Електропостачання підприємства з виготовлення оптичних приладів

Орел, Владислав Олександрович

Please use this identifier to cite or link to this item: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/4192

Title:	Електропостачання підприємства з виготовлення оптичних приладів
Authors:	Кисельов, Владлен Борисович Орел, Владислав Олександрович
Keywords:	Електропостачання підприємств;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика
Issue Date:	Jun-2022
Abstract:	Кваліфікаційна робота бакалавра на тему: "Електропостачання підприємства з виготовлення оптичних приладів". Відповідно до вихідних даних було проведено комплекс розрахунків, за результатами яких визначено основні характеристики системи електропостачання підприємства як в цілому, так і на рівні окремого цеху на детальному рівні. Розділ «Індивідуальне завдання» присвячений питанням впровадження енергозберігаючих технологій в процес емалювання оправ. Розділ «Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових підприємств» присвячений економічному вибору трансформаторів. У розділі «Охорона праці» зроблено аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають в приміщені експериментального відділу та модернізації системи пожежної сигналізації відділу.
URI:	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/4192
Appears in Collections:	141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання)

Files in This Item:

File	Description	Size	Format
ВКР_Орел_Кисельов.pdf Restricted Access		2.56 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)

на тему:
«Електропостачання підприємства з виготовлення оптичних приладів»
(назва теми згідно наказу)

Виконав: здобувач вищої освіти 2 курсу,
групи СКЕСЕ – 206
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності)

Орел Владислав Олександрович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)

Керівник _______________ Кисельов В.Б. .
( прізвище та ініціали)

Рецензент _______________ _______________
(прізвище та ініціали)

Черкаси 2022 року

ЗМІСТ

1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ ..................................................................................... 6
1.1 Характеристика об'єкта проектування .............................................................. 8
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії ......................................... 8
1.3 Характеристика цехів об'єкта, особливості їх електропостачання .......... 11
1.4 Характеристика джерела живлення ................................................................ 11
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ .......................................... 12
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів .............. 13
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень від
однофазних електроприймачів .............................................................................. 22
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень ............................... 23
від освітлювальних систем .................................................................................... 23
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової підстанції
................................................................................................................................... 24
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання .................................................................................................. 25
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій ....... 27
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху ........................... 27
2.6.2 Вибір місця розташування ТП .................................................................. 30
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ..................................................................... 33
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ................................. 33
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ............................................................ 34
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ............................................ 37
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ
ПОТУЖНОСТІ ........................................................................................................... 43
4.1 Вибір трансформаторів головної понижуючої підстанції ............................ 43
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням ........ 46
компенсації реактивної потужності ...................................................................... 46
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві ................................... 51

ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Ли Зм. № докум. Підпис Дата
Разраб. Орел В.О. Літ Аркуш Аркушів
Перев. Кисельов В.Б. Електропостачання підприємства з 3 132
Т. контр.
Н. контр. Ключка К.М. виготовлення оптичних приладів ФЕТР, СКЕСЕ-206
Затв. Ситник О.О.
Инв. № подп Подп. и дата Инв. № дубл. Взам. инв. № Подп. и дата

5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
НАПРУГОЮ 10 (6) кВ ............................................................................................... 52
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі 52
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж ...................................................... 53
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ
1000В ........................................................................................................................... 58
6.1 Вихідні дані для розрахунків ........................................................................... 58
6.3 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в .............................. 60
характерних точках ................................................................................................. 60
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ ... 63
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ........... 66
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ....................................... 66
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН ........................................................... 66
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН .............................................. 67
7.4 Вибір трансформаторів струму ....................................................................... 69
7.5 Вибір трансформаторів напруги ...................................................................... 70
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість ........................................................ 71
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ ......................... 72
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху ..................................... 72
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем ............................. 73
8.2.1 Загальні відомості ....................................................................................... 73
8.2.2 Розрахунок освітленості ............................................................................ 75
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок ...................................... 78
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву ........................ 87
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж .......................... 87
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами ............ 89
нагріву та захисту ................................................................................................ 89
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги ............................ 92
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ ............................ 94
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання мережі до 1000 В ...................... 96
8.5 Захист цехових електричних мереж ............................................................... 99
8.5.1 Вибір апаратів захисту ............................................................................. 100
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність ........................................................... 101
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції ... 102
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
4

8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції .... 103
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ– впровадження енергозберігаючих технологій
в процес емалювання оправ ..................................................................................... 110
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА .................................................................. 116
11 ОХОРОНА ПРАЦІ .............................................................................................. 121
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають в приміщені
експериментального відділу ................................................................................ 122
11.2 Модернізація системи пожежної сигналізації відділу .............................. 125
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ................................................................ 130

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
5

1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ

Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції,
розподільчих пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у цехах.
Призначена система для забезпечення вимог виробництва в передачі
електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у відповідній
кількості та якості [1,2].
Як відомо [3], системи електропостачання промислових підприємств
можна умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та комбіновані.
Згідно з завданням на дипломне проектування система електропостачання
промислового підприємства має бути централізованою.
Основними чинниками при проектуванні системи електроспоживання є
характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в першу чергу
безперебійність електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування, а також вимоги електробезпеки. Але незважаючи на те, що ці
особливості та характеристики є головними чинниками при проектуванні
системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію побудови раціональної
СЕП вносять загальні вимоги до системи електропостачання, основні з яких
приведемо нижче.
Проектування системи електропостачання промислових підприємств
проводимо згідно з [1, 4] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проектуванні є характеристики джерел
живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування у технологічної частині проекту, вимоги електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств розробляємо з
урахуванням наступних основних принципів [4]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на
кожної напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
г) Схеми електропостачання і електричних з'єднань підстанцій
мають бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і
резервування було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
6

Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися при будь-яких
перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних потоків.
є) При побудові схеми електропостачання підприємства, електроприймачі
якого вимагають резервування живлення, повинно проводитися секціонування
шин у всіх ланцюгах системи розподілу електричної енергії, включаючи шини
низької напруги цехових двохтрансформаторних підстанцій.
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися під
навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має бути
обґрунтовано.
ж) Потрібно застосовувати (вживати) , як правило, роздільну роботу ліній,
трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена паралельна
робота елементів електропостачання.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження обумовлюється значеннями і характером навантаження та
розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При цьому враховуються
також архітектурно-будівельні і експлуатаційні вимоги, розміщення
технологічного обладнання, умови оточуючого середовища, вимоги
вибухопожежної та екологічної безпеки.
Система електропостачання промислового підприємства враховує
черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно порушувати
чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового підприємства
належить враховуємо потребу у електроенергії сторонніх близько розташованих
споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення є максимально уніфіковані.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання
відповідають ПУЕ. При цьому не допускається необґрунтованого віднесення ЕП
до більш високої категорії, а саме:
- ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що виконують
допоміжні технологічні операції, частину обладнання інженерного забезпечення
будівлі, відносимо до III категорії.
Віднесення вказаних електроприймачів до II категорії приводе до
необґрунтованого завищення не тільки потужності встановлених
трансформаторів, але і вимог до резервування живлення споживачів.
До II категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше
обладнання, без якого неможливе продовження роботі основного виробництва
на час після аварійного режиму.
- електроприймачі, відключення яких приводе до масового недовідпуску
продукції , нерідко відносять не до II категорії, а до І категорій, що мотивується
тім, що наносяться "значні збитки народному господарству".
Зазначимо, що поняття "значні збитки народному господарству"
відносяться до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного
підприємства.
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
7

Поняття "категорія електроприймача по надійності електропостачання" не
відноситься до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць, корпусів і т.
д. Це поняття правомірно тільки по відношенню до індивідуального ЕП. Для
споживача характерно лише поєднання в різних пропорціях електроприймачів
категорій І, II та III.

