Електропостачання підприємства з виготовлення механізмів і агрегатів  для прийомоздавальних випробувань

Ковтун, Віталій Анатолійович

Please use this identifier to cite or link to this item: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/4184

Title:	Електропостачання підприємства з виготовлення механізмів і агрегатів для прийомоздавальних випробувань
Authors:	Самойлик, Олександр Васильович Ковтун, Віталій Анатолійович
Keywords:	Електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика
Issue Date:	Jun-2022
Abstract:	У випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання підприємства з виготовлення механізмів і агрегатів для прийомоздавальних випробувань. 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 завданні розглянуті питання випробування кабельних ліній після монтажу. Діагностика ізоляції. В економічному розділі пояснювальної записки розглянуто питання доцільносты відключення одного з трансформаторів двотрансформаторної підстанції при спаді навантаження У розділі з охорони праці проведено розрахунок розробки системи кондиціонування повітря лабораторії.
URI:	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/4184
Appears in Collections:	141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання)

Files in This Item:

File	Description	Size	Format
Ковтун_Самойлик.pdf Restricted Access		3.84 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 і робототехніки
(назва факультету)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва кафедри)

ПОГОДЖЕНО
Завідувач кафедри _________О.О. Ситник
«_____» __________2022 року

ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА

до кваліфікаційної роботи

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

«Електропостачання підприємства з виготовлення механізмів і агрегатів
для прийомоздавальних випробувань»
(назва теми згідно наказу)

Виконав: здобувач вищої освіти 2 курсу,
групи СКЕСЕ – 206
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»

Ковтун Віталій Анатолійович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)

Керівник _______________ Самойлик О.В. .
( прізвище та ініціали)

Рецензент _______________ _______________
(прізвище та ініціали)

Черкаси 2022 року

4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ…………………………………... 53
4.1 Вибір трансформаторів ГПП …………………………… 53
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності…….. 56
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві…. 59
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ……………...…. 68
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції
внутрішньозаводської мережі………………………...…. 68
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж……………… 69
6 6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В……………………………………... 73
6.1 Вихідні дані для розрахунків…………………………… 73
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання
в характерних точках…………………………………….. 78
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання
в мережі 110 кВ………………………………………….. 83
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ
ГПП. ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ ПЕРЕВІРКА
КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ…………………………………………..….. 89
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП……. 89
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН……………..….. 90
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН………… 92
7.4 Вибір трансформаторів струму………………………… 93
7.5 Вибір трансформаторів напруги……………………….. 96
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість……………….. 97
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
ЦЕХУ……………………………………………………………… 98
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання
цеху………………………………………………………. 98
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних
систем…………………………………………………….. 99
8.2.1 Загальні відомості………………………………... 99
8.2.2 Розрахунок освітленості…………………………. 99
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок... 103
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
4
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5

2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам
нагріву…………………………………………………… 110
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних
мереж……………………………………………… 110
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до
1 кВ за умовами нагріву та захисту…………. 111
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами
напруги …………………………………………… 113
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок
НКУ……………………………………………….. 116
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до
1000 В……………………………………………………... 117
8.4.1 Розрахунок начального значення періодичної
складової струму трифазного КЗ………………... 120
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ……….……. 128
8.5 Захист цехових електричних мереж……………………. 129
8.5.1 Вибір апаратів захисту………………………….. 129
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність……………… 131
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової
трансформаторної підстанції…………………………… 132
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки
трансформаторної підстанції…………………………… 133
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Випробування кабельних
ліній після монтажу. Діагностика ізоляції….………...………….. 138
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА………………………….. 144
11 ОХОРОНА ПРАЦІ……………………………………………….. 152
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ……………………………….. 160

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
5
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5

2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ

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 [1, 2, 3], 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 проектуванні і експлуатації
системи електропостачання промислового підприємства СЕП ПП.

1.1 Характеристика об’єкта проектування

Забезпечення споживачів електричною енергією здійснюється
через систему електропостачання, яка далі здійснює передачу та
розподілення електричної енергії по всім електроприймачам, забезпечує
необхідну потужність в години максимальних навантажень, задану
(нормовану) надійність електропостачання, нормовані межі зміни
показників якості електричної енергії, має задовольняти умовам безпечної
експлуатації, економічності та мати надійне керування.
Система електропостачання промислового підприємства складається
з мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції,
розподільчих пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у
цехах. Призначена система для забезпечення вимог виробництва в
передачі електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у
відповідній кількості та якості.
Як відомо [3], системи електропостачання промислових підприємств
можна умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та
комбіновані. Згідно з завданням на дипломне проектування система
електропостачання промислового підприємства має бути централізованою.
Основними чинниками при проектуванні системи
електроспоживання є характеристики джерел живлення та споживачів
електроенергії, в першу чергу безперебійність електропостачання з
урахуванням можливості забезпечення резервування, а також вимоги
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
6
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5

2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

електробезпеки. Але незважаючи на те, що ці особливості та
характеристики є головними чинниками при проектуванні системи
електропостачання, вагомий внесок в ідеологію побудови раціональної
СЕП вносять загальні вимоги до системи електропостачання, основні з
яких приведемо нижче.
Проектування системи електропостачання промислових підприємств
слід проводити згідно з [1, 4, 9] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проектуванні мають бути характеристики
джерел живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги
до безперебійності електропостачання з урахуванням можливості
забезпечення резервування в технологічної частині проекту, вимоги
електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств мають бути
розробляться з урахуванням наступних основних принципів [4, 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.
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
7
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5

2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства.
При цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і
експлуатаційні вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови
оточуючого середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не
повинно порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих
виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового
підприємства належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх
близько розташованих споживачів.
У об’єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально
уніфіковані.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання
повинні відповідати ПУЕ. При цьому не слід допускати необґрунтованого
віднесення ЕП до більш високої категорії, а саме:
– ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що
виконують допоміжні технологічні операції, частину обладнання
інженерного забезпечення будівлі, слід відносити до ІІІ категорії.
Віднесення вказаних 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.
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.
Структура підприємства приведена на генплану (лист №1) і включає
як цеха основного виробництва, так і допоміжні приміщення та підрозділи.
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
8
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5

2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

При проектуванні 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 заводу є дев'ять цехових
трансформаторних підстанцій.
При розробці системи електропостачання підприємства
враховувалося, що всі підстанції заводу будуть телемеханізовані і будуть
працювати без чергового персоналу.
Завод вібраційних систем і стендів має споживачів І, ІІ та ІІІ
категорії.
Проектування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони
розташовуються. При цьому ми повинні виконувати всі вимоги ПУЕ у цієї
частини.
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми
проектуємо, розміщені всередині будівель, тобто є закритими
(внутрішніми).

1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху стендів
динамічних випробувань

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
(220 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. Найменування Кількість, Встановлена cos
на електроприймачів шт. потужність, кВт
плані
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Верстат виття пружин 1 70,0 0,88
2 Вентилятор витяжний 12 2,4 0,78
3 Прес лиття 4 16,8 0,84
4 Шнек 2 17,8 0,85
Прес лиття пластикових
5 16 21,6 0,93
елементів
6 Прес розподільника 2 6,1 0,84
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
9
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5

2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

7 Стіл обертовий 2 2,4 0,87
8 Прес лиття 3 19,6 0,81
9 Розподільник 1 26,2 0,83
10 Прес лиття 2 44,8 0,88
11 Прес лиття 1 8,1 0,80
12 Відсікаючий ніж 1 5,3 0,88
13 Прес ущільнювача 1 25,5 0,85
14 Маркувальний верстат 1 7,8 0,77
15 Верстат ущільнення країв 2 11,8 0,78
16 Прес станини 1 73,6 0,91
17 Випробувальний стенд 1 8,2 0,83
18 Прес кришки 1 13,4 0,91
19 Прес лиття гумових прокладок 4 38,6 0,88
20 Прес лиття ущільнювачів 6 11,2 0,79
21 Вентилятор припливний 2 18,8 0,85
  66
Однофазні електроприймачі
Автомат зварювальний 3 7,2 0,72
Термопіч ТП 3 7,2 0,72
одноф  6

В цеху на рівні технологічних зв’язків здійснюється відповідне
резервування.
Основне обладнання цеху відноситься до ІІ категорії. Як відомо [1],
до ІІ категорії слід відносити 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.
Групи верстатів утворюють окремі відділення, електропостачання
яких доцільно виконувати від власних розподільчих пунктів.
План цеху та розташування обладнання приведено на листі
5графічної частини, а також на рисунку 1.1.
Особливостями розташування обладнання у приміщенні цеху є такі,
що потребують практично рівномірну освітленість приміщення.
В цеху установлено тельфер, який забезпечує потреби виробничого
процесу.
Проектом передбачається: загальне робоче освітлення 380/220 В;
аварійне освітлення 220 В.
Розміри цеху стендів динамічних випробувань, електропостачання
якого розглядається окремо, складають ABH  954610.

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
0
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
1
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

1.3 Характеристика цехів об’єкту, особливості їх
електропостачання
Проектування електропостачання цеху можливе лише при виявленні
особливостей виробничого середовища, а також при чіткому формуванні
всіх вимог, що пред'являються до системи електропостачання з
урахуванням чинних правил пристроїв електроустановок та затверджених
норм технологічного проектування.
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми
проектуємо, розміщені всередині будівель, тобто є закритими
(внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься кран
козловий. Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих
нормальних, тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не
перевищує 60 % та відсутні умови, наведені у п. 1.1.10 – 1.1.12 ПУЕ.
Запилені приміщення, як зі струмопровідним пилом, так і
приміщення з неструмопровідним пилом, відсутні.

1.4 Характеристика джерела живлення

Живлення даного підприємства може здійснюватися від районної
підстанції (РПС) 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 =1600 МВ А ;
- довжина повітряної лінії lПЛ = 45 км .
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою
на границі балансової приналежності Qек = 1620 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 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Правильне визначення очікуваних електричних навантажень при
проектуванні є основою раціонального вирішення всього складного
комплексу питань електропостачання сучасного промислового
підприємства.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часу

І  const  Іроз .

При змінному навантаженні, коли його графік має випадкових
характер, використовується співвідношення

t
1
I(t)   I(t) dt , 
t

де  – тривалість інтервалу осереднення (  t T - ), що
приймається для графіків навантаження, практично незмінних у часі,
рівної   3 T0 (у решті випадків –   3 T0);
T – інтервал реалізації випадкового процесу;
T0 – постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої
температури (за час, рівний 3 T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого
рівня).
Умовно приймають T0 10 хв.,   30 хв. незалежно від перетину
провідника, відкіля і витікає поняття «півгодинний максимум».
З приведеного вище співвідношення вводять поняття
«розрахунковий струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж
максимального нагріву провідника або визиває такий же тепловий знос, що
й початкове змінне навантаження I(t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу

Ppоз  3 Uном  Ipоз cos . (2.1)

В якості розрахункового навантаження приймають середнє
навантаження P по активної потужності за час 

t
1
P 
 
P(t)dt .
t

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
3
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Активне розрахункове навантаження Ppоз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Pmax або «максимального навантаження»
Imax  Iроз , тобто найбільшому значенню струму зі середніх у 30-хвилиних
інтервалах осереднення.

2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових
електроприймачів

Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно
проводити згідно методики [5].
На підприємствах середньої та великої потужності таких рівній
нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності ( Ppоз, цеху ) як окремих цехів, так і підприємства
( Ppоз, підпр ) у цілому. Розрахункова потужність Ppоз – це така потужність,
при якій термін службі елементів системи електропостачання дорівнює
розрахунковому. Величина Ppоз відноситься до сукупності вихідних даних
на проектування системи електропостачання.
У розрахунках використовуються слідуючи позначення та
співвідношення:
– номінальна потужність, Рном ;
– паспортна потужність, Рпасп ;
– установлена потужність Ру .
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для
окремого електроприймача установлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі:

pу  pном  pпасп ;

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

pу  pном  pпасп  ТВ ,

де ТВ – тривалість включення у долях одиниці (задається у паспорті, як
правило, у відсотках).

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
4
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання

Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це
алгебрична сума номінальних активних потужностей електроприймачів,
що входять у групу ЕП

n
Рном рном , (2.2)
1

де n – кількість електроприймачів у групі.
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебрична сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у
групу
n n
Qном qном рном  tg , (2.3)
1 1

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

де tg – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної
потужності.
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв Рном , що відповідає значенню Кр , за
співвідношенням:

Рроз Кp Кв Рном , (2.4)

де Кр  f Kв, nе, Ta  – коефіцієнт розрахункової потужності, який
залежить від коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості
електроприймачів nе та сталою часу нагріву мережі, для якої
розраховують електричні навантаження.
Згідно [5] прийняти наступні сталі часу нагріву:
– Ta 10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять
розподільчі шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр для таких мереж
приймають за номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1;
– Ta  2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр приймають згідно
таблиці 2.2;
– Ta  30 хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова
потужність для цих елементів визначається за умовою Кр 1.
Відмітимо, що добуток Кв Рном є проміжною допоміжною
розрахунковою величиною, але не середнім значенням очікуваного
навантаження, як це вважалося раніше.
У загальному випадку величину ефективної кількості
електроприймачів nе визначають за співвідношенням:

2
 n 
Pном 
n   1 е . n
n р2ном
1

Реально для типових електроприймачів, що встановлено нашому
цеху, величину nе можна визначати з необхідною точністю за спрощеним
співвідношенням:
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
6
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

2pном
nе  . (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 .
Значення коефіцієнту використання кв по кожному окремому
електроприймачу визначаємо по довідковими даними.
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними
ne знаходимо за формулою
n
кв і рном і
К  1в . (2.6) n
рном і
1

Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
7
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе для живлячих мереж напругою до
1000 В
Коефіцієнт використання К
n в

е
0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 1,0
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0
6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0
7 2,49 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,0 1,0
8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,0 1,0
9 2,27 1,71 1,43 1,16 1,09 1,07 1,01 1,0 1,0
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0
11 2,11 1,61 1,35 1,1 1,06 1,04 1,0 1,0 1,0
12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,05 1,03 1,0 1,0 1,0
13 1,99 1,52 1,29 1,06 1,04 1,01 1,0 1,0 1,0
14 1,94 1,49 1,27 1,05 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0
15 1,89 1,46 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
17 1,81 1,41 1,21 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
18 1,78 1,39 1,19 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
8
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе на НН цехових трансформаторів і
для магістральних шино проводів напругою до 1000 В
Коефіцієнт використання Кв
nе 0,7 і
0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6
більше
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85
Більше 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8

Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому
(середньовиважений коефіцієнт) дорівнює

п
Кв, і Рном і
К 1в, цеху  . (2.7) п
Рном і
1

З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) для визначення
розрахункової активної потужності прийме вид

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
Qроз цеху  Кр Кв,і Рном,і  tgі . (2.9)
і

До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ повинні бути добавлено освітлювальне
навантаження Pроз. оc , Qроз. оc .
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
9
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів
напругої до 1 кВ визначається формулою

2 2
Sроз цеху  Рроз цеху   Qроз цеху  . (2.10)

Використовуючи вихідні дані таблиці 2.3, співвідношення (2.1) – (2.9) та
графік (рисунок 2.2 ), таблиці 2.1 і 2.2, розраховуємо величину
розрахункового активної та реактивної потужності цеха.
Результати розрахунків заносимо у відповідні графи таблиці 2.3
розрахунків електричних навантажень, виконаної по формі Ф636–92 [5].
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.
Дані для розрахунку (графи 1–6) заносяться на основі вихідних
даних (графи 1–4) та довідковими даними (графи 5, 6).
При цьому:
– усі ЕП групуються за характерними категоріями з однаковими Кв і
tg . 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

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
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
2
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
0
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

нерівномірності номінальна потужність еквівалентної групи приймається
рівною потрійному значенню потужності найбільш завантаженої фази.
Визначаємо номінальну групову потужність першої групи
єлектроприймачів (прес лиття ) Рном,1 . При цьому, так як електроприймачі
згруповані таким чином, що мають однакову величину коефіцієнта
використання Кв та номінальну потужність, групова установлена
(номінальна) активна потужність дорівнює

n
Рном =pном .
1

Рном1 4 16,8  67,2 кВт.

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

Кв Рном,1= 0,75 67,2  50,4 кВт.

Визначаємо чергову розрахункову величину таблиці 2.3 та заносимо
її у відповідну графу таблиці 2.3.

Кв Рном,1  tgφ =50,4 0,65  32,8 квар.

Проводимо аналогічні розрахунки для інших сформованих груп
електроприймачів та заносимо результати розрахунків у таблицю 2.3
додатку А.
У графах 8 та 9 у підсумкової строки записуємо сумарні значення
величин Кв Рном, та Кв Рном,  tgφ , а саме: Кв Рном та
Кв Рном  tgφ .
Визначаємо величину ефективної кількості електроприймачів nе за
спрощеним співвідношенням (2.5):

2 1163,5
nе   31.
73,6

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

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
2
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
1
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

781,9
Кв, цеху   0,672 .
1163,5

По графіку (рисунок 2.2) для визначених величин nе  31 та
Кв, цеху = 0,672 знаходимо коефіцієнт розрахункової потужності Кр, цеху
який дорівнює
Кр, цеху = 1,05 .

За співвідношенням (2.8) знаходимо розрахункову активну
потужність цеху

Рроз цеху 1,05 781,9 = 821кВт.

Розрахункова реактивна потужність (графа 12) визначається
наступним чином:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе :

при nе 10 Qроз 1,1Кв Рном  tg ;

при nе 10 Qроз Кв Рном  tg .

Так, як величина ефективної кількості електроприймвчів nе 10 ,
реактивна потужність силових електроприймачів напругою до 1 кВ по
цеху визначається співвідношенням (2.9), тобто являє собою число
підсумкової строки графи 9:

Qроз цеху  435,9 квар.

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

Sроз  821
2  435,02  929,5 кВ∙А.

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

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
2
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
2
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
3
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
2
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
4
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів

При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних цілей
точністю умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт)
визначається наступним чином [6, 17]:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулою

Рном, у  3 Рном.max ф або Рном, у 3Sпасп  ТВ cosпасп ,

де Рном. max ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази,
кВт;
Sпасп – паспортна потужність, кВ А ,
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці;
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна
трифазна номінальна потужність Рном у при кількості електроприймачів
від одного до трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі
трифазної системи, визначаються за формулами:
 при одному 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 cos
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.
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

P(a)  Кв Раb (аb)а  Кв Рac (аc)а  Кв Рао ; (2.12)

Q(a)  Кв Раb q(аb)а  Кв Раc q(аc)а  Кв Qао , (2.13)

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
2
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

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);
(аb)а , (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.

Р  3 Р(с) і Q  3 Q(c) .

Таблиця 2.4 – Коефіцієнти зведення навантажень
Коефіцієнти Коефіцієнт потужності навантаження
зведення 0,3 0,4 0,5 0,6 0,65 0,7 0,8 0,9 1,0
(аb)а,,(bс)b,(са)с 1,4 1,17 1,0 0,89 0,84 0,8 0,72 0,64 0,5
(аb)b,, (bс)с, (са)а –0,4 –0,17 0 0,11 0,16 0,2 0,28 0,36 0,5
q(аb)а,, q(bс)b, q(са)с 1,26 0,86 0,58 0,38 0,3 0,22 0,09 – –
0,05 0,29
q(аb)b,, q(bс)с, q(са)а 2,45 1,44 1,16 0,96 0,88 0,8 0,67 0,53 0,29

Однофазними електроприймачами в цеху є наступні установки:
- автомат зварювальний -3 шт;
- термопіч ТП – 3 шт.
Розрахуємо умовну трифазну номінальну потужність Pу для
групи однофазних електроприймачів, потужність яких приведена до ТВ
=100%, що підключені наступним чином:
- зварювальний установка: напруга фазна Uф  220В ;
рф,0  7,2 кВт ; cos  0,72; Кв ,a0  0,4;
- термопіч універсальна: напруга лінійна UЛ  380В ;
рЛ  7,2 кВт ; cos  0,72; Кв  0,4 .

