схема з'єднання.
Для зручності результати розрахунку навантаження основної обмотки
трансформатора подають у табличній формі табл. 7.6
В мережі 10 кВ приймаємо попередньо до встановлення трансформатор
напруги типу НТМИ–10–66УЗ [8]. Розрахунок навантаження основної
обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6.

Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, Потужність, що
що cosφ споживається
Прилад Тип споживається
котушкою, tgφ P, Q, S,
Вт Вт вар ВА
Вольтметр Е–365 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028
Лічильник А1800 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048
Всього: 3 0,048 0,061 0,077

Якщо номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі
точності 0,5 S2H =120 В⋅А більше Sф (В⋅А), тоді він буде працювати з
допустимою похибкою.

7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Переріз кабелю на термічну стійкість до струмів трифазного короткого
замикання перевіряють за співвідношенням [8]:

I ⋅ t
Fmin = ∞ пр ,
С

де tпр – приведений час;
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 80
Кількість
Котушок,
шт.
С – коефіцієнт, що відповідає різниці теплоти, яка в провіднику після і до
короткого замикання (для кабелів з алюмінієвою жилою С = 85 ).
Приведений час можна визначати по виразу

tпр = tзах + tвідкл ,

де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії апаратури, що відключає лінію.
У нашому випадку:

tпр = tзах + tвідкл = 0,08 + 0,055 = 0,135 с .

У такому разі

I ⋅ t
F = ∞ пр 2677,4 ⋅ 0,135
min = = 11,6 мм .
С 85

Таким чином, для кабельна лінія що перевіряється, переріз якої 70 мм²,
задовольняє умовам термічної стійкості до струмів трифазного короткого
замикання.
Перевірку інших високовольтних кабельних лінії виконуємо
аналогічним чином, при необхідності змінюючи переріз до найближчого
більшого стандартного.

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 81
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ

Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до
1000 В, з якої найбільш поширена – напруга 380 кВ [8, 22].
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори
– вимоги до надійності електропостачання і резервування,
– режими роботи електроприймачів,
– розміщення їх по території цеху,
– номінальні струми та напруги,
– вплив мікроклімату виробничих приміщень.
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
По способам ізоляції мережі діляться на дві групи: такі, що виконані
голими проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і такі, що
виконані кабелями і ізольованими проводами (електропроводки).
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного призначення
та конструктивного виконання [8].

8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання цеху
Цехові мережі виконують за радіальною, магістральною або змішаною
схемами [8, 9, 22]. Кожний вид схем має свою найбільш доцільну область
застосування.
На рисунку 8.1 приведена проста радіальна схема цехової електричної
мережі.
Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми живлення
використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше розповсюдженні
змішані схеми.

Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 82
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способів її виконання
здійснюється на стадії проєктування з урахуванням технології виробництва,
умов навколишнього середовища, вимог електробезпеки та пожежної
безпеки відповідно до ПУЕ [15].
Визначальними факторами під час вибору схеми та конструкції цехової
мережі є розміщення технологічного обладнання на плані цеху, категорія
надійності електропостачання електроприймачів, номінальні напруги та
потужності споживачів, відстані від центру живлення, характер
навантаження і його розподіл по площі цеху [15].
З урахуванням усіх факторів, що впливають на вибір схеми живлення,
приймаємо радіальну схему електропостачання, при цьому живлення
розподільчих пунктів здійснюється кабельними лініями.
Наявність на КТП та поблизу неї комутаційно-захисних апаратів
окремих приєднань забезпечує спрощення вирішення задач автоматизації
цехової електричної мережі.
Порушення електропостачання всіх споживачів можливе лише у разі
пошкодження збірних шин трансформаторної підстанції, що є
малоймовірним завдяки достатньо надійній конструкції шаф комплектної
трансформаторної підстанції (КТП).
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
Проєктування освітлювальних установок включає світлотехнічну та
електротехнічну частини [21].
У світлотехнічній частині вирішуються такі завдання: вибір типів
джерел світла і світильників, визначення найбільш доцільних висот
установлення та схем розміщення світильників, а також встановлення
необхідних якісних характеристик освітлювальної установки [21].
Електротехнічна частина передбачає визначення розрахункового
навантаження освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки,
визначення раціонального перерізу та марки провідників, а також способу
прокладання мережі.
Світлотехнічна частина проєкту також передбачає вибір найбільш
ефективних типів світильників для конкретних приміщень з урахуванням
можливих обмежень та обґрунтування принципу їх розміщення.
Вибір виду і системи освітлення
Штучне освітлення проєктують двох видів: загальне та комбіноване,
коли до загального освітлення додається місцеве освітлення робочих місць.
Якість і економічність освітлювальних установок значною мірою
визначаються правильним вибором системи освітлення [21].
Систему загального освітлення застосовують для освітлення всього
приміщення, включаючи робочі поверхні. Загальне освітлення може
виконуватися з рівномірним або нерівномірним розміщенням світильників
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 83
під стелею освітлюваного приміщення. Рівномірне розміщення світильників
застосовують у виробничих приміщеннях, де технологічне обладнання
розташоване рівномірно по всій площі та забезпечуються однакові умови
зорової роботи. Якщо ж у приміщенні є робочі поверхні з різними вимогами
до освітленості, світильники розміщують локалізовано — відповідно до
розташування робочих місць або виробничого обладнання [21].
Локалізоване освітлення передбачають у приміщеннях зі стаціонарним
великогабаритним обладнанням (венткамери, пічні відділення тощо), у
приміщеннях, де робочі місця зосереджені на окремих дільницях, а також
там, де виконуються роботи різної точності, що потребують різних рівнів
освітленості [21].
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого)
застосовують у приміщеннях, де виконуються точні зорові роботи та
необхідний підвищений рівень освітленості. При цьому освітленість,
створювана світильниками загального освітлення, повинна становити не
менше 10 % від нормованої освітленості для комбінованої системи.
Використання лише місцевого освітлення нормами не допускається [21].
За функціональним призначенням електричне освітлення поділяють на
робоче, аварійне та спеціальне (чергове, охоронне, вказівне). Робоче
освітлення передбачають у всіх приміщеннях, де необхідно забезпечити
нормовану освітленість робочих поверхонь.
Аварійне освітлення застосовують у випадках, коли раптове вимкнення
робочого освітлення може спричинити вибух, пожежу, масовий травматизм,
порушення технологічного процесу або зупинку важливих об’єктів (систем
водопостачання, вузлів зв’язку, пожежних постів, електрощитових тощо).
Аварійне освітлення для продовження роботи повинно забезпечувати на
робочих місцях освітленість не менше 5 % від нормованої для робочого
освітлення при системі загального освітлення, але не менше 2 лк [21].
8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок освітлення цеху проводимо методом світлового потоку [21]
(методом коефіцієнту використання).
Розраховуємо освітлення цеху, розміри якого A×B×H = 48×54×6 ,
освітлення виконано лампами типа ЛТБ 65 у світильниках ПВЛМ [10]. В
подальшому використаємо позначення, приведені на рисунки 8.2. В нашому
випадку hp = 0,1 м; hc = 1,1 м .

Ф к3 ⋅Еmin ⋅S ⋅ z= , (8.1)
N ⋅ η

де кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [21];
Еmin – мінімальна освітленість, лк;
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 84
S – площа освітлювального приміщення, м2 ;
E
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z = cp =1,1…1,15 ;
Emin
N – прийнята кількість світильників, т..;
η – коефіцієнт використання світлового потоку.
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається по
довідковим таблицям [21] в залежності від типу прийнятого світильника,
коефіцієнтів відбиття від поверхонь приміщення і від індексу приміщення
“і”, останній визначається за виразом

i A ⋅B
= , (8.2)
(A + B) ⋅h

де А, В, h – відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу
світильника, м.
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника
не повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не
перевищувати більше ніж на 20 % розрахункового значення. В противному
разі змінюється кількість світильників і розрахунок повторюється.
Приймаємо λе = Lв / h =1, тоді отримаємо відстань між світильниками

Lв = λе ⋅h.

Розраховуємо кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад
розміщення світильників приведений на рисунку 8.2.

Рисунок 8.2 – Розміщення світильників цеху

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 85
Після прийняття схеми розміщення світильників проводиться перевірка
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу [21]

n
Фсв ⋅µ ⋅∑ei
Е = i=1 ,
1000 ⋅к3

де Фсв – світловий потік прийнятого світильника, лм;
µ – коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників,
µ =1,11,2 ;
n
∑ei – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових
i=1
ізолюкс, лк;
n – кількість врахованих світильників.
Намітимо розміщення в світильників цеху, в першу чергу висоту
підвісу h [21].

h = H - hр - hс = 6 - 0,1 - 0,1 = 5,8 м .

Для прийнятого світильника, що має глибоку криву сили світла (буква
Г в позначенні світильника), знаходимо значення λ – λ=1.
Відстань між світильниками [21]

La = λ ⋅h = 1⋅5,8 = 5,8 м .

Отримаємо кількість світильників в цеху

N = A ⋅B 48 ⋅48
2 = = 68,5 = 68 шт.
Lв 5,82

Розрахуємо індекс приміщення за виразом (8.2) [21]:

і = 48 ⋅48
= 4,14 .
5,8 ⋅ (48+ 48)

Для приміщення з індексом і = 4,5
ρп = 0,7; ρс = 0,5; ρр = 0,1
КВ = 0,69. Для мінімальної освітленості Emin = 200 лк та
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 86
коефіцієнту запасу КЗ = 1,6 світловий потік Фсв відповідно до виразу (8.1)
складає

Ф = 1,6 ⋅200 ⋅2304 ⋅1,1
св =16247,4 лм.
69 ⋅0,73

Обираємо світильник типу Rosa Iskra LED LB 260 W Industrial LED
Floodlight (260 Вт), світловий потік 18000 лм [10].
Визначимо відхилення обраного значення світлового потоку від
розрахованого [21]:

F - F
Δ(%) = р ном ⋅100 %
Fр

Δ(%) 18000 −16247,4
= ⋅100% = 9,7 % .
18000

Обрана лампа за світловим потоком відрізняється від розрахункового
на 0,53 % , що допустимо [21].
Активна потужність системи освітлення складає:

Рос Σ = P ⋅N
Рос Σ = 69 ⋅0,26 =17,9 кВт.

Реактивна потужність системи освітлення дорівнює:

Qmax оc = Pmax оc ⋅ tgϕ0
Qmax оc =17,9 ⋅0,34 = 6,1квар.

8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Цехові мережі електричного освітлення повинні відповідати загальним
вимогам ПУЕ до мереж напругою до 1 кВ, а також низці спеціальних вимог,
що зумовлено їх значною протяжністю, доступністю для обслуговування та
необхідністю забезпечення безперервності технологічного процесу, безпеки
персоналу і пожежної безпеки [15].
У конструктивному виконанні живильні лінії виконують
чотирипровідними в мережах із заземленою нейтраллю та трипровідними —
у мережах з ізольованою нейтраллю. Групові лінії можуть бути однофазними
(1ф + N), двофазними (2ф), двофазними з нульовим проводом (2ф + N),
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 87
трифазними (3ф) або трифазними чотирипровідними (3ф + N). Останній
варіант застосовується найчастіше, оскільки дає змогу зменшити переріз
провідникового матеріалу, забезпечити більш рівномірне завантаження фаз і
знизити коефіцієнт пульсaції при живленні світильників від різних фаз [21].
Середня довжина трифазних чотирипровідних групових ліній у
системах напругою 380/230 В становить близько 80 м, а для систем 230/127 В
— приблизно 60 м; довжина двопровідних групових ліній становить
відповідно близько 35 і 25 м.
Розрізняють радіальні, магістральні та змішані схеми живлення
освітлювальних установок. Радіальні схеми застосовують при значних
навантаженнях групових щитків (порядку 100–200 А), оскільки вони
забезпечують підвищену надійність електропостачання. Магістральні схеми
дають змогу зменшити витрати провідникового матеріалу та апаратури на
розподільних пунктах, проте характеризуються меншою надійністю
живлення. Найбільшого поширення набули змішані схеми, які поєднують
переваги радіальних і магістральних схем та забезпечують необхідну
гнучкість системи електропостачання [21].

Рисунок 8.3 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема

При двотрансформаторних підстанціях (рисунок 8.4) забезпечується
більш висока надійність освітлення, коли частина освітлювальних установок
живиться від одного трансформатора, а друга – від іншого. При аварійному
відключенні одного з трансформаторів автоматичне включення резерву
(АВР) по низькій стороні забезпечить живлення освітлювальних установок
від іншого трансформатора. Система аварійного освітлення живиться
перехресним способом, тобто від іншого трансформатора по відношенню до
трансформатора робочого освітлення [21].

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 88

Рисунок 8.4 – Схема живлення освітлювальної установки від
двотрансформаторної підстанцій

Визначення розрахункових навантажень системи освітлення [21]
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається за
результатами світлотехнічного розрахунку після вибору кількості та
потужності світильників, тобто за встановленою потужністю освітлювальної
установки.
Для обраної нами системи освітлення розрахункова потужність
дорівнює:

Рроз ос = 0,95 ⋅1,12 ⋅69 ⋅0,26 =19,1 кВт.

Для цеха обираємо схему живлення освітлювальної установки, що
приведена на рисунку 8.5.

Рисунок 8.5 – Схема живлення освітлювальної установки:
1 – магістральні щитки робочого освітлення; 2 – групові щитки робочого освітлення
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 89
– Для проведення порівняння слід визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі. Розрахунковий
струм залежно від типу виконання мережі визначається за формулами [21]:
– для однофазних двопровідних мереж (1ф + N)

P 3
I роз ⋅10
pоз = ;
Uф ⋅cosϕ

– для двофазних двопроводних мереж (2ф + N)

Pроз ⋅103
Ipоз = ;
2 ⋅Uф ⋅cosϕ

– для трифазних чотирипроводних мереж (3ф + N)

P 3
роз ⋅10 Pроз ⋅103
Ipоз = = ,
3 ⋅Uл ⋅cosϕ 3 ⋅Uф ⋅cosϕ

де Рроз – розрахункова потужність, кВт;
Uф, Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cosϕ – коефіцієнт потужності, для мереж з лампами розжарювання
cosϕ =1; для мереж з люмінесцентними та LED лампами cosϕ = 0,95; для
газорозрядних ламп типу ДРЛ, ДРИ, ДНаТ з конденсаторами cosϕ = 0,9; без
конденсаторів – cosϕ = 0,57 [21].

P ⋅103 P 3
I = роз = роз ⋅10
pоз .
3 ⋅Uл ⋅cosϕ 3 ⋅Uф ⋅cosϕ
I 19,1
pоз = = 30,3 А.
3 ⋅0,38 ⋅0,9

Згідно результатів проведеного розрахунку ми можемо зробити
висновки, що встановлена в приміщенні цеху світлова арматура загального
призначення з лампами типу Rosa Iskra LED LB 260 W Industrial LED
Floodlight (260 Вт) в повній мірі задовольняє вимогам ДБН В.2.5-28-2018, що
до загальних вимог освітленості в робочій зоні цеху [21].
Згідно отриманих вихідних даних, а також перерізу алюмінієвих
двожильних кабелів, що відповідає розрахунковому струму Ipоз = 30,3А
обираємо алюмінієвий чотирижильний кабель типу АВВГ(3×6)+(1×4) з
допустимим струмом 50 А [16].
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 90
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги.
Метою розрахунків є забезпечення допустимих рівнів напруги на
джерелах світла [21].
Зниження напруги відносно номінальної призводить до зменшення
світлового потоку світильників і, як наслідок, зниження рівнів освітленості
на робочих місцях.
Відповідно до ДСТУ EN IEC 61000-4-11:2022 напруга в найбільш
віддалених лампах внутрішнього освітлення промислових підприємств і
суспільних будинків, а також прожекторних установок зовнішнього
освітлення повинна бути не нижча 97,5 % Uном , а в найбільш віддалених
лампах освітлення житлових будинків, аварійного і зовнішнього освітлення,
виконаного світильниками, – не нижча 95 % Uном . У мережах 12–42 В
допускаються втрати напруги до 10 % Uном , якщо рахувати від відводів
джерел живлення. Найбільша напруга в ламп не повинна перевищувати
105 % Uном [21].

Рисунок 8.6 – Схеми підключення світильників

Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності [21].
Розрахуємо моменти освітлювального навантаження М для найбільш
віддалених ділянок і світильників.
Для ділянки 1 (рисунок 8.6) – від шин РУНН підстанції до групового
щитка робочого освітлення в кінці цеху [21]:

−M1 = P1 ⋅L1 ,
де P 1
1 = ⋅Pроз ос потужність групового щитка робочого освітлення,
4
L1 = 18 м – відстань від ТП до групового щитка робочого освітлення.
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 91

−M 1
1 = ⋅19,1⋅18 = 85,9 кВт∙м.
4

Для ділянки 2 (рисунок 8.6) – від шин РУНН підстанції до для найбільш
віддалених світильників [21]:

−M2 = P L
2 ⋅L0 + P ⋅ (L0 + ) ,
2
P
де P = роз ос
2 ,
40

P 19,1
2 = = 0,48 кВт.
40

L0 = 20 м – відстань від ТП до останньої восьмої освітлювальної магістралі,
L = 10 м – довжина магістралі,
Таким чином

−М2 =19,1⋅20 + 0,21(20 +10) = 388,3 кВт∙м.

Втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної мережі складають:
Для першої ділянки:
U 388,3
∆ 1 = = 3,2 % .
20 ⋅6
Для другої ділянки:

U 388,3
∆ 2 = = 6,5 % .
10 ⋅6

Таким чином, вимоги до напруги на найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення цеху промислового підприємства передбачають, що
вона повинна бути не нижче 95 % номінальної напруги.
Це забезпечує необхідний рівень освітленості на робочих місцях і
запобігає зниженню світлового потоку світильників.

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 92
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
8.3.1. Розрахунок та вибір перерізів кабелів

Метою цього розділу є розрахунок та підбір перерізів кабелів, проводів
і шинопроводів для всіх рівнів цехової електричної мережі до 1 кВ. Для
проведення розрахунків використовують схему цехової електричної мережі
та її номінальну напругу Uном , результати розрахунку навантаження цеху.
При виборі перерізу провідників для мереж до 1 кВ вирішальними є
технічні характеристики та умови експлуатації: нагрівання, механічна
міцність, втрати напруги та термічна стійкість при коротких замиканнях [1].
Деякі мережі та їхні елементи не підлягають перевірці на економічну
густину струму відповідно до ПУЕ [15]; такі випадки слід окремо
проаналізувати та обов’язково навести у вигляді переліку або таблиці.
Вибір перерізу провідників здійснюють за відповідними таблицями [1],
при цьому має виконуватися умова:

Ipоз ≤ Iдоп ,

де Iдоп – допустимий тривалий струм навантаження в кабелі, проводі и шині
для даного перерізу згідно ПУЕ [15].
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.3.12-1.3.15 і 1.3.22 ПУЕ, слід застосовувати
коефіцієнти, наведені в табл.. 1.3.3 ПУЕ [15].
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху слід також
враховувати за допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3.
Обраний переріз провідника по умовам нагріву довготривалим струмом
необхідно перевіряти по нагріву струмом післяаварійного режиму відповідно
до схеми цехової мережі. Отримані дані заносимо у таблицю.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик ( кількості приєднаних електроприймачів , сумарного струму
І роз, РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). І роз, РП визначається за
виразом

І роз, РП = ∑ Ipозі ⋅КПі , (8.4)

де КПі – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі.
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 93
Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання
автоматичних вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом
автоматичних вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі.
Перевірці на економічну густину струму, згідно п.1.3.28 ПУЕ [15] не
підлягають:
– мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ за числа
годин використання максимуму навантаження підприємств до 4000 – 5000;
– відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1 кВ, також
освітлювальні мережі промислових підприємств;
– збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих і
закритих розподільчих установок всіх напруг ;
– мережі тимчасових споруд, а також пристрої з терміном служби 3–5
років.
Вибір перерізу провідників по технічним умовам включає:
– вибір по умовам теплового нагріву;
– по їх пропускної спроможності і умовами захисту;
– термічну стійкість до струмів короткого замикання;
– втрати напруги;
– механічна міцність.
На механічну міцність перевіряються голі проводи і приймаються
перерізи з умов механічної міцності для алюмінієвих S ≥35 мм2 і стальних
S ≥25 мм2 .
Основною умовою вибору перерізу провідників є величина нагрівання
їх електричним струмом у нормальному, форсованому та аварійному
режимах. Якщо температура нагрівання перевищить допустиму, то залежно
від величини перевищення й тривалості часу, елемент може бути
пошкоджений, що спричинить порушення нормальної роботи системи, а в
гіршому випадку (загоряння ізоляції) може привести до пожежі. Тому для
всіх видів провідників та умов їх застосування головним у виборі перерізу є
нагрівання, яке визначається двома ефектами теплового впливу:максимально
допустимою температурою та тепловим зносом ізоляції для даного режиму й
класу ізоляції [8, 12].
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням,
використовують сумарний вплив на строк служби провідника максимальної
температури і тривалості зносу ізоляції за розглянутий період. При різкіх
піках навантаження більшу небезпеку становить можливість перевищення
максимально допустимої температури. Якщо графік навантаження
рівномірний, більшу вагу має складова теплового зносу ізоляції [8, 12].
Переріз провідника в основному залежить від величини
розрахункового струму ( Іроз ), від того, чи потрібно захищати мережу від
перевантаження чи ні, від температурних умов навколишнього середовища,
характеру приміщення і типу ізоляції провідника. Перш за все необхідно
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 94
вибрати марку провідника, визначитися з умовами його прокладки і потім
виконувати розрахунок [8, 12].
Мінімально допустимий переріз провідника – такий переріз, при якому
провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює максимальній
тривало допустимий Qтр доп , нагрівається струмом КЗ до гранично
допустимої температури за умовами термічної стійкості [8, 12].
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в
цілому за співвідношенням (2.1)

P
I = роз
pоз ,
3 ⋅Uном ⋅cosφ

де Рном – номінальна потужність згідно з завданням, кВт ;
Uном = 0,38 кВ.
Умовами вибору ліній живлення [8, 12] є виконання співвідношення

І роз ≤ Ку. п ⋅ Ітр. доп Л , (8.5)

Де Ітр. доп Л – допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
Ку.п – коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ [15].
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (табл. 1.3.3 ПУЕ),
співвідношення прийме вид [15]

І ном доп. Л ≥ Іmах = 1,25 ⋅ Іроз , (8.6)

Переріз провідників однофазної цехової мережі обираємо згідно
величині розрахункового струму за співвідношенням

I Pном
pоз (однофаз) = , (8.7)
Uном ⋅cosφ

де Рном – номінальна потужність згідно з завданням, кВт;
Uном = 0,38 (0,22) кВ – лінійна або фазна напруга відповідно.
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі
живлення споживачів цеху, обираємо за каталожними даними [16] кабелі і
результати заносимо в таблицю 8.2. та 8.3

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 95
Таблиця 8.2 – Вибір перерізу живлячого кабелю
Найменування Рном , cosϕ І роз , Imax , Ітр. доп
електроприймачів Марка
кВт А А А
1 2 3 4 5 6 7
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
Міксер 18,3 0,78 35,7 44,6 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Міксерний насос 28 0,82 51,9 64,9 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Насос водяний 8,8 0,8 16,7 20,9 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Намотувальний верстат 12,8 0,84 23,2 29 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Маркувальний верстат 10 0,85 17,9 22,4 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Охолоджуюча ванна 3,7 0,83 6,8 8,5 19 АВВГ(4×2,5)
Верстат ПХВ оболонки 2,4 0,9 4,1 5,1 19 АВВГ(4×2,5)
Вентилятор витяжний 2,1 0,8 4,0 5 19 АВВГ(4×2,5)
Обертова бітумо-
кордувальна машина 45 0,93 73,6 92 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Екструдер 5,5 0,88 9,5 11,9 19 АВВГ(4×2,5)
Обертова вязальна
машина 88,4 0,94 143,1 178,8 200 АВВГ(3×70)+(1×35)
Розмотувальна установка 32 0,81 60,1 75,1 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Камера інтенсивної
сушки 1,1 0,88 1,9 2,4 19 АВВГ(4×2,5)
Ванна просочення 3 0,8 5,7 7,1 19 АВВГ(4×2,5)
Вентилятор приточний 28,8 0,88 49,8 62,2 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Щиток освітлення ЩО 19,1 0,9 30,3 37,9 50 АВВГ(4×2,5)

Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [15], за
умовами І роз, РП ≤ І ном доп .

Таблиця 8.3 – Вибір перерізу ввідних кабелів
Найменування РП Ір.РП ,А Іmax ,А ІН.ДОП.Л ,А Марка
1 2 3 4 5
Розподільчий пункт РП-1 207,4 259,3 270 АВВГ(3×120)+(1×70)
Розподільчий пункт РП-2 231,6 289,5 305 АВВГ(3×150)+(1×70)
Розподільчий пункт РП-3 231,6 289,5 305 АВВГ(3×150)+(1×70)
Розподільчий пункт РП-4 47,5 59,4 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Розподільчий пункт РП-5 231,6 289,5 305 АВВГ(3×150)+(1×70)
Розподільчий пункт РП-6 231,6 289,5 305 АВВГ(3×150)+(1×70)
Розподільчий пункт РП-7 267,3 334,1 345 АВВГ(3×185)+(1×95)
Розподільчий пункт РП-8 79,1 98,9 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Розподільчий пункт РП-9 79,1 98,9 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Розподільчий пункт РП-10 79,1 98,9 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Розподільчий пункт РП-11 79,1 98,9 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Розподільчий пункт РП-12 114,8 143,5 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-13 69,7 87,1 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Розподільчий пункт РП-14 69,7 87,1 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Розподільчий пункт РП-15 69,7 87,1 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Розподільчий пункт РП-16 69,7 87,1 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 96
Продовж. табл. 8.3
1 2 3 4 5
Розподільчий пункт РП-17 105,4 131,8 135 АВВГ(3×35)+(1×16)
Розподільчий пункт РП-18 193,6 242 270 АВВГ(3×120)+(1×70)
Розподільчий пункт РП-19 47,5 59,4 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Конденсаторна установка 205,2 256,5 270 АВВГ(3×120)+(1×70)

Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.3.12–1.3.15 і 1.3.22 ПУН, застосовуємо
коефіцієнти, наведені в табл.. 1.3.3 ПУЕ [15].
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху враховуємо за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3 [15].
В умовах післяаварійного режиму перевірку ввідних кабелів до
розподільчих пунктів РП не здійснюємо, так як при включенні АВР на шинах
0,38 кВ, релейний захист автоматично відключає таку кількість споживачів,
що підключені до секцій шин РУНН, що післяаварійний струм не
перебільшує І роз, РП .
8.3.2 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної
має становити не більше ±5 % Uном . Для освітлювальних мереж
промислових підприємств і громадських будівель допускається відхилення
напруги від +5 до −2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього
освітлення ±5 % Uном . Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного
моменту асинхронних електродвигунів пропорційна квадрату підведеної
напруги і його зменшення може не забезпечити пуск механізмів, в мережах
освітлення зниження напруги призводить до різкого зменшення світлового
потоку [15].
Перевіримо обрану цехову мережу на допустимі відхилення напруги у
найбільш віддалених потужних споживачів.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються формулою [8, 12]:

∆U = 3 ⋅ Iроз Л ⋅LКЛ ⋅ (rо ⋅cosϕ + xо ⋅sinϕ) .

Визначимо втрату напруги ΔUЛ2 найбільш потужного
електроприймача цеха (парогенеруюча установка), для якого Іроз = 111,2А,
переріз кабелю лінії Л2 F = 50 мм2 , питомий активний та індуктивний опір,
розрахований згідно [12] відповідно r0 = 0,28Ом/км, х0 = 0,26 Ом/км,
LКЛ 1 = 20 м.
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 97
ΔUЛ1(В) = 3 ⋅111,2 ⋅0,02 ⋅ (0,28 ⋅0,95+ 0,26 ⋅0,31) = 1,32 В .

Тобто
ΔUЛ2(%) = 1,32
⋅100% = 0,003% .
380

Знайдемо втрати напруги ΔUТ на цеховому трансформаторі згідно
формули [12]:

ΔU SМ
Т = ⋅ (UА ⋅cosφ + UР ⋅sinφ) ,
SномТ

деSМ – максимальне навантаження одного трансформатора - SМ 1
= S
2 ТП ,
SномТ – номінальна потужність трансформатора,
U = ΔРКЗ
А ⋅100% – активна складова напруги КЗ,
SномТ

UР = U2
КЗ - U2
А – реактивна складова напруги КЗ.

Для трансформатора мережі, яка розраховується, ∆РКЗ = 5400 Вт,
UКЗ = 4,5 %, S 1
Н. Т = 1000 кВ∙А, SМ = SТП = 1341,4 кВ∙А,
2
cosϕ = 0,9; sinϕ = 0,433 [8].
Розрахуємо активну і реактивну складові напруги КЗ:

U = 5400
⋅100% = 0,06% ; U = (4,5)2 − (0,85)2
А Р = 4,42% .
1000000

Втрати напруги ΔUТ на цеховому трансформаторі складуть:

ΔU = 1341,4
Т (0,85 ⋅0,9 + 4,42 ⋅0,433) = 3,59% .
1000

З врахуванням отриманих даних співвідношення (8.8) прийме вид

100% + 5% – 3,59% – 0,65% = 101,4 % ≥ 95 %.

Таким чином, відхилення напруги уздовж ланцюга “РУ НН КТП –
віддалений потужний споживач” не виходить за допустимі значення.
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 98
8.3.3 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ

На цьому етапі доцільно обрати тип та основні характеристики
низьковольтних комплектних установок (НКУ), включаючи розподільчі
пункти, шафи та інші елементи.
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) — це сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму та до 1,5 кВ постійного струму,
пристроїв керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з
усіма внутрішніми електричними та механічними з’єднаннями, змонтованих
на єдиній конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних
приєднань тощо.
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб із
урахуванням усіх факторів зробити обґрунтований вибір.
Вибір проводів, шин, апаратів та приладів НКУ слід здійснювати з
урахуванням як нормального режиму роботи (відповідність робочій напрузі
та струму основних і допоміжних кіл, частоті мережі, класу точності, умов
експлуатації тощо), так і режиму короткого замикання з урахуванням
термічних і електродинамічних впливів та комутаційної спроможності.
У якості орієнтира при виборі струму розподільчого пункту (РП)
використовують розраховане значення струму за відповідною формулою.
Після розрахунку струмів короткого замикання та підбору автоматичних
вимикачів РП перевіряють за номінальним струмом автоматичних вимикачів
та струмами теплових розчіплювачів, які захищають приєднані
електроприймачі.
Далі, за довідковими даними [8], обирають конкретний тип НКУ та
вказують його технічні характеристики, включаючи номінальну напругу,
номінальний струм, апарати захисту, конструктивне виконання та
особливості застосування.
Для цеху обираємо розподільчі пункти серії ПР11 (рисунок 8.7), які
призначені для прийому та розподілу електроенергії, захисту обладнання
напругою до 660 В змінного струму частотою 50 Гц від перевантажень та
струмів короткого замикання, а також для нечастих оперативних включень і
виключень електричних ланцюгів (до шести разів на годину).
ПР11 також застосовуються для пусків асинхронних електродвигунів і
забезпечують захист людей від ураження електричним струмом завдяки
наявності пристроїв захисту. Пункт ПР11 виконаний на безкаркасній
конструкції, із дверима на петлях, що закриваються замком [8].
Всередині шафи ПР11 встановлюється рама-шасі з набором
автоматичних вимикачів. На шасі розташована нульова шина з затискачами
для підключення нульових жил ліній, а за необхідності можлива установка
ізольованої нейтралі. Струмопровідні елементи закриваються металевим
екраном, який кріпиться чотирма затискачами.
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 99
Для п’ятипровідних схем у шасі розподільчої шафи ПР11 передбачені
дві шини — РЕ і N. Контроль за ввідними та фідерними автоматами
можливий тільки при відкритих дверях шафи [8].
Конструкція ПР11 забезпечує підключення живильних ліній зверху і
знизу. Для вимірювання напруги на вході може бути встановлена шафа з
вольтметром; при замовленні уточнюють діапазон вимірювань, частоту
струму та спосіб підключення.
ПР11 постачаються укомплектованими та готовими до експлуатації.
Шафи навісного типу монтуються за допомогою анкерів [8].