1.1 Характеристика об'єкта проектування

Підприємство, електропостачання якого ми будемо проектувати в даній
кваліфікаційній роботі, займається виготовленням оптичних приладів.
При проектуванні системи електропостачання (СЕП) підприємства ми
враховуємо основні вимоги "Норм технологічного проектування СЕП
промислових підприємств", і відповідних розділів "Правил улаштування
електроустановок 2017".
Структура підприємства приведена на генплану (лист №1) і включає як
цеха основного виробництва, так і допоміжні приміщення та підрозділи.
При проектуванні системи електропостачання враховано рельєф
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної
енергії окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на
підприємстві, характеристику оточуючого середовища.
Головна понижуюча підстанція (ГПП) підприємства розташована з
врахуванням місця знаходження теоретичного центру електричного
навантаження. При цьому було враховано домінуючий напрямок вітру.
Основним високовольтним обладнанням підприємства є понижуючі
трансформатори цехових трансформаторних підстанцій.
При розробці системи електропостачання підприємства враховувалося, що
всі підстанції підприємства телемеханізовані та будуть працювати без чергового
персоналу.

1.2 Характеристика споживачів електричної енергії

Силові електроприймачі цеху оправ та тримачів до лінз живляться
трифазним змінним струмом промислової частоти 50 Гц номінальною напругою
380 В. Однофазне обладнання складається з малопотужних установок, що
включені на фазу 220 В. Вищих гармонік при експлуатації обладнання не
виникає. Встановлена потужність та інші характеристики приведено у таблиці
1.1.

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ 8
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху

№ Електроприймач Кількість,
Встановлена
поз. шт. потужність,
cos
кВт
1 2 3 4 5
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Прес заушників 2 10 0,8
2 Піч емалювання 1 27 0,8
3 Установка статичного напилення 1 11,5 0,83
4 Підвісний конвеєр 2 36 0,84
5 Миюча машина 1 8,4 0,88
6 Точковий зварювальний автомат 2 24 0,92
7 Прес рамок 2 13 0,83
8 Диркопробивний прес 1 10 0,87
9 Вальцювальний верстат 1 8 0,86
10 Відрубний прес 1 18,3 0,88
11 Прес кронштейна 1 36 0,88
12 Прес 1 50 0,85
13 Мастильна установка 1 5,3 0,85
14 Компресор 1 21,1 0,85
15 Насос мильного розчину 2 7,5 0,85
16 Насос гарячої води 2 7,5 0,84
17 Насос холодної води 1 5 0,83
18 Вентилятор витяжний 5 8,8 0,88
19 Вентилятор приточний 2 28 0,85
  30
Однофазні електроприймачі
1 Складальний верстат 8 0,5 0,89
  8

В цеху на рівні технологічних зв’язків здійснюється відповідне
резервування.
Основне обладнання цеху відноситься до ІІ категорії. Як відомо [1], до ІІ
категорії слід відносити обладнання без якого не можливе продовження роботи
основного виробництва на час після аварійного режиму.
Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних особливостей
виробничих процесів.
Виробничо - сформоване електрообладнання живляться від власних
розподільних пунктів РП.
План цеху та розташування обладнання зображено на листі 5 графічної
частини, а також на рисунку 1.1.
Особливостями розташування обладнання у примащені цеху є такі, що
потребують практично рівномірну освітленість цеху.
Проектом передбачено загальновиробниче освітлення 380/220 В, та
аварійне освітлення 220 В.
Розміри цеху, електропостачання якого ми будемо розраховувати,
складають : становлять 36×60×6, з площею освітлення S=2160 м2.
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
9

Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
10

1.3 Характеристика цехів об'єкта, особливості їх електропостачання

Проектування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони розташовуються.
При цьому ми виконуємо всі вимоги ПУЕ у цієї частини.
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми проектуємо,
розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься складське
обладнання. Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих
нормальних, тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не
перевищує 60 % та відсутні умови, наведені уп. 1.1.10-1.1.12 ПУЕ.
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах,
проникати всередину машин, апаратів, відноситься цех гумового лиття та
ливарний цех.
Але ці цехи відноситься до приміщень з не струмопровідним пилом.

1.4 Характеристика джерела живлення

Живлення даного підприємства здійснюється від районної підстанції
(РПС) енергосистеми 110 та 220 кВ.
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
- обрана номінальна напруга енергосистеми Uс=110кВ:
- потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1200 МВ • А;
- довжина повітряної лінії Lпл = 65 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на границі
балансової приналежності Qек = 2700 квар в часи її максимуму навантаження.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110кВ±5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно договору
про споживання електроенергії, який укладається з усіма підприємствами
промислового району і енергопостачальною організацією.

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
11

2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ

Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки
провідників (шин, кабелів та ін.) і трансформаторів по пропускній спроможності
і економічній густині струму, а також для розрахунку втрат і відхилення
напруги, вибору апаратів захисту та засобів компенсації реактивної потужності.
Правильне визначення електричних навантажень при проектуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху.
Поняття «розрахункове навантаження» випливає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи мережі
і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часі

І  const  Іроз .

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

t
I(t) 
1
 I(t) dt ,  t

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

Ppоз  3 U  Ipоз cos . (2.1)

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
12

В якості розрахункового навантаження приймають середнє навантаження
P за активною потужністю впродовж часу 

1 tP   P(t)dt .  t

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

2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів

Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно
проводити згідно методики [5], яка поширюється на всі галузі господарства,
адаптована до сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів
розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, оскільки
розрахунки на кожній із них мають свою специфіку. На підприємствах середньої
та великої потужності таких рівнів нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності ( Ppоз, цеху ) як окремих цехів, так і підприємства (
Ppоз, підпр ) у цілому. Розрахункова потужність Ppоз – це така потужність, при
якій термін службі елементів системи електропостачання дорівнює
розрахунковому.
У розрахунках використовуються такі позначення та співвідношення:
– номінальна потужність, Рном ;
– паспортна потужність, Рпасп ;
– встановлена потужність Ру .
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для
окремого електроприймача встановлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі

pу  pном  pпасп ;

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

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
13

pу  pном  pпасп  ТВ ,

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

Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання

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

n
Рном рном , (2.2)
1

де n – кількість електроприймачів у групі.
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
14

n n
Qном qном рном  tg , (2.3)
1 1

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

n 2 
Pном 
n   1 е n . (2.5)
n р2ном
1

Величину nе можна також визначати за спрощеним співвідношенням

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
15

2pnе  ном . (2.5) pном max

Якщо знайдене за співвідношенням (2.5) число nе буде більше за n ( n –
дійсне число ЕП), тоді слід прийняти n nе . Якщо рном max / pном min  3 , де
pном min – номінальна потужність найменшого електроприймача групи, тоді
також приймаємо ne  n .
Значення коефіцієнту використання кв за кожним окремим
електроприймачем визначаємо за довідковими даними.
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою
n
квi рномi
Кв  1 n (2.6)
рномi
1