Визначаємо загальне середнє навантаження окремих фаз (А, В, С)
згідно співвідношень (2.12–2.13), які записано для більш загального
випадку:

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
2
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
6
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

P(a)  Кв,i Раb,i (аb)а,i  Кв,i Рac,i (аc)а,i  Кв,i Рао,i

P(b)  Кв,i Раb,i (аb)b,i  Кв,i Рbc,i (bc)b,i  Кв,i Рbо,i

P(c)  Кв,i Раc,i (аc)c,i  Кв,i Рbc,i (bc)c,i  Кв,i Рcо,i

Q(a)  Кв,i Раb,i q(аb)а,i  Кв,i Раc,i q(аc)а,i  Кв,i Qао,i

Q(b)  Кв,i Раb,i q(аb)b,i  Кв,i Рbc,i q(bc)b,i  Кв,i Qbо,i

Q(c)  Кв,i Раc,i q(аc)c,i  Кв,i Рbc,i q(bc)c,i  Кв,i Qcо,i

Визначимо навантаження фаз, використовуючи відповідні
коефіцієнти зведення навантажень з таблиці 2.4

P(a)  P(b)  P(c)  0,4 7,2 0,8 0,4 7,2 0,280,4 7,2 6 кВт ,

Середнє реактивне навантаження, віднесене до фаз А, В, С дорівнює
відповідно:

Q(a) Q(b) Q(c)  0,4 7,2 0,22 0,4 7,2 0,8 0,4 7,2 0,96 5,7 квар

Для найбільш навантаженої фази (В)

Q(b)
tgb  ,
P(b)

12 (квар)
tg(a)  tg(b)  tg(c)  1,44 .
8,3 (кВт)

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
2
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
7
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Середньовиважене значення коефіцієнту навантаження Кв(а) для
найбільш навантаженої фази

Р(b)
Кв(b)  , Р1.ab  P2.ab  Рbc  Рb,0
2

6
Кв(а)   0,42 . 7,2  7,2
 7,2
2

Умовна трифазна номінальна потужність Рном у найбільш
навантаженої фази (В), що розраховується за співвідношення (2.11),
складає:

Ру  3 P(b) ; Ру  3 6 18 кВт .

Qу  Pу  tg(b) ; Qу 18 0,95 17,1квар .

Ефективну кількість однофазних електроприймачів визначаємо по
співвідношенню:

2  P(o)
ne(o)  .
3 pmax.(o)

2 18
ne(o)   2 .
3 6

За таблиці 2.1 при ne(o)  2 та Кв(b)  0,42 отримаємо Кр 1,98 .

Рроз у Кр  Кв(b) Ру ,

Рроз у 1,98 0,42 18 14,9 кВт .

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

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
2
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
8
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

при nе 10 Qроз 1,1Кв Рном  tg ;

при nе 10 Qроз Кв Рном  tg .

Qроз у 1,1Кр Кв(b) Ру,і  tgі ,
і

Qроз у 1,114,9 0,96 15,7 квар .

Повна умовна розрахункова потужність Sроз у силових однофазних
електроприймачів напругої до 1 кВ визначається формулою (2.10):

2 2
S  14,9 103   15,7 103роз у   21,6 кВ А .

2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем

На етапі визначення величини загальної розрахункової потужності
цеху [6, 7] активну потужність освітлювальних установок Pmax оc . з
достатньою точністю визначається співвідношенням:

Pmax оc  S , (2.14)

де S , – площа приміщення, м2 ;
 – питома потужність освітлювальних установок, Вт / м
2 .
Максимальна реактивна потужність для газорозрядних ламп
визначається співвідношенням:

Qmax оc  Pmax оc  tg0 , (2.15)

де tg0 – відповідно cos0 для кожного типу ламп.
Використовуючи співвідношення (2.14 і 2.15), а також довідкові
дані з [6, 7], визначимо активну та реактивну потужності освітлювальних
установок

Pmax оc  26,5 4730 115805Вт,

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
2
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
9
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Рроз, ос цеху = Рmax,ос  Kп.

Рроз, ос цеху = 115805 0,9 104 кВт

Qроз, ос = Рроз, ос  tgφ = 104 0,2  21 квар.

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

Р0,4 цеху  Рроз, цеху  Рроз, ос, цеху  Рроз у

Р0,4 цеху  821104 14,9  939,9 кВт ,

Q0,4 цеху  Qроз, цеху  Qроз, ос, цеху Qроз у ,

Q0,4 цеху  435,9  2115,9  472,8 квар .

Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанції за виразом

2 2
SТП  Р0,4 цеху   Q0,4 цеху  , (2.16)

2 2
S ТП  939,9  472,2 1031 кВ А .

Дані розрахунків навантаження цехової підстанції SТП за формулою
(2.16) по усім цехам заносимо у таблицю 2.5.

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
0
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

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 .
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на
шинах ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається по даним [5].
Приблизну потужність Sпр заводу (для нашого випадку вона
дорівнює потужності на шина низької напруги SНН ГПП ) визначаємо за
формулою

2 2
 N   N 
SНН ГПП  Ко  P0,4 цеху і   Q0,4 цеху і  , (2.17)   
 i   i 

2 2
SНН ГПП  0,9  6191,3 +3136,8 = 6250 кВ А .

Таким чином, нами з використанням нормативної методики,
виконано розрахунок електричних навантажень по заводу, а приблизна
розрахункова потужність має значення SНН ГПП = 5008,6 кВ А
(таблиця 2.5).

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
1
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень
цеху та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних
підстанцій

2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Центр електричних навантажень підприємства.
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як
точку з координатами

n
 Р0,4 цеху  xi
Х = i = 1ЦЕН підпр , (2.18) n
 Р0,4 цеху
i = 1

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

Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразів
заносимо у відповідні графи таблиці 2.6.
Однофазні навантаження, в силу їх незначною реальної величини, не
враховуємо.
Визначаємо координати ЦЕН по формулам (2.18 – 2.19):

1036001,4
ХЦЕН підпр = = 197,3 м м ,
6191,3

1222517,5
Y . ЦЕН підпр = = 152,5 м
6191,3

Центр електричних навантажень цеху.
. Координати обчислюють ЦЕН по формулах:
– для активної потужності:

п
Рроз  хi i
Х  i1ЦЕН цеху(Р) , (2.20) п
Рроз i
i1
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
3
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

п
Рроз  уi i
У i1ЦЕН цеху(Р)  ; (2.21) п
Рроз i
i1
– для реактивної потужності:

п
Qроз  хi i
Х i1ЦЕН цеху(Q)  , п
Qроз i
i1

п
Qроз  уi i
У  i1ЦЕН цеху(Q) , п
Qроз i
i1

де Pроз і Qроз – номінальна активна і реактивна потужності і і
електроприймачів,
xi , yi – координати відповідного споживача.
Встановлення ТП у точці, координати якої розраховують за
формулами (2.20) та (2.21) дозволяє суттєво зменшити використання
кольорового металу за рахунок оптимізації довжини кабелів з врахуванням
їх перерізу. При цьому в першу чергу слід враховувати питому вагу
кабельних ліній, що живлять найбільш потужні споживачі, до яких
відносяться кабелі між ТП й розподільчими пунктами РП. Потужність, що
передається від ТП до РП в десятки разів перевищує потужність, що
передається від РП до окремого споживача. Тому формули (2.20 – 2.21)
адаптуємо для застосування у простих радіальних схемах, а цехова
електрична мережа нашого цеха є двоступенчатою радіальною схемою, а
саме: у якості Рроз будемо використовувати потужність відповідного РП. i
Розрахунки ЦЕН виконуємо за допомогою електронних таблиць Excel.
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
4
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Таблиця 2.7 – Розрахунок центру електричних навантажень цеху
Pi , X i Pi X
Y
i
i Pi Yi Xцен Yцен
Найменування кВт мм мм
Верстат виття пружин 70 176 12320 51 3570
Вентилятор витяжний 2,4 3 7,2 84 201,6
Вентилятор витяжний 2,4 9 21,6 84 201,6
Вентилятор витяжний 2,4 38 91,2 84 201,6
Вентилятор витяжний 2,4 42 100,8 84 201,6
Вентилятор витяжний 2,4 4 9,6 4 9,6
Вентилятор витяжний 2,4 106 254,4 84 201,6
Вентилятор витяжний 2,4 80 192 6 14,4
Вентилятор витяжний 2,4 90 216 6 14,4
Вентилятор витяжний 2,4 135 324 15 36
Вентилятор витяжний 2,4 135 324 12 28,8
Вентилятор витяжний 2,4 185 444 59 141,6
Вентилятор витяжний 2,4 185 444 67 160,8
Прес лиття 16,8 135 2268 42 705,6
Прес лиття 16,8 148 2486,4 42 705,6
Прес лиття 16,8 162 2721,6 42 705,6
Прес лиття 16,8 177 2973,6 42 705,6
Шнек 17,8 15 267 24 427,2
Шнек 17,8 90 1602 24 427,2
Прес лиття пластикових 11 75
елементів 21,6 237,6 1620
Прес лиття пластикових 21,6 20 75
елементів 432 1620
Прес лиття пластикових 21,6 83 75
елементів 1792,8 1620
Прес лиття пластикових 21,6 94 75
елементів 2030,4 1620
Прес лиття пластикових 21,6 11 64
елементів 237,6 1382,4
Прес лиття пластикових 21,6 20 64
елементів 432 1382,4
Прес лиття пластикових 21,6 83 64
елементів 1792,8 1382,4
Прес лиття пластикових 21,6 94 64
елементів 2030,4 1382,4
Прес лиття пластикових 21,6 11 53
елементів 237,6 1144,8
Прес лиття пластикових 21,6 20 53
елементів 432 1144,8
Прес лиття пластикових 21,6 83 53
елементів 1792,8 1144,8
Прес лиття пластикових 21,6 94 53
елементів 2030,4 1144,8
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
6
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Прес лиття пластикових 21,6 11 39
елементів 237,6 842,4
Прес лиття пластикових 21,6 20 39
елементів 432 842,4
Прес лиття пластикових 21,6 83 39
елементів 1792,8 842,4
Прес лиття пластикових 21,6 94 39
елементів 2030,4 842,4
Прес розподільника 6,1 165 1006,5 67 408,7
Прес розподільника 6,1 165 1006,5 57 347,7
Стіл обертовий 2,4 76 182,4 84 201,6
Стіл обертовий 2,4 30 72 84 201,6
Прес лиття 19,6 126 2469,6 100 1960
Прес лиття 19,6 142 2783,2 100 1960
Прес лиття 19,6 157 3077,2 100 1960
Розподільник 26,2 166 4349,2 100 2620
Прес лиття хвостовика 44,8 176 7884,8 103 4614,4
Прес лиття хвостовика 44,8 176 7884,8 97 4345,6
Прес лиття 8,1 174 1409,4 11 89,1
Відсікаючий ніж 5,3 181 959,3 26 137,8
Прес ущільнювача 25,5 64 1632 6 153
Верстат маркувальний 7,8 31 241,8 8 62,4
Верстат ущільнення країв 11,8 137 1616,6 50 590
Верстат ущільнення країв 11,8 150 1770 50 590
Прес станини 73,6 125 9200 61 4489,6
Випробувальний стенд 8,2 15 123 7 57,4
Прес кришки 13,4 152 2036,8 11 147,4
Прес лиття гумових 38,6 46 39
прокладок 1775,6 1505,4
Прес лиття гумових 38,6 64 39
прокладок 2470,4 1505,4
Прес лиття гумових 38,6 46 33
прокладок 1775,6 1273,8
Прес лиття гумових 38,6 64 33
прокладок 2470,4 1273,8
Прес лиття ущільнювачів 11,2 44 492,8 71 795,2
Прес лиття ущільнювачів 11,2 64 716,8 71 795,2
Прес лиття ущільнювачів 11,2 44 492,8 61 683,2
Прес лиття ущільнювачів 11,2 64 716,8 61 683,2
Прес лиття ущільнювачів 11,2 44 492,8 51 571,2
Прес лиття ущільнювачів 11,2 64 716,8 51 571,2
Вентилятор припливний 18,8 135 2538 7 131,6
Вентилятор припливний 18,8 135 2538 9 169,2
Разом 1163,5 111941 63513,5 96,2 54,6

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
7
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Так як компенсацію реактивної потужності здійснювати будемо
безпосередньо на шинах ТП, координати ЦЕН реактивного навантаження
цеху не розраховуємо.
Розраховані координати ЦЕН на плані цеху (рисунок 1.1) складають:
Х 96,2 мм ; Y 54,6 мм, що в натурі відповідає 47,5 м та 22,5 м. ЦЕН ЦЕН
З урахуванням розрахованих координат обираємо місця
розташування цехової трансформаторної підстанції, враховуючи наступні
міркування.

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. 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:

P    r2роз і 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.
Оскільки при проектуванні систем промислового електропостачання
вирішують і завдання визначення розташування джерел живлення для
реактивних навантажень, рекомендується мати дві картограми: одну для
активних, іншу для реактивних навантажень.
Побудова картограм реактивних навантажень проводиться
аналогічним способом. Реактивні навантаження можуть живитися від
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
8
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

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.
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають
силовому, а також освітлювальному навантаженням

360 Pроз цеху
с.н  ; (2.22)
Р0,4 цеху

360 Pроз ос. цеху
оc.н  . (2.23)
Р0,4 цеху
Однофазні навантаження, в силу їх незначною реальної величини, не
враховуємо.
Розраховуємо на прикладі вибраного цеху вказані параметри
картограми електричних навантажень.

Ppоз 0,4 цеху i
ri = . (2.24)
π m
Для прикладу:

735,8
r2 = = 48,4 м мм .
3,14 0,1

Розраховані за формулами (2.2 – -2.24) значення заносимо в
таблицю 2.8

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
9
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
4
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
0
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

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[4, 9].
Слід уважно вибирати зону і місце розташування відкритих
підстанцій і трас ПЛ з урахуванням рози вітрів і переважного їх напрямку.
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.
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:
- 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.
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).
Обираємо місце розташування відкритої підстанції і трас ПЛ з
урахуванням рози вітрів і переважного їх напрямку (лист 3 графічної
частини).
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
4
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
1
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ
ПІДПРИЄМСТВА. РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ

3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
При проектуванні системи електропостачання необхідно
враховувати перспективи розвитку виробництва і, отже, перспективне
зростання електричних навантажень на найближчі 10 років.
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават,
прийомними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП),
підстанції глибокого вводу (ПГВ) [4, 9].
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.
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.
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 [8], 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 проекту, вимоги електробезпеки [4].
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
4
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
1
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Схеми електричних з’єднань підстанцій і розподільчих установок
повинні вибиратися виходячи з загальної схеми електропостачання
підприємства і задовольняти наступним нормативних документів.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не
повинно порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих
виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового
підприємства належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх
близько розташованих споживачів.
У об’єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально
уніфіковані.
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) [1, 8].

Рисунок 3.1 – Схема РУ ВН схема РУВН
“місток з вимикачами в колах ліній”

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
4
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

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

Також, для прикладу, якщо в однієї з вказаних схем РУВН
встановлено розрядники, то в іншої – обмежувач перенапруги, що й
рекомендовано при проектуванні підстанцій, що будуються.
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).
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 20068 58/04 ПЗ 3
4
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
3
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Рисунок 3.3 – Схема РУ НН 6 (10) кВ:
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.
Перерізи провідників мають бути перевірено за економічною
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
4
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
4
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

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 проектування 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.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою (2.17) , у якої
враховано втрати потужності у силових трансформаторах ГПП6

2 2
 N   N 
SВН ГПП  Ко  P0,4 цеху і  P T   Q  Q  0,4 цеху і T  , (3.1) 
 i   i 

де PT іQT – втрати відповідно активної і реактивної потужності.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно
виразу
SВН ГПП
ІрозПЛ = 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:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А;

ІрозПЛ  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)

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
4
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

2  ІрозПЛ  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.
Активна і реактивна складова втрат в трансформаторі визначаються
за виразом
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).
Таким чином

ΔРТ = 0,02 6246,5  124,9 кВт ;

QT  0,16246,5  625 квар .

Загальне навантаження об’єкта становить

2 2
SВН ГПП  0,9 6191,3124,9  3136,8  625  0,9 7351,6  6616 кВ А

У нашому випадку

6616
ІрозПЛ= 17,36 А .
2 1,732 110

2
Переріз лінії живлення (мм ) визначається виразом

ІрозПЛ
Fек  ,
jек

де j
2
ек – нормоване значення економічної густини струму jек = 1,4 А/мм .

17,36 2
Fек = =12,4 мм .
1,4
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
4
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
6
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Розрахунковий економічно вигідний переріз закруглюється до
найближчого стандартного перерізу Fст .
Вибраний переріз лінії живлення перевіряємо на:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи (к – коефіцієнт,
що враховує фактичну розрахункову температуру середовища к 1);

17,36 А  170 А ;

– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп 1,25;

2 17,36 А = 34,72  1,07 1,25 70 А ;

– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з місцем
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її
товщиною і по 1 визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – мінімальний переріз
2
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм .
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо
для повітряної лінії провід АС-70 [1, 6].

3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП

В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній),
по яких передається електроенергія від системи до ГПП підприємства,
втрати напруги мають істотно різну величину.
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):
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 [19]:

Uф  Iа R  Iр X  I  (RcosXsin) . (3.3)

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
4
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
7
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Рисунок 3.4 – Схема заміщення фази ділянки мережі

Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння
напруги в лінії U/ /ф

Uф  Iа X  Iр R  I (X cosR sin) . (3.4)

Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити вектор
напруги на початку ділянки [19]:

Uф1  Uф2  Uф  Uф2  Uф  jUф  ,
 Uф2  (IaR  IpX)  j(I
j
aX  IpR)  Uф1 e

де модуль U1ф цієї напруги :

Uф1  (Uф2  U
2 2
ф)  (Uф ) (3.5)

та його фаза  :
Uф
  arctg .
Uф2  Uф

Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф .
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
4
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
8
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

«Втрата напруги» Uф , для ділянки електричної мережі:

Uф  Uф1  Uф2 (3.6)

Модуль падіння напруги Uф визначається співвідношенням

Uф  (U
2
ф)  (U )
2
ф . (3.7)

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

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

Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами,
для любої кількості ділянок лінії маємо

n
U  3 Uф  3 Ii  ri cosi  Ii xi sini  .
i1

В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %)
можна вважати, що падіння напруги U1дорівнює його поздовжній
складовій U/ . Тоді втрата напруги U приблизно визначається по
формулі

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
4
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
9
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

P R Q X P R Q X
U U  3  (Ia R  I X) 
і і  і іp ,
Uі Uном

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

П  П0 L ,
де r0, x0 – значення подовжнього або поперечного параметра,
віднесеного до 1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по
емпіричній формулі, Ом/км

Dcp
X0  0,144  lg  0,0157   Х
/
0  Х
/ /
0 ,
rдр

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

D  3cp D12 D13 D23 , м.

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).
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 %, тобто

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
5
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
0
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

F F
rпр  1,151,20  cт .


Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км


R0  ,
F

2
де  – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм /км;
F – переріз фазного проводу(жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
  29,531,5 Ом мм2 / км , для міді  18,019,0 Ом мм2 / км .
Для визначення складових струму використовують відомі
співвідношення:
P Q
Ia 
і ; I іp  (3.8)
3 Uі 3 Uі

Проектна потужність підприємства:

Pi  4915,9 кВт; Qі  3490,1 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 40=13,6 Ом,

X  X0 L , X = 0,318 40=12,72 Ом.

Активну і реактивну складові струму обчислимо за формулами (3.8):
4915,9 103
Ia   25,9 A ;
3 110 103

3490 103
Ip  18,3 A .
3 110 103

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
5
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
1
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

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

Uф  29,5 13,618,312,7  634,7 В;

U  25,9 12,7 18,3 13,6  77 В.

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

Uф1  (110 0,63)
2 106  (0,077)2 106 110,6 кВ .

Модуль падіння напруги Uф визначається співвідношенням (3.7)

Uф  (0,63)
2 106  (0,077)2 106  634 В.

Втрата напруга розраховується за співвідношенням (3.6)

Uф 110,6 10
3 110,0 103  0,6 103 В.

Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при
проектної потужності Pі  4915,9 кВт; Qі  3490,1 квар складає

Uф
U%  %.
Uном

0,6 103
U%  100  0,55% .
110 103

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

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
5
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ

4.1 Вибір трансформаторів ГПП

При виборі трансформаторів головної понижуючої підстанції у
якості розрахункової потужності приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах [4, 9]. Активна і реактивна складова
втрат в трансформаторі визначаються за виразом

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 2
 n   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 [6, 17]

Snp(6 ст.)
SТпр  . (4.1)
2 0,7
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора рахується за
формулою

n
(S2i  ti )
1
К  i11 ,
S nном Т ti
i1

де Sном Т – номінальна потужність трансформатора, МВА;
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
5
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
3
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

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.;
Si – потужності, що відповідають цим проміжкам часу ti , МВА.
Коефіцієнт перевантаження трансформатора K2 визначається за
/ / /
більшим значенням із двох величин K2 та K2 .

Рисунок 4.1 – Типовий графік навантаження для вибору
трансформаторів ГПП

/
Величина K2 обчислюється за формулою

m
(S2i  ti )
К/
1
 i12 ,
S mном Т ti
i1

де m – число ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
навантаження більше від номінальної потужності трансформатора.

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
5
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
4
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

K / /Величина 2 визначається за виразом

0,9 S
К/ /
np(6 ст.)
2  .
Sном Т

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 .
Цю умову можна записати так:

Snp(6 ст.)
SномТ  .
2

По-друге, повинна також виконуватися умова

Snp(6 ст.).а
SномТ  ,
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
6616
SТпр   4725,7 кВ А .
2 0,7

Попередньо вибираємо трансформатор ТМН–6300/110 із
номінальними параметрами:
Sном Т = 6,3 МВ А , Uном В=115 кВ, Uном Н=11кВ, UКЗ=10,5%,
ΔРХХ = 10 кВт, ΔРКЗ= 44 кВт .
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
5
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох
трансформаторів) використовується упорядкований типовий графік
навантаження [10], в якому максимальне навантаження буде відповідати
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

Згідно [4, 9] 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.
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.
Обираємо попередньо потужність трансформатору нашої цехової
ТП, користуючись співвідношенням

1031,7
Sприб T   737 кВ∙А.
1,4
Таким чином, номінальна потужність обраного трансформатору
складає

Sном T =1000 кВ∙А.

Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності.
Вибирається економічне оптимальне число цехових трансформаторів
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
5
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
6
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

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 10 (6) кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе

QHK QHK1 QHK2. (4.2) сум

Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової
потужності Sном Т , що призначені для живлення технологічно зв`язаних
навантажень:
P
N  maxmin  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.

925
Nmin   0,76  2 .
0,75 1000

Економічна кількість трансформаторів Nе знаходиться за виразом

Nе  Nmin  m ,

де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [3, 6]
у функції Nmin і N .

Nе  2  0  2 ,

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

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
5
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
7
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

2
Q 2max T  Nе кзаван.ф Sном T   Рmax .

S
де кзаван.ф – фактичний коефіцієнт завантаження, к
ТП
заван.ф  .
Ne Sном T

1031,7
кзаван.ф   0,516 .
2 1000

У такому разі

2 2
Qmax.T = 2  0,516  1000 - 925  457,6 квар .

Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних
конденсаторів QHK1 складе:

QHK1 Qmax Q0,4 maxT
,

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

QHK1  456,9 - 457,6   0,7 квар .

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 Qmax QHK1   Nе S0,4 ном Т
,

де  – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників
K1, K2 , схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі.
Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та потужність
трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з даними [6].

QHK2  456,9 0,70,18 2 1000  97,6 квар .

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
5
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
8
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2  0 , тоді додатково
встановлювати конденсаторні батареї не потрібно.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів згідно
формули (4.2) складає

QHK  0,7  97,6  96,9 квар . сум

Таким чином, за результатами розрахунків вибираємо дві комплектні
конденсаторні установки марки УК2 – 0,38 – 50 У3 [19] потужністю
50 квар і напругою живлення 0,38 кВ.

4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві

Транспортування електроенергії здійснюють за рахунок витрати
певної частини самої продукції, тому втрати електричної енергії при її
передачі неминучі.
Вибір місця приєднання конденсаторних батарей опирається на аналіз
схеми електропостачання. При цьому розглядається кілька способів
компенсації реактивної потужності: централізована, групова,
індивідуальна (рисунок 4.2) і комбінована – централізована в поєднанні з
груповою або індивідуальною.
При наявності на підприємстві декількох конденсаторних установок
застосовується багатоступінчасте регулювання сумарної реактивної
потужності, що виробляється всіма конденсаторними установками
підприємства, шляхом різночасного включення або відключення окремих
батарей відповідно до графіка навантажень.
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В повинні
встановлюватися, як правило, в цеху у розподільних пунктів, або
приєднуватися до магістральних шинопроводів.
Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В на
трансформаторних підстанціях або на головної ділянці магістрального
шинопровода допускається лише в тих випадках, коли установка
конденсаторів в цеху неможлива умовами пожежної безпеки.
Установка конденсаторів напругою 6 – 10 кВ потрібно передбачати:
– на цехових підстанціях, що мають розподільний пристрій
напругою 6 – 10 кВ;
– на розукрупнених ПГВ або ГПП, безпосередньо від яких
здійснюється розподіл електроенергії по цеховим підстанціям.
Типове навантаження промислових підприємств – індуктивного
характеру, тому компенсація реактивної потужності (РП) здійснюється за
допомогою ємності (конденсаторних батарей).

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
5
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
9
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Рисунок 4.2 – Способи компенсації реактивної потужності:
а – централізована на стороні високої напруги;
б – централізована на стороні низької напруги;
в – групова;
г – індивідуальна; штриховий лінією показані ділянки мережі, що розвантажені від
потоків реактивної потужності споживачів.

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
6
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
0
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Схема включення ємності в навантажувальне коло при поперечній
компенсації наведено на рисунку 4.3.

Рисунок 4.3 – Схема включення ємності в навантажувальне коло
при поперечній компенсації

Потужність однофазного конденсатора при синусоїдальній формі
напруги, прикладеного до його затискачів, визначається за
співвідношенням:

Q C U2 .

Потужність трифазного конденсатора, сполученого трикутником,
визначається по цій же формулі. У цьому випадку U – лінійна напруга, а
C – сума ємностей всіх трьох фаз конденсатора. Потужність трифазного
конденсатора, сполученого зіркою, за однакової кількості ємностей всіх
трьох фаз визначається за співвідношенням:

1
Q  C U2 ,
3

де C – сума ємностей усіх трьох фаз.
На рисунку 4.4. показана однолінійна схема мережі підприємства з
можливими місцями установки пристроїв компенсації реактивної
потужності.
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
6
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
1
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Рисунок 4.4 – Рекомендовані місця установки засобів компенсації
реактивної потужності у мережі підприємства

Межа балансової приналежності може перебувати в точках 1 4 .
Якщо пристрої компенсації встановлені на межі балансової належності, то
втрати активної енергії в мережі споживача не скорочуються, а пропускна
здатність мережі не збільшується. Єдиний позитивний ефект для нього –
часткова нормалізація напруги. При перенесенні місця установки
компенсуючих пристроїв від межі балансової належності ближче до
споживача з'являються ділянки мережі, розвантажені від потоків
реактивної потужності. На цих ділянках знижуються втрати активної
потужності. В результаті знижується термін окупності компенсуючих
пристроїв і підвищується ефективність використання електроенергії.
Споживачеві доцільно встановлювати пристрої, що компенсують
реактивну потужність якнайдалі від межі балансового розділу, але при
цьому потрібно враховувати, що джерела реактивної потужності на
підприємстві знаходяться на різних рівнях напруги.
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
6
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

При великій кількості споживачів індивідуальна компенсація може
виявитися менш ефективною, ніж групова. Індивідуальна компенсація
доцільна біля великих електроприймачів з відносно низьким коефіцієнтом
потужності і великою кількістю годин роботи на рік. Групова компенсація
в порівнянні з індивідуальною має трохи більший термін окупності, але
завдяки застосуванню установок з автоматичним регулюванням реактивної
потужності не вимагає щоденного обслуговування (ручного включення і
відключення) і є кращим варіантом компенсації.
Для захисту конденсаторів шляхом їх шунтування при наскрізних
струмах КЗ можуть застосовуватися, наприклад, іскрові розрядники [1], що
спікаються (рисунок 4.5), які після спрацювання тимчасово виводяться з
роботи за допомогою роз'єднувачів QS1, QS2 , QS3 для відновлення
розрядних властивостей.

Рисунок 4.5 – Схема установки поздовжньої ємнісний компенсації

Якщо навантаження споживача має ємнісний характер, то для
компенсації надлишкової ємнісної складової струму (для наближення
коефіцієнта потужності до одиниці) застосовується індуктивність, що
включається паралельно навантаженню. Такі випадки мають місце при
наявності на підприємствах протяжних кабельних ліній високої напруги в
періоди зниженої навантаження мережі, а також при збереженні в роботі
всієї потужності конденсаторів в години мінімуму навантаження
підприємств.
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
6
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
3
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Заходи з компенсації реактивної потужності застосовують на основі
техніко-економічних розрахунків, виконаних комплексно на базі єдиного
перспективного плану розвитку даного району з урахуванням балансу
реактивної потужності, виходячи із допустимих меж коливань напруги та
спотворення форм кривої напруги і струму, встановлених ГОСТ 13109 та
ДСТУ EN 50160.
Вибір засобів компенсації повинен виконуватися одночасно з
вибором усіх елементів живлячої і розподільної електричної мережі для
нормального і післяаварійного режимів роботи [10].
В якості засобів компенсації реактивної потужності приймають
батареї низьковольтних і високовольтних конденсаторів напругою 0,4 кВ і
6 (10) кВ відповідно та синхронні електродвигуни 6 (10) кВ, статичних
тиристорних компенсаторів.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно враховувати:
– забезпечення допустимих навантажень елементів електричної
мережі і трансформаторів;
– використання компенсуючого пристрою в якості одного із засобів
забезпечення якості електроенергії в електричній мережі;
– забезпечення балансу і обумовленого резерву реактивної
потужності в вузлах мережі за наявністю джерел реактивної потужності в
допустимих межах;
– забезпечення статичної стійкості роботи мереж і ЕП.
Вибір виконують на основі наступних початкових даних:
– максимальних, мінімальних і після аварійних режимів реактивних
потужностей, які споживають ЕП підприємства;
– технічних умов енергосистем з вказаною величиною реактивної
потужності, яка передається із мережі енергосистем в мережу
підприємства в режимі найбільших активних навантажень енергосистеми.
Для підприємств з великою нерівномірністю графіків навантажень
передбачається автоматичне регулювання:
– збудження синхронних електродвигунів;
– потужності частин конденсаторних батарей в залежності від
режиму роботи системи електропостачання;
Кількості і потужності нерегульованих конденсаторних батарей
приймають за найменшим реактивним навантаженням електричної мережі
підприємства.
Кількість і потужність ступенів регулювання конденсаторних
установок визначають в відповідності з графіком навантажень та з
урахуванням технічних умов енергосистем.
Як правило, слід застосовувати дво- або триступеневе регулювання
конденсаторних батарей з розподілом їх на секції однакової потужності. У
разі невеликої різниці в навантаженнях двох денних змін слід
застосовувати двоступеневе регулювання.
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
6
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
4
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

В необхідних випадках для збільшення кількості ступенів
регулювання допускають застосовувати секції компенсуючих пристроїв
різної потужності.
У разі наявності на підприємстві декількох конденсаторних
установок застосовується багатоступеневе регулювання сумарної
реактивної потужності, яка генерується усіма конденсаторними
установками підприємства, шляхом різночасного увімкнення окремих
батарей у відповідності з графіком навантаження.
Розподіл компенсуючих пристроїв на різних ступенях системи
електропостачання виконується на підставі ТЕР. Найбільший економічний
ефект забезпечується розташуванням цих засобів близько від ЕП з
найбільшим споживанням реактивної потужності.
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як
правило, в цеху біля розподільчих пунктів або приєднувати до
магістральних шинопроводів.
Згідно рекомендацій [10] для типового розміщення
електроприймачів у цеху, практично рівномірної густині навантаження,
відсутності РП високої напруги, приймаємо схеми компенсації з
розташуванням засобів компенсації (конденсаторних батарей) на шинах
цехової підстанції.
Параметри КУ у інших цехах приведено у таблиці 4.1 – Вибір
кількості та потужності цехових трансформаторів та НКБ
Установку конденсаторів напругою 6 (10) кВ передбачають:
– на цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 6 (10) кВ;
– на розосереджених ПГУ або ГПП, безпосередньо від яких
виконується розподіл електроенергії між цеховими підстанціями.
Індивідуальна компенсація може бути допущена як виключення у
потужних ЕП з низьким коефіцієнтом потужності та з великою кількістю
годин роботи на рік.
У разі ввімкнення конденсаторних батарей до мереж з джерелами
вищих гармонік потрібно перевіряти вірогідність перенавантаження
конденсаторів струмом в розрядженому або близьких до цього режимах і
застосовувати необхідні заходи з їх усунення.
Компенсація реактивної потужності є невід’ємною частиною
завдання електропостачання підприємства. Компенсація реактивної
потужності одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах
промислових підприємств є одним з основних способів скорочення втрат
електроенергії.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [10].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними
даними є максимальна реактивна потужність Qmах та вхідна реактивна
потужність Qек , що погоджена з енергопостачальною організацією на
межі балансової приналежності.
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
6
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої
установки 10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована
високовольтними батареями статичних конденсаторів, визначається за
виразом
Qвк  кнс  Qmax  Qт - Qек - Qнк.ф ,

де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження 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).
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 проектується.
З енергосистемою узгоджено Qек = 1620квар.

Qвк  0,9 3683,3 619 1620 1715  598,8 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(П)56–10,5–300 УЗ,
модернізовані.

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
6
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
6
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
6
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
7
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

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.
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 [3, 6, 13].
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх за
потужністю підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП.
Радіальні схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи
електропостачання, від джерела живлення до збірних шин цехових
підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів
здійснюється не менш чім двома радіальними лініями, що відходять від
різних секцій джерела живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю
400–630 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.
Радіальна схема розподілу електроенергії має високу надійність і
простоту в експлуатації і обслуговуванні, безпеку роботи, але для неї
характерна мала економічність внаслідок значних витрат провідникового
матеріалу; необхідність в додаткових площах для розміщення силових РП;
обмежена гнучкість мережі при переміщенні технологічних механізмів яке
пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються
при живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
6
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
8
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

при рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в
якості живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують
споживачам під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть
поєднуватись до РУ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів
підстанцій; висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати
технологічне устаткування без переобладнання мережі; використання
уніфікованих елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними
способами.
Магістральна схема менш надійна , ніж радіальна, так як при зникненні
напруги на магістралі всі під'єднані до неї споживачі втрачають живлення.
З урахуванням особливості розташування цехів відносно ГПП,
категорії надійності споживачів, обираємо радіальну схему, приклад якої
наведено на рисунку 5.1.

Рисунок 5.1 – Одноступенева радіальна схема розподілення
електроенергії

5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж

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
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
6
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
9
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

потужності із сторони низької напруги трансформатора

Рmax 10= Рроз 0,4+ РТ= Рроз 0,4+ 0,02  Sном Т ; (5.1)

Qmax 10= Qроз 0,4+ QТ = Qроз 0,4+ 0,1 Sном Т , (5.2)

де Рроз 0,4, Qроз 0,4 – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ
(активне, реактивне).

Розрахункову потужність лінії з урахування електричної схеми
живлення визначаємо за співвідношенням

2 2
S Л = i 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.
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ
ТП
Р
ТП роз 0,4
Qроз 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
ТП–1 (1 трансф.) 598,9 317,8 1000 618,9 417,8 746,7
ТП–2 (2 трансф.) 486,1 269,9 1000 506,1 369,9 626,9
ТП–3 (1 трансф.) 469,3 256,5 630 481,9 319,5 578,2
ТП–4 (1 трансф.) 450,8 300,2 630 463,4 363,2 588,8
ТП–5 (1 трансф.) 478,4 280,1 630 491,0 343,1 599,0
ТП–6 (2 трансф.) 310,1 154,7 630 322,7 217,7 389,3
ТП–7 (2 трансф.) 423,4 164,3 630 436,0 227,3 491,7
ТП–8 (2 трансф.) 511,6 237,5 1000 531,6 337,5 629,7
ТП–9 (2 трансф.) 370,8 164,7 630 383,4 227,7 445,9

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

SЛ
I іроз, Л = . і 3 Uном

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
7
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
0
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Для цеху, який обрано у якості прикладу

746,7
Iроз Л (ГПП - ТП 4 ) =  43,1А .
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.

Iроз, Л
F і
43,1 2
ек =   30,8 мм .
j ек 1,4

2
Обираємо переріз кабелів для лінії (ГПП – ТП1) 35 мм .
За допомогою отриманих даних обираємо згідно каталогу [19]
трижильний алюмінієвий кабель в свинцевій оболонці типу АСБГ (3×35),
Іном каб = 115 А .
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи за співвідношенням [1]

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.
43,1  115 1,05 0,9 108,6 А .

Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається
за виразом
2  Іроз Л  Ідоп К1 К2 К3 ,

де К3 – допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії
К3 1,25 .
Для нашого випадку
2 43,1А = 86,2 А  115 1,05 0,9 1,25 135,8 А ,
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
7
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
1
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

тобто умова виконується.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути
не більш 5% Uном і визначається за виразом [6]:

ΔU= 3  Iроз Л LКЛ  rо cos+ xо sin ,

де LКЛ – довжина лінії, км;
ro , xo – відповідно питомий активний і реактивний опір лінії, Ом/км;
cos – коефіцієнт потужності навантаження лінії.
Значення cos та sin знаходимо з відомого співвідношення,
використовуючи дані таблиці 5.1 для відповідної кабельної лінії. Для лінії
ГПП–ТП6
618,9 417,8
cosφ = = 0,829 ; sinφ = = 0,559 .
746,7 746,7

Втрата напруги в кабельній лінії, що розглядається в якості
прикладу, буде
ΔU  1,732 43,10,22(1,24 0,829 0,099 0,559) 17,79 В .

Таким чином, умова виконується, так як

ΔU = 17,8  0,05 Uном  50 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
Ділянка LКЛ , SЛ , Iроз Л , Fек , Ідоп , Прийнята
2 Марка кабелю кабелю 2м кВА А мм А F , мм
1 2 3 4 5 6 7 8
ГПП–ТП1 220 746,7 43,1 30,8 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП–ТП2 160 626,9 36,2 25,9 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП–ТП3 80 578,2 33,4 23,8 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП–ТП4 95 588,8 34,0 24,3 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП–ТП5 160 599,0 34,6 24,7 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП–ТП6 140 389,3 22,5 16,1 75 16 АСБГ(3×16)
ГПП–ТП7 145 491,7 28,4 20,3 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП–ТП8 210 629,7 36,4 26,0 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП–ТП9 150 445,9 25,7 18,4 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП–БСК10 10 300,0 17,3 12,4 75 16 АСБГ(3х16)

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
7
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В

Розрахунок електромагнітних перехідних процесів у СЕП при
коротких замиканнях, як найбільш характерних збудженнях, має важливе
значення для проектування та експлуатації. Такий розрахунок передбачає
знаходження значень струму та інших параметрів режиму КЗ у точці
виникнення КЗ або в інших точках СЕП чи вітках мережі при заданих
умовах.
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 [11].
Загалом для СЕП великих підприємств урахування явищ, що
характеризують процес КЗ, при розрахунку параметрів режиму – справа
трудомістка. Точне визначення струмів та напруг КЗ являє собою
громіздке завдання, розв'язуване з використанням методів розрахунку,
орієнтованих на застосування засобів обчислювальної техніки.
Для вирішення більшості практичних завдань проектування та
експлуатації СЕП допустима деяка похибка у визначенні струмів КЗ,
значення якої необхідно співвідносити з цільовим призначенням
розрахунку. Тому можливе введення низки обмежень та припущень, що
ідеалізують та спрощують опис процесу КЗ і дають змогу використовувати
уточнені або спрощені методи розрахунку.

6.1 Вихідні дані для розрахунків

Загалом для СЕП великих підприємств урахування явищ, що
характеризують процес КЗ, при розрахунку параметрів режиму – справа
трудомістка. Точне визначення струмів та напруг КЗ являє собою
громіздке завдання, розв'язуване з використанням методів розрахунку,
орієнтованих на застосування засобів обчислювальної техніки.
Для вирішення більшості практичних завдань проектування та
експлуатації СЕП допустима деяка похибка у визначенні струмів КЗ,
значення якої необхідно співвідносити з цільовим призначенням
розрахунку. Тому можливе введення низки обмежень та припущень, що
ідеалізують та спрощують опис процесу КЗ і дають змогу використовувати
уточнені або спрощені методи розрахунку.
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. Вона містить реальні
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
7
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
3
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

елементи (на різних ступенях напруги) з електромагнітними зв'язками,
опорами втрат і розсіювання. 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. 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 ведемо згідно чинного держстандарту методом точного
зведення в іменованих одиницях.
Точне зведення в іменованих одиницях виміру полягає в
перерахуванні значень показників елементів на ступень напруги, який
називають основним. Таким може бути будь-який ступень напруги СЕП, у
тому числі – й фіктивний.
Зведення значень параметрів режиму Ei , Ui , Ii та опору z i елемента в
іменованих одиницях з i–го ступеня напруги, віддаленого від основного
кількома послідовно ввімкненими трансформаторами з фактичними
коефіцієнтами трансформації n1, n2, ..., nm , здійснюється за
співвідношеннями:

E = Ei n1 n2   nm ; (6.1)

U = Ui n1 n2   nm ; (6.2)

I
I = i ( 6.3)
n1 n2   nm

z = zi n1 n
2
2   nm . , (6.4)

де E, U, I, z – зведені величини, а коефіцієнт трансформації ni кожного
трансформатора визначають як відношення напруги холостого ходу
обмотки, зверненої до основного ступеня напруги, до напруги холостого
ходу обмотки, зверненої до ступеня напруги, де міститься елемент,
параметри якого зводяться.
Якщо первинні параметри режиму E* (ном), U* (ном), I* (ном) та опір
z* (ном) елемента задані у відносних одиницях виміру щодо номінальних
умов (номінальна напруга Uном та потужність Sном на i-му ступені
напруги), то їхні зведені до основного ступеня напруги значення в
іменованих одиницях виміру встановлюють за виразами:

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
7
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
4
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

E = E *(ном) i Uном n1 n2    nm ; (6.5)

U = U* (ном) i Uном n1 n2   nm ; (6.6)

S
I = I ном* (ном) i ; (6.7)
3 Uном n1 n2   nm

U2 2
z = z ном* (ном) i   n1 n2   nm  ; (6.8)
Sном

U
z = z ном
2
* ном і   n1 n2    nm  . (6.9)
3  I ном

У схемі заміщення, де значення показників елементів зведені за
вказаними співвідношеннями, обчислені значення параметрів режиму
будуть натуральними тільки для основного ступеня напруги.
Для розрахункової схеми (рисунок 6.1) складаємо схему заміщення,
виходячи з розрахункових умов і враховуючи прийняті у стандарті [11, 12]
припущення.