Рисунок 8.7 – Пункт розподільчий ПР11

8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
методикою, передбаченою [6]. Методика призначена для розрахунку струмів
КЗ, необхідних для вибору і перевірки електрообладнання по умовам КЗ, для
вибору комутаційних апаратів, уставок релейного захисту і заземлювальних
пристроїв згідно ПУЕ [15].
Розрахунку для вибору и перевірки електрообладнання по умовам КЗ
підлягають [6]:
1) начальне значення періодичної складової струму КЗ;
2) аперіодична складова струму КЗ;
3) ударний струм КЗ;
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 100
4) дійсне значення періодичної складової струму в довільний
момент часу, аж до розрахункового часу розмикання ушкодженого кола.
Елементи СЕП, які попали в короткозамкнений ланцюг, зазнають
термічного й електродинамічного впливу струмів. Якщо величина цього
впливу перевищує допустиму, елемент ушкоджується і завдає СЕП збитків.
Щоб запобігти цьому, треба:
а) визначити величину струмів КЗ;
б) перевірити допустимість цих струмів для вибраного обладнання і
струмопровідних частин і при необхідності, обрати інший елемент.
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
методикою, передбаченою [6]. Стандартом встановлено методику
розрахунків максимальних і мінімальних значень струму при симетричних і
несиметричних КЗ, види яких визначені відповідно до [6]. Методика
призначена для розрахунку струмів КЗ, необхідних для вибору і перевірки
електрообладнання по умовам КЗ, для вибору комутаційних апаратів, уставок
релейного захисту і заземлювальних пристроїв згідно ПУЕ. Величини, що
підлягають визначенню і допустимі погрішності їх розрахунку залежать від
вказаних вище цілей.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ
слід враховувати:
1) індуктивні опори всіх елементів короткозамкненого ланцюга,
включаючи силові трансформатори, провідники, трансформатори струму,
реактори, струмові котушки автоматичних вимикачів;
2) активні опори елементів короткозамкненого ланцюга;
3) активні опори різних контактів і контактних з’єднань;
4) значення параметрів синхронних і асинхронних двигунів.
При розрахунках струмів КЗ допускається [6]:
1) максимально спрощувати і еквивалентировати всю зовнішню
мережу по відношенню до місця КЗ і індивідуально враховувати тільки
автономні джерела електроенергії і електродвигунів, що безпосередньо
примикають до місця;
2) не враховувати струм намагнічування трансформаторів;
3) не враховувати насищення магнітних систем електричних
машин;
4) не враховувати вплив асинхронних електродвигунів, якщо їх
сумарний номінальний струм не перевищує 1,0 % начального значення
періодичної складової струму в місці КЗ, розрахованого без врахування
електродвигунів.
Струм КЗ електроустановках напругою до 1 кВ рекомендується
розраховувати в іменованих одиницях. У схемі заміщення параметри
елементів розрахункової схеми належить привести до ступеня напруги
мережі, на якої знаходиться точка КЗ [6].
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання наступна:
1) відповідно до принципової схеми обираємо умови розрахунку;
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 101
2) складаємо розрахункову та схему заміщення; обчислюємо параметри її
елементів;
3) вибрати метод розрахунку струму КЗ;
4) здійснюємо розрахунок;
5) оцінюємо одержані результати.
Відповідно до цільового призначення розрахунку встановлюємо
розрахункові умови короткого замикання для аналізованого елемента СЕП.
Розрахункові умови КЗ – найбільш складні, але достатньо важливі, в
яких може опинитися елемент електроустановки через різні види коротких
замикань. До сукупності первинних характеристик розрахункових умов
входять розрахункові: схема, вид струму КЗ, а також точка (місце), вид і
тривалість КЗ [1].
Розрахункова схема електроустановки – це схема з'єднань елементів
СЕП, де існують розрахункові умови КЗ для елемента, що розглядається, або
іншого завдання. При виборі розрахункової схеми слід ураховувати
передбачені для даної електроустановки умови її усталеної роботи і не
зважати на короткочасні зміни схеми, не передбачені для сталої експлуатації
(наприклад, під час перемикань) [1].
Розрахункова схема містить реальні елементи (на різних ступенях
напруги) з електромагнітними зв'язками, опорами втрат і розсіювання [1].
З можливістю застосування методів теорії електричних кіл у
розрахунках струмів КЗ схему СЕП слід подавати у вигляді електричного
контуру. При цьому вважають, що КЗ – симетричне і перехідний процес
аналізується в одній фазі [1].
Для того, щоб була можливість застосування методів теорії
електричних кіл у розрахунках струмів КЗ, схему СЕП слід подавати у
вигляді електричного контуру. Для цього здійснюють перехід від
розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого – в заміні окремих
елементів електричними еквівалентами, з'єднаними у такій же послідовності
[1].
Особливістю розрахунків струмів КЗ в електроустановках напругою до
1 кВ, крім зазначених нижче, є находження, як правило, всіх елементів
короткозамкненого кола на одному ступені напруги, що позбавляє
необхідності приводити значення еквівалентів схеми заміщення до цього
ступеню [1].
Розрахункове місця КЗ визначають на основі принципіальної схеми.
Такими місцями мають бути точки КЗ, що знаходяться поблизу споживачів,
обладнання та елементи мережі (шини РУ, РП тощо), в яких встановлюють
апаратуру, яку слід перевіряти на дію струмів КЗ [1].
Методика розрахунку начального діючого значення періодичної
складової струму короткого замикання залежить від способу
електропостачання – від енергосистеми або від автономного джерела [6].
Місце КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ в більшості систем
електропостачання промислових підприємств характеризується як значно
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 102
ХС .
При розрахунках в іменованих одиницях напруга U приймається на
5 % вище номінальної напруги мережі, тобто при Uном =380 кВ
U =1,05 ⋅Uном =400 В [6]. Шуканий струм короткого замикання визначається
співвідношенням

I 1,05 ⋅U
= ном
КЗ ,
3 ⋅ZΣ

де ZΣ – сумарний повний опір до точки КЗ.
Сумарний повний опір до точки КЗ

Z = r2 2
Σ Σ + XΣ ,

де rΣ , XΣ – відповідно сумарне активний і реактивний опір прямої
послідовності короткозамкненого ланцюга. Ці опори, як правило,
вимірюються в мОм.
Ударний струм визначається за формулою

i = Ку ⋅ 2 ⋅ ІКЗ ,

де Ку – ударний коефіцієнт.
Розрахункова схема КЗ цехової мережі приведена на рисунку 8.9.

8.4.1 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ

Схема заміщення для розрахунку струмів короткого замикання
приведена на рисунку 8.8.
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 103

Рисунок 8.8 – Схема заміщення прямої послідовності для розрахунку КЗ в
цехової мережі

На схемі заміщення введені позначення:
XC – індуктивний еквівалентний опір системи, зведений до нижчої
напруги, через який підключено трансформатор КТП;
rT – активний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі;
ХT – індуктивний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі;
rК – активний опір контактних з’єднань вимикача QF1;
rQF1 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF1;
ХQF1 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача
QF1;
rTA – активний опір первинної обмотки трансформатору струму;

ХTA – індуктивний опір первинної обмотки трансформатору струму;
rQF2 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF2;
ХQF2 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача
QF1;
rКQ – активний опір контактних з’єднань вимикача QF2 зі стороні
кабелю L1 ;
rКL1 – активний опір контактних з’єднань кабелю L1 ;
rL1 – активний опір кабелю L1 ;
XL1 – реактивний опір кабелю L1 ;
rQF3 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF3;
ХQF3 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача
QF3;
rКL2 – активний опір контактних з’єднань кабелю L2
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 104
rL2 – активний опір кабелю L2 ;
XL2 – реактивний опір кабелю L2 .

Розрахуємо послідовно необхідні опори елементів короткозамкненого
ланцюга.
Індуктивний опір системию.
Еквівалентний індуктивний опір ХС для нашого випадку визначається
формулою [6]:
U2
X = ср НН
C ,
3 ⋅ Iном відк ⋅Uср. ВН

де Iотк.ном - номінальний струм відключення вимикача, що встановлений на
стороні вищої напруги понижуючого трансформатора.
(400)2
XC = 3 3 = 0,5мОм.
3 ⋅20 ⋅10 ⋅10 ⋅10

Активний та індуктивний опір силових трансформаторів [6].
Активний та індуктивний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі,
розраховують за формулами:

P ⋅U2
r = к. ном НН. ном 6
Т 2 ⋅10
SТ.ном

2

x U2 100 ⋅P 2
= −  к.ном  U 4
T к  ⋅ НН.ном ⋅10
 SТ.ном  SТ.ном

де ST .ном – номінальна потужність трансформатора, кВ∙А;
Рк ном – втрати короткого замикання, кВт;
UНН .ном – номінальна напруга обмотки низької напруги трансформатора,
кВ;
Uк - напруга короткого замикання, %.
Параметри обраного трансформатора [8]:
ST .ном = 1000 кВ∙А;
Рк ном = 7,6 кВт;
Uк = 5,5%.
2
r 7,6 ⋅ (0,4)
T = 2 ⋅106 = 3,1 мОм.
(630⋅)
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 105

2 2
xT = (5,5)2 100 ⋅7,6  (0,4)
− ⋅ ⋅104
  = 8,7 мОм.
 1000  1000

Активний та індуктивний опір нульової послідовності трансформатора
цехової КТП, обмотки якого з’єднані по схемі ∆ / Y0 , при розрахунках КЗ в
мережі низької напруги приймаємо рівними відповідним активним та
індуктивним опорам прямої послідовності.
Активний опір контактних з’єднань.
Згідно [6] приймаємо наступні значення активних опорів контактних
з’єднань комутаційних апаратів і кабелів:
- rК = rКQ = 1,1 мОм;
- rКL1= rКL2 = 0,2 мОм.
Активні та індуктивні опори котушок автоматичних вимикачів.
Розрахунок струмів короткого замикання в електроустановках
напругою до 1 кВ слід вести з урахуванням індуктивних і активних опорів
котушок розчіплювачів максимального струму автоматичних вимикачів, при
цьому приймати значення активних та індуктивних опорів нульової
послідовності рівними відповідним опорам прямої послідовності. Значення
опору котушок розчіплювачів автоматичних вимикачів обираємо в
залежності від номінального струму вимикача згідно таблиці 21 в додатку 6
[6]:
- rQF1 = 0,24 мОм;
- rQF 2 = 0,64 мОм;
- rQF 3 = 2,14 мОм;
- ХQF1 = 0,11 мОм;
- ХQF 2 = 0,16 мОм;
- ХQF 3 = 1,3 мОм.

Активний та індуктивний опір трансформаторів струму.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ
слід враховувати активний та індуктивний опір первинних обмоток всіх
багатовиткових вимірювальних трансформаторів струму, які існують в
ланцюгу КЗ. Значення активних та індуктивних опорів нульової
послідовності приймають рівними значенням опорів прямої послідовності.
Активним та індуктивним опором одновиткових трансформаторів ( на
струми більш ніж 500 А) можна знехтувати [1].
Параметри деяких багатовиткових трансформаторів струму обираємо
згідно таблиці 20, що приведена в додатку 5 [1]:
- rTA = 1,8 мОм;
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 106
- ХTA = 2,7 мОм.
Активний та індуктивний опір кабелю.
Значення параметрів прямої (зворотної ) і нульової послідовностей
кабелю, який використовується в короткозамкненому ланцюгу, приймаємо
згідно додатку 2 [1].

rL1 = r0 ⋅L1 ,

X L1 = x0 ⋅ L1 ,

rL2 = r0 ⋅L2 ,

XL2 = x0 ⋅L2 .
З урахуванням питомих значень, параметри кабелів дорівнюють:

rL1 = 0,32 ⋅16 = 5,12 мОм;

XL1 = 0,057 ⋅16 = 0,912 мОм;

rL2 =1,54 ⋅3 = 4,62 мОм;

XL2 = 0,062 ⋅3 = 0,186 мОм.

Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К3»:

rΣ(К 3) = rT + rК + rQF1 + rК + rTA + rК + rQF 2 + rКQ + rКL1+ rL1+ rКL1+ rQF 3 + rКL2 + rL2 .

rΣ(К3) =3,1+ 1,0 + 0,25 + 1,0 + 1,7 + 1,0 + 0,65 + 1,0 + 0,1+ 5,12 + 0,1 + 2,15 +0,1
+ 4,62 = 21,89 мОм.

XΣ(К 3) = XC + ХT + ХQF1 + ХTA + ХQF 2 + X L1+ ХQF 3 + X L2 .
XΣ(К3) = 0,5 + 13,6 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 0,912 + 1,2 + 0,186 = 19,4 мОм.
Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «трансформатор
цехової КТП – точка К3 »:

ZΣ(К3) = (21,89)2 + (19,4)2 = 29,25 мОм.

Струм короткого замикання (начальне дійсне значення періодичної
складової трифазного струму КЗ Iп0 = IКЗ(К3) ) у точці (К3):
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 107

I 1,05 ⋅380
КЗ(К3) = = 7876 А.
3 ⋅29,25 ⋅10−3

Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К2 (РП1)»:

rΣ(К 2) = rT + rК + rQF1 + rК + rTA + rК + rQF 2 + rКQ + rКL1+ rL1+ rКL1.
rΣ(К2) = 3,1+ 1,0 + 0,25 + 1,0 + 1,7 + 0,65 + 1,0 + 0,1+ 5,12 + 0,1 = 15,02 мОм.

XΣ(К 2) = XC + ХT + ХQF1 + ХTA + ХQF 2 + X L1 .
XΣ(К2) = 0,5 + 13,6 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 0,912 = 18 мОм.

Z 2 2
Σ(К2) = (15,02) + (18) = 23,4 мОм.

Струм короткого замикання у точці (К3):

I 1,05 ⋅380
КЗ(К2) = = 9855 А
3 ⋅24,4 ⋅10−3

Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К1 (шини 0,4 кВ КТП)»:

rΣ(К1) = rT + rК + rQF1 + rК + rTA .
rΣ(К1) =3,1+ 1,0 + 0,25 + 1,0 + 1,7 = 7,05 мОм.

XΣ(К1) = XC + ХT + ХQF1 + ХTA .
XΣ(К1) = 0,5 + 13,6 + 0,1 + 2,7 = 16,9 мОм.

Z = (7,05)2
Σ(К1) + (16,9)2 =17,94 мОм.

Струм короткого замикання у точці (К3):

I 1,05 ⋅380
КЗ(К1) = =12841 А.
3 ⋅17,94 ⋅10−3

Отримані значення струму КЗ заносимо до таблиці 8.5.

Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 108
Найбільше начальне значення аперіодичної складової струму КЗ ia0 в
загальному випадку вважають рівним амплітуді періодичної складової
струму в начальний момент КЗ

ia0 = 2 ⋅ IКЗ (4.11)

ia0(К1) = 2 ⋅12841=18106 А;

ia0(К2) = 2 ⋅9845 =13881 А;

ia0(К3) = 2 ⋅7876 =11105 А.

В радіальних мережах аперіодичну складову струму КЗ в довільний
момент часу ia t розраховують за формулою

i − t /Ta
a t = ia0 ⋅e , (4.12)

де t – час, с;
Ta – стала часу затухання аперіодична складова струму КЗ, с, яка
дорівнює

T x
a =
Σ , (4.13)
ωc ⋅ rΣ

де xΣ и rΣ – результуючі індуктивний і активний опір ланцюга КЗ, Ом;
ωc – синхронна кутова частота напруги мережі, рад/с.

Ударний струм трифазного КЗ iуд

iуд = 2 ⋅ Iп0 ⋅Kуд , (4.14)

де K = (1+ sinϕ ⋅e− tуд /Ta
уд к ) – ударний коефіцієнт, що може бути визначений за
кривими рисунка 1 [1], які визначають значення Kуд в залежності від
X
відношення Σ,i ;
rΣ,i
ϕк – кут здвигу по фазі напруги або ЕРС джерела і періодичної складової
струму КЗ, що розраховується за співвідношенням :

arctg x
ϕ = 1Σ
к ; (4.15)
r1Σ
tуд – час від начала КЗ до появи ударного струму,с, що дорівнює
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 109

t 0,01π / 2 + ϕ
уд =
к . (4.16)
π

Для визначення ударного коефіцієнту Kуд використаємо кривими
X
рисунку 1 [1]. Попередньо розрахуємо параметр Σ,i для кожної точці
rΣ,i
короткого замикання.

XΣ(K1) 16,9
= = 2,4;
rΣ(K1) 7,05

XΣ(K2) 18
= =1,2 ;
rΣ(K2) 15,02

XΣ(K3) 19,4
= = 0,89 .
rΣ(K3) 21,9

Відповідно до розрахованих параметрів ударний коефіцієнт складає:

Kуд(К1) =1,22 ;

Kуд(К2) =1,1;

Kуд(К3) =1,05 .

Таким чином, ударний струм у місцях К1, К2, К3:

iуд(К1) = 2 ⋅12841⋅1,22 = 22155 А,

iуд(К2) = 2 ⋅9845 ⋅1,1=15162 А,

iуд(К3) = 2 ⋅7876 ⋅1,05 =11578 А.