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

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
16

Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр для
різних Кв в залежності від nе для живлячих мереж напругою до 1000 В
n Коефіцієнт використання Кв е 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 1,0
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0
6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0
7 2,49 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,0 1,0
8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,0 1,0
9 2,27 1,71 1,43 1,16 1,09 1,07 1,01 1,0 1,0
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0
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 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
17

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

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

n
Квi Рномi
К 1в, цеху  n . (2.7)
Рномi
1

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

n
Рроз цеху  Кр  Кв, цеху Рном  Кр Квi Рномi . (2.8)
1

Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховується за
співвідношенням

Qроз цеху  Кр Квi Рномi  tgі . (2.9)
і

До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ повинно бути додане освітлювальне
навантаження Pроз. оc , Qроз. оc .
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
18

Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів напругою
до 1 кВ визначається за формулою

S  P2 Q2роз роз роз (2.10)

Результати розрахунків за формулами (2.1) – (2.10) та вихідні дані цеху
заносяться у відповідні місця таблиці 2.3, виконаної за формою Ф 636–92 [2].
Використовуючи вихідні дані таблиці 2.1, співвідношення (2.1) - (2.11) та
графік рисунок 2.2 [5], розраховуємо в якості прикладу величину
розрахункового активної та реактивної потужності окремого цеха , а саме цеху
оправ та тримачів до лінз.
Результати розрахунків заносимо у відповідні графи таблиці 2.1, що
виконана по формі Ф636-92.
За виразом (2.1) визначимо номінальну групову потужність другої групи
електроприймачів (кліматична установка) Рном,8. При цьому, так як
електроприймачі згруповані таким чином, що мають однакову величину
коефіцієнта використання Кв та номінальну потужність, співвідношення (2.1)
приймає вид

n
Pном,18  pном  n  8,8 5  44 кВт.
1

Визначаємо розрахункову величину Кв Рном,2 , для цієї ж групи,
використовуючи значення Кв з таблиці 2.1 (стовпчик 5); значення додатку К .в Рном,
заносимо у стовпчик 8 таблиці 2.3.

Кв Рном,18 0,7 8,86,16кВт.

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

Кв Рном,18  tgφ6,160,543,33квар .

Проводимо аналогічні розрахунки для інших сформованих груп
електроприймачів та заносимо результати розрахунків у таблицю 2.3.
У графах 8 та 9 у підсумкової строки записуємо сумарні значення величин

Кв Рном та Кв Рном  tgφ ,
а саме:
Кв Рном та Кв Рном  tgφ .

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
19

Визначаємо величину ефективної кількості електроприймачів nе за
спрощеним співвідношенням (2.5):

n 2 p  ном 2  496,6е  19,8шт.pном м ax 50

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

n
Кв, і Рном і
К 356в, цеху  1 n   0,7
Р 496,6ном і
1

По графіку рисунок 2.2 для визначених величин nе=19,8 та Кв, цеху  0,72
знаходимо коефіцієнт розрахункової потужності Кр.цеху який дорівнює Кр,цеху =1,1.
За співвідношенням (2.8) знаходимо розрахункову активну потужність
цеху, який розраховуємо у якості прикладу

n
Рр. цеху  Кр  Кв. цеху Рно.цеху  Кр  Кв. i Рном і  356 1,1 391,6кВт.
1

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

Qр.цеху (Кв Рном  tgφ)216квар.

Повну розрахункова потужність Sпр силових електроприймачів напругою
до 1 кВ по цеху визначається формулою (1.10)

S 2 2 2р.цеху  Pр.цеху Qр.цеху  391,6  216
2  447,2 кВА.

Таким чином, нами виконано розрахунок повної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ окремого цеха, а саме цеху оправ та
тримачів до лінз.
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших цехів, результати заносимо у
таблицю 2.3.

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
20

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
21

2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень від
однофазних електроприймачів

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

Рном.у 3 ∙ Рном. .ф або Рном.у 3 ∙ пасп ∙ √ТВ ∙ пасп, (2.11)

де Рном. .ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт;
пасп - паспортна потужність споживача, кВА;
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці
Так як однофазні електроспоживачі цеху розраховані лише на фазну
напругу Uф=220 В і не мають постійного стаціонарного місця підключення, їх
розрахунок ми будемо виконувати по формулі 2.12.
В цеху використовується вісім складальних верстатів, з наступними
паспортними даними:
пасп 300 Вт; пасп 0,89;ТВ 40% часу за одну годину роботи

Рном.у 3 ∙ 0,3 ∙ 0,4 ∙ 0,89 0,5 4 кВт ;

ном.у ном.у ∙ 4 ∙ 0,51 2,04 квар.

І ном. .ф
0,5
ном.у ∙ 0,22 ∙ 0,89 2,55 А

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
22

2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень
від освітлювальних систем

В відповідності до категорій пожежозахисту приміщення, згідно ПУЕ
(глава 6.5), ми обираємо тип світильників, їх висоту підвісу, та розташування в
робочій зоні цеху амагальмозмішувачів. Загальні геометричні розміри
виробничої зони цеху становлять 36×60×6, з площею освітлення
S=2160 м2.
Для визначення електричних навантажень освітлювальних установок
використовується метод питомої потужності.
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН освітлювальних
установок ( п.ос.ф.) використовуються наступні дані: тип світильника,
коефіцієнт запасу з, освітленість ф, значення розрахункової висоти , площа
освітлювального приміщення . По обраному типу світильника, площі
освітлювального приміщення та висоті підвісу світильників згідно [7]
визначаємо питому потужність загального рівномірного освітлення необхідну
для забезпечення необхідного значення норми освітленості.
Максимальну активну потужність освітлювальних установок ос.
Визначимо згідно виразу:

ос. п ∙ п.о.ф ∙ , 2.12

де п– коефіцієнт попиту освітлення [9], п 0,95 ;
S– площа приміщення, 2160 м ;
п.о.ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м2, яка
визначається за формулою:

ф
п.о.ф п.ос.табл ∙ 100 ∙
з.ф ∙ , 2.13
з.табл

де п.ос.табл – питома потужність освітлювальної установки, Вт/м2 [7];
ф– фактична норма освітленості для виконуваного виду робіт [7],
ф 300 лк;
з.ф – фактичний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [7], з.ф
1,4;
kз.табл – коефіцієнт запасу табличний для виконуваного виду робіт [7],
з.табл 1,5;
– коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення [7], k 1,15.
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
23

3,8 ∙ 300 ∙ 1,4 Втп.о.ф 100 1,5 ∙ 1,15 12,2 , м

ос. 0,95 ∙ 12,2 ∙ 2160 25 кВт.

Для газорозрядних ламп максимальна реактивна потужність:

ос. ос. ∙ , 2.14

де tgφ – відповідно cosφ для кожного типу ламп.

ос. 25 ∙ 0,33 8,3 квар.

Проектом передбачається: загальне робоче освітлення 380/220В; аварійне
освітлення 220В.
Розрахунок освітлювального навантаження інших цехів та підрозділів
підприємства виконуємо аналогічно. Живлення зовнішньої системи освітлення
підприємства виконано від силового трансформатора, що живить будівлю
управління.