Рисунок 6.1 – Розрахункова схема розрахунку КЗ

Схему складаємо однолінійною (рисунок 6.2).
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
7
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

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 =1600 МВ А ;
- довжина повітряної лінії lПЛ =45 км .
Середнє розрахункове значення питомого індуктивного опору
складає для повітряних ліній напругою 6–220 кВ х =0,4 Ом/км . ПЛ, пит
Для обраних кабельних ліній
хкаб. пит = 0,099 Ом/км ; r [16]. каб. пит =1,24 Ом/км
Необхідні дані по силовим трансформаторам беремо із каталогів
після вибору типа трансформатора:
- номінальна потужність S ; ном. Т =6,3 МВ А
- напруга КЗ UКЗ =10,5% ;
Uном В 115
- фактичний коефіцієнт трансформації n= = .
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:
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
7
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
6
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

– приведений до основного ступеня індуктивний опір системи

2
2 110 103U 
Х = C
2 2
С n   1  7,562 Ом ;
SКЗ 1600 10
6

– приведений до основного ступеня індуктивний опір повітряної
лінії

2 2
ХПЛ= lПЛ хПЛ, пит n  45 0,4  1 18 Ом ;

– приведений до основного ступеня індуктивний опір силового
трансформатора

2
2 3 2
U UКЗ ном. Н 2 10,5 1110  115 ХТ =  n     220,4 Ом ;
100 Sном Т 100 6,3 10
6
 11 

– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної
лінії Л2

2
115 
Х2= хкаб. пит LКЛ 2 n
2= 0,099 0,16    1,73 Ом ;
 11 

– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної
лінії Л5
2
115 
Х5= хкаб. пит LКЛ 5 n
2= 0,099 0,16    1,73 Ом ;
 11 

– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної
лінії Л7

2
Х = х 2
115 
7 каб. пит LКЛ 7 n = 0,099 0,145    1,57 Ом ;
 11 

– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л2

2
R = r 2
115 
2 каб. пит LКЛ 2 n = 1,24 0,19     24,7 Ом ;
 11 
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
7
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
7
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л5

2
115 
R 25 = rкаб. пит LКЛ 5 n = 1,24 0,16     21,7 Омм ;
 11 

– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії
Л10

2
R 2
115 
7= rкаб. пит LКЛ 7 n = 1,24 0,145    19,6 Ом .
 11 

Таким чином, нами розраховано всі елементи схеми заміщення
методом точного зведення в іменованих одиницях.

6.2 Розрахунок струмів з трифазного короткого замикання в
характерних точках

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:

U
I КЗ= , (6.10)
zΣ

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

Uc 110 10
3
U = n1 n2   nm   63510 В .
3 3

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
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
7
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
8
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

ІКЗ, і = ІКЗ, і n .

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:

ZΣК1  ХΣК1 = ХС+ ХПЛ = 7,562 + 18 = 25,56 Ом .

Точка короткого замикання К2:

ZΣК2 ХΣК2= ХС+ХПЛ+ХТ= 7,56 + 18 + 220,4  246 Ом .

Точка короткого замикання К3:

2 2 2 2ZΣК3 = ХΣК3 + R2  = ХС+ ХПЛ+ ХТ + Х2  + R2  .

2 2
ZΣК3  7,5618 220,41,73  20,8  248,6 Ом

Точка короткого замикання К4:

2 2 2
ZΣК4 = Х
2
ΣК4 + R5  = ХС+ ХПЛ+ ХТ + Х5  + R5  .

2 2
ZΣК4 = 7,56 18 220,4 1,73  21,7  249 Ом

Точка короткого замикання К5:

Z = Х2
2 2 2
ΣК5 ΣК5+R7  = ХС+ХПЛ +ХТ +Х7  +R7  .

2 2
ZΣК5 = 7,56 18 220,4 1,57  19,6  248,3 Ом

Знайдемо зведений струм короткого замикання для кожної точці КЗ
по співвідношенню (6.10).
Точка короткого замикання К1:

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
7
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
9
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

U 63510
I КЗ (К1) = = = 2484,7 А .
zΣ К1 25,56

Точка короткого замикання К2:

U 63510
I КЗ (К2) = =  258,2 А .
zΣ К2 246

Точка короткого замикання К3:

U 63510
I КЗ (К3) = =  255,47 А .
zΣ К3 248,6

Точка короткого замикання К4:

U 63510
I КЗ (К4) = =  255 А .
zΣ К4 249

Точка короткого замикання К5:

U U 63510
I КЗ (К5) = = =  255,8 А .
zΣ К5 zΣ К5 248,3

Натуральне значення струму КЗ у обраних точках буде:

– точка короткого замикання К1:

І КЗ (К1) = ІКЗ (К1) n1  2484,7 1  2484,7 А ;

– точка короткого замикання К2:

115
ІКЗ (К2) = ІКЗ (К2) n2 = 258,2   2699,4 А ;
11

– точка короткого замикання К3:

ІКЗ (К3) = ІКЗ (К3) n2  255,47 10,455  2670,9 А ;

– точка короткого замикання К4:
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
8
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
0
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

ІКЗ (К4) = ІКЗ (К4) n2  255 10,455  2666 А ;

– точка короткого замикання К5:

ІКЗ (К5) = І КЗ (К5) n2  255,8 10,455  2674,4 А .

Таким чином, нами розраховані шукані величини IКЗ(К1)- IКЗ(К5)
точним методом в іменованих одиницях.
Розрахуємо ударний струм короткого замикання.
При розрахунку ударного струму вважають [11, 12]:
1) ударний струм наступає через 0,01 с після начала КЗ;
2) амплітуда періодичної складової струму КЗ в момент t  0,01с
дорівнює амплітуді цієї складової в початковий момент КЗ.
В простих радіальних електричних мережах ударний струм слід
визначати згідно формули

0,01
-
T
iу = 2  Iп 0  (1 + e
a ) = 2  Iп 0 kу ,

де kу – ударний коефіцієнт,
Та – стала часу затухання аперіодичної складової струму КЗ, с.
У складних розгалужених електричних мережах ударний струм КЗ
варто обчислювати методами вузлових напруг або контурних струмів (при
нульових початкових умовах).
При наближених розрахунках ударного струму КЗ в складних
мережах допускається використовувати формулу

0,01
-
Т
iу = 2  Iп 0  (1 + е
а, ек ) ,

де Та, ек – еквівалентна стала часу затухання аперіодичної складової
струму КЗ, с.
Якщо точка КЗ розділяє схему на радіальні незалежні вітки, то при
наближених розрахунках ударний струм КЗ слід визначати як суму
ударних струмів окремих віток:

0,01
m -
T
iу = Σ 2  I
a,i
п 0 i  (1 + e ) ,
i = 1
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
8
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
1
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

де Iп 0 i – початкове діюче значення періодичної складової струму КЗ в і-ої
вітки.
Розрахуємо ударний струм для точок короткого замикання К1– К5.
Для цього використаємо указівки, що для мереж напругою вище 1000 В, в
яких нехтують активним опором, ударний коефіцієнт kу = 1,8 .
Таким чином для визначених місць короткого замикання ударний
струм буде:
– точка короткого замикання К1:

iу (К1) = 2 kу  IКЗ (К1) = 2 1,8 2484,7 = 6325 А ,

– точка короткого замикання К2:

iу (К2) = 2 kу  IКЗ (К2) = 2 1,8 2699,4 = 6871,6 А ,

– точка короткого замикання К3:

iу (К3) = 2 kу  IКЗ (К3) = 2 1,8 2670,9 = 6799 А ,

– точка короткого замикання К4:

iу (К4) = 2 kу  IКЗ (К4) = 2 1,8 2666 = 6786,5 А ,

– точка короткого замикання К5:

iу (К5) = 2 kу  IКЗ (К5) = 2 1,8 2674,4 = 6808 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
Місце короткого замикання
Параметр
К1 К2 К3 К4 К5
І , А КЗ 2484,7 258,2 255,47 255 255,8
ІКЗ , А 2484,7 2699,4 2670,9 2666 2674,4
іУ , А 6325 6871,6 6799 6786,5 6808

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
8
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 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 [15, 16].

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

Sб 100 10
6
Іб =   525 А .
3 U 3б,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)
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
8
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
3
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

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) EА ΣІКЗ1 = , (6.12)
j(X1Σ + ΔX
(n))

де ЕА Σ – сумарна ЕРС джерел енергії;
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)
Е
КЗ1 =
*  Іб , (6.13)
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ

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

І(1)
Іб
КЗ1 = . (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 [14]. 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

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
8
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
4
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

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[12]:

3
І(1)КЗ =  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 [12] і
для нашого випадку:

U
Х* 0 Т = Х*1 Т = Х* Т =
КЗ = 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):

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
8
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

І(1)
3
КЗ, С =  Іб .
Х*1С+ Х* 2 С+ Х* 0 С

Зв’язок між потужністю трифазного та однофазного коротких
замикань[12]:

S(1) = k S(3)КЗ 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)
S k S
КЗ С =
КЗ = КЗ .
3 UС 3 UС

Отримаємо:

І  3 U 3
Х* 0 С = 3 
б С - 2Х* С = X* C - 2X* C ,
k S(3) kКЗ

тобто
 3 
Х* 0 С = Х* 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

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
8
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
6
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

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

Х* 0 С+ Х* 0 ПЛ  Х* 0 Т
Х* 0 Σ = Х* 0 С+ Х* 0 ПЛ + Х* 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:

S S
Х*1 Σ = Х* 2 Σ = Х* С+ Х
б б
* ПЛ = + lПЛ хПЛ, пит 
S 2КЗ Uб

100 106 100 106
Х*1 Σ = Х* 2 Σ =  45 0,4 
1600 106 2110 103 
 0,0625 0,148  0,2105

 3   3 
Х* 0 С = Х* С   2  0,0625  2  0,03125 ;
 k  1,2 

S 100 106
Х* 0 ПЛ = 3 Х* ПЛ = 3  lПЛ  х
б
ПЛ, пит   3 40 0,4  0,3967 ;
U2 2б 110 103 

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

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
8
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
7
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Отже

Х* 0 С + Х* 0 ПЛ  Х* 0 Т
Х* 0 Σ = .
Х* 0 С + Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т

0,03125 0,4464 0,105
Х* 0 Σ   0,086
0,03125 0,4464  0,105

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

(1) 3 3 1575ІКЗ =  Іб  525   3106,5 А
Х + Х + Х 0,2105 0,2105 0,086 0,507*1Σ *2Σ *0Σ

Нами знайдено шукане значення модуля повного струму
однофазного короткого замикання: І(1)КЗ  3327,7 А .
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
8
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
8
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

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.
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 ГОСТ 15150 і ГОСТ 15543.1 і в атмосфері
типу II по ГОСТ 15150 з ізоляцією високовольтних апаратів категорій II
по ГОСТ 9920 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) кВ, 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
беспортальний прийом безпосередньо на блок прийому ПЛ. Кабельні
конструкції в КТПБ передбачені двох типів:
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
8
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
9
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

 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 ГОСТ 1516.3, 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:
 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[1,3].
Апарати також повинні відповідати умовам навколишнього
середовища, виду установки (відкрита чи закрита), температурі, вологості,
запиленості та іншим показникам.
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.
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 20068 58/04 ПЗ 3
9
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
0
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

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 [19], 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
U  U
U = 110 кВ U = 110 кВ ном ном кном ном к

Іроз= 15,8 А І ном = 2500 А Іроз  Іном
іy = 6,793 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
В  І2К П  tК = (2,695 10
3)2 0,035  IT= 40 кА; tT= 3 с;
2
 0,254 106 В2 с I
2
T  tT  4800 10
6 В2 с ВК  ІТ  tT

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 [19].
Алгоритм вибору роз’єднувача відрізняється від алгоритму вибору
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка
струму відключення.
Результати вибору зводимо в таблицю 7.2.
Попередньо по номінальним даним обираємо роз’єднувач серії РГН–
110/1000 УХЛ1.

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
9
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
1
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
U  U
U = 110 кВ Uном к = 110 кВ
ном ном к
ном

Іроз= 15,8 А І ном = 1000 А Іроз  Іном
іy = 6,793 кА I mах дин = 80 кА іy  Imах дин
В  І2  t = (2,695 103)2 0,035  IT= 40 кА; tT= 3 с; К П К
2 6 2 2
 0,254 106 В2 с IT  t
В  І  t
T  4800 10 В с К Т T

Остаточно, по даним таблиці обираємо роз’єднувач серії РГН–
110/1000 УХЛ1, який на протязі терміну експлуатації (30 років) не вимагає
технічного обслуговування [19].

7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН

Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні
вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі
живлення. Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач
навантаження вакуумний типу ВВЭ–10–20/1000 У3 з вбудованим
електромагнітним приводом [19].
При розрахунках розрахункового струму ввідного вимикача 10 кВ
значення Іроз визначаємо за співвідношенням

S 3ВН ГПП 6029 10 В А
Іроз    348 А .
3 Uном 1,732 10 10
3 В

Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
U  U
U = 10 кВ U = 10 кВ ном ном кном ном к

І роз= 348 А І ном = 1000 А Іроз  Іном
іy = 6,927 кА I mах дин = 52 кА іу  Imах дин
I n t = 2,721 кА І в і д к л = 20 кА I n t  Iв і д к л
В  І2К П  tК = (2,72110
3)2 0,055  IT = 20 кА; tT = 3 с;
2 6 2
 0,428 106 В2 с I  t 1200 10 В с ВК  І
2
Т  tT T T

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
9
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

При розрахунках розрахункового струму секційного вимикача 10 кВ
значення Іроз визначаємо за співвідношенням

S 6616 103ВН ГПП В А
І роз, с е к ц.    191 А .
2  3 Uн 2 1,732 10 10
3 В

Попередньо по номінальним даним обираємо секційний вимикач
вакуумний типу ВВЭ–10–20/630 У3 з вбудованим електромагнітним
приводом [19].
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
Іроз секц  ІІ ном роз секц = 191 А І ном = 630 А

іy = 6,927 кА I mах дин = 80 кА іу  Imах дин
I n t = 2,721 кА І в і д к л = 20 кА I n t  Iв і д к л
В  І2К П  tК = (2,72110
3)2 0,055  IT = 20 кА; tT = 3 с;
2 6 2 В  І2 0,428 106 В2 с IT  tT 1200 10 В с К Т
 tT

7.4 Вибір трансформаторів струму

Трансформатори струму, для живлення вимірювальних приладів,
вибираються [19]:
– по номінальній напрузі

Uвст  Uном ;

– за номінальним струмом

Іроб.max  І1ном ,

причому номінальний струм повинен бути якомога ближче до робочого
струму установки, так як недовантаження первинної обмотки призводить
до збільшення похибок;
– за конструкцією і класу точності;
– по електродинамічної стійкості.
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
9
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
3
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Слід враховувати, що електродинамічна стійкість у каталогу 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.
Термічна стійкість у каталогу також може задаватися у одній з двох
форм:
– задана кратність номінального струму термічної стійкості Ктер і
допустимий час tтер протікання струму Iтер ;
– задано номінальний струм термічної стійкості Iтер і допустимий
час tтер його протікання.
Далі виконують перевірку за відомими методиками на термічну
стійкість.
Для забезпечення обраного класу точності необхідно проводити
розрахунок і перевірку навантаження вторинної обмотки і його
співвідношення з нормованим для даного класу точності.
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 [19] напругою 10 кВ
типу ТШЛП–10К
Таблиця 7.5 – Вибір трансформаторів струму напругою 10 кВ ТШЛП–
10К
Розрахункові дані Каталожні дані
U U = 10 кВ ном = 10 кВ ном к
І роз= 348 А І ном к = 1000 А
і дин = kдин  2  І ном к 
іy = 6,927 кА  30 1,4 1000 кА =
= 42 103 кА
В  І2  t = (2,721103)2 0,12  IT = 31,5 кА; tT = 4 с; К П К

 0,888 106
2 6 2
В2 с IT  tT  3969 10 В с

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
9
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
4
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Номінальний струм вторинної обмотки I2H  5 A , допустима
потужність S2H вторинної обмотки при cos 0,8 клас точності 0,5
складає 15 ВА.
Сумарний опір приладів
ΣSприл.
rприл.= ,2 I2Н

де Sприл  7 ВА – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники
активної та реактивної енергії та ін.).
rк  опір контактів rк  0,1 Ом.
14
rприл.= =0,282 Ом. 5

Опір з'єднувальних проводів:

S 22Н - I2Н(rприл + rк )
r пров = ;
I22Н

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

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

lp. ρ
F пров.= ;
rпров.

25 0,02 2
Fпров. = = 2,27 мм .
0,22

Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом
2
F = 2,5 мм .
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.

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
9
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

7.5 Вибір трансформаторів напруги

Вибір типу трансформаторів напруги визначається його
призначенням. У результаті аналізу потрібно обрати кількість необхідних
однофазних або трифазних трансформаторів.
Трансформатори напруги обираються [19]:
– по напругі встановлення

Uвст  Uном ;

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

S2  S2ном ,

де S2ном – номінальна потужність вторинної обмотки у обраному класі
точності. При визначенні потужності враховується схема з'єднання.
Результати розрахунку навантаження основної обмотки
трансформатора для зручності подають у вигляді таблиці 7.6
В мережі 10 кВ приймаємо попередньо до встановлення
трансформатор напруги типу НТМИ–10–66УЗ [19]. 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
P, Q, S,
котушкою, tgφ
Вт вар ВА
Вт
Вольтметр Э–365 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028
Лічильник А1800 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048
Всього: 3 0,048 0,061 0,077

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.

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
9
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
6
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Кількість
Котушок,
шт.

7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість

Переріз кабелю на термічну стійкість до струмів трифазного
короткого замикання перевіряють за співвідношенням [19]:

I  tпр
Fmin = ,
С

де tпр – приведений час;
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 для кабелю лінії

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

У такому разі

I  tпр 2674,4  0,135
Fmin = = = 11,56 мм
2 .
С 85

Таким чином, кабельна лінія, переріз якої 50 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 20068 58/04 ПЗ 3
9
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
7
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ

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.

8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання цеху

Цехові мережі виконують за радіальною, магістральною або
змішаною схемами [4, 6, 13]. Кожний вид схем має свою найбільш
доцільну область застосування.
На рисунку 8.1 приведена проста радіальна схема цехової
електричної мережі.

Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі

Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми
живлення використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше
розповсюдженні змішані схеми.
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
9
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
8
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Розміщення технологічного обладнання на плані цеху, надійність
електропостачання електроприймачів, номінальні напруги, потужності
електроприймачів, відстань від центру живлення, характер навантаження
та її розподіл по площі цеху є визначальними факторами при виборі схеми
та конструкції цехової мережі.
З врахування всіх факторів, що впливають на вибір схеми живлення,
обираємо радіальну схему. Живлення розподільчих пунктів здійснюємо
кабелями.
Наявність на КТП і поблизу від неї комутаційно-захисних апаратів,
окремих приєднаній дозволяє простіше вирішувати задачі автоматизації в
цеховій електричній мережі.
Усі споживачі можуть лишитися живлення тільки при ушкодженні
на збірних шинах ТП що малоімовірне внаслідок достатньо надійної
конструкції шаф комплектної трансформаторної підстанції (КТП).

8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем

8.2.1 Загальні відомості
Проектування освітлювальних установок складається з
світлотехнічної та електричної частин [7].
В світлотехнічної частині нами вирішуються наступні завдання:
обираються типи джерел світла і світильників, намічають найбільш
доцільні висоти встановлення світильників та їх розміщення, визначають
якісні характеристики освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового
навантаження освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної
установки, вибір раціонального перерізу і марки проводу, способу
прокладання мережі.
.

8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок освітлення цеху проводимо методом світлового потоку
[7] (методом коефіцієнту використання).
Розраховуємо освітлення цеху, розміри якого ABH  954610,
освітлення виконано лампами типа ДРЛ с світильниках РСП05/ГОЗ. В
подальшому використаємо позначення, приведені на рисунки 8.2. В
нашому випадку hp = 0,8 м; hc = 1,2 м .

к Е S z
Ф  3 min , (8.1)
N 

де кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [7];
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
9
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
9
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6

2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Еmin – мінімальна освітленість, лк;
S – площа освітлювального приміщення, м2 ;
Ecp
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z  1,11,15 ;
Emin
N – прийнята кількість світильників, шт;
 – коефіцієнт використання світлового потоку.
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається по
довідковим таблицям [7] в залежності від типу прийнятого світильника,
коефіцієнтів відбиття від поверхонь приміщення і від індексу приміщення
“і”, останній визначається за виразом

A B
i  , (8.2)
(A B) h

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

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 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
0
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
0
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Після прийняття схеми розміщення світильників проводиться
перевірка освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по
кривим просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу

n
Фсв  ei
Е  i1 ,
1000 к3

де Фсв – світловий потік прийнятого світильника, лм;
 – коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників,
 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 .

h = H - hр - hс = 10 - 0,8 - 1,2  8 м .