Таблиця 8.5 – Струми короткого замикання у розрахованих точках
Параметр Місце короткого замикання
К1 К2 К3
IКЗ , А 12841 9845 7876
iуд , А 22155 15162 11578
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 110
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ
Аналіз наведених особливостей розрахунку струму однофазного
короткого замикання показує, що величина цього струму в першу чергу
залежить від опору (потужності) трансформатора. Оскільки в якості цехової
трансформаторної підстанції (ТП) обрана комплектна трансформаторна
підстанція КТП, все обладнання якої — шафи високої та низької напруги з
автоматами, шинами та іншими елементами — розраховане на тривалий
нормальний режим роботи і відповідає вимогам стійкості до струмів
короткого замикання в мережі низької напруги трансформатора відповідної
потужності.
Таким чином, обране комплектне обладнання автоматично забезпечує
стійкість до дії струмів короткого замикання, у тому числі однофазних. Це
означає, що в даному випадку відпадає необхідність виконувати окремий
розрахунок однофазного короткого замикання для перевірки стійкості
обладнання [14].
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави
3.1 ПУЕ [15].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
– збільшення струму внаслідок перевантаження;
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
– збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
Місця встановлення та розташування апаратів захисту
регламентуються гл.3.1 ПУЕ [15].
Не допускається встановлення апаратів захисту на ділянках
підключення кіл керування, сигналізації та вимірювання, вимкнення яких
може призвести до небезпечних наслідків.
В якості апаратів захисту застосовують автоматичні вимикачі або
запобіжники. На сучасних підприємствах найбільш поширені автоматичні
вимикачі, які мають явні переваги над запобіжниками. При виборі
автоматичних вимикачів доцільно орієнтуватися на апарати типу ВА, що
відповідають стандарту [4], виконані за нормами DIN та мають одно-, дво-,
три- або чотириполюсне виконання.
Підбір автоматичних вимикачів здійснюють з урахуванням
електричних характеристик установки, умов експлуатації та експлуатаційних
вимог, таких як селективність відключення, можливість дистанційного
керування та наявність індикації. В першу чергу слід керуватися технічною
документацією на конкретні апарати. При встановленні уставок струму
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 111
автоматичних вимикачів необхідно враховувати відмінності характеристик та
похибки роботи розчіплювачів [4].
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Перевантаження є менш небезпечне і в ряді випадків допускається
відмовлятися від застосування захисту провідників від перевантаження.
Згідно гл.3.1 ПУЕ мають бути захищеними від перевантаження [15]:
– мережі всередині приміщень, виконані відкрито прокладеними
провідниками з горючою зовнішньою оболонкою або ізоляцією;
– освітлювальні мережі в службово-побутових приміщеннях
промислових підприємств, включаючи мережі для побутових і
електроприймачів переносних, а також у пожежонебезпечних зонах;
– силові мережі на промислових підприємствах – тільки в разі, якщо за
умовами технологічного процесу або за режимами роботи мережі може
виникати тривале перевантаження провідників;
– мережі всіх видів у вибухонебезпечних зонах.
При вибору автоматичних вимикачів дотримуємося наступних вимог:
– номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги
мережі;
– відключаюча здатність повинна бути розрахована на максимальні
струми КЗ, що протікають по елементу, що захищається;
– номінальний струм розчиплювача повинен бути не менше
найбільшого розрахункового струму навантаження, що тривало протикає по
елементу, що захищається:

Iном.розч ≥ Iроз ;

– автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному
режимі роботи елементу, що захищається, тому струм уставок сповільненого
спрацювання розчиплювачив, що регулюються, слід обирати по умові:

Iном.розч ≥ (1,1−1,3) ⋅ Iроз ,

(для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим розчиплювачом
достатньо виконання попередньої умови);
– при допустимих короткочасних перевантаженнях елементу, що
захищається, автоматичний вимикач не повинен спрацьовувати; це
досягається вибором уставки миттєвого спрацювання електромагнітного
розчиплювача за умовою:

Iном.розч.е ≥ (1,25−1,35) ⋅ iп ,

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 112
де іп – пусковий струм окремого ЕП.
Захист кабельних ліній як окремих електроприймачів, так і кабелів
розподільчих пунктів здійснюємо автоматичними вимикачами [4].
Вибір обраного типу автоматичного вимикача проводимо за умови [4]

ІН В. А. ≥ Іроз ;
ІН Т. Р. ≥ 1,1⋅ Іроз ;
ІН Е.Р. ≥ 1,25 ⋅ ІП ,
де ІН А. В. – номінальний (установчій) струм автоматичного вимикача;
Іроз – номінальний струм розчіплювача вимикача (незалежно від його
виду);
ІН Т.Р. – номінальний струм теплового розчіплювала;
ІН Е.Р. – номінальний струм електромагнітного розчіплювача;
ІП – струм пікового навантаження: ІП = (5− 7) ⋅ Іроз . Значення ІП
відповідає піковому струму групи електроприймачів.
При виборі типу вимикача орієнтуємося попередньо на апарати серії
ВА: автоматичні вимикачі, що призначені для групового захисту
розподільчих пунктів, мають дві системи захисту – електротеплову і
електромагнітну, та виконані згідно [4] зі ступенем захисту не нижче ІР30.
Для автоматичних вимикачів серії ВА [4], що виконані в стандарті DIN,
струм електромагнітного розчиплювача в залежності від характеристики (С,
В чи D) виконується співвідношення:

ІН Е.Р. ≈ (3...5)· ІН Т.Р. ;

Керуючись вказаними вище критеріями та згідно каталожним даних [8]
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.6.

Таблиця 8.6 – Вибір автоматичних вимикачів
Іроз , 1,1⋅ I
Найменування обладнання роз Тип Ін, Ін.т.р, Ін.е.р,
А А апарату А А А
1 2 3 4 5 6 7
Тельфер 35,7 39,3 ВА47-29 63 40 500
Станція пожежегасіння 51,9 57,1 ВА47-29 63 65 500
Міксер 16,7 18,4 ВА47-29 63 20 500
Міксерний насос 23,2 25,5 ВА47-29 63 32 500
Насос водяний 17,9 19,7 ВА47-29 63 20 500
Намотувальний верстат 6,8 7,5 ВА47-29 63 8 500
Маркувальний верстат 4,1 4,5 ВА47-29 63 6 500
Охолоджуюча ванна 4,0 4,4 ВА47-29 63 6 500
Верстат ПХВ оболонки 73,6 81 ВА47-100 100 100 1000
Вентилятор витяжний 9,5 10,5 ВА47-29 63 13 500
Обертова бітумо-кордувальна маш. 143,1 157,4 ВА88-33 160 160 1600
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 113
Екструдер 60,1 66,1 ВА47-100 100 80 1000
Обертова в’язальна машина 1,9 2,1 ВА47-29 63 3 500
Розмотувальна установка 5,7 6,3 ВА47-29 63 8 500
Камера інтенсивної сушки 49,8 54,8 ВА47-29 63 63 500
Ванна просочення 7,4 8,2 ВА47-29 63 10 500
Вентилятор приточний 48,4 53,2 ВА47-29 63 63 500
Щиток освітлення ЩО 30,3 33,3 ВА47-29 63 40 500
Розподільчі пункти
Розподільчий пункт РП-1 207,4 228,1 ВА88-35 250 250 2500
Розподільчий пункт РП-2 231,6 254,8 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-3 231,6 254,8 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-4 47,5 52,3 ВА47-29 63 63 500
Розподільчий пункт РП-5 231,6 254,8 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-6 231,6 254,8 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-7 267,3 294 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-8 79,1 87 ВА47-100 100 100 1000
Розподільчий пункт РП-9 79,1 87 ВА47-100 100 100 1000
Розподільчий пункт РП-10 79,1 87 ВА47-100 100 100 1000
Розподільчий пункт РП-11 79,1 87 ВА47-100 100 100 1000
Розподільчий пункт РП-12 114,8 126,3 ВА88-33 160 160 1600
Розподільчий пункт РП-13 69,7 76,7 ВА47-100 100 80 1000
Розподільчий пункт РП-14 69,7 76,7 ВА47-100 100 80 1000
Розподільчий пункт РП-15 69,7 76,7 ВА47-100 100 80 1000
Розподільчий пункт РП-16 69,7 76,7 ВА47-100 100 80 1000
Розподільчий пункт РП-17 105,4 115,9 ВА88-32 125 125 1250
Розподільчий пункт РП-18 193,6 213 ВА88-35 250 250 2500
Розподільчий пункт РП-19 47,5 52,3 ВА47-29 63 63 500
Конденсаторна установка 205,2 225,7 ВА88-35 250 250 2500

Після визначення типу і параметрів вимикачів, обрана схема головних
з’єднань комплектної трансформаторної підстанції КТБ буде мати вид, що
приведений на графічної частині.

8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряються на захищеність згідно умови [8]:

Ксх ⋅ Ідоп ≥ Кзах ⋅ Ізах ,

де Ксх – поправний коефіцієнт, що дорівнює одиниці для умов цеху;
Ідоп – тривалий допустимий струм провідника, А;
Кзах – коефіцієнт захисту, що дорівнює 1,0 для теплового та 0,22 для
електромагнітного розчеплювачів;
Ізах – струм спрацювання апарату захисту, А.

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 114
Для прикладу перевіримо лінію (дистилятор), для якої Іроз = 79,1А ,
Ідоп =100 А, Ізах = 100 А.

1⋅100 А ≥ 1⋅100 А .
8.6 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
Електропостачання сучасних промислових підприємств, як правило,
базується на використанні комплектного крупноблочного обладнання:
комплектних трансформаторних підстанцій (КТП), комплектних
розподільчих установок різних напруг та призначення, комплектних
струмопроводів, щитків та іншого [2, 8].
Застосування комплектного обладнання підвищує якість систем
електропостачання, надійність їх роботи, зручність і безпеку обслуговування,
а також забезпечує швидке розширення та гнучкість електрогосподарства [2,
8]. Електромонтаж зводиться переважно до встановлення комплектних
електроустановок і приєднання їх до мереж, що значно спрощує будівельну
частину електроустановок. При цьому відпадає потреба у складних
перегородках для камер апаратури, трансформаторів та іншого обладнання, а
приміщення для них можуть бути простими за будівельними параметрами.
Повністю закриті комплектні установки можна розташовувати безпосередньо
у виробничих приміщеннях без додаткових будівельних оболонок [15].
План і розріз конкретної підстанції наведено у графічній частині
кваліфікаційної роботи. Обрана для цехової мережі КТП складається зі
силових трансформаторів, ввідних шаф зі сторони високої напруги та
розподільчих установок низької напруги. Для нашого випадку, з урахуванням
розмірів приміщення, підстанція виконана в однорядному варіанті [15].
Використання комплектних трансформаторних підстанцій різних
модифікацій у цехових мережах забезпечує високу надійність роботи,
зручність обслуговування, безпеку персоналу та можливість оперативного
розширення і модернізації електрогосподарства [15]. В якості
трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай використовуються
комплектні трансформаторні підстанції КТП різної модифікації. Це
обумовлено тім, що при використанні комплектного обладнання
підвищується якість систем електропостачання, надійність її роботи,
зручність і безпека обслуговування, забезпечується швидке розширення та
мобільність електрогосподарства [15].
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення
утворюються простими у будівельному відношенні. Повністю закриті
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 115
комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у виробничих
приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
На рисунку 8.9 приведена типова комплектна трансформаторна
підстанція внутрішньоцехового розташування [8].
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо
комплектну трансформаторну підстанцію КТПЦ Хмельницького
трансформаторного заводу.

Рисунок 8.9 - Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування

Обрана однотрансформаторна підстанція КТПЦ-1000/10/0,4-04 У3
призначена для надійного електропостачання промислових об’єктів, має
потужність трансформатора 1000 кВ∙А, з захистом і автоматикою, що
виконана на мікропроцесорних блоках типу БМРЗ-0.4.
Склад підстанції КТПЦ-1000/10/0,4-04 У3:
1. Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН).
2. Силовий трансформатор.
3. Кожух виводів силового трансформатору.
4.Розподільча установка низької напруги (РУНН), що складається з
наступного обладнання: шафа вимикача робочого вводу; шафа секційного
вимикача; шафа ліній, що відходять; шафа автоматизованої конденсаторної
установки;шафа управління.
5. Шинна перемичка.
Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна трансформаторна
однорядна.
Для прикладу на рисунку 8.10 приведено загальний вид шафи
секційного вимикача, на рисунку 8.11 – загальний вид шафи управління.
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 116
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії
ТМЗ 11 (трансформатор масляний), що виготовляється у герметичному
гофробаку і не потребує обслуговування на протязі всього терміну
експлуатації. Загальний вид трансформатору серії ТМЗ приведено на рисунку
8.12.

Рисунок 8.10 – Загальний вид шафи Рисунок 8.11 – Загальний вид шафи
секційного вимикача: управління:
1 – шафа секційного вимикача; 2 – відсік 1 – шафа управління; 2 – відсік збірних шин;
збірних шин; 3 – клапан розвантаження; 4 – 3 – клапан розгрузки; відсік клемного блоку;
відсік клемного блоку; 5 - відсік секційного 5 – відсік релейного блоку; 6 – відсік шинок
вимикача; 6 – відсік релейного блоку; 7 – управління
відсік шинок управління; 8 – відсік шин

Рисунок 8.12 – Загальний вид трансформатору серії ТМЗ
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 117
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ - Застосування надвисокочастотного
сушіння в технології виготовлення вогнепровідних шнурів

9.1 Загальні відомості про вибухові речовини та засоби їхнього
підриву
Бризантні вибухові речовини (ВР) зазвичай мають незадовільну
чутливість до зовнішніх дій (удару, вогню, іскрі, тертю, хімічним діям). З
одного боку низька чутливість (а ще краще повна відсутність чутливості до
всіх видів зовнішніх дій окрім детонації) бризантних ВР є позитивною
якістю, що забезпечує безпеку їх використання. З іншого боку, ВР призначені
для їх підривання і потрібні засоби, для того, щоб привести ВР в дію. Ось ці
засоби і називаються засобами підривання - ЗП.
Все бризантні ВР вельми чутливі до одного виду зовнішньої дії -
детонація, тобто вибуху іншого ВР, що знаходиться у контакті з першим.
Існує група ВР, званих ВР, що "Ініціюють". Ось ці-то ВР дуже чутливі до
удару, вогню, іскри, хімічної реакції. З тим, щоб порушити вибух
бризантного ВР, спочатку зовнішньою дією порушують вибух ВР, що
ініціює. Для того, щоб зробити використання ВР, що ініціюють, можливим і
в достатній мірі безпечним, певну кількість такого ВР поміщають в різні
упаковки (капсуль, капсуль-детонатор, втулка капсуля, електродетонатор,
детонатор і тому подібне). Ці упаковки зазвичай конструктивно влаштовані
так, щоб до них можна було прикласти зовнішню дію. Наприклад,
електродетонатор є металевою трубочкою, заповненою ВР, що ініціює; туди
ж вставлені дроти із спіралькою. Спіралька оточена запальним складом. При
подачі напруги на дроти, спіралька розжарюється, від неї запалює запальний
склад. Від дії відкритого вогню вибухає ВР, що ініціює. Якщо
електродетонатор у цей момент знаходиться в товщі бризантного ВР, то
вибух електродетонатора викличе вибух основного заряду. Що і було
потрібне.
Окрім самих упаковок з ВР, що ініціює, в поняття "Засоби підривання"
входять також пристрої, що забезпечують зовнішні дії на ці упаковки
(механізми детонаторів, вогнепровідний шнур, ударники і тому подібне).
Наприклад, для збудження вибуху пороху в гільзі патрона патрон оснащений
капсулем. А на капсуль впливає ударник затвора. З погляду саперів тут ЗП
складається з капсуля і затвора зброї.
ЗП для вогняного способу підривання. Існують різні способи
підривання бризантних ВР. Найбільш простим і доступним є вогняний спосіб
підривання. Суть його полягає в тому, що в заряд (певна, розрахована
кількість) ВР поміщається так званий капсуль-детонатор, в який у свою чергу
вставлений вогнепровідний шнур. Підривник підпалює вогнепровідний
шнур. Через деякий час форс вогню досягне капсуля-детонатора і викличе
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 118
вибух ВР, що ініціює, знаходиться в нім. Від вибуху капсуля-детонатора
вибухне основний заряд ВР.
Вогнепровідний шнур призначений для передачі форсу полум'ю до КД
від підривника через строго певний проміжок часу. Проміжок часу від
моменту займання кінця шнура до моменту вибуху залежить від довжини
шнура. Стандартні вогнепровідні шнури мають стабілізовану швидкість
горіння 0,33 або 1 см/с. Основні марки вогнепровідного шнура:
ОШП. Оболонка пластикова сірувато-білого кольору. Діаметр шнура 5-
6 мм, швидкість горіння на повітрі 0,86-1 см/с. При горінні у воді глибше 5 м,
швидкість горіння декілька збільшується. Шнур, що горить, під водою не
гасне за умови, що другий кінець закритий герметично. ОШП з оболонкою
блакитного кольору горить із швидкістю 0,3-0,34 см/с.
ОША. Оболонка з бавовняних асфальтованих ниток. Колір оболонки
брудно сірий з чорними вкрапленнями. Характеристики аналогічні ОШП, але
не рекомендується для вибухових робіт у воді.
ОШДА. Шнур аналогічний ОША, але має подвійну оболонку і може
використовуватися для вибухових робіт у воді.
Всі вогнепровідні шнури випускаються і поставляються у війська в
бухтах по 10 метрів. Від бухти відрізується необхідна кількість шнура
Відрізок вогнепровідного шнура, сполучений з капсулем-детонатором
називається "Запальна трубка". Для виробництва вибуху запальна трубка
капсулем-детонатором вставляється в спеціально підготовлене гніздо заряду
ВР, відкритий кінець підпалюється і через заданий проміжок часу
відбувається вибух. У всіх випадках мінімальна довжина вогнепровідного
шнура в запальній трубці не може бути менше 50 см. (50-55 сек. горіння).
Особливо підготовлені підривники при роботах по захисту мостів від
льодоходу можуть використовувати запальні трубки з шнуром завдовжки
10 см.