2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової підстанції

Сумарні активну та реактивну розрахункові потужності на шинах 0,4 кВ
визначаємо за виразами

P0,38цеху Рр. цеху Рр.ос.цеху Рном.у , (2.15)

Q0,38цеху Qр. цеху Qр.ос.цеху Qном.у . (2.17)
Отримаємо
P0,38цеху Рр.цеху Рр.ос.цеху Рном.у 391,6425420,6 кВт,

Q0,38цеху Qр.цеху Qр.ос.цеху Qном.у 2162,048,3226,3 квар.

Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанцій за виразом
Sр.цеху   2 2Р0,38 цеху і   Q0,38 цеху і  , (2.18)

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
24

S 2 2 2 2ТП4  Р0,38 цеху Q0,38 цеху  420,6  226,3  477,6 кВА.

Дані розрахунків навантаження цехової підстанції S ТПі за формулою ( 2.18) по
усім цехам заносимо у таблицю 2.4.

2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання

На вищих рівнях системи електропостачання підприємства розрахункове
(максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання розрахункових
навантажень окремих груп електроприймачів (цехів, підрозділів) з урахуванням
коефіцієнта одночасності збігання максимумів навантаження Ko .
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на шинах
РУНН ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається за даними [5].
Приблизну потужність підприємства (на шинах РУНН) SНН ГПП
визначаємо за формулою
N 2 2   N 
SНН ГПП  Ко  P0,4 цехуi   Q0,4 цехуi  . (2.18)
 i   i 

S  0,9  5506,32 3455,22НН.ГПП  5526,8 кВА .

Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по підприємству, а приблизна
розрахункова потужність має значення SНН.ГПП = 5526,8 кВА.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.4.

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
25

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
26

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

2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху

Картограмою навантажень називають план, на якому зображена картина
середньої інтенсивності розподілу навантажень приймачів електроенергії.
Картограму навантажень будуємо як на плані розташування приймачів
електроенергії в цехах, так і на генеральному плані всього підприємства. Якщо
картограму будують на генеральному плані підприємства, то як приймачі
електроенергії розглядаємо самі цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень
на картограмі виконують різними способами [3]. Найбільш простий з них
складається в зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень
приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. Як центр кола
вибирають центр електричного навантаження (ЦЕН) приймача електроенергії, а
радіус кола зв'язують із розрахунковою потужністю приймача електроенергії;
значення його знаходять із умови рівності розрахункової середньої активної
потужності групи електроспоживачів площі кола

Р 2р,0,38і  π  ri m ,

де rp.i - радіус кола групи споживачів, π = 3,14 ; m- кВт/мм2 – масштаб

P
r  0,38 іi , (2.19) π  m

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

360  P
α  р, цеху iс.н ; (2.20) Р0,38цеху

360  P
α  р, цеху iоc.н , (2.21) Р0,38 цеху

Розраховуємо на прикладі вибраного цеху вказані параметри картограми
електричних навантажень.

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
27

Р
r р0,38(ТП3) 391,6ТП2    35,3 мм. 3,14 m 3,14 0,1

У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають силовому,
а також освітлювальному навантаженням
360 P
  м.сс.н ,Pсум.і
 360 356с.н   327,3;391,6
 360 Pм.о.іо.н  ,Pсум.і
 360 25о.н   23;391,6

Розрахункові значення заносимо у графу 8 таблиці 2.5

Таблиця 2.5 – Дані для побудови картограми ЕН

Найменування P m r р Pр,OC Pp0,38 кВт/мм2 αс.н. αо.н. мм
кВт кВт кВт
1 2 3 4 5 6 7 8
Цех фундус-мікропериметрів. Цех
мікроскопів. Склад готової 656,8 27,2 684 0,1 346 14 38,8
продукції
Цех оправ та тримачів до лінз 391,6 25,0 420,6 0,1 327 23 35,3
Цех освітлювальних блоків. Склад
сировинних матеріалів 415,7 32,4 448,1 0,1 334 26 31,4
Механічний цех. Слюсарний цех 577,1 20,2 597,3 0,1 348 12 36,2
Цех приладів візуально-оптичного
контролю 482,5 19,8 502,3 0,1 346 14 33,2
Цех офтальмоскопів 420,7 31,6 452,3 0,1 335 25 31,5
Цех полімерних лінз. Цех призм.
Цех скляних лінз. Будівля 389,5 126,3 515,8 0,1 272 88 33,7
управління. Їдальня
Цех автоматичних рефкератометрів 374,9 43,5 418,4 0,1 323 37 30,3
Цех безконтактних тонометрів 396,3 39,4 435,7 0,1 327 33 30,9
Цех технічних засобів. Цех упаковки 311,5 22,7 334,2 0,1 336 24 27,1
Насосна станція. Цех оптичних
нівелірів 414,7 28,1 442,8 0,1 337 23 31,2
Цех цифрової оптики. Цех проектор
знаків 255,9 18,9 274,8 0,1 335 25 24,6

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
28

Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як точку
з координатами:
n
 (Pp.i  xi )
Х  i1 n ; (2.22)
 Pp.i
i1
n
 (Pp  yi )
Y  i1
i
n , (2.23)
 Pp
i1 i

де Х,Y– координати центру електричних навантажень на генплані, см;
xi , yi – координати i-ого навантаження на генплані, см;
Pp i – максимальне навантаження i-ого цеху, кВт.

Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразу (2.22), (2.23)
заносимо у відповідні графи таблиці 1.3. Визначаємо координати ЦЕН

(684110)(391,6110)(448,1290)(597,3400)(502,3410)
n (452,3340)(515,8120)(418,4230)(435,7330)
(Pp.i xi)
Х i1 (334,2410)(442,8190)(274,8320) n  256,7м,
P 5531,9p.i
i1

(684250)(391,6180)(448,1300) (597,3360) (502,3300)
n (452,3250) (515,8120)(418,4170)(435,7170)
(Pp i yi)
Y i1 (334,2180) (442,8500) (274,880) n  210,4 м.
P 5531,9p
i1 i

Таким чином, нами розраховані дані для побудови картограми
навантаження (таблиця 2.5) та координати ЦЕН (таблиця 2.6) які ми будемо
використовувати при виборі місця розташування ГПП.

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
29

Таблиця 2.6 – Координати ЦЕН підприємства
Найменування Pр Pр,OC Pp0,38 X, Y,
кВт кВт кВт м м
Цех фундус-мікропериметрів. Цех
мікроскопів. Склад готової продукції 656,8 27,2 684 110 250
Цех оправ та тримачів до лінз 391,6 25,0 420,6 110 180
Цех освітлювальних блоків. Склад
сировинних матеріалів 415,7 32,4 448,1 290 300
Механічний цех. Слюсарний цех 577,1 20,2 597,3 400 360
Цех приладів візуально-оптичного
контролю 482,5 19,8 502,3 410 300
Цех офтальмоскопів 420,7 31,6 452,3 340 250
Цех полімерних лінз. Цех призм. Цех
скляних лінз. Будівля управління. 389,5 126,3 515,8 120 120
Їдальня
Цех автоматичних рефкератометрів 374,9 43,5 418,4 230 170
Цех безконтактних тонометрів 396,3 39,4 435,7 330 170
Цех технічних засобів. Цех упаковки 311,5 22,7 334,2 410 180
Насосна станція. Цех оптичних
нівелірів 414,7 28,1 442,8 190 50
Цех цифрової оптики. Цех проектор
знаків 255,9 18,9 274,8 320 80
Теоретичний центр навантаження 256,7 210,4