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

La = λ h = 18  8 м .

При La = 8 м в ряду можна розмістити 9 світильників, тоді

2  l  748 8 10 м,
де l  5 м.

Приймаємо число рядів світильників рівним 8, тоді Lb = 6 м , а
величина
La 8 =  1,33  1,5 .
Lb 6

Отримаємо кількість світильників в цеху N = 90.
Розрахуємо індекс приміщення за виразом (8.2):

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
0
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
1
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

95 46
і =  3,8 .
8  (95 46)

Для приміщення з індексом і = 3,8 та коефіцієнтом відбиття
ρп = 0,7; ρс = 0,5; ρр = 0,1 коефіцієнт використання світлового потоку
світильників КВ  0,69. Для мінімальної освітленості Emin = 200 лк та
коефіцієнту запасу КЗ = 1,5 світловий потік Фсв відповідно до виразу
(8.1) складає

200 1,5 4370 1,15
Фсв= 12250 лм.
96 0,78

Обираємо лампу ДРЛ 250 з потужністю 250 Вт, що має світловий
потік Fн о м 13500 лм [20].
Визначимо відхилення обраного значення світлового потоку від
розрахованого:
Fр - Fном
Δ(%) = 100 %
Fр

12250 - 13500
Δ(%)  100 % = 9,8 %
12250

Обрана лампа за світловим потоком відрізняється від розрахункового
на 8,2 % , що допустимо.
Активна потужність системи освітлення складає:

Рос   PДРЛ N

Рос   250 96  24000 Вт.

Реактивна потужність системи освітлення дорівнює:

Qmax оc  Pmax оc  tg0

Qmax оc  24 0,2  4,8 квар.

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
0
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Цехові мережі електричного освітлення повинні відповідати всім
вимогам ПУЕ до мереж напругою до 1 кВ та ще специфічним вимогам.
Схеми живлення освітлювальних установок
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рисунок 8.3). Радіальні схеми
використовуються при високих навантаженнях групових щитків (порядку
100–200 А) і забезпечують більш високу надійність живлення.
Магістральні схеми дозволяють заощаджувати провідниковий матеріал і
апаратуру на розподільних пунктах, однак мають меншу надійність
живлення. Змішані схеми одержали найбільше поширення через їхню
гнучкість.

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

При двотрансформаторних підстанціях (рисунок 8.4) забезпечується
більш висока надійність освітлення, коли частина освітлювальних
установок живиться від одного трансформатора, а друга – від іншого

Рисунок 8.4 – Схема живлення освітлювальної установки від
двотрансформаторної підстанцій
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
0
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
3
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Визначення розрахункових навантажень системи освітлення
Для освітлювальних установок з лампами розжарювання
розрахункова потужність ( Рроз , кВт) визначається виразом

n
Рроз  кп Рном ,і
i1

де кп – коефіцієнт попиту;
n
Р – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт; номі
i1
n – кількість груп світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА

n
Рроз  кп кдод Рном ,і
i1

де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, що складає для люмінесцентних
ламп зі стартерною схемою запалювання 1,25; при безстартерних схемах
запалювання 1,3; для ламп ДРЛ – 1,12; ДРИ, ДНаТ – 1,15, ДКсТ – 1,1.
Коефіцієнти попиту для розрахунку навантажень робочого
освітлення в живильній мережі приведені в таблиці 8.1 [7].
Таблиця 8.1 – Значення коефіцієнтів попиту для різних споживачів
Характеристика споживачів кп
Дрібні будівлі виробничого характеру 1,0
Виробничі будівлі, що складаються з окремих великих прольотів 0,95
Виробничі будівлі, що складаються з декількох окремих
приміщень 0,85
Проектні і конструкторські організації 0,85
Школи, ПТУ 0,8
Підприємства суспільного харчування 0,8
Підприємства побутового обслуговування 0,8
Готелі і заклади керування 0,7

Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок мережі
аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
Для обраної нами системи освітлення розрахункова потужність
дорівнює:

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
0
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
4
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Рроз ос  0,95 1,12 25,6  27,2 кВт.

Для цеха обираємо схему живлення освітлювальної установки, що
приведена на рисунку 8.5.
Загальна кількість світильників в цеху N = 40 розподілена на 4
групові щитки робочого освітлення рівномірно по 10 штук. Світильники
кожного групового щитка рівномірно розподілені по фазах.
При цьому виконані умови щодо максимальної довжини трифазних
чотирипроводних групових ліній – не більше 80 м.
Дальше здійснюємо вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за
припустимим струмом навантаження.
Провідники освітлювальної мережі повинні задовольняти вимогам у
відношенні гранично припустимого нагрівання при нормальних режимах
роботи. Нагрівання провідників викликається проходженням по них
електричного струму. Межі нагрівання суворо нормуються ПУЕ, при
цьому кожному перерізу проводу або кабелю в залежності від його
конструкції і роду прокладки відповідає допустимий нормований струм
( Ідоп , А). У такий спосіб у практичних розрахунках користаються
готовими таблицями довгостроково допустимих навантажень,
регламентованих ПУЕ і нормативами.

Рисунок 8.5 – Схема живлення освітлювальної установки:
1 – магістральні щитки робочого освітлення; 2 – групові щитки робочого освітлення

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
0
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
5
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Зазначені таблиці складені для визначених температурних режимів
повітря і землі, що складають відповідно 25 С та 15 С , при відмінності
фактичних температур від зазначених використовується таблиця
коефіцієнтів перерахування, що приведена в ПУЕ.
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за
допустимим струмом навантаження є

Ідоп  Іроз ,

де Іроз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі.
Розрахунковий струм в залежності від системи виконання мережі
визначається виразами:
– для однофазних двопроводних мереж (1ф + N)

P 3роз 10
Ipоз  ;
Uф cos

– для двофазних двопроводних мереж (2ф + N)

P 103роз
Ipоз  ;
2 Uф cos

– для трифазних чотирипроводних мереж (3ф + N)

P 3 3роз 10 Pроз 10
Ipоз   ,
3 Uл cos 3 Uф cos

де Рроз – розрахункова потужність, кВт;
Uф, Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cos – коефіцієнт потужності, для мереж з лампами розжарювання
cos1; для мереж з люмінесцентними лампами cos 0,95 ; для
газорозрядних ламп типу ДРЛ, ДРИ, ДНаТ з конденсаторами cos 0,9 ;
без конденсаторів – cos 0,57 .
Враховуючі, що кількість світильників, що підключається на одну
фазу групової мережі не повинна перевищувати для ламп ДРЛ 20 штук,
приймаємо симетричне розподілення ламп : ЩО1 – 20 штук, ЩО2 – 20
штук.
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
0
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Групові лінії освітлювальної мережі цеху виконуємо у вигляді
трифазних чотирипроводних мереж (3ф + N).
Розрахунковий струм провідника від шин 0,4 кВ до магістральних
щитків робочого освітлення при обраної схемі визначається за
співвідношенням:
1 Pроз ос
Ipоз   .
2 3 Uф cos

1 25,5 103
Ipоз    21,4А.
2 3 220 0,9

Обмеження на групові щитки, що використовуються за радіальною
схемою, складають 200 А. Таким чином, для обраної радіальної схеми та
прийнятого розподілу ламп між щитками для обраної схеми, вимоги щодо
даного обмеження, виконуються.
Згідно отриманих вихідних даних, а також перерізу алюмінієвих
двожильних кабелів, що відповідає розрахунковому струму Ipоз  21,4 А
обираємо алюмінієвий чотирижильний кабель типу АППВ (4х6) з
допустимим струмом 40 А.
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги.
Метою розрахунків є забезпечення припустимих рівнів напруг на
джерелах світла [7].
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці
освітлювальної мережі (%) визначається виразом

M
U  , (8.3)
C F

де М – момент освітлювального навантаження, кВтм (рисунок 8.6);
С – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги,
обраної системи мережі і матеріалу провідника [7];
2
F – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм .
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
0
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
7
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Рисунок 8.6 – Схеми підключення світильників

Таблиця 8.2 – Значення коефіцієнта С
Коефіцієнт С для
Напруга
провідників
мережі, Система мережі і роду струму
алюмініє
В мідних
вих
380/220 Трифазна з нульовим проводом 77 46
380/220 Двофазна з нульовим проводом 34 20
Однофазна двопровідна змінного або постійного
220 12,8 7,7
струму
220/127 Трифазна з нульовим проводом 25,6 15,5
220 Трифазна трипровідна 25,6 15,5
220/127 Двофазна з нульовим проводом 11,4 6,9
127 Однофазна двопровідна змінного струму 4,3 2,6
110 Двопровідна змінного або постійного струму 3,2 1,9
36 Трифазна 0,68 0,42
36 Двопровідна змінного або постійного струму 0,34 0,21
24 Те ж 0,153 0,092
12 Те ж 0,038 0,023

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:

M1  P1 L1 ,
1
де P1  Pроз ос потужність групового щитка робочого освітлення,
4
L1  18 м – відстань від ТП до групового щитка робочого освітлення.

1
M1  24,2 18 109 кВт∙м.
4
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
0
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
8
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

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

L
M2  P2 L0  P  (L0  ) ,
2
Pроз ос
де P2  ,
4
24,2
P2   6,05 кВт.
4

L0 = 46м – відстань від ТП до останньої восьмої освітлювальної
магістралі,
L = 25 м – довжина магістралі,

Pроз ос
P2  ;
40

24,2
P2   0,605 кВт.
40

Таким чином

М2  6,05 46  0,605(4612,5)  63,2 кВт∙м.

Втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної мережі згідно (8.3)
складають:
Для першої ділянки:
109
U1   0,4 %.
46 6

Для другої ділянки:
63,2
U2   0,23 % .
46 6

Таким чином, вимоги до напруги в найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення цеху промислового підприємства – бути не
нижче 97,5 % Uном – виконується.

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
0
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
9
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву

Вибір перерізу провідників здійснюється за таблицях [1]. При цьому
повинно виконуватися умова

Ipоз  Iдоп ,

де Iдоп – допустимий тривалий струм навантаження в кабелі, проводі и
шині для даного перерізу згідно ПУЕ.
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 =  Ipоз КП , (8.4) і і

де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які і
виконують споживачі.

8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Вихідними даними для проведення розрахунків є:
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів
захисту,
– Uном мережі,
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки
мережі Pmax ;
–пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми,
– номінальні потужності ЕП.
Вибір перерізу провідника пов'язаний з вибором апаратів захисту,
тому вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів
виконується спільно.
Потрібно врахувати вимоги ПУЕ щодо особливості вибору перерізу
провідників для мереж напругою до 1 В, а саме: акцентувати на те, які
вимоги та умови є визначальними – ономічні, нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів КЗ.
Вказати, які силові мережі до 1 В згідно рекомендацій ПУЕ не
підлягають розрахунку по економічної густини струму.
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
1
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
0
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Вказати, чи враховується фактор економічної густини струму зв'язку
зі
спільним живленням силового та освітлювального навантажень
Вибір перерізів провідників за технічними умовами включає:
– вибір за умовою теплового нагрівання;
– за їх пропускною спроможністю та умовами захисту;
– за втратами напруги;
– за термічною стійкістю до струмів КЗ;
– механічну міцність;
– за умовою виникнення корони.
Необхідно оцінити вплив і врахування цих факторів при виборі
перерізу для кабельних і повітряних ліній, так як перелічені фактори по-
різному впливають залежно від номінальної напруги, конструктивного
виконання (кабель, шинопровід), призначення мережі (силова, рухливих
ЕП, освітлювальна тощо). Тому рішення слід приймати для кожного
конкретного випадку на підставі вимог і довідкових даних ПУЕ та інших
нормативних документів.

8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам
щодо гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних,
а й післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При
перевірці на нагрів приймається півгодинний максимум струму,
найбільший з середніх півгодинних струмів даного елемента мережі.
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.
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів
в цілому за співвідношенням (2.1)

Pроз
Ipоз = ,
3 Uном cosφ

де Рном – номінальна потужність згідно з завданням, кВт ;
Uном = 0,38 кВ.
Умовами вибору ліній живлення [1] є виконання співвідношення

І роз  Ку. п  Ітр. доп Л , (8.5)
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
1
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
1
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

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

І ном доп. Л  Іmах = 1,25  Іроз , (8.6)

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

P
I номpоз (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 [19] кабелі і
результати заносимо в таблицю 8.3
Таблиця 8.3 – Вибір перерізу живлячого кабелю
Р
Споживач ном
І І , cos роз Imax тр. доп Марка
кВт А А А
1 2 3 4 5 6 7
Силове навантаження
Верстат виття пружин 70,0 0,88 121,0 151,3 167 АВВГ(3х70)+(1х35)
Вентилятор витяжний 2,4 0,78 4,7 5,9 19 АВВГ(4х2,5)
Прес лиття 16,8 0,84 30,4 38,0 46 АВВГ(4х10)
Шнек 17,8 0,85 31,9 39,8 46 АВВГ(4х10)
Прес лиття пластикових
21,6 0,93 35,3 44,2 46 АВВГ(4х10)
елементів
Прес розподільника 6,1 0,84 11,0 13,8 19 АВВГ(4х2,5)
Стіл обертовий 2,4 0,87 4,2 5,2 19 АВВГ(4х2,5)
Прес лиття 19,6 0,81 36,8 46,0 46 АВВГ(4х10)
Розподільник 26,2 0,83 48,0 60,0 62 АВВГ(4х16)
Прес лиття 44,8 0,88 77,4 96,8 101 АВВГ(4х35)
Прес лиття 8,1 0,80 15,4 19,3 27 АВВГ(4х4)
Відсікаючий ніж 5,3 0,88 9,2 11,5 19 АВВГ(4х2,5)
Прес ущільнювача 25,5 0,85 45,6 57,0 62 АВВГ(4х16)
Маркувальний верстат 7,8 0,77 15,4 19,3 27 АВВГ(4х4)
Верстат ущільнення країв 11,8 0,78 23,0 28,8 29 АВВГ(3х4)+(1х2,5)
Прес станини 73,6 0,91 123,0 153,8 155 АВВГ(4х70)
Випробувальний стенд 8,2 0,83 15,0 18,8 19 АВВГ(4х2,5)
Прес кришки 13,4 0,91 22,4 28,0 29 АВВГ(3х4)+(1х2,5)
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
1
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Прес лиття гумових
38,6 0,88 66,7 83,4 88 АВВГ(3х25)+(1х16)
прокладок
Прес лиття ущільнювачів 11,2 0,79 21,6 27,0 27 АВВГ(4х4)
Вентилятор припливний 18,8 0,85 33,6 42,1 46 АВВГ(4х10)

Однофазні електроприймачі
Автомат зварювальний 7,2 0,72 26,3 32,9 34 АВВГ(2х2,5)
Термопіч ТП 7,2 0,72 45,5 56,8 80 АВВГ(2х10)

Вибір розподільчих пунктів проводимо згідно співвідношення (8.4).
Для нашого випадку КП  0,7 і
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
умовами І роз, РП  І ном доп .
Таблиця 8.4 – Вибір перерізу ввідних кабелів
І , Ітр. доп ,
Найменування РП роз, РП Марка
А А
РП1 249 254 АВВГ(4х150)
РП2 78 62 АВВГ(4х25)
РП3 338 343 АВВГ(4х240)
РП4 249 254 АВВГ(4х150)
РП5 111 126 АВВГ(4х50)
РП6 224 236 АВВГ(3х120+1х70)
РП7 266 291 АВВГ(4х185)
Конденсаторна установка 76 82 АВВГ(4х25)
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху враховуємо за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3.
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 .

8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Перевіримо обрану цехову мережу на допустимі відхилення напруги
у найбільш віддалених потужних споживачів.
Повний розрахунок відхилення напруги послідовно уздовж ланцюга
РУ НН ГПП – потужний споживач включає в себе визначення відхилення
напруги на двох ділянках – Л1 та Л2.
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.7
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
1
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
3
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Рисунок 8.7 – Розрахункова схема

Наша мета – визначення відхилення напруги цехової мережі від КТП
до споживача, тобто на ділянці Л2
Відхилення напруги δU відносно Uном в любої точці мережі
розраховується згідно співвідношення [2, 6]

δU = ΔUЦЖ (%) + ΔUТ (%) - ΔU(%) , (8.7)

де ΔUЦЖ(%) – відхилення в центрі живлення,
ΔUТ (%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором,
ΔU(%) – сума втрат напруги від центра живлення до
розрахункової точці мережі.
Співвідношення (8.7) для нашого випадку з врахуванням того, що
напруга на затискачах найбільш віддалених електроприймачів не повинна
бути нижче 0,95Uном , має вид

Uном - ΔUТ - ΔUЛ2  95% , (8.8)

де ΔUТ , ΔUЛ2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми
(рисунок 8.7). Втрату напруги на ділянці Л2 віл шин цехової підстанції до
віддаленого споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що
живить споживача від РП, так як його переріз менш ніж переріз кабелю від
шин ТН до РП. Отримані таким чином відхилення напруги будуть більш
реальних, але в тому разі, коли і вони не будуть перевищувати норму,
реальні відхилення тем більш будуть задовольнять нормі.
Втрати напруги на лініях Л1 та Л2 визначаються формулою

ΔU = 3  Iр Л LКЛ  rо cos+ xо sin .

Втрата напруги ΔUЛ1 визначена нами в розділі 1.5.3, вона
дорівнює 17,8 В.

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
1
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
4
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

В таку разі
17,8
ΔUЛ1  100%  0,178% .
10000

Визначимо втрату напруги ΔUЛ2 найбільш віддаленого потужного
електроприймвча цеха, для якого Рн = 44,6 кВт , Ір = 82,7 А , переріз
кабелю лінії Л2 F = 35 мм2 , питомий активний та індуктивний опір,
розрахований згідно [19] відповідно r0 = 0,6 Ом/км; х0 = 0,26 Ом/км ,
LКЛ 2 = 50м , cosφ = 0,82; sinφ = 0,57 :

ΔUЛ2(В) = 3 82,7 0,05  (0,6 0,82 0,26 0,57) = 4,92 В .

Тобто
4,92
ΔUЛ2(%) = 100% 1,29% .
380

Знайдемо втрати напруги ΔUТ на цеховому трансформаторі згідно
формули
S
ΔUТ =
М  (UА cosφ + U sinφ) , Р
SН. Т

де SМ – максимальне навантаження одного трансформатора,
SН. Т – номінальна потужність трансформатора,
ΔР
U = КЗ 100% – активна складова напруги КЗ, А
SН. Т
U = U2Р КЗ - U
2
А – реактивна складова напруги КЗ.
Для трансформатора мережі, яка розраховується,
ΔРКЗ = 7600 Вт; UКЗ = 5,5% , SН. Т = 1000 кВ А , SМ = SТП = 678 кВА ,
cosφ = 0,882; sinφ = 0,468 .
Розрахуємо активну і реактивну складові напруги КЗ:

7600
UА = 100%  0,76% ;
1000000

UР = (5,5)
2  (0,76)2  5,44% .

Втрати напруги ΔUТ на цеховому трансформаторі складуть:

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
1
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
5
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

678
ΔUТ = 0,76 0,882  5,44 0,468  2,18% .
1000

З врахуванням отриманих даних співвідношення (1.56) прийме вид

100% + 5% – 0,178% – 2,18% – 1,29% = 101,352 % ≥ 95 %.

Таким чином, відхилення напруги уздовж ланцюга “РУ НН ГПП –
віддалений потужний споживач” не виходить за допустимі значення.

8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики
низьковольтних комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф
та інш.).
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб
з врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних
комплектних установок.
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ
необхідно здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність
робочій напрузі і струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі,
заданому класу точності, умовам експлуатації тощо), так і за умовами
роботи в разі короткого замикання з урахуванням термічних і
електродинамічних впливів, комутаційної спроможності.
У якості орієнтир при виборі струму І ном, РП розподільчого пункту
РП служить розраховане за формулою значення струму І роз, РП .
Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання автоматичних
вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом автоматичних
вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають приєднанні
електроприймачі.
Далі за довідковими даними [19] обирається конкретний тип НКУ,
вказуються його технічні характеристики, включаючи напругу,
номінальний струм, апарати захисту тощо, у тому числі конструктивне
виконання та особливості застосування.
У якості РП цеху обираємо пункти розподільчі серії ПР11 (рисунок
8.8). Пункт розподільний ПР11 застосується для пусків асинхронних
електричних двигунів. ПР11 забезпечує захист людей від ураження
електричним струмом, так як він укомплектований пристроями захисту
життя УЗО (устройство защитного отключения). Пункт розподільний ПР11
створений на основі безкаркасноі конструкції, на петлі встановлюються
двері і замикається замком.
Струмопровідні частини всередині шафи закриваються металевим
екраном, монтується за допомогою 4-х затискачів. При п'ятипровідних
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
1
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

схемах розподільної шафи ПР11 в шасі встановлюються дві шини РЕ і N.
Контроль над ввідним та фідерними автоматами можливий тільки при
відкритих дверях пункту розподільного ПР11.
Конструкція пункту розподільного ПР11 передбачає вхід і вихід
живильних ліній, що відходять як зверху так і знизу. Для вимірювання
напруги на вході встановлюється шафа з вольтметром. При замовленні
необхідно уточнити: кінцеве значення діапазону вимірювань, частоту
струму і спосіб підключення.