Рисунок 2.1 – Загальний вид запальної трубки

Промисловістю випускаються стандартні запальні трубки, що мають на
кінці механічні або теркові полум‘яні пристрої, що полегшує застосування
вогняного способу підривання недостатньо навченим особовим складом (не
потрібно виготовляти запальну трубку, не потрібні навики в займанні
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 119
запальної трубки сірниками) .на малюнку зверху заводська запальна трубка з
механічним запальником, внизу з терковим запальником. Для займання
запальну трубку досить у механічного запальника висмикнути чеку. а у
теркового відгвинтити головку і різко смикнути її.
Випускаються наступні марки стандартних запальних трубок:
ЗТП-50. Запальник механічний або терковий. Час горіння 50 сек. (під
водою 40 сек.). Колір шнура білий.
ЗТП-150. Запальник механічний або терковий. Час горіння 150 сек. (під
водою 100 сек.). Колір шнура білий.
ЗТП-300. Запальник механічний або терковий. Час горіння 360 сек. (під
водою 300 сек.). Колір шнура блакитної.
Якщо при електричному способі підривання одночасний підрив
декількох зарядів ВР не викликає утруднень за рахунок одночасної подачі
електроімпульсу від підривної машинки до декількох електродетонаторів, то
при вогняному способі підривання неможливо добитися одночасного підпалу
декількох запальних трубок, та і різниця довжин приведе до неодночасного
підривання зарядів. При вогняному способі підривання завдання одночасного
підривання декількох зарядів, віддалених один від одного, вирішується за
рахунок передачі детонації від заряду до заряду за допомогою детонуючого
шнура. Враховуючи, що швидкість передачі детонації складає більше 6 км. в
сек., підрив будь-якого числа зарядів ВР і на будь-якому видаленні один від
одного можна вважати одночасним.
Детонуючий шнур призначений для передачі детонації від одного
заряду до іншого з метою одночасного підриву декілька, віддалених один від
одного зарядів ВР.
Промисловістю випускаються наступні марки детонуючого шнура:
ДШ-А. Оболонка бавовняна білого кольору з червоною нитка..
Зовнішній діаметр 5-6 мм. Серцевина з тена. Швидкість передачі детонації
6500 м/с. Температурний діапазон застосування від -28 до +50°С.
Водостійкість 10 годин.
ДШ-Б. Оболонка бавовняна червоного кольору. Зовнішній діаметр 5-
6 мм. Серцевина з тена. Швидкість передачі детонації 6500 м/с.
Температурний діапазон застосування від -28 до +50°С. Водостійкість
10 годин.
ДШ-В. Оболонка пластикова червоного кольору . Зовнішній діаметр 5-
6 мм. Серцевина з тена. Швидкість передачі детонації 6500 м/с.
Температурний діапазон застосування від -35 до +55°С. Водостійкість
24 години.
Детонуючий шнур всіх марок випускається в бухтах по 50 м. Для
використання від бухти відрізуються потрібні відрізки. На кінець відрізання
ДШ кріпиться капсуль-детонатор, який потім вставляється в заряд ВР.
Другий кінець ДШ з'єднується з магістральним детонуючим шнуром або ж
відрізки ДШ від декількох зарядів з'єднуються із запальною трубкою. При
підриві запальної трубки детонація по ДШ передається на заряди ВР. На
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 120
малюнку показано декілька варіантів з'єднання декількох зарядів
детонуючим шнуром для їх одночасного підривання однією запальною
трубкою. Відстані між зарядами можуть бути скільки завгодно великими.
Окрім вище перелічених ЗП для вогняного способу підривання
застосовується також тліючий гніт (ТФ), якими є бавовняний шнур
діаметром 6-8 мм. просочений селітрою. Він забарвлений в жовтий колір і
при підпалі тліє з швидкістю близько 1 см в 1-3 хв. Його використовують для
займання запальної трубки, коли потрібний великий час від моменту
займання до вибуху, а витрачати вогнепровідний шнур недоцільно. ТФ
приєднується до відкритого кінця запальної трубки що має короткий відрізок
ОШ. Підривники застосовують ТФ у складі запальних трубок неохоче із-за
неможливості розрахувати час його горіння і частіше за нього
використовують для запалення великої кількості запальних трубок з метою
економії сірників. Крім того при вогняному способі підривання
використовуються "Сірники сапера". Вони широко відомі серед мисливців і
риболовів під назвою "Сірники мисливця". Вони зручні тим, що спалахують і
стійко горять на будь-якому вітрі.
При вогняному способі підривання окрім ЗП застосовується
допоміжний інструмент, що входить в комплект сумки мінера-підривника
(СМП). Це перш за все обтиск (інструмент вид звичайних плоскогубців, що
має, але з отвором, що калібрується, на губках. Тільки з його допомогою
можна обжимати капсуль-детонатор при закріпленні в нім вогнепровідного
шнура), саперний ніж, шпильки, високоміцна нитка, різні чеки, пенали для
перенесення капсулів-детонаторів і ін.
Дуже чутлива ВР, що ініціює, відокремлене від підривника тільки
тонкою оболонкою капсуля-детонатора. Вибух КД відбувається при падінні
його із столу на підлогу, здавленні пальцями, вигинанні корпусу. Звернення з
КД вимагає попереднього навчання, придбання певних навиків. Переносити
КД можна тільки в спеціальних пеналах. Навіть невміле виймання КД із
заводського закупорювання може викликати вибух.
Підпалити запальну трубку сірниками не так-то просто. Якщо навчений
підривник витрачає на одну трубку один сірник, то недосвідчений витратить
10-15 без якої-небудь гарантії, що він все ж таки справиться з цим завданням.
При простоті застосування ДШ, що здається, його використання
вимагає певних знань і навиків. Це стосується, перш за все, прийомів і
способів з'єднання відрізань шнура. Треба знати типи що допускаються для
скріплення ДШ вузлів і уміти їх в'язати. Інакше замість передачі детонації
відбудеться просто перебиття шнура в місці з'єднання, і завдання залишиться
невиконаним. Знаючий же підривник зможе висадити заряд ВР за допомогою
ДШ, навіть не використовуючи капсулів-детонаторів.
ЗП для електричного способу підривання. Електричний спосіб
підривання принципово відрізняється від вогняного способу лише тим, що
замість запальної трубки (відрізок вогнепровідного шнура + капсуль-
детонатор) застосовується електродетонатор, який, власне є все тим же
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 121
капсулем-детонатором зі вставленою в нього спіралькою, що обмазала
займистим складом. До спіральки підведені дроти. При подачі напруги,
спіралька розжарюється, склад спалахує, від нього вибухає ВР, що ініціює,
ну і так далі Загалом, різниця лише в тому, як збуджується вибух ВР, що
ініціює.
Електричний спосіб підривання має ряд переваг перед вогняним. По-
перше, це більша, ніж при вогняному способі безпека підривника, оскільки
до моменту вибуху він може знаходитися на свідомо безпечній відстані. По-
друге вибух можна проводити в точно вибираний момент. По-третє, набагато
легше і швидше підготувати до вибуху велику кількість зарядів, віддалених
один від одного за рахунок того, що набагато легко протягнути
електропроводи ніж детонуючий шнур.
Разом з тим електричний спосіб підривання значно складніше
вогняного. Це зв'язано, по-перше, з необхідністю мати навики поводження з
електрикою, уміти виконувати електромонтажні роботи, користуватися
приладами електровимірювань, уміти проводити калібрування
електродетонаторів; по-друге, у ряді випадків розрахунок електровибухової
мережі і підбір джерела електроживлення вельми складний і вимагає
виробництва розрахунків алгебри, твердого знання електричних
характеристик електродетонаторів, проводів, приладів. Крім того, для
виробництва електровибухових робіт потрібна наявність самих джерел
електроживлення, проводів, приладів електровимірювань і іншого
оснащення. Тому електричний спосіб підривання, як правило, застосовується
фахівцями інженерних військ, а керівництво такими роботами здійснюють
офіцери інженерних військ.
Електродетонатори. У всіх випадках ЕД є звичайним капсулем-
детонатором, зі вставленим в його гільзу електрозапальником, який у свою
чергу складається з двох проводів сполучених містком з ніхромової дроту. На
місток нанесена крапелька полум‘яного складу. Промисловістю
випускаються електродетонатори наступних марок:
ЕДП. Опір в холодному вигляді 0,9-1,5 Ом, розрахунковий опір в
нагрітому стані 2,5 Ом. Розрахунковий струм підриву 0,5 А при постійному
струмі, 1 ампер при змінному струмі, 1,3 А при пульсуючому режимі.
Безпечний струм 0,18 А. Расчетний струм при підриві декілька послідовно
сполучених ЕД 1 А при постійному струмі, 1,5 А при змінному струмі. При
паралельному з'єднанні декількох електродетонаторів розрахунковий струм
дорівнює твору розрахункового струму одного ЕД на кількість сполучених
ЕД за умови, що опори ділянок однакові. Електродетонатор герметичний і
допускається до застосування у воді на всіх глибинах. Довжина дільничних
проводів 1 м.
Едп-p. Відрізняється від ЕДП тільки наявністю різьбової пробки, що
дозволяє надійно закріплювати ЕД в різьбових гніздах зарядів ВР, МОН-50,
МОН-90, МОН-100 і ін.
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 122
ЕДКЗД. Відрізняється від стандартного ЕДП тільки декілька більшою
довжиною і наявністю усередині порохового сповільнювача, що забезпечує
не миттєвий вибух при подачі напруги а через певний час. ЕДКЗД
випускаються з наступними термінами уповільнення – 0,025 сек, 0,05 сек,
0,075 сек, 0,1 сек, 0,15 сек, 0,25 сек.
ЕДЗД. Відрізняється від ЕДКЗД термінами уповільнення – 0,5 сек,
0,75 сек, 1 сек, 1,5 сек, 2 сек., 4 сек., 6 сек, 8 сек,10 сек. Електродетонатори
серій ЕДЗД і ЕДКЗД призначаються для виробництва направлених вибухів.
Електрозапальниками є ті ж два дроти, сполучених ніхромовим
містком із запальним складом і ув‘язнені в коротку алюмінієву або мідну
гільзу, відкриту з одного кінця. Електричні характеристики ті ж, що і у ЕДП.
Електрозапальники призначені для займання зарядів пороху, горючих рідин
або ж для виготовлення електродетонаторів із звичайних капсулів-
детонаторів.
Дроти. Для виробництва електровибухових робіт застосовуються дроти
наступних марок: СП-1, СПП-1, СП-2, СПП-2. Ці дроти володіють
якнайкращими електрохарактеристиками для виробництва вибухових робіт.
При їх відсутності допускається застосування польового телефонного
кабелю, освітлювальних проводів, будь-яких інших проводів. Проте перед їх
застосуванням потрібне визначення електрохарактеристик і відповідні
розрахунки електровибухової мережі.
Джерела електроструму. Для збудження вибуху електродетонаторів
застосовуються спеціальні підривні машинки, сухі батареї і елементи,
акумуляторні батареї, пересувні електростанції, освітлювальні і силові
місцеві електромережі. Власне, вся складність розрахунків електровибухової
мережі упирається у визначення електричного опору мережі, визначення
потрібної сили струму і потрібної напруги. Залежно від розрахунків і
вибирається джерело струму. Або ж навпаки, по характеристиках наявного
джерела струму розраховується можлива кількість одночасно приєднуваних
електродетонаторів і визначається спосіб їх з'єднання (послідовний,
паралельний, паралельно-пучковий, змішаний). Стандартними джерелами
струму в інженерних військах, придатними для виконання переважної
більшості підривних робіт є конденсаторна підривна машинка і її
модифікації.
Окрім вищеперелічених засобів підривання при електровибухових
роботах застосовується цілий ряд допоміжних засобів. Перш за все, це
прилади електровимірювань. Допускаються тільки наступні прилади -
лінійний моста ЛМ-48, малий омметр М-57, ампервольтомметр М-360 і деякі
інші прилади обумовлені у відповідних інструкціях. Не допускаються ніякі
інші прилади. Це пов'язано з тим, що багато електровимірювання вибухової
мережі проводяться при підключених електродетонаторах, виконавчих
приладах. Вимірювальні прилади (зокрема, омметри, вимірники опору
ізоляції), що не калібруються, можуть послати в мережу струм, здатний
викликати спрацьовування ЕД або ж видати дані не відповідні дійсним.
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 123
До іншої групи допоміжних засобів відносяться так звані грозозахисні
прилади ГЗУ, розрядники, захисники ЕД від наведених ЕДС. Ця група
призначена для забезпечення захисту електровибухових мереж від
несанкціонованих вибухів ЕД унаслідок напруги тих, що виникають в
мережах під впливом грозових розрядів, впливу працюючих загальних
електроліній (особливо високовольтних), статичної електрики і тому подібне
ЗП накольного типу. Описані засоби підривання застосовуються в
основному при виконанні підривних робіт, хоча у ряді випадків
застосовуються і в інженерних мінах (наприклад, електродетонатори Едп-р з
підривними машинками КПМ-1 застосовуються для підривання мін МОН-
50). Нижче описувані ЗП застосовуються в основному в інженерних мінах,
хоча також можуть застосовуватися з потреби при звичайних підривних
роботах.
Основними засобами підривання тут є запали і капсулі-запальники. У
різних варіаціях вони є складовими частинами боєприпасів (наприклад,
звичайний капсуль є частиною конструкції патрона до стрілецької зброї),
складовими частинами детонаторів (наприклад, запав МД-6 входить до
складу підривника МВМ міни ТМ-46) або ж існують окремо, приєднуючись
до джерела зовнішньої дії при комплектації боєприпасу (наприклад,
підривник МУВ може комплектуватися запалом МД-2 або Мд5м, які
пригвинчуються до детонатора тільки у момент установки міни).
Загальним для всіх запалів і капсулів є те, що виконавчий механізм
(ударник затвора зброї, бойок детонатора) наносить механічний удар
(наколювання) по засобу підривання (запалу, капсулю), що викликає вибух
ВР, що ініціює, знаходиться усередині запала, капсуля. Наслідком вибуху ВР,
що ініціює, є вибух основного заряду ВР (порохового заряду патрона).
"Вогнепровідний" або бікфордів "Шнур". У непрофесійних джерелах
(література, кінофільми, і навіть деякі військові видання) це засіб підривання
зазвичай називають бікфордів "шнур". Проте, як правило, застосування назви
"Бікфордів шнур" до сучасного засобу передачі вогняного імпульсу до
капсуля-детонатора неправомірно і помилково в принципі.
Загальне між сучасним "вогнепровідним шнуром" і старовинним
"бікфордовим шнуром" тільки те, що вони мають одне і те ж призначення -
передавати форс вогню на капсуль-детонатор або пороховий заряд, деяка
схожість конструкції і зовнішнього вигляду.
Перш ніж розповісти про конструкцію і відмінності обох типів шнурів
варто декілька заглибитися в історію, розглянути передісторію.
Взагалі підривна або мінна справа з'явилася практично одночасно з
винаходом пороху. Навіть можна сказати, що підривна справа з'явилася
раніше вогнепальної зброї. Історія відкриття пороху не описана достатньо
достовірно в історичних джерелах. Як одна з версій є версія відкриття пороху
жителями північної Африки, де були виходи на поверхню селітри. Скотарі
розводили вогнища, після яких залишалося вугілля. Дощі змочували землю,
розчиняли селітру, яка в розчині просочувала деревне вугілля (залишки
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 124
костриць). Таким чином виходив природний порох. При спробі повторного
розведення костриці на такому вугіллі відбувався вибух цього природного
пороху. Хтось обернув на це увагу. Так з'явився порох. Втім це тільки версія.
Достовірних письмових джерел про винахід пороху немає.
Достовірно відомо, що в пізнє середньовіччя порох застосовувався не тільки
у вогнепальній зброї, але і для підривання стенів і башт замків. У
російському війську в XVI столітті існували спеціальні підрозділи для
виробництва вибухів.
Проте з розвитком військової справи і все більш широким
застосуванням мінно-підривних робіт такий спосіб підривання не міг
задовольняти потребам. У підземних ходах зазвичай досить сиро, не завжди
можливо відсипати суцільну доріжку пороху (наприклад, із за ступінчастості
вироблення), протяги могли здути частини доріжки. Спосіб установки на
заряд свічки, що горить, був також ненадійний (свічку могло задути) і украй
небезпечний (іскра, тліючий залишок гніту, що впав вниз, могли викликати
передчасний вибух).
Першою спробою удосконалити вогняний спосіб підривання (тоді
єдиний) був винахід шкіряного рукава. З шкіри зшивалася довга трубка, яка
набивалася порохом. Її можна вважати передвісником бікфордів шнур.
Декілька пізніше був запропонований так званий "стопін", тонкий
шнурок, просочений сумішшю селітри з порохом. Стопін знайшов також
широке застосування в освітленні палаців і театрів. Перед початком
спектаклів, балів потрібно було одночасно підпалити велику кількість свічок,
та ще і розміщених на високо підвішених люстрах. У таких випадках гніт
всіх свічок сполучав між собою тонким стопіном, а кінець стопіна опускали
вниз. Досить було підпалити його, як вогник оббігав свічки, підпалюючи їх.
Проте для всіх цих винаходів загальним недоліком залишалася
доступність вологи до пороху і селітри. Селітра досить активно вбирає воду з
повітря і втрачає здібність до займання. Надійність і рукави з порохом і
стопіна були незадовільні. Крім того, стопін видавав досить слабкий форс
полум'я.
Англійський інженер У.Бікфорд (W.Bickford) в першій половині XIX
століття запропонував об'єднати стопін з пороховим рукавом, шкіру замінити
текстильним обплетенням, а для захисту від вогкості просочити обплетення
асфальтом. Так народився бікфордів шнур. На малюнку схемний
представлена конструкція бікфордів шнур (без дотримання масштабу і
пропорцій). Стопін забезпечував стійкість горіння шнура, порохова м'якоть
достатню силу полум'я, подвійне обплетення гнучкість і цілісність
серцевини, асфальт захист від вогкості. Асфальт був запропонований
Бікфордом ще з однієї причини. Рецептури пороху, що поволі горить, а саме
такий йому і потрібний, містять порівняно мало селітри - основний
постачальник кисню. Коли вогонь йшов далеко від початку шнура, то йому
починало не хапати кисню для підтримки горіння (порохові гази, що
утворюються, закривають доступ кисню ззовні). Плавкий і прогораючий від
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 125
високої температури асфальт, втрачає міцність, що дозволяє пороховим газам
прориватися назовні, а кисню поступати в область горіння, рисунок 2.2.