2.6.2 Вибір місця розташування ТП

Правильне розміщення трансформаторних підстанцій на території цеху –
одне з важливих питань при побудові раціональної системи електропостачання.
При розташуванні цехової ТП враховують, зокрема, наступні вимоги:
- максимальне приближення до центру електричних навантажень;
- зведення до можливого мінімуму зворотних потоків енергії до джерела
живлення;
- бажано, щоб трансформатори розташовувалися на відкритому повітрі;
- цехові підстанції повинні займати як можна меншу корисну площу цеху;
- ТП не повинні створювати перешкод виробничому процесу;
- виконання вимог електричної та пожежної безпеки.
Цехові ТП з метою економії металу та електроенергії рекомендується
встановлювати в умовному центрі електричних навантажень (ЦЕН).
Встановлення ТП у вказаних ЦЕН дозволяє:
- приблизити високу напругу до центрів споживання електричної енергії;
- зменшити витрати провідникового матеріалу;
- мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених річних
витрат.
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ 30
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Цехові ТП розташовують як можна ближче до ЦЕН, у мертвій зоні
обслуговування підйомних кранів, між колонами і т.д.
Враховуючи наявність впливу декількох факторів на вибір місця
розташування ТП, доцільно використовувати достатньо точний метод (похибка
складає 5–10%), згідно якого координати ЦЕН обчислюють за формулами
(2.22), (2.23).
Оскільки було прийнято рішення про компенсацію реактивної потужності
на шинах цехової ТП, координати ЦЕН реактивного навантаження цеху
розраховувати не потрібно. Вихідні дані, проміжні величини та результати
розрахунку заносимо в таблицю 2.7.
Таблиця 2.7 – Розрахунок центру електричних навантажень цеху
№ на Найменування ном. , , , ном. ∙ ном. ∙ ЦЕН, ЦЕН, плані кВт м м м м
1.1 Прес заушників 10 3 30 20 200
1.2 Прес заушників 10 3 30 22 220
2 Піч емалювання 27 9 243 12 324
3 Установка стат.напилення 11,5 10 115 4 46
4.1 Підвісний конвеєр 36 8 288 42 1512
4.2 Підвісний конвеєр 36 16 576 48 1728
5 Миюча машина 8,4 16 134,4 11 92,4
6.1 Точковий зварювальний авт. 24 22 528 50 1200
6.2 Точковий зварювальний авт. 24 26 624 50 1200
7.1 Прес рамок 13 22 286 47 611
7.2 Прес рамок 13 26 338 47 611
8 Діркопробивний прес 10 27 270 44 440
9 Вальцювальний верстат 8 27 216 42 336
10 Відрубний прес 18,3 27 494,1 39 713,7
11 Прес кронштейна 36 21 756 38 1368
12 Прес 50 26 1300 34 1700
13 Мастильна установка 5,3 23 121,9 30 159
14 Компресор 21,1 23 485,3 6 126,6
15.1 Насос мильного розчину 7,5 23 172,5 2 15
15.2 Насос мильного розчину 7,5 23 172,5 3 22,5
16.1 Насос гарячої води 7,5 23 172,5 3 22,5
16.2 Насос гарячої води 5 23 115 4 20
17 Насос холодної води 5 23 115 5 25
18.1 Вентилятор витяжний 8,8 26 228,8 3 26,4
18.2 Вентилятор витяжний 8,8 27 237,6 3 26,4
18.3 Вентилятор витяжний 8,8 28 246,4 3 26,4
18.4 Вентилятор витяжний 8,8 29 255,2 3 26,4
18.5 Вентилятор витяжний 8,8 30 264 3 26,4
19.1 Вентилятор приточний 28 28 784 5 140
19.2 Вентилятор приточний 28 31 868 5 140
Розрахункові данні 494,1 - 10467,2 - 13104,7 21,2 26,5

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ 31
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Підставивши сумарні дані розрахункової таблиці до формул (2.22), (2.23)
визначимо теоретичний центр навантаження цеху

10467,2
ХЦЕН 494,1 21,2 м,
13104,7
ЦЕН 494,1 26,5 м.

На рис. 1.1 наведено план розташування обладнання. Розмістити ТП у
теоретичному ЦЕН є недоцільним, оскільки він знаходиться на проїзді для
автомобільного транспорту.
Найбільш раціональним рішенням є зміщення цехової ТП в сторону
підводу кабельних ліній 10 кВ.

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
32

3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ

3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства

При виборі головної схеми електропостачання промислового підприємства
основними чинниками є характеристики джерел живлення та споживачів
електроенергії, в першу чергу вимоги до безперебійності електропостачання з
урахуванням можливості забезпечення резервування у технологічної частині
проекту, вимоги електробезпеки [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 навколишнього
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки. Схеми
електричних з'єднань підстанцій і розподільчих установок повинні вибиратися
виходячи з загальної схеми електропостачання підприємства і задовольняти
наступним вимогам:
- забезпечувати надійність електропостачання споживачів і
перетікання потужності по магістральним зв'язкам у нормальному і після
аварійному режимах;
- ураховувати перспективу розвитку;
- допускати можливість поетапного розширення;
- широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги
протиаварійної автоматики;
- забезпечувати можливість проведення ремонтних і
експлуатаційних робіт на окремих елементах схеми без відключення
сусідніх приєднаній.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового підприємства
належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх близько
розташованих споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально уніфіковані.
Узагальнюючі вище приведені міркування, а також загальні вимоги до
систем електропостачання, що приведені у п. 1.1, обираємо схему ГПП,
приведену на рисунку 3.1.

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
33

Рисунок 3.1 – Електрична частина ГПП

3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі

Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при забрудненій
атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони
повинні відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого
нагріву з урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а
також режимів у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу
струмів між лініями. Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається згідно
ПУЕ.
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірені, при
необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
На цьому етапі проектування попередньо визначається переріз живлячих
ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном РУВН і приблизна
потужність SВН ГПП на стороні ВН ГПП.
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ 34
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Потужність SВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано втрати
потужності у силових трансформаторах ГПП

 N
2 2
  N 
SВН ГПП  Ко  (P0,4 цеху і  PT)  (Q0,4 цеху і  QT) . (3.1)
 i   i 
де PT і QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу

S
І = ВН ГППроз К2  3  U зав.Л
, (3.2)
ном

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

Іроз  к  Ідоп , (3.3)

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

2  Іроз  к  кдоп  Ідоп.Т , (3.4)

де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп 1,25 ;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності, відповідно до місця
розташування підприємства, визначається величина стінки ожеледі, за її
товщиною визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ у залежності від
напруги.
Використовуючи формули (3.1) – (3.4) обираємо для повітряної лінії провід
певної марки з необхідним перерізом.

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
35

Як розрахункова потужність приймаємо максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразом

Ртр 0,02 Sпр;
Qтр 0,1Sпр,

де Sпр. – приблизна повна потужність об’єкта проектування, кВА;

Ртр 0,025526,8110,54кВт,
Qтр 0,15526,8552,68 квар .

Загальне навантаження об’єкта визначається виразом

SВН.ГПП  0,9  (5506,3110,54)
2  (3455,2  552,68)2  6224,8 кВА.

Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу
S S ВН.ГППтр ; 2  0,7

S 6224,8тр   4446,3 кВА.2  0,7

Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу

І = 4446,3розПЛ 11,7 А ,2  3  110

Переріз лінії живлення (мм2) визначаємо за виразом

F Іек  , jек

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

F 11,7ек   8,3мм
2.
1,4

Розрахунковий економічно вигідний переріз закругляємо до найближчого
стандартного перерізу Fст.
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
36

Вибраний переріз лінії живлення перевіряється на допустимий струм
нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм після аварійного
режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і мінімальний переріз
за умовою корони згідно виразів і умов:
- на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А;

Ір к  Ідоп ,

де Ідоп - допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к - коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища к=1;
За умовою корони – мінімальний переріз повітряної лінії 110 кВ
складає 70 мм2.
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70 [1,6], для якого Ідоп=260 А.

11,7 А1260 А;

- на допустимий струм в після аварійному режимі (режим
відключення однієї з ліній живлення)

2  Ір к кдоп  Ідоп

де кдоп - допустиме короткочасне перевантаження, кдоп = 1,25;

2.11,7 А=23,4А < 0,9.1,25.260=292,5А;

- на мінімальний переріз згідно механічної міцності - згідно з місцем
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її
товщиною і по [10] визначається мінімальна площа перерізу;
- на мінімальний переріз за умовою корони - мінімальний переріз
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм .
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70 [1,6].

3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП

В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній), по
яких передається електроенергія від системи до ГПП підприємства, втрати
напруги мають істотно різну величину.
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу напруги.
Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х
повітряної лінії більше активного опору R: X  R , причому для ЛЕП напругою
220 кВ і вище справедливе співвідношення: Х  R .
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
37

Тому при значних протяжностях таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проектних, значення кутів
зсуву  стають великими, як правило, близько 15 25 , зі збільшенням  до
35 55 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі потужностей, близьких
до нормативних по статичній стійкості. У цих випадках врахування поперечної
складової U// вносить уточнення в розрахунки напруги, що істотно
перевищують погрішності інформації про параметри мережі, а тому аналіз
електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної
складової падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X  R , кут  невеликий (менше
2  3 ).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.2):

Рисунок 3.4 – Схема заміщення фази ділянки мережі

На рисунку 3.2 S1, S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії U
/
ф

U/ф  Iа R  Iр X  I  (R cos Xsin) . (3.5)

Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги
в лінії U//ф
U//ф  Iа X Iр R  I  (X cosR sin) . (3.6)

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
38


Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки

 
Uф1  Uф2  Uф  Uф2  Uф  jU
//
ф  (3.7)
 U  (I R  I X)  j(I X  I R)  U e jф2 a p a p ф1 ,

де модуль U1ф цієї напруги

U  (U / 2 // 2ф1 ф2 Uф)  (Uф ) (3.8)

та його фаза 

U//
  arctg ф . (3.9)
Uф2  U
/
ф


Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги Uф , для ділянки електричної мережі

 
Uф  Uф1  Uф2 . (3.10)

Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі має
вид

Рисунок 3.3 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної
мережі

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
39

Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для
будь-якої кількості ділянок лінії отримаємо

n
U//  3 U//ф  3 Ii  ri cosi  Ii xi sini  . (3.11)
i1

В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна

вважати, що падіння напруги U1дорівнює його поздовжній складовій U/ .
Тоді втрати напруги Uприблизно визначається за формулою

U  U/  3  (I R  I X)  PіR QіX PіR QіXa p  , (3.12) Uі Uном

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

ПП0 L , (3.13)

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

D
X0  0,144  lg
cp  0,0157  Х/0 Х
/ /
0 , (3.14) rдр

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

D 3cp  D12 D13 D23 , м. (3.15)

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
40

Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
площині, жили трьохжильного кабелю – по вершинах рівностороннього
трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову розмірність).
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевої частини проводу (Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування на
15 – 20 %, тобто

rпр  1,15 1,20 
F  Fcт . (3.16)


Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км

R 0  , (3.17) F

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

Ia 
Pі ; Ip 
Qі (3.18)
3 Uі 3 Uі

Проектна потужність підприємства

Рі=5526,3 кВт; Qі=3455,2 квар

R0=0,34 Ом/км, Х0=0,318 Ом/км при Dср=0,8м.

Тоді для ділянки мережі:

R R0 L, R=0,34 65=22,1 Ом,
Х Х0 L, Х=0,31865=20,7 Ом.

Активну і реактивну складову струму обчислюємо з формулою (3.18)

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
41

I  5526,3a  29 А; 3 110 
Iр 
3455,2
18,2 А.
3 110

Використовуючи формули (3.5) і (3.6) визначимо повздовжню і поперечну
складову падіння напруги

U'ф  22,61 29 18,2 20,7 1032,43 В.
U""  22,61 29 18,2  20,7  279 В.

Модуль напруги на початку ділянки визначимо за формулою (3.8)

Uф1  (110  0,63)2 106  (0,245)2 106 110,7 кВ.


Модуль падіння напруги Uф визначається співвідношенням (3.7)


Uф  (0,63)
2 106  (0,245)2 106  634 В.

Розраховуємо втрати напруги

Uф 110 103 110 103=0,6 103 кВ.

Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при проектній
потужності Р1=5526,3 кВт; Q1=3455,2 квар складає

U
U(%)  ф %;
Uном
3
U(%) 0,6 10 3 100=0,55 %; 110 10

Таким чином, вибрані параметри повітряної лінії задані практично без
втрат напруги передавати розрахункову потужність на підприємство.

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ 42
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ

4.1 Вибір трансформаторів головної понижуючої підстанції

Трансформатори ГПП повинні забезпечити надійне електропостачання в
нормальному, аварійному і післяаварійному режимі.
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразами

РТ  0,02 Sпр; (4.1)

QТ  0,1Sпр , (4.2)

де Sпp(6 ст.) – приблизна повна потужність об’єкта, що визначається на 6 ступені,
кВА.
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом

 N
2 2
  N 
Snp(6 ст.) SВН ГПП  Ко  (P0,4 цеху і  PT )  (Q0,4 цеху і  QT ) (4.3)
 i   i 

Номінальна потужність SТ кожного з двох трансформаторів ГПП
попередньо оцінюється згідно виразу

S
S  np(6 ст.)Т . (4.4) 2 0,7

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

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
43

Попередньо вибираємо трансформатор ТМН-6300/110 із номінальними
параметрами Sном ТР=6,3 МВ А, Uном В=115 кВ, Uном Н=11 кВ, UКЗ=10,5%, ∆РХХ= 17,5 кВт,
∆РКЗ= 50 кВт .
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження [10], в якому
максимальне навантаження буде відповідати Sрозр об'єкта, згідно чого робиться
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
S кВА
8000
7500
Sмакс
7000 7226
Sн.тр
6500
6504
6000
5500 5781
5000 5199
5058
4500
4000 4336 4336
3500
3613
3000
2891 2891 2891
2500
2000 2168 2168
1500
1000
500
0
1 2 4 5 6 8 11 14 16 19 22 23 24
t год

Рисунок 4.1 – Упорядкований добовий графік навантаження для
вибору трансформаторів ГПП

Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначаємо згідно
виразу
n
 (S2i Δt )
К 1
i
 1i1 ;n (4.5) Sн.тр Δt i
i1
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
44

де Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора, за
яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора, шт;
Δtі – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год;
Sі – потужності, що відповідають цім проміжкам часу Δtі , МВА.