Рисунок 8.8 – Пункт розподільчий ПР11

8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В

Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
методикою, передбаченою ГОСТ 28249–93 [14]. 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.
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
1
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
7
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
методикою, передбаченою ГОСТ 28249–93 [14. 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.
Розрахунку для вибору и перевірки електрообладнання по умовам КЗ
підлягають:
1) начальне значення періодичної складової струму КЗ;
2) аперіодична складова струму КЗ;
3) ударний струм КЗ;
4) дійсне значення періодичної складової струму в довільний
момент часу, аж до розрахункового часу розмикання ушкодженого
ланцюгу.
При розрахунках струмів КЗ допускається:
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.
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання наступна:
1) відповідно до принципової схеми обираємо умови розрахунку;
2) складаємо розрахункову та схему заміщення; обчислюємо параметри
її елементів;
3) вибрати метод розрахунку струму КЗ;
4) здійснюємо розрахунок;
5) оцінюємо одержані результати.
Розрахункова схема містить реальні елементи (на різних ступенях
напруги) з електромагнітними зв'язками, опорами втрат і розсіювання.
З можливістю застосування методів теорії електричних кіл у
розрахунках струмів КЗ схему СЕП слід подавати у вигляді електричного
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
1
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
8
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

контуру. При цьому вважають, що КЗ – симетричне і перехідний процес
аналізується в одній фазі.
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.
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.
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.
Методика розрахунку начального діючого значення періодичної
складової струму короткого замикання залежить від способу
електропостачання – від енергосистеми або від автономного джерела.
Місце КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ в більшості систем
електропостачання промислових підприємств характеризується як значно
електрично віддалене від джерел електроенергетичної системи,
Установлена потужність цих електроустановок звичайно помітно
перевищує споживану. В цьому випадку на стороні низької напруги
знижувальних трансформаторів амплітуду періодичної складової струму
КЗ від енергосистеми можна вважати незмінною. Ці ознаки обґрунтовують
припущення, що електроустановки напругою до 1 кВ промислових
підприємств увімкнені до джерела необмеженої потужності через
еквівалентний індуктивний опір 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. Шуканий струм короткого замикання визначається
співвідношенням

1,05 U
IКЗ 
ном ,
3 Z

де Z – сумарний повний опір до точки КЗ.
Сумарний повний опір до точки КЗ

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
1
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
9
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Z  r
2 2
 X ,

де r , X – 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
Розрахункова схема КЗ цехової мережі представлена на рисунку 8.9.

Рисунок 8.9 – Розрахункова схема КЗ цехової мережі

Схема заміщення для складеної розрахункової схеми приведена на
рисунку 8.10.
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
0
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Рисунок 8.10 – 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 ;
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
1
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

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
rL2 – активний опір кабелю L2 ;
XL2 – реактивний опір кабелю L2 .

Індуктивний опір системи
Еквівалентний індуктивний опір Х С для нашого випадку
визначається формулою [14]:

U2ср НН
XC  ,
3  Iотк.ном Uср. ВН

де Iотк.ном - номінальний струм відключення вимикача, що встановлений на
стороні вищої напруги понижуючого трансформатора

(400)2
XC   0,5 мОм.
3 20 103 10 103

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

P 2к. ном UНН. ном
rТ  10
6

S2Т.ном

2
2 100 P 
2
x  U  к.ном
UНН.ном 4
T к    10 ,
 SТ.ном  SТ.ном

де ST.ном – номінальна потужність трансформатора, кВ∙А;
Р – втрати короткого замикання, кВт; к ном
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

UНН.ном – номінальна напруга обмотки низької напруги трансформатора,
кВ;
Uк - напруга короткого замикання, %.
Параметри обраного трансформатора:
ST.ном = 1000 кВ∙А;
Р = 7,6 кВт; к ном
Uк = 5,5%.
7,6  (0,4)2
r 6T  10 1,22 мОм.
(1000)2

2
2 100 7,6  (0,4)
2
x  (5,5)     10
4  8,72 мОм. T
 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 [14] приймаємо наступні значення активних опорів
контактних з’єднань комутаційних апаратів і кабелів:

– rК = r = 1,0 мОм; КQ

– rКL1= rКL2 = 0,1 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 [14]:
– r = 0,25 мОм; QF1

– r = 0,65 мОм; QF2

– rQF3 = 2,15 мОм;
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
3
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

– Х = 0,1 мОм; QF1

– Х = 0,17 мОм; QF2

– ХQF3 = 1,2 мОм.
Активний та індуктивний опір трансформаторів струму.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ
слід враховувати активний та індуктивний опір первинних обмоток всіх
багатовиткових вимірювальних трансформаторів струму, які існують в
ланцюгу КЗ. Значення активних та індуктивних опорів нульової
послідовності приймають рівними значенням опорів прямої послідовності.
Активним та індуктивним опором одновиткових трансформаторів ( на
струми більш ніж 500 А) можна зневажити.
Параметри деяких багатовиткових трансформаторів струму
обираємо згідно таблиці 20, що приведена в додатку 5 [14]:
- rTA = 1,7 мОм;
- Х TA = 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 [14].
rL1  r0 L1 ,

XL1  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.
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
4
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

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

r(К3)  rT + rК + rQF1+ rК + rTA + rК + rQF2 + rКQ + rКL1+ rL1+ rКL1+ rQF3 + rКL2 + rL2 .

r(К3) 1,22+ 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 = 19,98 мОм.

X(К3) = XC + ХT +ХQF1+ХTA + ХQF2+ XL1+ХQF3 +XL2 .

X(К3) = 0,5 + 8,72 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 0,912 + 1,2 + 0,186 = 14,52 мОм.
Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «трансформатор
цехової КТП – точка К3 (шнек)»:

Z(К3)  (19,98)
2  (14,52)2  24,7 мОм.

Струм короткого замикання (начальне дійсне значення періодичної
складової трифазного струму КЗ Iп0  IКЗ(К3) ) у точці (К3):

1,05 380
IКЗ(К3)   9327 А.
3 24,7 103

Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір
короткозамкненого ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К2
(РП4)»:

r(К2)  rT + rК + rQF1+ rК + rTA + rК + rQF2 + rКQ + rКL1+ rL1+ rКL1 .

r(К2) 1,22+ 1,0 + 0,25 + 1,0 + 1,7 + 0,65 + 1,0 + 0,1+ 5,12 + 0,1 = 13,14 мОм.

X(К2) = XC + ХT + ХQF1+ХTA + ХQF2+ XL1 .

X(К2) = 0,5 + 8,72 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 0,912 = 13,12 мОм.

Z(К2)  (13,14)
2  (13,12)2 18,58 мОм.

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
5
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Струм короткого замикання у точці (К3):

1,05 380
IКЗ(К2)  12399 А
3 18,58 103

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

r(К1)  rT + rК + rQF1+ rК + rTA .

r(К1) 1,22+ 1,0 + 0,25 + 1,0 + 1,7 = 5,17 мОм.

X(К1) = XC + ХT + ХQF1+ХTA .

X(К1) = 0,5 + 8,72 + 0,1 + 2,7 = 12,02 мОм.

Z(К1)  (5,17)
2  (12,02)2 13,08 мОм.

Струм короткого замикання у точці (К3):

1,05 380
IКЗ(К1)  17612 А.
3 13,08 103

Отримані значення струму КЗ заносимо до таблиці 8.5.
Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ
Найбільше начальне значення аперіодичної складової струму КЗ ia0
в загальному випадку вважають рівним амплітуді періодичної складової
струму в начальний момент КЗ

ia0  2  IКЗ

ia0(К1)  2 17612  24833 А;

ia0(К2)  2 12399 17483 А;

ia0(К3)  2 9327 13151 А;

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

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

t /T
i aat  ia0 e ,

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

x
Ta 
 ,
c  r

де x та r – результуючі індуктивний і активний опір ланцюга КЗ, Ом;
c – синхронна кутова частота напруги мережі, рад/с.

Ударний струм трифазного КЗ iуд

iуд  2  Iп0 Kуд ,

tуд /Tде K aуд  (1 sinк e ) – ударний коефіцієнт, що може бути
визначений за кривими рисунка1 [14], які визначають значення Kуд в
X,i
залежності від відношення ;
r,i
к – кут здвигу по фазі напруги або ЕРС джерела і періодичної
складової струму КЗ, що розраховується за співвідношенням

x
к  arctg
1 ;
r1
tуд – час від начала КЗ до появи ударного струму,с, що дорівнює

 / 2  
t  0,01 куд .


Для визначення ударного коефіцієнту Kуд використаємо кривими
X,i
рисунку 1 [14]. Попередньо розрахуємо параметр для кожної точці
r,i
короткого замикання.

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
7
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

X(K1) 12,02
  2,32 ;
r(K1) 5,17

X(K2) 13,12
  0,99 ;
r(K2) 13,14

X(K3) 14,52
  0,73.
r(K3) 19,98

Відповідно до розрахованих параметрів ударний коефіцієнт складає

Kуд(К1) 1,24 ;

Kуд(К2) 1,1;

Kуд(К3) 1,03.

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

iуд(К1)  2 17612 1,24  30793 А,

iуд(К2)  2 12399 1,119231 А,

iуд(К3)  2 9327 1,0313546 А.

Таблиця 8.5 – Струми короткого замикання у розрахованих точках
Параметр Місце короткого замикання
К1 К2 К3
IКЗ , А 17612 12399 9327
iуд , А 30793 19231 13546

8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ
Аналіз приведених вище особливостей розрахунку струму
однофазного короткого замикання показує, що величина цього стуму
головним чином залежить від опору (потужності) трансформатору. Так як
нами обрано у якості цехової ТП комплектну трансформаторну підстанцію
КТП, все обладнання якої – шафи високої і низької напруги зі
встановленими у них автоматами, шинами і другими елементами –
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
8
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

розраховано на довготривалий нормальний режим і відповідає вимогам
стійкості до струмів КЗ у мережі низької напруги трансформатора даної
потужності. Таким чином, такий вибір комплектного обладнання дозволяє
задовольняти автоматично вимогам стійкості до дії струмів КЗ, у тому
числі, однофазних. А це означає, що у даному разі відпадає необхідність у
розрахунку однофазного КЗ для подальшої перевірки обладнання на
стійкість.

8.5 Захист цехових електричних мереж

Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно
глави 3.1 ПУЕ [1].
8.5.1 Вибір апаратів захисту
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 ; (8.9)

– 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 (8.10)

(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 (8.11)

де іп – пусковий струм окремого ЕП.
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
9
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Захист кабельних ліній як окремих електроприймачів, так і кабелів
розподільчих пунктів здійснюємо автоматичними вимикачами [1].
Вибір обраного типу автоматичного вимикача проводимо за умови [1, 3]

ІН В. А.  Іроз ; (8.12)

ІН Т. Р.  1,1 Іроз ; (8.13)

ІН Е.Р.  1,25  ІП , (8.14)

де ІН А. В. – номінальний (установчій) струм автоматичного вимикача;
Іроз – номінальний струм розчиплювача вимикача (незалежно від
його виду);
ІН Т.Р. – номінальний струм теплового розчиплювача;
ІН Е.Р. – номінальний струм електромагнітного розчиплювача;
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 ГОСТ 14254-96 зі ступенем захисту не
нижче ІР30.
Для автоматичних вимикачів серії ВА [19], 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. ;
ІН Е.Р. ≈ (5...10)· ІН Т.Р. або ІН Е.Р. ≈ (10...14)· ІН Т.Р. .
Керуючись вказаними вище критеріями: формулі (8.9) – (8.14), ,
згідно каталожним даних [20] обираємо тип апарату, характеристики яких
заносимо в таблицю 8.6.
Таблиця 8.6 – Вибір автоматичних вимикачів
І , 1,1 I , 1,25  I , Тип І , І ,
Найменування електроприймачів роз роз п Н А. В. Н Т.Р.
А А А апарату А А
Верстат виття пружин 121,0 133,1 847,0 ВА88–35 200 160
Вентилятор витяжний 4,7 5,2 32,9 ВА47–29 63 6
Прес лиття 30,4 33,4 212,8 ВА47–29 63 40
Шнек 31,9 35,1 223,3 ВА47–29 63 40
Прес лиття пластикових
35,3 38,8 247,1 ВА47–29 63 40
елементів
Прес розподільника 11,0 12,1 77,0 ВА47–29 63 13
Стіл обертовий 4,2 4,6 29,4 ВА47–29 63 6
Прес лиття 36,8 40,5 257,6 ВА47–29 63 50
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
3
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
0
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Розподільник 48,0 52,8 336,0 ВА47–100 80 63
Прес лиття 77,4 85,1 541,8 ВА88–32 125 100
Прес лиття 15,4 16,9 107,8 ВА47–29 63 20
Відсікаючий ніж 9,2 10,1 64,4 ВА47–29 63 16
Прес ущільнювача 45,6 50,2 319,2 ВА47–100 80 63
Маркувальний верстат 15,4 16,9 107,8 ВА47–29 63 20
Верстат ущільнення країв 23,0 25,3 161,0 ВА47–29 63 32
Прес станини 123,0 135,3 861,0 ВА88–35 200 160
Випробувальний стенд 15,0 16,5 105,0 ВА47–29 63 20
Прес кришки 22,4 24,6 156,8 ВА47–29 63 25
Прес лиття гумових
66,7 73,4 466,9 ВА47–100 100 80
прокладок
Прес лиття ущільнювачів 21,6 23,8 151,2 ВА47–29 63 25
Вентилятор припливний 33,6 37,0 235,2 ВА47–29 63 40
Однофазне навантаження
Автомат зварювальний 21,6 28,9 32,9 ВА47–29 63 32
Термопіч ТП 33,6 50,1 56,9 ВА47–29 63 63

Розподільчі пункти
Розподільчий пункт РП–1 249 273 ВА88–37 400 315
Розподільчий пункт РП–2 78 85,8 ВА47–100 100 100
Розподільчий пункт РП–3 338 372 ВА88–37 400 400
Розподільчий пункт РП–4 249 273,9 ВА88–37 400 315
Розподільчий пункт РП–5 111 122 ВА88–32 125 125
Розподільчий пункт РП–6 224 246,4 ВА88–35 250 25
Розподільчий пункт РП–7 266 292,6 ВА88–37 400 315
Конденсаторна установка 76 83,6 ВА47–100 100 100

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:

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 розчиплювачів;
Ізах – струм спрацювання апарату захисту, А.

Для прикладу перевіримо лінію, для якої Ір  6,4 А , І 19А, ДОП
ІЗАХ = 10 А.
119 А  110 А .
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
3
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
1
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції

Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
згідно ГОСТ 13109

 т 
 U1  Ет  UТ Uм  Uсп   5,  
 i1 

де Ет – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
UТ – втрата напруги в трансформаторі, %;
n
Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача,
i1
%;
n – кількість послідовних магістралей до споживача;
Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
5 % – припустиме усталене відхилення напруги згідно 13.
При необхідності, може бути задіяна «добавка» UT , яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» UT регулюється зміною
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта
трансформації, за співвідношенням

W
U 22  U1 .
W1

Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі.
Значення UT , залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.7
Таблиця 8.7
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
0 5,0 5,25
-2,5 7,5
-5,0 10 10,8
Нами проведено розрахунок втрат напруги у мережі 10 і 0,38 кВ: а саме
– п. 5.2 (Розрахунок перерізу розподільчих мереж) і п. 8.3.3 (Розрахунок
електричної мережі за втратами напруги).
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
3
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Так як відхилення по напрузі нами не виявлено, то нема потреби у
зміні відгалужень трансформатора.

8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції

В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації.
На рисунку 8.11 приведена типова комплектна трансформаторна
підстанція внутрішньоцехового розташування.

Рисунок 8.11 - Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
3
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
3
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо
комплектну трансформаторну підстанцію 2КТПЦ Мінського
електротехнічного заводу.
Обрана двотрансформаторна підстанція 2КТПЦ-630/10/0,4-04 У3
призначена для надійного електропостачання промислових об’єктів, має
потужність трансформаторів 630 кВ∙А, з захистом і автоматикою, що
виконана на мікропроцесорних блоках типу БМРЗ-0.4.
Склад підстанції 2КТПЦ-630/10/0,4-04 У3:
1. Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН).
2. Силовий трансформатор.
3. Кожух виводів силового трансформатору.
4. Розподільча установка низької напруги (РУНН), що складається з
наступного обладнання:
- шафа вимикача робочого вводу;
- шафа секційного вимикача;
- шафа ліній, що відходять;
- шафа автоматизованої конденсаторної установки;
- шафа управління.
5. Шинна перемичка.
Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна трансформаторна
може бути виконана як однорядною, так і дворядною. З врахуванням
особливостей цеху, обираємо компактне дворядне виконання.
Для прикладу на рисунку 8.12 приведено загальний вид шафи секційного
вимикача, на рисунку 8.13 - загальний вид шафи управління.

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
3
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
4
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Рисунок 8.12 – Загальний вид шафи секційного вимикача:
1 – шафа секційного вимикача; 2 – відсік збірних шин; 3 – клапан розвантаження;
4 – відсік клемного блоку; 5 - відсік секційного вимикача; 6 – відсік релейного блоку;
7 – відсік шинок управління; 8 – відсік шин

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
3
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
5
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Рисунок 8.13 – Загальний вид шафи управління:
1 – шафа управління; 2 – відсік збірних шин; 3 – клапан розгрузки;
4 – відсік клемного блоку; 5 – відсік релейного блоку; 6 – відсік шинок управління

У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії
ТМГ11 (трансформатор масляний герметичний), що виготовляється у
герметичному гофробаку і не потребує обслуговування на протязі всього
терміну експлуатації. Загальний вид трансформатору серії ТМГ приведено
на рисунку 8.14.

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
3
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Рисунок 8.14 – Загальний вид трансформатору серії ТМГ

Конструкція і компоновка трансформаторної підстанції 2КТПЦ-
1000/10/0,4-04 У3 приведено на графічної частини дипломної роботи.
Для нашого конкретного випадку обрана дворядна компоновка
підстанції, що більш відповідає реальним умовам цеху, для якого
проектується система електропостачання.