Рисунок 9.2 – Одна з перших конструкцій бікфордового шнура

Бікфордів шнур використовувався в підривній справі до початку Другої
Світової війни. Масове застосування підривних робіт в ході війни, особливо
погано навченим особовим складом, яскраво виявили раніше непримітні, але
вельми істотні недоліки бікфордів шнур:
1. Шнур гасне під водою.
2. Швидкість горіння шнура нестабільна із-за особливостей порохової м'якоті
(різний ступінь вологості різних ділянок, різна щільність різних ділянок), із-
за чого важко розрахувати довжину шнура для підриву заряду через заданих
проміжок часу).
3. Відкриті кінці шнура необхідно захищати від вогкості, інакше при підпалі
шнур може дати відмову.
4. Асфальт при низьких температурах розтріскується і не забезпечує
герметичності шнура, і захист його від вогкості.
5. У шнурах, виготовлених під час війни, із-за зниження якості різко
почастішали випадки так званого "прострілу", тобто миттєвої передачі
полум'ю на якійсь частині шнура, що вело до передчасних вибухів ВР.
Ці істотні недоліки бікфордів шнур вже в другій половині війни
спонукали інженерів до створення нового типу шнура для вогняного способу
підривання. В результаті спочатку часткових змін в конструкції, а потім і
радикальніших з'явився новий тип шнура, який отримав назву
"Вогнепровідний шнур", рисунок 9.3.
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 126

Рисунок 9.3 – Конструкція вогнепровідного шнура

Перш за все відмовилися від порохової м'якоті із звичайного чорного
пороху. Її замінив складний піротехнічний склад на основі
нітрогліцеринового пороху. Це забезпечує стійке горіння шнура і під водою
на глибинах до 5 метрів (реально і на набагато більших глибинах). Стопін
замінили направляючою ниткою, скрученою з трьох бавовняних ниток,
кожна з яких має різне просочення. Це забезпечує достатньо точну витримку
швидкості горіння шнура, запобігає загасанню горіння і перешкоджає явищу
прострілу. Тип обплетення змінився з радіального на діагональне, причому
суміжні шари обплетення мають різний напрям плетіння, що забезпечує
вищу міцність, гнучкість шнура. Число шарів обплетення стало не два, а три
або п'ять. Асфальт почав покривати не тільки верхній шар обплетення, а і
проміжні. Шнур, що має п'ять шарів обплетення почав іменуватися "шнур
подвійного асфальтування". Декілька пізніше, в середині п'ятдесятих років
зовнішній шар асфальту замінили пластиком.
Вогнепровідний шнур, поки не порушена цілісність направляючої
нитки, на відміну від бікфордів шнур, погасити неможливо. Це неможливо в
принципі.
ОША - вогнепровідний шнур асфальтований з бавовняному
обплетенню. Колір його темно-сірий. Швидкість горіння 1 см/с ±7%. Діаметр
4,8-5,8 мм. Поставляється в бухтах завдовжки 10 м.
ОШДА - вогнепровідний шнур подвійного асфальтування з
бавовняному обплетенню. Колір його темно-сірий. Швидкість горіння 1 см/с
±7%. Діаметр 5-6 мм. Поставляється в бухтах завдовжки 10 м.
Рекомендований для застосування в сирих місцях і під водою.
ОШП - вогнепровідний шнур в пластиковій оболонці. Колір його білий.
Швидкість горіння 1 см/с ±5%. Діаметр 5 мм. Поставляється в бухтах
завдовжки 10 м. Рекомендований для всіх випадків. Випускається також його
модифікація із швидкістю горіння 0,278 с. Такий шнур має колір оболонки
синій.

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 127
9.2 Розробка мікроконтролерного пристрою управління НВЧ-
генератором камери інтенсивної сушки
Основним призначенням мікроконтролерного пристрою управління
НВЧ-генератором камери інтенсивної сушки є керування оптимальними
режимами здійснення процесу інтенсивної сушки у камері інтенсивної сушки
в даному цеху шляхом інтенсивного випаровування молекул рідини (води),
що зв‘язує складові порохової суміші вогнепровідного шнуру в пластиковій
оболонці під дією надвисокочастотного випромінювання.
Функціональна блок-схема мікроконтролерного пристрою управління
НВЧ-генератором камери інтенсивної сушки. На рисунку 9.4 представлена
функціональна блок-схема мікроконтролерного пристрою управління НВЧ-
генератором камери інтенсивної сушки.
Інтерфейс
Блок
НВЧ-випромінювач Мікроконтролер
синхронизації
220В 50Гц Блок живлення Блок випрямлення
НВЧ-випромінювача та стабілізації
напруги
Рисунок 9.4 - Блок-схема мікроконтролерного пристрою управління
НВЧ-генератором

Розроблюваний пристрій складається з таких блоків та вузлів.
Блок живлення НВЧ-випромінювача – призначений для перетворення
мережевої змінної напруги 220 В у напругу живлення НВЧ-випромінювача та
постійну стабілізовану напругу в блоці випрямлення та стабілізації напруги,
яка синхронізується в блоці синхронізації з напругою та частотою роботи
мікроконтролеру.
Головним елементом схеми є мікроконтролер фірми Panasonic.
Команди управління поступають на мікроконтролер за допомогою
зовнішнього інтерфейсу, а інформація про стан та режими процесу сушіння
виводяться на дисплей блоку інтерфейсу.
Послідовність команд з мікроконтролеру (в залежності від керуючої
програми та стану контактних датчиків) поступає через мікроконтролер на
виконавчий пристрій – НВЧ-випромінювач, основне призначення якого –
створення мікрохвиль надвисокої частоти, які є основним інструментом
сушіння.
Опис електричної принципової схеми мікроконтролерного пристрою
управління НВЧ-генератором камери інтенсивної сушки. Принципова
електрична схема мікроконтролерного пристрою управління НВЧ-
генератором камери інтенсивної сушки зображена на рисунку 9.5.
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 128
R3
R1
DD2 DD3
R2 R16 16 12
CPU 8 17
IN1
11 +
C8 13
220В; 50Гц T1 1
VREF С12
63 AVCC 27 14 10
RES
64
VD2 R5 VT2 VCC
C9 16
C1 + C5 +
C3 3 2 C13
R6 IN6
VD6 26 1
CNSS
32 25 9
P30 R38
VSS
2 8 3
IN7
6
IN3
C4 + R7 VD7 C10 4
VD8 7
6 5
VD3 36 62
VT3 VP P20
61
P21
R18 40 58 VD11
P18 P24
L1 R8 59 57
P23 P25
56
P26
55
P27 C11
VD4 VT4
R17 R32-R37 VD12
8 S1
60
P22
R19 VD10
R27
7 9 7
IN2 IN0
R4 R20 R21 R24
VT1 R9 R28
30 34 6
XCIN R3
R25
VD9 R29
12 35 5
P45 R2
R22
R30
4 36 4
IN5 R1
L2 L3 11
DD1 R23 P48
9 R31
R10-R15 37 11
R0
11 6 19
P36
12 5 20
P35
L4-L7 15 1 24 10 9 3 2 1
P31
13 4 21 17
P40
P34 16
14 3 22 P41
P33 15
P42
10 7 16 14
P37 P43
T2 8 2 23 13
P44
P32
HG1
С6 +2,5 В
46 19 1
P10 G1
5
XIN 45 15
P11 G2
44 12
P12 G3 23
ZQ1 R26 43 9
С7 P13 G4
42 7
P14 G5
10 5
XOUT 41
P15 G6
47 10
VD1 C2 VD5 P07 H
54 20
P00 A
53 16
P01 B
52 17
P02 C
51 18
P03 D
50 14
P04 E
49 13
P05 F
VL1 45 11
P06 G
39 8
P17 I

Рисунок 9.5 – Принципова електрична схема мікроконтролерного
пристрою управління НВЧ-генератором камери інтенсивної сушки

Схема початкової установки C9, призначена для попереднього
скидання в 0 елементів пам'яті ОЗП мікросхеми DD3 і установки всіх
наявних в схемі тригерів, лічильників і тому подібне в початковий стан при
подачі напруги на блок управління.
У момент включення пристрою в мережу, конденсатор С9
розряджений, тому напруга на нім дорівнює 0 і на вхід RESET
мікропроцесора йде сигнал скидання. Через короткий проміжок часу
конденсатор заряджатиме через опір R16 до напруги живлення, сигнал
скидання на вході зникне і схема буде готова до подальшої роботи.
Щоб включити магнетрон, потрібно подати напругу 220-230 В на
первинну обмотку високовольтного трансформатора. Це відбуватиметься за
допомогою керуючих котушок L4-L7. Розглянемо умови, при яких
встановлюється необхідний стан котушок.
Включення магнетрона відбувається при установці таймера на заданий
час. При цьому на керуючих котушкам L4-L7 виникає напруга. В результаті
включається магнетрон, а на трансформатор Т2 подається напруга.
Резистор R8 служить для зниження пускового струму і працює лише
декілька мілісекунд в процесі кожного включення, до тих пір, поки не
виникне необхідний рівень струму на дроселі L1, напруга подається
одночасно з початком проходження струму через резистор. Необхідність
опору викликана тим, що в початковий момент, високовольтний конденсатор
C3 розряджений і в позитивний напівперіод, коли на діод поданий прямий
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 129
зсув, вторинна обмотка трансформатора виявляється замкнутою накоротко. В
результаті, при включенні магнетрона, відбувається різкий кидок струму.
Опір дозволяє обмежити пусковий струм на якийсь час, протягом якого
конденсатор поступово заряджає до номінального значення і пристрій плавно
входить в робочий режим.
Іноді сигнал скидання формується не тільки при включенні живлення,
але і при його знятті, для чого служить вузол на елементах VT1-R4-R9-L2-L3.
Дана схема проводить загальне скидання тоді коли з якої-небудь причини
напруга живлення на мікропроцесорі DD2 перевищить допустиме.
Генератор тактових імпульсів, як правило, знаходиться усередині
мікропроцесора, за винятком джерела опорної частоти, за яке
використовується кварцовий резонатор ZQ1 підключений до входів XIN і
XOUT.
Схема контролю живлення проводить загальне скидання
мікропроцесора, в тому випадку, якщо живляча напруга на нім перевищує
допустимий рівень.
Напруга стабілізації на стабілітроні VD9 трохи менше напруги
живлення, тому в звичайному режимі падіння напруги на резисторах R10-
R15 і відповідно на котушках складає долі вольта. Струм на останніх
відсутній, але знаходиться на межі включення. Приріст напруги вище
номінального повністю падає на резисторах R10-R15, тому навіть відносно
невелике збільшення напруги живлення, що свідчить про неполадки в схемі
стабілізації, приводить до швидкого відмикання транзистора і формування
сигналу скидання.
Підключення клавіатури управління здійснюється в мультиплексному
режимі.
На лінії сканування від мікропроцесора по черзі поступають короткі
імпульси, синхронно зміщені щодо один одного за часом. При натисненні
однієї з кнопок послідовність імпульсів, що проходять по підключеній до неї
лінії сканування, поступає на відповідну нею лінію відгуку і повертається
назад в мікропроцесор, на один з його входів. Номер входу, по якому
повернулися імпульси, і час їх прибуття дозволяють мікропроцесору
однозначно визначити, яка з кнопок в даний момент натиснута. Оскільки
підключення клавіатури багато в чому аналогічно розглянутому раніше
підключенню знакосинтезуючих індикаторів, то в обох випадках можна
використовувати одні і ті ж лінії сканування. Резистори R27-R31 фіксують
стан логічного 0, якщо жодна з кнопок на даній лінії відгуку не натиснута. У
даному випадку активним є низький рівень напруги, тому резистори
підключені до шини живлення -5 В.
Джерела живлення для ланцюгів блоку управління, як правило, мають
декілька вихідної напруги.
У ланцюзі індикатора HG1 використовується напруга +2,5 В.
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 130
Анодна напруга -5 В створюється схемою подвоєння на стабілітроні
VD6 і конденсаторі С3, робота якого аналогічна роботі силового блоку
живлення.
Стрибок напруги на вході трансформатора призводить до різкого
зниження опору діода захисту VD5 і, як наслідок, до вирівнювання напруги.
Оскільки при цьому через варистор протікає великий струм, то тривала дія
підвищеної напруги приводить до його перегорання. При виході діода
захисту з ладу заміну йому можна не шукати, досить випаяти його останки з
плати і зачистити обвуглені місця.
9.3 Розрахунок елементів кварцового генератора
Кварцовий генератор сконструйований для паралельного режиму
роботи кварцового резонатора, рисунок 2.6. Для правильної роботи
кварцового генератора потрібні навантажувальні конденсатори. Значення
навантажувальних конденсаторів залежать від навантажувальної ємності
резонатора CL, обумовленою документацією на резонатор.
C1
OUT1
ZQ1
C2
OUT2

Рисунок 9.6 – Схема підключення кварцового резонатора

Загальна ємність конденсаторів підключених між виводами
кварцового генератора повинна бути рівною навантажувальній ємності
резонатора, і визначається за формулою [24]:

C 25 ⋅ I
L ≈ 0 ,
U0

де І0 = 5 мА – струм на п‘єзогенераторі;
U0 = 5 В – напруга живлення п‘єзогенератора.
C 25 ⋅5
L ≈ = 25 мкФ.
5
Паразитна ємність визначається ємністю виводів резонатора і ємністю
друкованого монтажу. Звичайно загальне значення паразитної ємності
дорівнює Спар = 3…5 пФ. Схема підключення кварцового резонатора й
навантажувальних конденсаторів показана на рисунку 2.6.
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 131
C 1
L = +Cïàð .
1 1
+
C1 C2
Приймемо C1 рівним C2, тоді отримаємо:

C1 = C2 = 2 ⋅ (CL −Cïàð ),
C1 = C2 = 2 ⋅ (25− 5) = 40 пФ.

Вибираємо найближчу ємність з ряду номінальних ємкостей [24] і
вибираємо конденсатори С1 і С2 К10-17-25В-44пФ±10%.
Таким чином, в результаті проведених розрахунків було розраховано
навантажувальну ємність кварцового генератора п‘єзоелектричного
випромінювача, та підібрано компенсуючі конденсатори С1 і С2: К10-17-
25В-44пФ±10%. При необхідності підстроювання робочої частоти
кварцового генератора паралельно C2 може бути підключений конденсатор,
що підстроюється.