((2,931)  (2,2 1)  (2,2 2) (2,93 1)  (5,28 1) 
К 1 (5,13 3)  (4,4 3)  (4,4 3)  (3,66 1)  (2,931))1   0,63. 6,3 (11 21133311)

Коефіцієнт перевантаження трансформатора К2 визначаємо за більшим
значенням із двох величин К`2 та К``2.
Величину К`2 обчислюємо за формулою, згідно виразу

m
 (S2i Δt i )
К ` 1 1i2 ;m (4.6) Sн.тр Δt i
i1

де m – кількість ступенів потужності графіка навантаження, за
яких його більше від номінальної потужності трансформатора;

К ` 1 ((6,6  2)  (5,87  2)  (7,33 3))2   0,41. 6,3 (2  2  3)

Величину К``2 визначаємо за виразом

0,9 S
К``  розр2 , Sн.тр
К`` 0,9 5526,82   0,8 . 6300

Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1 за
допомогою таблиць [12] визначаємо допустиме систематичне перевантаження
К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним перевантаженням,
коли виконується умова
К2доп≥К2
1,4≥0,8.
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
45

На основі розрахунків обраний нами трансформатор може систематично
перевантажуватися у вибраних умовах

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

Цехові трансформаторні підстанції ТП, що живлять силові та, як
правило, освітлювальні електроприймачі, є основними
електроустановками систем розподілення електроенергії напругою до 1000 В.
Цехові трансформаторні підстанції підрозділяються за кількістю,
одиничною потужністю, схемі з'єднання, способу охолодження
трансформаторів, схемі розподільчого пристрою низької напруги.
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, головним чином,
вимогами надійності живлення споживачів [1].
Електроприймачі І категорії необхідно живити від двотрансформаторних
підстанцій. Двотрансформаторні підстанції рекомендується також
використовувати для живлення споживачів II категорії.
Живлення окремо споруджених об'єктів загальнозаводського призначення
рекомендується виконувати від двотрансформаторних підстанцій.
Потужність трансформаторів двотрансформаторних підстанцій слід
визначати таким чином, щоб при відключенні одного трансформатора було
забезпечено живлення електроприймачів, що вимагають резервування у після
аварійному режиму з урахуванням перевантажувальної здібності
трансформаторів.
При значній кількості трансформаторів цехових ТП та розосередженого
навантаження вибір одиничної потужності допускається користуватися
критеріями:
- при питомої густині навантаження до 0,2 кВА/м2 - 1000, 1600 кВА;
- при питомої густині навантаження 0,2-0,5 кВА/м2 - 1600 кВА;
- при питомої густині навантаження більше ніж 0,5 кВА/м2 - 2500, 1600 кВА.
Але ж ці критерії чинні лише при рівномірному навантаженні.
Для енергоємних підприємств рекомендується уніфіковувати одиничні
потужності трансформаторів.
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів (НБК)
у такій послідовності на прикладі обраного раніше цеху.
Вибір виконується у два етапи:
1)Вибирається економічне оптимальне число цехових
трансформаторів NТЕ та економічне оптимальне значення потужності НБК
QНК1.
2) Визначається додаткова потужність НБК QНК2 з метою
оптимального зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі
напругою 10 кВ.

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
46

Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає

QHK QHK1 QHK2, (4.7)

де QНК1 та QНК2 - сумарні потужності НБК, які визначаються на першому
та другому етапах.
Вибір оптимальної кількості цехових трансформаторів
Потужність цехових трансформаторів рекомендується визначати за
питомою густиною навантаження, кВА/м2

S
δ  ТПцехуs ; (4.8) S

де SТПцеху - в даному випадку максимальне навантаження цеху, кВА;
S- площа приміщення, м2.

δ 477,6 s   0,22 . 2160

Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової
потужності SН.ТР, що призначені для живлення технологічно зв'язаних
навантажень:
P
N  мmin  ΔN; (4.9) к з Sн.тр

де Рм. – максимальне активне навантаження даної ТП, кВт;
кз – коефіцієнт завантаження трансформатора, (для двотрансформаторних
підстанцій приймається 0,7 – 0,75), а (для однотрансформаторних – 0,95);
Sн.тр – номінальна потужність трансформатору, кВА;
N – дробовий додаток до найближчого цілого числа.

N 420,6min   0,5  2 шт , 400  0,7

Економічну кількість трансформаторів Ne знаходимо за виразом

Nе  Nmin  m; (4.10)

де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [10]
у функції Nmin, N.

Ne  2 0 2 шт.

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
47

За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax.Т, яка
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона за
виразом
Q 2 2max.T  (Nе кз.ф Sн.тр) -Рр.0,38 ; (4.11)

де кз.ф – фактичний коефіцієнт завантаження,
к SмТПз.ф  , (4.12) Ne Sн.тр
к 477,6з.ф   0,5; . 2 400

Qmax.T  (2 0,6  400)
2  420,62 152квар.

Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QНК1 складе:

QНК1 Q
_
м0,38 QmaxТ ; (4.13)

де Qм0,38 – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш
завантажену зміну, квар.

QHK1  226,315274,3 квар,

При QНК1 ≤ 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно. У нашому випадку QНК1 ≥0квар, тобто встановлювати батареї потрібно.

Вибір потужності конденсаторних батарей для зниження втрат
потужності у трансформаторах.

Додаткова потужність статичних конденсаторів QНК2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою

Q _ _HK 2  Qм0,38 Q HK1 γ  N е Sн.тр ; (4.14)

де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників К1,
К2, схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі [10].
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько та
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
48

роботі – 12, однозмінній – 24. Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП
ГПП та потужність трансформаторів.

QHK2  226,374,30,44 2 4008 квар .

Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2<0квардодатково встановлювати
конденсаторні батареї не потрібно.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає

QHK QHK1 QHK2,
74,3 8 82,3
(4.15)
QНК= квар.

По результатам розрахунків, згідно ПУЕ (глава 5.6), вибираємо дві
конденсаторні установки марки УК2-0,415-40 У3 потужністю 40 квар і
напругою живлення 0,38 кВ.
Аналогічно проводимо розрахунки для інших цехів і результати заносимо
у таблицю 4.1.

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
49

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ 50
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві

Компенсація реактивної потужності є невід'ємною частиною завдання
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності
одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових
підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії.
Нові "Правила користування електричною та тепловою енергією" передбачають
нормування споживання реактивної потужності Q безпосередньо у іменованих
одиницях, тобто поряд з нормуванням активної потужності нормується і
реактивна.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно "Вказівок щодо
проектування компенсації реактивної потужності у електричних мережах
промислових підприємств [10].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними даними є
максимальна реактивна потужність Qм та вхідна реактивна потужністьQек , що
погоджена з енергопостачальною організацією на межі балансової
приналежності.
Максимальна реактивна потужність на шинах розподільчого пункту 10 кВ
підстанції, яка повинна бути скомпенсована високовольтними батареями
статичних конденсаторів визначається за виразом:

Q  к Q  Q _Q _ек н.с м тр ек Qнкф , (4.16)

де кнс – коефіцієнт, що враховує не співпадіння за часом найбільшого
навантаження підприємства з максимумом навантаження енергосистеми
(для нашого випадку кнс =0,89)
Qм – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Qтр – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторі ГПП, квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних
конденсаторних батарей, квар.
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою
в часи її максимуму навантаження, квар.