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
3
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
7
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ
Випробування кабельних ліній після монтажу. Діагностика ізоляції

Кабельні лінії безпосередньо після їхнього спорудження й у процесі
експлуатації піддаються випробуванням, за допомогою яких виявляються
ослаблені місця або дефекти в ізоляції й захисних оболонках кабелів,
сполучній і кінцевій арматурам.
Причини виникнення таких ослаблених місць досить різні. Вони
можуть виникати при виготовленні кабелю на заводі-виготовлювачі, при
прокладці кабелів і виготовленні кабельних арматур у процесі монтажу
кабельної лінії. Ослаблені місця в кабельних лініях виникають і в процесі
експлуатації через старіння ізоляції кабелів, корозії оболонок кабелів,
механічних ушкоджень і ін. Ослаблені місця й дефекти мають схований
характер і під впливом робочої напруги поступово можуть привести до
аварійного виходу з ладу кабельну лінію.
Уникнути аварійне порушення електропостачання споживачів через
наявність ослаблених місць і дефектів можна за рахунок проведення
випробувань кабельних ліній підвищеною напругою випрямленого струму.
Кабельні лінії напругою вище 1000 В після їхнього монтажу
випробовують відповідно до вимог ПУЕ підвищеною напругою
випрямленого струму. У процесі випробування звертають увагу на характер
зміни струму витоку. Кабельні лінії вважаються видержавшими
випробування, якщо не відбулося пробою й поштовхів струму витоку або
його наростань, після того як струм досяг сталого значення. До й після
випробувань підвищеною напругою вимірюють опір ізоляції кабелів, що не
нормується.
Опір ізоляції кабелів вимірюють мегаомметром на напругу 2500 В
включеним за схемою між кожною жилою й жилами, з’єднанийими з
металевою оболонкою й бронею кабелю. Для силових кабелів напругою до
1000 У опір ізоляції нормується й повинне бути не менш 0,5 МОм.
Випробування кабелів підвищеною напругою не виявляють всі слабкі місця
ізоляції нової кабельної лінії. Деякі дефекти монтажу й виготовлення кабелів
і муфт поступово приводять до ослаблення ізоляції й пробою.
Ці й інші дефекти кабельних ліній, що виникають у процесі
експлуатації, виявляють при проведенні профілактичних випробувань.
Профілактичні випробування кабельних ліній повинні проводитися не рідше
1 рази в рік. Більше часту періодичність випробувань установлюють для
кабелів, що працюють у тяжких умовах (вібрація, висока зовнішня
температура й т. п.), а також при дефектах ліній. Кабелі, прокладені в землі й
не мають електричних пробоїв при роботі й випробуваннях протягом п’яти
років, можуть випробовуватися не рідше 1 рази в три роки. Цей же строк
установлений для кабелів, прокладених у кабельних спорудженнях, за умови,
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
3
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
8
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

що вони не піддані впливу корозії й механічних ушкоджень і не мають
сполучних муфт.
Якщо на трасах ліній вироблялися грабарства або спостерігалися опади
ґрунту, розмиви або зсуви, необхідні додаткові (позачергові) випробування
цих ліній. Позачергові випробування проводять також після закінчення
ремонтних робіт на лінії. Кабелі, приєднані до струмоприймачів,
випробовують, як правило, під час ремонту струмоприймачів. При
випробуваннях кабелів у РУ їх від’єднують роз’єднувачами. Тому разом з
кабелем випробовують кінцеві муфти й опорні ізолятори.
Основним призначенням випробувань є виявлення слабких місць
кабелів шляхом доведення їх до пробою, то в деяких випадках з метою
скорочення часу доцільно випробовувати одночасно по декілька
розподільних кабельних ліній, з’єднаних послідовно в ланцюжок. У цьому
випадку одночасно з кабелями випробовують розподільні пристрої, що
попадають у ланцюжок, трансформаторних підстанцій. Всі силові
трансформатори й трансформатори напруги, установлені в підстанціях,
відключають. Дозволяється також робити одночасне випробування
паралельно прокладених кабельних ліній, приєднаних до окремих агрегатів.
Ці кабелі звичайно мають великий перетин струмопровідних жил (150, 180,
240 мм2 ) і приєднані до шин кабельного складання наглухо по декілька
ліній.
Різна величина струмів витоку кожної кабельної лінії, що
випробуються «ланцюжком» або з паралельним приєднанням до складань, не
має значення, тому що абсолютна величина цих струмів не є бракувальною
ознакою під час випробувань.
Іспитова напруга для кабелів 3–10 кВ установлено в межах
п’ятикратного номінального значення, час додатка — 5 хв для кожної фази.
Цього досить для виявлення ослаблених місць у кабелі й муфтах.
Більше висока іспитова напруга, хоча й не небезпечно безпосередньо
для кабелю, але є граничним для сполучних і головним чином кінцевих муфт.
При випробуваннях підвищеною напругою необхідно враховувати
характер зміни струмів витоку, які для кабельних ліній із задовільною
ізоляцією, як правило, досить стабільні. Для кабелів з паперовою ізоляцією
напругою до 10 кВ струм витоку перебуває в межах до 300 мкА при
відносній вологості повітря до 80 % і 500 мкА при відносній вологості
більше 80 %, для кабелів 35 кВ струм витоку близько 800 мкА. Якщо
величина струмів витоку перевищує зазначені величини, то строки
проведення профілактичних випробувань скорочують із урахуванням
місцевих умов.
Профілактичні випробування кабельних ліній можуть вироблятися
двома методами: з виводом з роботи ліній і їхнім всебічним відключенням на
час проведення випробування; без виводу з роботи ліній з накладенням
іспитової напруги на ділянку мережі, що перебуває під робочою напругою й
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
3
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
9
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

під навантаженням нормального режиму (випробування «під
навантаженням»).
Спосіб випробування, при якому повністю чи частково відключається
кабельна лінія, високо ефективний і знайшов найбільше застосування.
Після приєднання іспитової установки до лінії напругу збільшують
плавно зі швидкістю не більше 1–2 кВ у секунду до необхідного значення, а
потім підтримують протягом установленого часу.
Ізоляцію кабельних ліній випробовують постійним струмом за
допомогою кенотронної установки АИИ-70, схема включення якої наведена
на рисунку 9.1. При випробуванні трижильного кабелю з поясною ізоляцією
напруга від іспитової установки прикладають по черзі до кожної жили, а дві
інші жили й металева оболонка заземлюють (рисунок 9.1,а). Кабель,
випробуваний постійним струмом, тривале час зберігає заряд. Тому по
закінченні випробувань кожної фази кабельної лінії всі жили кабелю повинні
бути виряджені через обмежувальний опір, що є в кенотронній установці.
При випробуванні кабелю з окремо освинцьованими жилами напругу
прикладають по черзі до кожної жили, при цьому металеву оболонку жили
заземлюють (рисунок 9.1,б). Для випробування кабелів напругою 3-10 кВ
застосовують стаціонарні й пересувні кенотронні установки. Стаціонарні
установки в основному призначені для електростанцій і підстанцій, де є РУ з
більшою кількістю кабельних ліній, що приєднуються. У монтажних
організаціях і міських кабельних мережах широке застосування знайшли
кенотронні установки, змонтовані на автомашинах із критим кузовом.

Рисунок 9.1 – Схеми випробування трижильного силового кабелю з
поясною ізоляцією (а) і окремо освинцьованими жилами (б)

Діагностика ізоляції.
Перевірка стану ізоляції містить у собі вимір опору ізоляції й
випробування її електричної міцності. Перед перевіркою всі апарати,
затискні складання й інші деталі очищають від пилу й бруду. Якщо буде
потреба роблять сушіння відвологлих деталей і проводки.
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
4
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
0
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Вимір опору ізоляції жив контрольних кабелів, проводів, обмоток і контактів
реле виробляється стосовно «землі» і між незв’язаними ланцюгами за
допомогою мегомметра 1000-2500 В.
Перед виміром опору ізоляції мегомметр перевіряють. При
закорочених проводах і обертанні рукоятки мегомметра він повинен
показувати «нуль», а при розімкнутих — нескінченність. При вимірах ручку
мегомметра необхідно обертати з рівномірною швидкістю близько 120
про/хв.
При перевірці опору ізоляції щодо землі проведення, що приєднується
до «землі», підключають до затискача мегомметра, позначеному словом
«земля», буквою «3» або знаком «+». Під час перевірки опору ізоляції між
ланцюгами проведення до мегомметра приєднують довільно.
Працюючи з мегомметром, необхідно дотримувати правил техніки
безпеки. Проведення, які приєднують до затискачів мегомметра, повинні
мати опір ізоляції не менше 100 МОм. Мегомметр і проведення повинні бути
зовсім сухими й чистими. При роботах на відкритій підстанції, у сирих
приміщеннях і в сиру погоду мегомметр установлюється на гумовий коврик,
суху дошку й т. п. Проведення не повинні стосуватися сирої землі або
заземлених металевих конструкцій і апаратів.
Для оцінки стану ізоляції окремих елементів схеми можна
використовувати наступні середні величини опорів справної ізоляції:
 проведення й реле на ізоляційній панелі – 100 МОм;
 проведення й реле на металевій панелі – 50 МОм;
 кабелі довжиною до 200-300 м – 25 МОм;
 трансформатор струму, убудований у втулку, без ланцюгів – 10-
20 МОм;
 вторинні обмотки виносних трансформаторів струму – 50-
100 МОм;
 елементи привода – 15-25 МОм.
Згідно ПУЕ й ПТЕ опір ізоляції відносно «землі» повинне бути не
нижче:
 у шинок постійного струму й шинок напруги на щиті керування
при від’єднаних ланцюгах – 10 МОм;
 у повністю зібраної схеми вторинних ланцюгів окремого
приєднання – 1 МОм;
 у ланцюгів, загальних із пристроями зв’язку, – не менш 0,5 МОм.
Перевірка ізоляції за допомогою мегомметра виробляється як при
новому включенні, так і при кожній плановій перевірці пристрою.

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
4
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
1
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Рисунок 9.2 — Схема установки для випробування ізоляції вторинних
ланцюгів підвищеною напругою змінного струму

При перевірці ізоляції між фазами в струмових ланцюгах, де є
двообмоточні реле з обмотками, включеними в різні фази (наприклад, реле
опору), необхідно враховувати, що вони мають знижену електричну міцність
ізоляції між обмотками. Тому ізоляція між ланцюгами в цьому випадку
повинна перевірятися мегомметром на напругу 500 В.
Величина опору ізоляції, який би великий вона не була, недостатньо
характеризує стан ізоляції. Тому, крім виміру опору ізоляції, перевіряється її
електрична міцність, тобто здатність протистояти підвищеній напрузі.
Оскільки при вимірі ізоляції опором 1 МОм напруга на затискачах
мегомметра 1000 В внаслідок спадання напруги в його внутрішньому опорі
зменшується приблизно в 2 рази нижче його номінальної величини
(до 450 В), він не може бути використаний для випробування міцності
ізоляції.
Випробування електричної міцності ізоляції відносно «землі»
виробляється при новому включенні й періодично 1 раз в 3-4 роки під час
планових перевірок. Випробування виробляється змінною напругою 1000 В в
плин 1 хв за схемою, показаної на рисунку 9.2. У цій схемі використовується
трансформатор напруги ТН, наприклад типу НОСК, потужністю 200-300 ВА.
Регулювання напруги здійснюється потенціометром R1 підключеним з
первинної сторони ТН. Замість потенціометра можна використовувати
автотрансформатор. Для зменшення величини струму у випадку пробою
ізоляції служить обмежуючий опір R2 порядки 1000 Ом. Напруга, що
прикладається до ізоляції, виміряється вольтметром V, послідовно з яким
включене обмежуючий опір R3. Струм, що проходить у випробуваному
ланцюзі, виміряється за допомогою міліамперметра, обмотка якого
нормально зашунтована кнопкою Кн. Міліамперметр уводиться в ланцюг
натисканням кнопки тільки на момент виробництва виміру. Завдяки цьому
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
4
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

запобігає його перевантаження більшим ємнісним струмом при підключенні
до іспитової установки контрольних кабелів значної довжини.
Всі ланцюги, які повинні бути випробувані, підключаються до
іспитової установки. Знімаються всі заземлення, установлені нормально у
випробовуваних ланцюгах. Зі схеми виключаються або закорачуються всі
пристрої, не розраховані на іспитову напругу 1000 У (акумуляторні батареї,
напівпровідникові прилади, електронні лампи й т. п.). Після підготовки
іспитової схеми напруга від установки плавно піднімають до 500 В и якийсь
час тримають на такому рівні. При цьому міліамперметром вимірюють струм
у ланцюзі, оглядають всю іспитову апаратуру. Якщо при цьому не замічено
поштовхів напруги, розрядів, іскор, піднімають напруга до 1000 В, тримають
протягом 1 хв, вимірюють струм навантаження ТН, а потім плавно знижують
напруга до нуля.
Якщо під час перевірки відбудеться пробій ізоляції, напруга різко
знизиться, а струм у перевіряється цепи, що, збільшиться.
До й після випробування електричної міцності ізоляції вимірюють її опір
мегомметром 1000-2500 В. Ізоляція вважається такою, що видержала
випробування, якщо при напрузі 1000 В не відзначалося пробоїв, іскор,
різких кидків напруги, а величина опору ізоляції після випробування не
знизилася.
Якщо під час випробувань ізоляція буде пробита, необхідно знайти й
виділити ушкоджену ділянку, а потім повторити випробування.
Для випробування міцності ізоляції відносно «землі» і між
незв’язаними ланцюгами застосовується також мегомметр на 2500 В.
При випробуванні ізоляції підвищеною напругою необхідно
дотримувати правил техніки безпеки. Всі місця, куди може бути подане
іспитова напруга, повинні бути обгороджені, або біля них повинні
перебувати люди для попередження про небезпеку.

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
4
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
3
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА

При рішенні задач оптимізації промислового електропостачання
виникає необхідність у порівнюванні достатньо великої кількості варіантів.
Багатоваріантність вирішення задач електропостачання промислових
підприємств, існуючі суттєві відмінності між варіантами за капітальними
вкладеннями і експлуатаційними витратами потребують техніко-економічних
розрахунків під час проектування і експлуатації систем електропостачання.
Варіанти схем електропостачання підприємства або окремих його
вузлів в конкретних умовах можуть різнитися напругою живильної і
розподільної мережі, потужністю трансформаторів та їх кількістю,
конструктивним виконанням електричних мереж тощо. Тому прийняття
найбільш раціонального рішення здійснюється в результаті порівнянь
декількох рівноцінних за технічними показниками варіантів.
За наявністю необхідних статистичних даних з аварійності
електрообладнання та елементів мереж, тривалості й вартості їх планових і
аварійних ремонтів в техніко-економічних розрахунках враховується
вартісна оцінка надійності.
Робота приймачів електричної енергії залежить від її якості. У разі
зміни якості електричної енергії змінюється режим роботи споживачів, в
результаті чого змінюється продуктивність виробничих механізмів, що може
викликати зниження рівня якості продукції аж до її браку. Зниження
показників якості електричної енергії пов’язано з додатковими втратами
потужності і енергії, що повинно враховуватися при техніко-економічних
розрахунках.
Трансформаційні процеси в економіці України і функціонування
вітчизняної енергетики в ринкових умовах господарювання спричиняють
необхідність застосування нових методів техніко-економічних розрахунків,
які б враховували інвестування в технічні рішення, річні витрати, прибуток
під час впровадження різних технічних рішень тощо.
Техніко-економічні розрахунки необхідні на етапах проектування та
експлуатації систем електропостачання, складання перспективного плану
розвитку електричної мережі чи електроенергетичної системи, техніко-
економічного обґрунтування варіантів спорудження чи реконструкції
об’єктів, суттєвого покращення якостей окремих типів обладнання
електропередачі та устаткування підстанцій.
Розрахунки такого роду необхідні також при реконструкції діючих
систем електропостачання та обґрунтуванні доцільності впровадження
енергозберігаючих заходів та проектів.

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
4
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
4
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Техніко-економічні розрахунки виконуються при виборі:
 найбільш раціональної схеми електропостачання цехів та
підприємства у цілому;
 економічно обґрунтованої кількості, потужності і режиму роботи
трансформаторів як цехової, так і головної понижуючої підстанцій
підприємства;
 раціональних напруг у системі зовнішнього і внутрішнього
електропостачання підприємства;
 економічно доцільних засобів компенсації реактивної потужності і
місця розташування компенсуючих установок;
 електричних апаратів, ізоляторів і струмоведучих частин;
 перерізу проводів, шин, кабелів у залежності від технічних та
економічних чинників;
 доцільної потужності власних електростанцій і генераторних
установок.
Основною метою техніко-економічних розрахунків є визначення
оптимального варіанту схеми, параметрів мережі і її елементів. Критерієм
оптимальності обраного варіанту служить рівень приведених річних витрат.
При техніко-економічних розрахунках систем промислового
електропостачання слід дотримуватися наступних умов порівнянності
варіантів:
1) технічних, за якими можуть зрівнюватися тільки взаємозамінні
варіанти при оптимальних режимах роботи і оптимальних параметрах, що
характеризують кожен варіант, що розглядається;
2) економічних, за якими розрахунок варіантів, що зрівнюються,
ведеться стосовно до однакового рівня цін.
Кожен з отриманих варіантів повинен відповідати вимогам, що
пред’являються до систем електропостачання.
При проектуванні електропостачання обирають найбільш доцільний
варіант виконання системи на основі всебічного аналізу технічних і
економічних показників.
До технічних показників відносяться надійність, зручність
експлуатації, тривалість спорудження, об’єм поточних і капітальних
ремонтів, рівень автоматизації і т. інш.
Основними економічними показниками є капітальні вкладення та
щорічні експлуатаційні витрати.
Економічні (вартісні) показники у більшості випадків є вирішальними
при техніко-економічних розрахунків. Але, якщо розглянуті варіанти
рівнозначні, перевагу віддають кращому у технічному відношенню варіанту.
Тема: «Доцільність відключення одного з трансформаторів
двотрансформаторної підстанції при спаді навантаження».
Вихідні дані. Споживач отримує живлення від лінії 35 кВ через
знижувальну підстанцію. На підстанції встановлені два трансформатори
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
4
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
5
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

35/11 кВ номінальною потужністю 10 МВА кожен з параметрами
Pxх 14,5 кВт, Pкз  65 кВт, Uкз  7,5 %, Іxx  0,8 %. Графік споживання
активної потужності двоступеневий: 10 МВт – 2000 год T1 , 5 МВт – 6760 год
T2  . Коефіцієнт потужності постійний і становить 0,9.
Визначити потужність споживача, при якій доцільно відключати один
трансформатор (без урахування втрат за передачу реактивної потужності), та
економічну ефективність відключення одного трансформатора в період спаду
навантаження.
Розв’язок.
При установці п трансформаторів на ТП економічний режим роботи
визначається кількістю одночасно включених трансформаторів, які
забезпечують мінімум втрат електроенергії. Для підстанцій з двома
трансформаторами коефіцієнт завантаження має бути на рівні 0,7–0,75 при
максимальному завантаженні підстанції.
Втрати електроенергії в трансформаторах можуть бути мінімізовані
шляхом правильного вибору потужності та раціонального режиму їхньої
роботи на ТП. Крім того, можливе зменшення втрат електроенергії шляхом
виключення холостого ходу трансформаторів при малих завантаженнях. Цей
захід має особливе значення при експлуатації цехових трансформаторів
підприємств, що працюють в одну чи дві зміни, а також у вихідні дні.
При цьому необхідно враховувати і втрати активної потужності, що
виникають у системі електропостачання від генераторів електростанцій до
трансформаторів за рахунок реактивної потужності, що споживається.
Криві приведених втрат потужності в трансформаторах (з урахуванням
втрат в системі електропостачання) залежно від потужності навантаження Sн
зображені на рисунку 10.1. Крива 1 – залежність при роботі одного
трансформатора, крива 2 – при роботі другого трансформатора. При
одночасній роботі двох трансформаторів різної потужності приведені втрати
потужності залежно від навантаження визначаються кривою 3.
Точку навантаження, при якій необхідно здійснювати відключення
(підключення) трансформаторів, можна знайти як графічним, так і
аналітичним способом. При навантаженні, меншому Sн1 , економічно
виправдана робота з одним трансформатором, втрати в якому відповідають
кривій 1. При збільшенні навантаження до значення Sн3 більш раціонально
використовувати другий (крива 2), більш потужний трансформатор замість
першого. При подальшому збільшенні навантаження від Sн3 менші втрати
потужності відповідають одночасній роботі обох встановлених
трансформаторів.
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
4
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Рисунок 10.1 – Втрати в трансформаторах

Для n трансформаторів однакової потужності, встановлених на
підстанції, потужність, при якій втрати в n трансформаторах дорівнюють
втратам в n 1 трансформаторах, визначають виразом:

P/
Sроз1 Sном n  n 1 
xх , (10.1)
P/кз

/ /
де Рхх , Ркз – відповідно приведені втрати потужності холостого ходу і
короткого замикання трансформатора, кВт.
У виразі (10.1) з достатнім степенем точності можна використовувати
втрати потужності холостого ходу і короткого замикання, тобто без
врахування коефіцієнта втрат кe .
При збільшенні навантаження вмикання (n 1) -го трансформатора
економічно доцільно, коли навантаження працюючих трансформаторів
досягне значення
n 1 P/
S S  хxроз ном . (10.2)
n P/кз

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
4
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
7
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

При зменшенні навантаження доцільно вимкнути один трансформатор,
коли навантаження працюючих трансформаторів досягне значення

n 1 P/
S S  xхроз ном . (10.3)
n P/кз

Приведена втрата потужності в трансформаторі має вигляд

/
P/ /
P
 P  кз 2mp xx S2 роз. (10.4) Smp
Для спрощення розрахунків замінимо

Р /хх  а ;

Р/кз  в.
S2mp
Тоді вираз (10.4) набуває вигляду

P/mp  а  в S
2
роз.

Цей вираз являє собою параболу. Визначимо розрахункову потужність
Sроз , при якій має місце рівність втрат в одному трансформаторі і двох
однакових трансформаторах при їх паралельній роботі. У цьому випадку має
місце рівність
S22 роза  в Sроз  2 а  2 в  .
4

З цього виразу розрахункова потужність становить

2 а
Sроз  .
в

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
4
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
8
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Після зворотної підстановки отримаємо розрахункову потужність, при
якій доцільно переходити з одного трансформатора на паралельну роботу
таких же двох трансформаторів
2  Р/
Sроз Smp 
хх .
Р/кз

Графічно це може бути зображено рисунком 10.2.

Рисунок 10.2 – Залежність приведених втрат активної потужності
в силових трансформаторах при роботі одного і паралельній роботі
двох трансформаторів однакової потужності

Визначаємо потужність навантаження, при якій втрати в роботі одного
і двох трансформаторів дорівнюють:

n  (n 1)P
S xхроз Sном.  ,
Pкз

2 114,5
Sроз 10   6,68 МВА.
65

Найбільше навантаження підстанції (на ступені з максимальним
10
споживанням активної потужності) становить: S1  11,1 МВА, на
0,9
5
другому ступені S2   5,55 МВА.
0,9
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
4
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
9
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Потужність на підстанції на другому ступені менша розрахованого
критичного навантаження, при якому втрати в одному і двох
трансформаторах рівні, тому при зниженні навантаження (роботі на другому
ступені) необхідно включати один трансформатор.
Втрати короткого замикання в обмотках обох трансформаторів:
– при максимальному завантаженні

2
Р  S 
P кзоб.1  
1
  ,
п Sном 

2
65 11,1
Pоб.1     40,04 кВт;
2  10 

– при навантаженні на другому ступені

2
Р  S 
P кз 2об.2    ,
п Sном 

2
65  5,55 
Pоб.2    10,01 кВт;
2  10 

– при навантаженні на другому ступені в одному трансформаторі

2
 S 
Pоб.3  Р
2
кз    ,
Sном 

2
 5,55 
Pоб.3  65     20,02 кВт.
 10 

Втрати електроенергії при роботі двох трансформаторів протягом року

W1  Pоб.1 Т1 Pоб.2 Т2 п Рхx Т1 Т2 ,

W1  40,04 2000 10,016760 
2 14,5  2000 6760  401788 кВт∙год.