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 132
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Розрахунок ефективності
застосування надвисокочастотного сушіння в технології виготовлення
вогнепровідних шнурів
З метою застосування надвисокочастотного сушіння в технології
виготовлення вогнепровідних шнурів в даному цеху на підприємстві з
виготовлення вибухівки будемо використовувати мікроконтролерний
пристрій управління НВЧ-генератором камери інтенсивної сушки, що
дозволяє зменшити загальний час виготовлення вогнепровідних шнурів на
5%. Таким чином, за умов не змінення кількості виготовлення
вогнепровідних шнурів за одну робочу зміну, можна вважати, що
використання даного пристрою дозволяє зменшити коефіцієнт
завантаженості камери інтенсивної сушки на 5%, тобто, ΔКВ = К .
В 0,05 =
0,9.0,05 = 0,045; номінальна потужність
Р = 28,8 кВт; при cos φ = 0,88 (tg ϕ = 0,54).
Модифікація камери інтенсивної сушки розроблюваним пристроєм є
сучасною та компактною, а саме технологічне обладнання на якому
впроваджується даний пристрій стає більш ефективним та керованим, не
містить додаткового механічного оснащення і не потребує спеціально
створених умов навколишнього середовища.
Визначаємо основні електричні характеристики електрообладнання.
Реактивна та повна спожита потужність обладнання:

Q = P ⋅ tgϕ ;
Q = 28,8 ⋅0,54 =15,55 квар;
S = P2 +Q2 ;
S = 15,552 + 28,82 = 32,73 кВА.

Розглянувши попередні розрахунки ми можемо зробити висновок, що
застосування надвисокочастотного сушіння в технології виготовлення
вогнепровідних шнурів в даному цеху дозволить зменшити потужність
живлячого (цехового) трансформатора, а також до значного зниження
ударних струмів, що виникають при комутаційних переключеннях.
Для приблизного розрахунку економічного ефекту від впровадження
новітніх енергозберігаючих заходів та технологій скористаємося
порівняльною характеристикою, щодо спожитої електроенергії за рік, при
роботі технологічного обладнання в одну зміну при 8-годинному робочому
дні п‘ять днів на тиждень, тобто 2112 годин на рік:

C = n ⋅ ∆KB ⋅S ⋅Cел ⋅ t ,

де n – кількість камер інтенсивної сушки в даному цеху; n = 5;
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 133
ΔКВ – зменшення коефіцієнту завантаженості камери інтенсивної
сушки при використані розробленого пристрою; ΔКВ = 0,045;
Сел – вартість однієї кіловат-години; Сел = 10,8 грн;
S – споживана потужність; S = 32,73 кВА;
t – кількість робочих годин на рік, t = 2112 годин.

C = 5 ⋅0,045 ⋅32,73 ⋅10,8 ⋅2112 =167975,6 грн. за рік.

Отже, можна зробити висновок про те, що застосування
надвисокочастотного сушіння в технології виготовлення вогнепровідних
шнурів в даному цеху на підприємстві з виготовлення вибухівки за рахунок
використання мікроконтролерного пристрою управління НВЧ-генератором
камери інтенсивної сушки є технічно і економічно вигідним і має
економічний ефект: С = 12 909,55 грн. за рік.

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 134
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз небезпечних та шкідливих чинників при роботі в
приміщені технологічного відділу

Проблема охорони праці набуває особливого значення в умовах
сучасного виробничого середовища. Нині людині доводиться виконувати
свою роботу в умовах, коли сучасні технологічні процеси характеризуються
наявністю різноманітних енергетичних систем з небезпечними для
навколишнього середовища та людини чинниками. Складність технологічних
систем та процесів ставить підвищенні вимоги до організму людини. Їй
доводиться діяти на межі своїх фізичних та психологічних можливостей. В
таких умовах людина не завжди може досконало сприймати швидкі зміни
обставин в процесі виробничої діяльності і адекватно на них реагувати.
Навіть звичайна праця у відділі вже стає шкідливою для здоров'я працівника,
тому що при цьому використовуються персональні комп’ютери (ПК), факси,
ксерокси та інші прилади, без яких сучасна професійна діяльність
неможлива, але всі вони мають високо небезпечні для людини фактори.
Під час роботи на виробництві на людину можуть впливати один, або
низка небезпечних та шкідливих виробничих факторів. Безпека того чи
іншого технологічного процесу може бути визначена за їх кількістю і за
ступенем небезпеки кожного з них зокрема. Безпека праці на виробництві
визначається ступенем безпеки окремих технологічних процесів.
Небезпечні й шкідливі виробничі фактори поділяються на фізичні,
хімічні, біологічні й психофізіологічні. Останні за характером впливу на
людину підрозділяються на фізичні й нервово-психічні перевантаження, а
інші - на конкретні небезпечні й шкідливі виробничі фактори.
Кімната відділу є складовою загального технологічного відділу
підприємства і знаходиться на другому поверсі триповерхового будинку.
Система електропостачання підприємства розробляється у
технологічному відділі, який містить три робочих місця та має наступні
розміри: довжина – 6 м, ширина – 4 м, висота – 2,8 м, загальна площа – 24 м2
та об’єм – 67,2 м3, що цілком відповідає нормам, оскільки на одне робоче
місце, обладнане ПК, покладається 6 м2 та 20 м3 (ДБН В.2.2.28-2010).
Мікроклімат виробничих приміщень - метеорологічні умови
внутрішнього середовища приміщень, які визначаються діючими на організм
людини поєднаннями температури вологості, швидкості руху повітря і
теплового випромінювання.
Тривалий вплив високої температури у поєднанні зі значною вологістю
може привести до накопичення тепла в організмі і до гіпертермії. Цей стан,
при якому температура тіла підвищується до 38-40°С. При гіпертермії, і як
наслідок, тепловому ударі, спостерігається головний біль, запаморочення,
загальна слабкість, зміна колірного сприйняття, сухість у роті, нудота,
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 135
блювота, потовиділення. Пульс і частота дихання прискорюються, в крові
зростає вміст залишкового азоту і молочної кислоти. Спостерігається
блідість, посиніння шкіри, зіниці розширені, іноді виникають судоми, втрата
свідомості.
Для визначення норми мікроклімату на робочому місці, необхідно
знати 2 чинники: період року (теплий, холодний) та категорію роботи,
залежно від енерговитрат. В нашому випадку енерговитрати попадають в
легку категорію (Iа - до 148 Вт, Iб - 150-174 Вт).
Оптимальні параметри мікроклімату - це таке поєднання температури,
відносно вологості і швидкості повітря, яке при тривалій і систематичній дії
не викликає відхилень в стані людини.
Оптимальні параметри мікроклімату:
1) температура холодний період t - 22 - 24 °С, в теплий 23 - 25°С;
2) вологість - 40 - 60 %;
3) швидкість руху повітря в холодний період не більше ніж 0,1 м/с,
теплий - 0,1 – 0,2 м/с.
Допустимі мікрокліматичні умови - це поєднання параметрів
мікроклімату, які при тривалій і систематичній дії на людину можуть
викликати зміни теплового стану організму, швидко. При цьому не виникає
ушкоджень або порушень стану здоров'я, але можуть спостерігатися відчуття
дискомфортний стан, погіршення самопочуття і зниження працездатності.
Допустимі параметри мікроклімату:
1) температура холодний період - 22 - 27 °С, в теплий 24 - 29°С;
2) вологість - 75 %;
3) швидкість руху повітря в холодний період не більше ніж 0,3 м/с,
теплий - 0,3 – 0,5 м/с.
При відхиленні фактичних параметрів від нормативних відбувається
порушення теплообміну, терморегуляції і пов'язаних з ними багатьох
функцій організму, що призводить до виникнення ряду захворювань.
Посилене потовиділення призводить до значної втрати хлоридів, що
знижує здатність крові утримувати воду, внаслідок чого вода, що
випивається, швидко виводиться з організму.
При підвищенні відносної вологості повітря в умовах високої
температури значно погіршується віддача тепла випаром поту.
Фактичні параметри мікроклімату:
1) температура холодний період - 21 - 23 °С, в теплий 26 - 28°С;
2) вологість - 55 %;
3) швидкість руху повітря в холодний період - 0,1 м/с, теплий - 0,1-0,2
м/с.
Порівнюючи фактичні параметри мікроклімату з нормативними можна
зробити висновок, що мікроклімат у відділі відповідає встановленим нормам
(ДСН 3.3.6.042-99).
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 136
У відділі джерелом шуму є системний блок ПК, який створює на
робочому місці рівень шуму від 35-40 дБ, що не перевищує нормативного
рівня який становить 60дБ відповідно документу ДСН 3.3.6.037-99. Оскільки
фактичний рівень шуму не перевищує нормованого значення, то засоби
захисту від шуму у відділу непотрібні.
Джерел, що створюють підвищену концентрацію хімічних речовин в
приміщенні, немає, тому склад повітря відповідає ДСТУ-Н Б А.3.2-1:2007.
Електромагнітне випромінювання зашкоджує здоров’ю людини.
Внаслідок дії на організм людини електромагнітних випромінювань
спостерігаються: загальна слабкість, підвищена втомованість, пітливість,
сонливість, а також розлад сну, головний біль, болі в області серця.
З’являються роздратування, втрата уваги, подовжується тривалість мовно-
рухової та моторної реакцій, збільшується межа нюхової чутливості. У
відділі знаходиться ПК, який є джерелом електромагнітного
випромінювання, але його рівень не перевищує нормоване значення згідно до
документу ДСН 3.3.6.096-2002. Рекомендовано після кожних двох годин
інтенсивного користування ПК робити перепочинок на 15-20 хв.
Раціонально виконане освітлення приміщення надає позитивного
психофізіологічного впливу на працюючих, сприяє продуктивності праці,
забезпеченню її безпеки, знижує рівень втоми і травматизму, зберігає високу
працездатність в процесі праці.
Для створення комфортних умов зорової роботи застосовують
природне і штучне освітлення, а також суміщене, яке нормується ДБН В.2.5-
28-2018.
Штучне освітлення буває робочим, аварійним, охоронним,
евакуаційним та черговим. Влаштування робочого освітлення обов’язкове в
усіх приміщеннях і на освітлюваних територіях, вулицях для забезпечення
нормальної роботи, проходу людей і руху транспортних засобів під час
відсутності або нестачі природного освітлення.
За своїм характером зорова праця, відноситься до високої точності,
тому розряд зорової роботи - ІІ, підрозряд - б, оскільки найменший розмір
об’єкту розрізнення 0,15-0,3 мм. Для робіт ІІ розряду використовується лише
суміщене освітлення.
Природне освітлення нормується за допомогою коефіцієнта
природного освітлення за ДБН В.2.5-28-2018. Нормоване значення
коефіцієнта природного освітлення 1.2%. Фактичний рівень на робочому
місці лежить в діапазоні 28-42%. Тому рівень природного освітлення
відповідає нормативним вимогам.
На стелі відділу розташовано чотири світильника типу ЛПП-04-2х18,
який має дві лампи типу Т8 потужністю 18 В. Світильник має ступінь
захисту IP65. Такі світильники застосовуються в приміщеннях з високим
рівнем пилу та вологи, промислових зонах, де потребується підвищена
безпека при роботі з освітлювальними приладами.
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 137
Фактичний рівень штучного освітлення, який створюють світильники
типу ЛПП-04-2х18 становить 450 Лк. Згідно ДБН В.2.5-28-2018 норма
штучного освітлення повинна становити 300 Лк. Порівнюючи ці данні можна
зробити висновок, що фактичний рівень штучного освітлення відповідає
встановленим нормам.
На кожному робочому місці знаходиться місцевий світильник HL069L
11W для виконання точних робіт.
Електробезпека — система організаційних та технічних заходів і
засобів, що забезпечують захист людей від шкідливого та небезпечного
впливу електричного струму, електричної дуги, електромагнітного поля і
статичної електрики. Правила електробезпеки регламентуються правовими і
технічними документами, нормативно-технічною базою. Знання основ
електробезпеки обов'язкове для персоналу, що обслуговує електроустановки
і електроустаткування.
Приміщення відділу відноситься до приміщень з підвищеною
небезпекою ураженням працівників електричним струмом, оскільки є
можливість одночасного дотику людини до існуючого з’єднання з землею
металевими конструкціями будинків, з одного боку, і металевими корпусами
електроприладів, з іншого згідно ПУЕ.
Електромережа, від якої живиться обладнання, має напругу 220В з
частотою змінного струму 50 Гц. Переріз струмопровідної жили 2,5 мм2.
розрахований на 21 А і потужність до 4,5 кВт. Проводка прокладена під
шаром штукатурки, що захищає її від випадкового дотику працівника до
струмопровідних частин. Всі дроти без виключення мають ізольоване
покриття опором 0,5 МОм. Всі корпуси обладнання під’єднуються до
загальної в установі системи захисного заземлення (ДСТУ Б В.2.5-82:2016).
У відділі є один вимикач світла, що знаходиться біля дверей, а також шість
розеток на робочому місці для під’єднання обладнання до живлючої мережі.
Також для індивідуального захисту від можливого ураження струмом під
ногами працівника розташований резиновий килим.
Захист від пожеж є найважливішим обов'язком кожного співробітника
підприємства. Протипожежний захист має своєю метою вишукування
найбільш ефективних, економічно доцільних і технічно обгрунтованих
способів і засобів попередження пожеж та їх ліквідації з мінімальним
збитком при найбільш раціональному використанні сил і технічних засобів
гасіння.
Оскільки стіни будівлі цегляні, то ступінь вогнестійкості будівлі - ІІ
згідно з ДБН В.1.1-7-2016.
Приміщення відділу відповідає класу пожежонебезпечної зони П-IIа
відповідно до ПУЕ. Клас П-IIа – зона приміщень, в котрих є тверді або
волокнисті горючі речовини. Горючий пил і волокна не виділяються.
Приміщення відділу за вибухопожежною та пожежною небезпекою
належить до категорії В – пожежонебезпечні у відповідності з ДСТУ Б В.1.1-
38:2016, тому що в ньому знаходяться горючі та важкогорючі рідини, тверді
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 138
горючі та важкогорючі речовини та матеріали (в тому числі пил і волокна),
речовини та матеріали, здатні тільки горіти при взаємодії з водою, киснем
повітря або один з одним, за умови, що приміщення, в яких вони є в
наявності або обертаються, не належать до категорій А і Б.
Порошкові вогнегасники найбільш часто застосовуються як основні
засоби протипожежного захисту в електроустановках. Вони ефективно
локалізують джерело загоряння та збивають полум'я. Вогнегасний компонент
в них - інертний порошок, що перешкоджає доступу кисню в осередок
горіння. Порошкові вогнегасники, що мають маркування ВП, незамінні при
гасінні кабельної ізоляції: вони покривають палаючий матеріал щільним
шаром і перешкоджають повторному загорянню. Порошкові вогнегасники
можна застосовувати в електроустановках, що знаходяться під напругою.
Відповідно до Правил експлуатації вогнегасників у відділу знаходиться
один вогнегасник ВП-5 на спеціальному кріпленні на стіні.
Відповідно НПАОП 0.00.4.12-05 вступний інструктаж з безпеки праці
проводять з усіма працівниками, хто приймається на роботу незалежно від
їхньої освіти, стажу роботи за даною професією чи посадою, з тимчасовими
рамками, відрядженими, учнями і студентами, які прибули на виробниче
навчання або практику. Після проходження вступного інструктажу працівник
проходить інструктаж з протипожежної безпеки. Після проходження
вступного інструктажу працівник зобов'язаний пройти первинний інструктаж
безпосередньо на робочому місці. Повторний інструктаж проходять всі
працівники незалежно від кваліфікації, освіти, стажу, характеру виконуваних
робіт, не рідше одного разу на квартал. Позачерговий інструктаж поводять в
окремих випадках.
Відповідно до наказу МОЗ №246 від 21.05.2007р. працівники повинні
проходити періодичні медогляди. Метою медоглядів є своєчасне виявлення
захворювань або відхилень у стані здоров'я, що загрожують працівникові та
його оточенню у конкретних умовах здійснення професійної діяльності. За
своїм характером розрізняють запобіжні (попередні) і періодичні медичні
огляди.
Медичні огляди поділяються на попередні (до прийняття на роботу) та
періодичні. Періодичні медичні огляди проводять протягом часу виконання
працівником трудових обов'язків; вони забезпечують динамічне
спостерігання за станом здоров'я працівників, виявлення ранніх ознак
шкідливого впливу виробничих умов на організм, а також захворювань,
наявність яких унеможливлює продовження роботи за певним фахом;
запобігають виникненню нещасних випадків, поширенню інфекційних і
паразитарних захворювань тощо.
Запобіжні (попередні) медичні огляди проводять під час прийняття на
роботу для встановлення фізичної, психофізіологічної та психологічної
придатності осіб до роботи за конкретно обраними професією, спеціальністю
або посадою.
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 139
У відділі та й взагалі на другому поверсі установи відсутня система
протипожежної сигналізації, тому існує необхідність щодо створення у
відділу підприємства цієї системи, відповідно ДБН В.2.5.56-2014.