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
0
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Втрати електроенергії протягом року при відключенні одного
трансформатора в період спаду навантаження

W2  Pоб.1 Т1  Pоб.3 Т2  п  Рхx Т1  Рхx Т2 ,

W2  40,04 2000  20,02 6760 
2 14,5  200014,5 6760 371485 кВт∙год.

Економія електроенергії становить

W  W1  W2 ,

W  401788371485  30303 кВт∙год.

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
1
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

11 ОХОРОНА ПРАЦІ

11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають у приміщенні
електротехнічної лабораторії

Дослідження за темою кваліфікаційної роботи неможливі без
використання сучасної комп’ютерної техніки. З погляду на це виникає
потреба в раціональній та безпечній організації праці дослідника під час
роботи з комп’ютером, адже деякі обчислення та процеси моделювання
тривають доволі довгий час, що вимагає тривалого споглядання екрану
монітора, а це в свою чергу піддає дослідника впливу цілої групи шкідливих
факторів. До них можна віднести:
- вплив випромінювання від монітора і від комп’ютера;
- вплив електромагнітного випромінювання;
- нераціональна освітленість;
- висока напруга;
- ненормований рівень шуму та ін.
Також мають вплив психофізичні фактори такі як: розумова
перенапруга, перенапруга зорових і слухових аналізаторів, емоційні
перенавантаження, монотонність праці, що призводять до стомлення і
зниження працездатності.
Проаналізуємо вплив вище зазначених факторів на здоров’я і
працездатність дослідника, який працює в лабораторії за комп’ютером. За
рівнем фізичних навантажень даний вид праці відноситься до категорії Іа.
Розміри лабораторії становлять: ширина – 4 м, довжина – 6 м, висота
2 3
стелі – 3 м, площа – 24 м , об’єм – 72 м . Лабораторія розрахована на
чотирьох одночасно працюючих осіб. Площа, яка припадає на одного
2 3
працівника – 6 м , об’єм – 18 м , що не в повному обсязі відповідає вимогам
ДБН В.2.2.28-2010.
Стіни лабораторії обклеєні світло-жовтими шпалерами, які мають
коефіцієнт відбиття світла 36-38%, що забезпечує високу освітленість
приміщення і добре впливає на зір працюючого.
Істотний вплив на організм працівника лабораторії має мікроклімат.
Фактичні значення основних факторів мікроклімату наступні:
1. Температура повітря:
- в холодний період року – 22-23°С;
- в теплий період року – 29-30°С.
2. Вологість повітря:
- в холодний період року – 50-55%;
- в теплий період року – 45-50%.
3. Швидкість руху повітря:
- в холодний період року – 0,05-0,1 м/с;
- в теплий період року – 0,1-0,14 м/с.
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Вище наведені фактичні значення задовольняють ДСН 3.3.6.042-99
«Санітарні норми мікроклімату виробничих приміщень», за виключенням
температури в теплий період року. В даному приміщенні необхідно
розрахувати та змонтувати систему кондиціонування повітря.
Робочі столи розташовані біля вікон так, що робітник сидить боком до
вікна. При цьому забезпечується оптимальне співвідношення яскравості
робочих та навколишніх поверхонь та максимально обмежене відбиття світла
від екрану монітора.
Недостатня або надмірна освітленість, нерівномірність освітлення в
полі зору втомлює очі, призводить до зниження продуктивності праці; при
цьому зростає потенційна небезпека помилкових дій і нещасних випадків.
Надмірна яскравість джерел світла може спричинити головний біль, різь в
очах, розлад гостроти зору; світлові відблиски – тимчасове засліплення.
Освітлення виробничих приміщень характеризується кількісними та
якісними показниками. До основних кількісних показників відносяться:
світловий потік, сила світла, яскравість і освітленість. До основних якісних
показників зорових умов роботи можна віднести: фон, контраст між об’єктом
і фоном, видимість.
Природне освітлення лабораторії здійснюється через вікна. Їх кількість
становить 2, розмір - 2×1,5 м кожне. Вікна облаштовано жалюзі, що
забезпечує обмежене відбивання світла від екрану монітора.
За найменший об’єкт розрізнення зорової праці приймаємо точку на
екрані монітору, розмір якої 0,25 мм, що відповідає дуже високому ступеню
точності зорової праці. Розряд зорової праці – ІІ г, що відповідає великому
контрасту об’єкта розрізнення та світлому фону.
Згідно з ДБН В.2.5-28-2018 коефіцієнт природного освітлення (КПО)
для даного типу зорової праці складає 1,5%. Фактичне значення КПО
становить 34 - 37%, що відповідає ДБН В.2.5-28-2018.
Штучне освітлення може бути загальним та комбінованим. Загальним
називають освітлення, при якому світильники розміщуються у верхній зоні
приміщення (не нижче 2,5 м над підлогою) рівномірно (загальне рівномірне
освітлення) або з врахуванням розташування робочих місць (загальне
локалізоване освітлення). Комбіноване освітлення складається із загального
та місцевого. Його доцільно застосовувати при роботах високої точності, а
також, якщо необхідно створити певний або змінний, в процесі роботи,
напрямок світла. Місцеве освітлення створюється світильниками, що
концентрують світловий потік безпосередньо на робочих місцях.
Застосування лише місцевого освітлення не допускається з огляду на
небезпеку виробничого травматизму та професійних захворювань.
В темний час доби лабораторія освітлюється за допомогою восьми
світильників. Фактичне значення штучного загального освітлення становить
410-420 лк, а нормативне значення – 400 лк. Отже, рівень штучного
освітлення відповідає ДБН В.2.5-28-2018.
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
3
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Негативна дія ПК у багатьох користувачів виявляється як біль, різь в
очах, як розмивання контурів об’єкта. Ці явища часто супроводжуються
головним болем, сонливістю, млявістю. Щоб уникнути цього, необхідно
кожні 2 години роботи на ПК робити перерву на 10-15 хв. згідно НПАОП
0.00-1.28-10.
Монітори ПК, якими обладнано лабораторію, відповідають основним
2
вимогам безпеки: яскравість дисплея не менше 300 кд/м , висота символів не
менше 3,8 мм, діагональ екрану не менше 500 мм.
Згідно ДСН 3.3.6.037-99 «Санітарні норми допустимих рівнів шуму на
робочих місцях» нормативне значення еквівалентного рівня звуку при
даному виді діяльності складає 50 дБА. Головним джерелом шуму є
вентилятор охолодження блоку живлення ПК. Фактичне значення
еквівалентного рівня звуку не перевищує нормативного і становить 42-44
дБА.
Щоб запобігти виникненню хвороб пов’язаних з неправильною
посадкою людини перед комп’ютером необхідно враховувати ергономічні
фактори.
Довжина робочого столу складає 1,5 м, усі предмети знаходяться в
робочій зоні дослідника. Висота столу 0,75 м, висота стільця 0,45 м, що
відповідає ДСТУ 8604:2015 «Дизайн і ергономіка. Робоче місце для
виконання робіт у положенні сидячи. Загальні ергономічні вимоги». Стілець
має бути такої висоти, щоб максимально задовольнити куту між стегнами і
хребтом величиною 90°.
Приміщення лабораторії відноситься до 3 типу приміщень за ступенем
небезпеки ураження людини електричним струмом: приміщення без
підвищеної небезпеки (ПУЕ-17), тобто відсутні наступні фактори: висока
відносна вологість повітря (перевищення 75% протягом тривалого часу);
0
висока температура (більше 35 С протягом тривалого часу); струмопровідний
пил; струмопровідна підлога. Деяке обладнання має металевий корпус, тому
згідно ДСТУ Б В.2.5-82-2016 в лабораторії необхідно передбачити магістраль
захисного заземлення для виключення випадку ураження електричним
струмом. Електропроводка живлячої мережі в даному приміщенні
прихованого типу. Для під’єднання комп'ютера до мережі 220 В
застосовуються мережеві фільтри.
В лабораторії забезпечуються необхідні заходи запобігання виникнення
пожежно-небезпечних ситуацій згідно з НАПБ А.01.001-2014 «Правила
пожежної безпеки України». План евакуації розміщений на стіні, забезпечено
вільний доступ до нього. Приміщення лабораторії укомплектоване двома
порошковими вогнегасниками ВП-5у (Правила експлуатації та типові норми
належності вогнегасників).
Після проведення детального аналізу приміщення та умов праці за
робочим місцем, можна зробити висновок, що всі фактори виробничого
середовища, крім відхилення від нормованих значень температури повітря в
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
4
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

теплий період року, відповідають своїм нормативним значенням. Тому в
приміщенні електротехнічної лабораторії необхідно встановити систему
кондиціонування повітря.

11.2 Розробка системи кондиціонування повітря лабораторії

11.2.1 Типи кондиціонерів
Кондиціонер - це пристрій, за допомогою якого вдається істотно
підвищити рівень зручності і комфорту в приміщенні.
Всі моделі кондиціонерів різняться типом і основним призначенням.
Так, наприклад, моделі зима-літо використовуються не тільки для
охолодження повітря в літній період, але і його нагрівання в зимовий.
Кондиціонери звичайного типу використовуються тільки для охолодження
повітря.
Кондиціонери зовнішнього типу розраховані на установку у віконний
отвір або отвір, виконане в стіні. Всі щілини, що з'явилися після проведення
установки між корпусом приладу, і стіною ретельно зашпаровуються
утеплювальні матеріали, після чого додатково обробляється герметиком і
обробляється шпаклівкою.
Важливо відзначити, що прилади такого типу здатні працювати на
обігрів та охолодження повітря. Якщо потрібно виконувати кондиціювання
одночасно в декількох приміщеннях, рекомендується розглядати
кондиціонери канального типу. Розглянуте обладнання працює в режимі
рециркуляції.
Встановлення внутрішніх блоків обладнання виконується під підвісною
стелею. Перенаправлення повітря виконується за допомогою спеціальних
повітроводів. Повітря забирається з приміщення через ґрати забірного типу, а
через розподільну ґрати, подається в приміщення з кондиціонером.
Найпоширенішим варіантом кондиціонерів сьогодні вважаються спліт-
системи. Перевага даного виду обладнання у високій економічності,
продуктивності, ергономічності і безшумністю в роботі. Складається спліт-
система з двох окремих блоків: зовнішній і внутрішній. Основний (робочий)
блок встановлюється зовні приміщення, внутрішній блок через який
надходить повітря, встановлюється всередині приміщення. Між собою блоки
з'єднані теплоізоляційної трубою.
Спліт-системи інверторні, потужність роботи пристрою регулюється
автоматично, завдяки чому задана температура підтримується з
максимальною точністю, підвищується економічність і довговічність в
експлуатації. Головна перевага безшумність в роботі, що сприяє підвищенню
рівня комфорту в приміщенні. Економічність пояснюється тим, що
потужність роботи приладу автоматично знижується по мірі наближення до
заданої температури. Інвертор автоматично перемикається на економічний
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
5
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

режим роботи, завдяки чому підтримується необхідна температура і
знижується витрата електроенергії.
Спліт-системи напольно-стельового типу встановлюються в тих
випадках, коли відсутня можливість виконати установку звичайної системи
кондиціонування. Потужність даного типу обладнання становить від 4 до 15
кВт. Обладнання може працювати як на охолодження, так і обігрів подається
в приміщення повітря. Встановлений усередині приміщення блок спрямовує
потік повітря вздовж стелі або стіни, завдяки чому охолодження повітря
проходить рівномірно. Важливо зазначити, що внутрішній блок має
акуратний зовнішній вигляд, що дозволяє виконати його установку на
відкритих ділянках стіни.
Існують і багато інших видів спліт-систем, наприклад касетні або
настінно-стельові, які відрізняються своїми особливостями і перевагами.
Важливо зазначити, що перш ніж встановити кондиціонер незалежно
від його типу необхідно розрахувати його потужність, а для цього потрібно
знати загальну площу приміщення, в якому буде виконуватися встановлення
обладнання.

11.2.2 Розрахунок системи кондиціонування повітря лабораторії
Електротехнічна лабораторія розташована на 2-му поверсі в південній
частині 5-ти поверхової будівлі. Приміщення має наступні розміри: довжина
– 6 м, ширина – 4 м, висота – 3 м. Виходячи з даних параметрів, загальна
2 3
площа приміщення становить 24 м , а об’єм – 72 м . Лабораторія має
однобічне природне освітлення, яке забезпечується 2 вікнами. Вікна мають
однакові розміри, які становлять 1,5 × 2 м, відповідно площа одного вікна
2
становить 3 м . В роботі приймають участь 4 працівника. Категорія робіт – I a
(легка робота в сидячому положенні).
Розрахунок системи кондиціонування проводиться для теплого періоду
року на охолодження, враховуючи те, що температура повітря приміщення в
теплий період року (30-32С) не відповідає нормативним вимогам (22-28С),
а максимальна температура зовнішнього повітря становить 35С.
Розрахунок теплонадходження в приміщення
1) Теплонадходження від сонячної радіації залежать від площі та
розташування вікон:
Q1 SВ QВ , (11.1)

2
де SB – площа вікна, м ,
QB – теплонадходження через вікна, яке для південної орієнтації
2
становить 260 Вт/м .

Q1  SВ QВ  2 3 260 1560 Вт,

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

Враховуючи те, що на вікнах встановлені жалюзі, які забезпечують
регулювання природного освітлення в приміщенні, необхідно отриманий
результат Q1 поділити на коефіцієнт 1,4.

1560
Q1  1114 Вт.
1,4

2) Теплонадходження через зовнішню стіну:

Q2  SSВ QC , (11.2)

2
де S – площа зовнішньої стіни, м ,
2
SB – площа вікна, м ,
QC – теплонадходження від стіни, яке для південної орієнтації
2
становить 28 Вт/м .

Q2  SSВ QC  3 6  2 3 28 12  28  336 Вт.

3) Теплонадходження від штучного освітлення розраховуються з
врахуванням того, що лабораторія обладнана 8 світильниками OKN-236,
кожен з яких має 2 люмінесцентні лампи типу TLD, потужністю 36 × 2 Вт.

N  n P
Q3  ,
k (11.3)

де k – коефіцієнт для люмінесцентних ламп (k=1,16),
N – кількість світильників,
n – кількість ламп,
P – потужність лампи, Вт.

8  2 36 576
Q3    496 Вт.
1,16 1,16

Теплонадходження від штучного освітлення менші за
теплонадходження від сонячної радіації, тому вони не враховуються при
подальших розрахунках.
4) Теплоємність повітря:

Q4  V  VМ k, (11.4)

3
де V – об’єм приміщення, м ,
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
7
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

3
VМ – об’єм, який займають меблі, м ,
3
k – для офісного приміщення складає 6 Вт/м .

Q4  72  2  4 36  72  246  288 Вт.

5) Теплонадходження від людей. Враховуючи, що працівники
займаються легкою роботою в сидячому положенні: Q5 = 4·130=520 Вт
6) Теплонадходження від техніки:
Персональні комп’ютери (4 шт.) – Q6 = 4·300=1200 Вт
Лазерний принтер (1 шт.) – Q7 = 400 Вт
Загальне теплонадходження:

Qзаг  Q1 Q2 Q4 Q5 Q6 Q7 , (11.5)
Qзаг 1114 336  288 520 1200  400  3858 Вт.

Для підтримки оптимальної температури в приміщенні лабораторії
необхідний кондиціонер з потужністю на охолодження не менше 4 кВт.
Виходячи з цього, був обраний кондиціонер OLMO OSH-18LH.

Рисунок 11.1 - Зовнішній вигляд кондиціонера
OLMO OSH-18LH

Технічні характеристики кондиціонера OLMO OSH-18LH
- Рекомендована площа приміщення - до 45 кв. м;
- Тип компресора - звичайний;
- Тип фреону - R22;
- Холодопродуктивність - 4,55 кВт;
- Теплопродуктивність - 5,2 кВт;
- Рівень шуму, внутрішній блок - 40 дБ;
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
8
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

- Рівень шуму зовнішній блок - 53 дБ;
- Режими роботи - обігрів, охолодження.
Додаткові характеристики
- Функції - 24-годинний таймер на включення і виключення,
авторестарт;
- Фільтри тонкого очищення - активний вугільний фільтр; біоензимний;
іонно-срібний; фотокаталітичний;
- Споживана потужність обігрів/охолодження - 1,7/1,8 кВт;
- 4-х секційний теплообмінник з біопокриттям;
- Автоматична зміна режимів роботи;
- Захист від нестабільного електроживлення;
- Компресор - Toshiba роторний;
- Габарити внутрішнього блоку - 29,8х94х20 см;
- Габарити зовнішнього блоку - 54х84,8х32 см;
- Вага внутрішнього блоку - 10 кг;
- Вага зовнішнього блоку - 43 кг.
Враховуючи особливості кожного з розглянутих типів кондиціонерів,
оптимальним рішенням для реалізації системи кондиціонування повітря в
приміщенні лабораторії стала настінна спліт-система.
Основні переваги OLMO OSH-18LH: оптимальне охолодження та
нагрівання, низький рівень шуму, компактний зовнішній блок, зручний
технологічний монтаж, технологія DC Inverter. Технологія DC Inverter
дозволяє кондиціонеру не тільки в 2 рази швидше охолоджувати або
нагрівати повітря в приміщенні, а й більш точно підтримувати заданий
температурний режим.
Обраний кондиціонер здатний забезпечити підтримку нормованих
значень температури повітря в теплий період року та створити комфортне
середовище для продуктивної праці в робочій зоні електротехнічної
лабораторії.

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
9
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ

1. ПРАВИЛА УЛАШТУВАННЯ ЕЛЕКТРОУСТАНОВОК.
Міненерговугілля УКРАЇНИ. Видання офіційне. Київ 2017. 617 с.
Режим доступу до ресурсу 02.05.22: https://art-energetyka.com.ua.
2. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт
України. Характеристики напруги електропостачання в електричних
мережах загальної призначеності.
3. Шестеренко В.С. Системи електроспоживання та електропостачання
промислових підприємств. Підручник. – Вінниця: Нова Книга, 2004. –
656 с.
4. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015. Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств. Київ. Мінрегіон. 2016.
5. Електрообладнання енергетичних установок.[Електронний ресурс]:
навіч. Посібник/ М.І. Погожих, А.О. Пак, О.Г. Дьяков, М.А. Чеканов. –
Електрон. Дані. – ХДУХТ, 2019. Режим доступу:
https://elib.hduht.edu.ua/bitstream/123456789/4500/1/2019.1_%D0%BF%D
0%BE%D0%B7.85.pdf. 29.04.22 р.
6. Бурбело, М. Й. Системи електропостачання. Елементи теорії та
приклади розрахунків : навчальний посібник / М. Й. Бурбело, О. О.
Бірюков, Л. М. Мельничук – Вінниця : ВНТУ, 2011. – 204 с.
7. Посібник з дисципліни «Споживачі електричної енергії» частина 1
«Електричне освітлення». Черкаський державний технологічний
університет. – Черкаси: ЧДТУ, 2014. Соловей О.І., Ситник О.О.,
Самойлик О.В., Семко І.Б., Курбака Г.В., Борисова Н.І.
8. СОУ-Н ЕЕ 20.178:2008. Схеми принципові електричні розподільчих
установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних підстанцій.
Настанова.
9. СОУ-Н ЕЕ 40.1-00100227-101:2014 Норми технологічного
проектування енергетичних систем і електричних мереж 35 кВ і вище.
10. Шкрабець Ф.П. Електропостачання: навч.посіб. М-во освіти і науки
України, Нац. Гірн. ун-т. Дніпропетровськ: НГУ, 2015. 540 с.
11. ДСТУ IEC 60909-0:2007 Струми короткого замикання у трифазних
системах змінного струму. Частина 0. Обчислення сили струму (IEC
60909-0:2001, ITD).
12. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для
вузів. / Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. –
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с.
13. Маліновський А.А., Хохулін Б.К. основи електроенергетики та
електропостачання: підручник. Львів: В-во національного університету
«Львівська політехніка», 2009. 436 с.
Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
6
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
0
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

14. Методичні рекомендації до підготовки бакалаврської роботи
бакалавра для здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності
141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм
навчання [Електронний ресурс] / [Упоряд.: Ситник О.О., Самойлик
О.В., Курбака Г.В.] ; М-во освіти і науки України, Черкас. держ.
технол. ун-т. – Черкаси : ЧДТУ, 2018. – 100 с.

Арк.
ЧДТУ А1 20068 58/04 ПЗ 3
1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
6
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
1
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8

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