11.2 Розробка системи протипожежної сигналізації в приміщенні
відділу

Система пожежної сигналізації призначена для виявлення пожежі,
обробки, передачі в заданому вигляді повідомлення про пожежу, спеціальної
інформації або видачі команди на включення автоматичних установок
пожежогасіння і включення виконавчих установок систем протидимного
захисту, технологічного та інженерного обладнання, а також інших пристроїв
протипожежного захисту.
У відділі пропонується встановити систему протипожежної сигналізації
фірми «POLON-ALFA», що складається з таких основних елементів: база G-
40, підставка під базу PG-40 і пожежний димовий сповіщувач DOR-40.
Прилад приймально-контрольний пожежний (ППКП) POLON 4200
(рисунок 11.1) дозволяє інтегрувати усі елементи адресної інтерактивної
системи автоматичного виявлення пожежі POLON 4000. Прилад координує
роботу усіх пристроїв і систем і приймає рішення про активацію пожежної
тривоги, запуск пристроїв сигналізацій і протипожежних, а також передачу
інформації на пульт централізованого моніторингу. Прилад POLON 4200
рекомендується для пожежного захисту об'єктів невеликого або середнього
розміру, напр. готелів, банків, складів, пам'ятників історії і так далі. Прилад
також дозволяє контролювати і управляти зовнішніми захисними
пристроями, такими як протипожежні двері, димові заслінки і так далі, а
також передавати інформацію про пожежу на станцію моніторингу в
цифровому і аналоговому виді. Після отримання сигналу тривоги, відповідно
з запрограмованим варіантом, прилад може запустити сигналізатори.
З POLON 4200 працюють адресні пожежні сповіщувачі серії 4040:
- оптичні димові DUR;
- оптичні димові DOR;
- іонізаційні димові DIO;
- максимально-диференціальні теплові TUP;
- оптично-температурні DOT;
- сповіщувач диму і полум'я DPR;
- радіосповіщувач DUR – 4047.
Прилад виконаний у вигляді металевої шафки, призначеної для
монтажу до стіни з допомогою спеціальної рами. Дверці шафки, що є
одночасно передньою панеллю приладу замикається на циліндричний замок.
На дверцях приладу розташовані усі елементи сигналізацій. Усередині
шафки поміщені усі модулі електронних ланцюгів і блок живлення. Для
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 140
введення дротів передбачені круглі отвори, розташовані у верхній частині
задньої стінки приладу. Нижче розташовані роз'єми для кабелів мережевого
живлення і заземлення. Усередині приладу на дні з лівого боку можна
помістити пару акумуляторів 12 В місткістю 17 А·год.

Рисунок 11.1 – Передня панель приладу пожежної сигналізації POLON
4200

На рисунку 11.2 представлено розміщення модулів в приладі POLON
4200.

Рисунок 11.2 - Розміщення устаткування приймально-контрольного
приладу POLON 4200

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 141
Модулі в приладі POLON 4200 розміщені на дверцях і на стінах і
кріпляться за допомогою гвинтів. Модуль головного мікроконтролера PSC -
43 з прикріпленим до нього РК-дисплеєм розташований на дверцях приладу.
Внизу дверці знаходиться DR – 48 для ведення інформації та налаштувань, а
над ним - плата акустичного сигналізатора і головного індикатора пожежі.
З заднього боку розташовані:
- ліворуч вгорі модуль програмованих виходів PPW - 42;
- справа модуль шлейфів сигналізації MSL - 1m-42;
- справа внизу модуль живлення MZ – 4212.
Технічні характеристики POLON 4200:
- Основне живлення - 230 В;
- Резервне живлення, акумулятори - 2x12В (17 - 22A·год);
- Споживання струму в режимі спостереження - макс. 700 мA;
- Кількість шлейфів сигналізації - 2;
- Макс. кількість сповіщувачів в шлейфі - 64;
- Кількість зон спостереження - 128;
- Кількість варіантів тривоги - 17;
- Релейні виходи - безпотенційні на приладі 3 (навантаження 1A 30В);
- Сигнальні лінії (потенційні) - 1;
- Контрольні лінії - 2;
- Робоча температура -5°C ÷ +40°C.
База G-40 призначена для встановлення сповіщувачів серії 40 в колах
виявлення (шлейфах) приладів приймально-контрольних пожежних (ППКП)
неадресного типу та сповіщувачів серії 4040 в колах виявлення адресних
ППКП системи POLON 4000.
Бази використовуються для підключення дротів кіл виявлення, що
прокладені під штукатуркою або поверх неї. Бази G-40 призначені для
монтажу на сухих стелях. Для монтажу на стелях, де може виступати
скупчення водяної пари, або у разі монтажу на горизонтальних несучих
тросах використовується додаткова промислова підставка PG-40. Підставка
PG-40 призначена для підключення дротів кіл виявлення, що прокладені в
трубі зовнішнього діаметру макс. Ø18 мм поверх штукатурки на стелях.
База G-40 також може встановлюватися на підвісі у разі використання
промислової підставки PG-40 з кріпленням PG7 або підставки на стелю баз
для підвісу PSGW. Кріплення PG7 та підставка PSGW – обладнання
опціональне, постачається на замовлення.
У разі встановлення баз G-40 в місцях, в яких сповіщувач може бути
механічно пошкоджений, рекомендується використовувати захисний ковпак
OZ-40.
Технічні характеристики бази G-40.
Сповіщувачі, що працюють з базою G-40 сповіщувачі серії 40 та 4040
Діаметр дротів кола (шлейфа) Ø 4,5 ÷ Ø 5,5 мм
Максимальний діаметр жил дротів ≤ 1 мм
Маса бази G-40 ≤ 0,1 кг
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 142
Основні розміри бази G-40 Ø 107 x 28,5 мм
Відстань отворів кріплення G-40 63 мм
База складається з: корпуса бази, в якому встановлені основні клеми-
самозатискачі для підключення дротів кола виявляння (шлейфу) та додаткові
клеми для з’єднання екранів дротів.
Механічну конструкцію бази G-40 наведено на рисунку 11.3 та рисунку
11.4.

Рисунок 11.3 - Загальний вигляд елементів бази G-40

Рисунок 11.4 - Механічна конструкція бази G-40

База G-40 використовується для роботи зі сповіщувачами серії 40 в
колах виявляння (шлейфах) неадресних ППКП та зі сповіщувачами серії 4040
в колах виявляння адресних ППКП системи POLON 4000. Нерозривність
кола виявлення досягається тільки після встановлення сповіщувачів в бази.
Пожежний сповіщувач – це пристрій протипожежного захисту для
охорони і безпеки приміщень, що є основою комплексу технічного
обладнання систем пожежної сигналізації. Основне завдання пожежних
сповіщувачів – автоматичне уловлювання всіх виникаючих ознак ймовірного
загоряння з наступною передачею сигналу про пожежу.
Сповіщувач димовий оптичний DOR-40 призначений для виявлення
видимого диму, який супроводжує виникнення більшості пожеж. Він робить
можливим виявлення пожежі на початковій стадії, коли матеріал тільки тліє,
що відбувається загалом довго перед появою відкритого полум’я і помітним
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 143
підвищенням температури. Сповіщувач характеризується значною стійкістю
до повітряних потоків, зміни тиску і конденсації водяних парів. Має високу
чутливість на видимий дим.
Технічні характеристики сповіщувача димового оптичного DOR-40:
- напруга живлення - 12 В ÷ 28 В;
- максимальний струм споживання - ≤ 60 мкА;
- струм в стані тривоги - 20 мА;
- чутливість сповіщувача - не більше 0,2 дБ/м;
- максимальна висота встановлення - 12 м;
- максимальна площа спостереження - 60 ÷ 86 ;
- робоча температура -25 °C .... +55 °C;
- допустима відносна вологість - до 95 % при 40 °C;
- габаритні розміри - Ø 115 x 43 мм;
- вага (без бази) - 0,15 кг;
- колір сповіщувача (стандартно) білий.
Механічна конструкція сповіщувача наведена рисунку 11.5. Важливою
частиною сповіщувача є вузол детекції, в склад якого входять інфрачервоний
світлодіод та фотодіод. Ці діоди закріплені в тримачі таким чином, щоб
промінь від світлодіода безпосередньо не попадав на фотодіод. Вузол
детекції (тримач з діодами) закріплений безпосередньо до друкованої плати,
що містить електроніку з процесором, який контролює роботу сповіщувача.
Камера запобігає проникненню світла ззовні до вузла детекції. Металева
сітка запобігає попаданню до вузла детекції дрібних комах та іншого бруду.
Корпус сповіщувача, виконаний з білого пластика, складається з кожуха,
основи та екрана.
DOR-40 використовується з базою G-40, до якої під’єднуються дроти
кола (шлейфу) приладу приймально-контрольного пожежного (ППКП).

Рисунок 11.5 - Конструкція сповіщувача DOR-40

Основою принципу дії оптичного сповіщувача диму DOR-40 є явище
Тіндаля – розсіювання світлового променя на частинках диму. Основною
частиною сповіщувача DOR-40 є оптичний вузол, що складається з
електролюмінісцентного світлодіода, який випромінює світло в
інфрачервоному діапазоні, а також фотодіода, що є приймачем
випромінювання. Оптичний вузол і простір навколо нього закриті димовою
камерою. Конструкція оптичної камери гарантує поглинання зовнішнього
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 144
світла та променів від внутрішніх відбивань світла, яке випромінює
світлодіод. Частинки диму, що проникають в середину камери, відбивають
світло, випромінюване світлодіодом. Відбите світло попадає на фотодіод і
викликає появу фотоструму, який після підсилення та перетворення у
цифрову форму, аналізується мікропроцесором сповіщувача. Стан тривоги
(ПОЖЕЖА) сповіщувача сигналізується свіченням червоного світлодіода,
який розміщується на корпусі сповіщувача. Цей індикатор дозволяє швидку
локалізацію сповіщувача, що спрацював, та допомагає при періодичній
перевірці роботи сповіщувача. Якщо сповіщувач знаходиться поза полем
зору, то можна до нього під’єднати додатковий оптичний індикатор
спрацювання у видимому місці. Сповіщувач DOR-40 містить схему цифрової
саморегуляції, тобто підтримує постійну чутливість при поступовому
забруднені димової камери. Після перевищення встановленого порогу
сповіщувач переходить в стан тривоги.
Сповіщувачі DOR-40 встановлюються (висота, розміщення) згідно з
обов’язковими нормами ДБН В.2.5-56-2014. Сповіщувачі монтуються в
приміщеннях, де використовуються та знаходяться матеріали, що з моменту
виникнення пожежі будуть виділяти видимий дим. У випадку складності у
визначені найбільш вірогідного фактора пожежі (виду диму), що може
виникнути в першій фазі розвитку пожежі, необхідно використовувати
комбіновані пожежні сповіщувачі. Сповіщувач монтується в базі серії 40.
Додаткову оптичну сигналізацію одного сповіщувача або групи сповіщувачів
можна отримати шляхом підключення виносного індикатора WZ-31. Дроти
системи пожежної сигналізації прокладаються згідно з правилами,
обов’язковими для слабкострумних мереж з низькою напругою (менше 42 В).

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 145
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ

1. Букович Н. В. Розрахунок струмів короткого замикання
електроенергетичних систем. Львів : Вища шк., 2008. 248 с.
2. Бурбело М.Й., Бірюков О.О., Мельничук Л.М. Системи
електропостачання. Елементи теорії та приклади розрахунків. Вінниця:
ВНТУ, 2011. 204 с.
3. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт
України. Характеристики напруги електропостачання в електричних
мережах загальної призначеності.
4. ДСТУ EN 60947-1:2017. Апаратура комутаційна та апаратура
керування низьковольтна. Ч. 1. Загальні правила (EN 60947-1:2007;
А1:2011; A2:2014, IDT; IEC 60947-1:2007; А1:2010, А2:2014, IDT).
Прийнятий методом перекладу. Ідентичний щодо EN 60947-1:2007.
5. ДСТУ ІЕС 60909-0:2007. Струми короткого замикання у трифазних
системах змінного струму. Ч. 0. Обчислення сили струму (ІЕС 60909-
0:2001, IDТ). Видання офіційне. Київ: Держспоживстандарт України,
2009. 51 с.
6. ДСТУ ІЕС TR 60909-4:2008 Струми короткого замикання у трифазних
системах змінного струму. Частина 4: Приклади розрахунку струму
короткого замикання/
7. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015 Настанова з проєктування систем
електропостачання промислових підприємств.
8. Електропостачання промислових підприємств. Посібник для курсового
та дипломного проєктування / Шестеренко В.Є., Шестеренко О.В. –
Київ, 2013. – 424 с.
9. Електропостачання промислових підприємств: Підручник для
студентів електромеханічних спеціальностей / В.І. Мілих, Т.П.
Павленко. – Харків : ФОП Панов А. М., 2016. – 272 с.
10. Інтернет-магазин ламп «Світло» [електронний ресурс]
https://svitlomag.com/ .
11. Коліушко Д. Г. Проєктування систем електропостачання промислових
підприємств: навч.-метод. посібник до виконання курсового проєкту за
курсом "Електропостачання промислових підприємств та
енергозбереження": для студентів дистанц. форми навчання за
спец.141– Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка за
освітньою програмою 03 "Електропривід, мехатроніка та
робототехніка" / Д. Г. Коліушко, Л. В. Асмолова ; Нац. техн. ун-т
"Харків. політехн. ін-т". – Харків: ПромАрт, 2021. – 96 с.
12. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра для
здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм
навчання [Електронний ресурс] / [Упоряд. : Ситник О.О., Яценко І.В.,
Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 146
Ключка К. М., Самойлик О.В.] ; М-во освіти і науки України, Черкас.
держ. технол. ун-т. – Черкаси : ЧДТУ, 2022. – 98 с.
13. Охріменко В. М. Споживачі електричної енергії [Електронний ресурс] :
підручник / В. М. Охріменко ; Харків. нац. ун-т міськ. госп-ва ім. О. М.
Бекетова. – Харків : ХНУМГ ім. О. М. Бекетова, 2019. – 286 с. – режим
доступу: http://elib.chdtu.edu.ua/e-books/4827
14. Перехідні процеси в системах електропостачання: підручник для ВНЗ /
Г.Г. Півняк, І.В. Жежеленко, Ю.А. Папаїка, Л.І. Несен, за ред. Г.Г.
Півняка ; М-во освіти і науки України, Нац. гірн. ун-т. – 5-те вид.,
доопрац. та допов. – Дніпро : НГУ, 2016. – 600 с.
15. Правила улаштування електроустановок / Міненерговугілля УКРАЇНИ.
Видання офіційне. Київ, 2017. 617 с. URL: https://art-energetyka.com.ua
16. Сайт Дніпровського кабельного заводу (ДКЗ) «Енерго» [електронний
ресурс] https://dkzenergo.com/ua/about
17. Соловей О.І. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств / О.І. Соловей, О.О. Ситник, В.П. Розен, В.В.
Демиденко, Г.В. Курбака, А.В. Чернявський та С.М. Мильніченко //
Черкаси: ЧДТУ, 2012, с. 247.
18. СОУ-Н ЕЕ 20.178:2008. Схеми принципові електричні розподільчих
установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних підстанцій.
19. СОУ-Н МЕВ 45.2-37471933-44:2011 Укрупнені показники вартості
будівництва підстанцій напругою від 6 кВ до 150 кВ та ліній
електропередавання напругою від 0,38 кВ до 150 кВ.
20. СОУ-Н МПЕ 40.1.20.510:2006 Методика визначення економічно
доцільних обсягів компенсації реактивної енергії, яка перетікає між
електричними мережами електропередавальної організації та
споживача.
21. Споживачі електричної енергії. Електричне освітлення : навч. посіб. /
О. І. Соловей, А. В. Чернявський, О. О. Ситник, В. Ф. Ткаченко, Г. В.
Курбака ; за ред. Солов’я О. І. ; М-во освіти і науки України, Черкас.
держ. технол. ун-т. – Черкаси : ФОП Гордієнко Є.І., 2018. – 132 с.
22. Шкрабець Ф.П. Ш 64 Електропостачання: навч. посіб. / Ф.П.Шкрабець;
М-во освіти і науки України, Нац. гірн. ун-т. – Д.: НГУ, 2015. – 540 с.
23. IEC 60909-3. Short-circuit currents in three-phase AC systems – Part 3:
Currents during two separate simultaneous line-to-earth short circuits and
partial short-circuit currents flowing through earth.

Арк.
ЧДТУ А1 23212 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 147

ChSTU repository

ChSTU repository preserves and enables easy and open access to all types of digital content including text, images, moving images, mpegs and data sets