Qек 0,92 3455,2552,68388,41620 2500 квар.

Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення [10] два
комплекти високовольтних блоків статичних конденсаторів. Марки прийнятих
блоків статичних конденсаторів УКЛ-10,5-1350 У3. Сумарна ємність блоків
статичних конденсаторів складає ΣQБСК10=2700 квар, при номінальній напрузі
живлення 10,5 кВ.

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
51

5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) кВ

5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі

Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують магістральною,
радіальною або змішаною схемами [6]. Вибір схеми визначається категорією
надійності споживачів електроенергії, їх територіальнім розміщенням,
особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх за
потужних підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП. Радіальні
схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи електропостачання,
від джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється не
менш чім двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій джерела
живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-630
кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без резервування,
якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам прокладки ліній
можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції мають споживачів
II категорії, їх живлення повинно здійснюватися двокабельною лінією з
роз'єднувачами на кожному кабелі.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг перед
магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються при
живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують
споживачам під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть
поєднуватись до РУ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів підстанцій;
висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати технологічне
устаткування без переобладнання мережі; використання уніфікованих елементів,
які дозволяють вести монтаж індустріальними способами.
Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна, так як при зникненні
напруги на магістралі всі під'єднанні до неї споживачі втрачають живлення.

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Арк. № докум. Підпис Дата 52 Змн.

З урахуванням особливості розташування цехів відносно ГПП, категорії
надійності споживачів, обираємо радіальну схему, приклад якої наведено на
рисунку 5.1.

Рисунок 5.1 - Одноступенева радіальна схема розподілення електроенергії

5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж

Переріз жил кабелів напругою 10 кВ, згідно ПУЕ (розділ 3.3.35 – 2.3.53),
вибираємо за економічною густиною струму з перевіркою на умови нагріву
довготривалим розрахунковим струмом в нормальному та післяаварійному
режимах, на допустиму втрату напруги і на термічну стійкість до струмів
короткого замикання.
За розрахункову потужність кожного трансформатора приймаємо
максимальне навантаження з врахуванням втрат потужності в трансформаторі.
Дані для розрахунків беремо з таблиці 1.4. Втрати активної ΔРт та реактивної
Qт потужності в трансформаторі з достатньою для практики точністю
приймаємо рівними відповідно 2% і 10% повної максимальної потужності із
сторони низької напруги трансформатора

Рм10 Рр0,38 Рт Рр0,38 0,02 Sн.тр , (5.1)

Qм10 Qр0,38 Qт Qр0,38 0,1Sн.тр (5.2)

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
53

де Рр0,38; Qр0,38 – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ
Дані для розрахунків (Рр0,38, Qр0,38, Sн.тр ) беремо з таблиці 2.4 та заносимо у
таблицю 5.1 (графа 2, 3 і 4 відповідно).
Величини Рм10Qм10 розраховуємо за співвідношеннями (5.1) і (5.2) та заносимо
у графи 5 і 6 табл. 5.1 відповідно.
Для прикладу

Рм10=420,6+0,02.400=428,6 кВт ,

Q .М10=226,3+0,1 400=266,3 квар.

Розрахункову потужність радіальної лінії визначаємо згідно електричної
схеми живлення і розрахункових потужностей по виразу

SЛ  Р
2 2
м10   Qм10  , (5.3)

S 2Л(ГППТП2)  428,6 266,3
2  504,5 кВА.

де Рм10і Qм10 – відповідно розрахункова активна і реактивна потужність лінії
кожного з трансформаторів, що живиться від цієї лінії;
Дані розрахунків по цьому та інших ТП заносимо до таблиці 5.1 (графа8).
Отримані тільки таким чином значення SЛ будуть коректними для
визначення перерізу живлячих кабельних ліній.

Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП

Р
Позиція р0,38
, Qр0,38, Sн.тр , Рм10, Qм10, Sл
кВт квар кВА кВт квар кВА

1 2 3 4 5 6 7 8
ТП-1 2 684 393 630 696,6 456 832,6
ТП-2 2 420,6 226,3 400 428,6 266,3 504,5
ТП-3 2 448,1 263,3 630 460,7 326,3 847,5
ТП-4 2 597,3 358,1 630 609,9 421,1 564,5
ТП-5 2 502,3 358,2 630 514,9 421,2 741,1
ТП-6 2 452,3 266,1 630 464,9 329,1 665,2
ТП-7 2 515,8 322,2 400 523,8 362,2 569,6
ТП-8 2 418,4 286,7 630 431,0 349,7 636,8
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
54
Кількість т-рів
Шт.

Продовж. табл.. 5.1
1 2 3 4 5 6 7 8
ТП-9 2 435,7 293,2 630 448,3 356,2 555
ТП-10 2 334,2 234,2 630 346,8 297,2 572,6
ТП-11 2 442,8 261,4 400 450,8 301,4 456,7
ТП-12 2 274,8 192,5 400 282,8 232,5 542,3

Розрахунковий струм у кабельної лінії на кожної ділянки (ГПП-ТП2) в
нормальному режимі визначається як
S
I Л,ір.Л,і  (5.4) 3  Uн

Для цеху, який обрано у якості прикладу

I 504,5р.Л ,(ГППТП2)   29,2 А. 3 10

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

F І 29,2   20,8мм2ек . jек 1,4

Розрахунковий переріз кабелів для лінії (ГПП – ТП2) 20,8 мм2, тому ми
приймаємо найменший переріз кабелю марки АПвВнг, що має переріз 25 мм2,
Іном.каб=113 А.
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи за співвідношенням [3]

Iр.Л  IдопК1K2;

де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та
повітря К1=1,05;
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості кабелів
прокладених паралельно К2=0,9;
Ідоп – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних
умовах
29, 2  113 1,05  0,9  106А.

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
55

Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається за
виразом
2  Iл  IдопК1K2 К3

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

2  29, 2  113 1,05  0,9 1, 25  133А

тобто умова виконується.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше (5%.Uн=52,5 В) і визначається за виразом

U  3  Ір.Л Lкл (r0  cosφ  x0  sinφ), (5.5)

де L – довжина лінії, км;
r0,x0 - відповідно питомий активний та реактивний опір лінії, Ом/км;
cosφ – коефіцієнт потужності навантаження лінії
Значення cosφ та sinφ знаходимо з відомого співвідношення,
використовуючи дані таблиці 5.1для відповідної кабельної лінії.
Для лінії ГПП–ТП2
сosφ Рм10 428,6   0,85 ,
Sл 504,5

sinφ Q м10 266,3  0,53.
Sл 504,5

Втрата напруги в кабельної лінії, що розглядається у якості прикладу,
буде
U  3 29,2 0,05  (1,54 0,85 0,072 0,53) 3,69В.

Таким чином, умова виконується, так як

U3,690,05 Uном 52 В.

Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній і дані
заносимо в таблицю 5.2.

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
56

Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Ділянка Lкл, SЛ, IрЛ, Iдоп, Fек Прийнята F,
кабелю м кВА А А мм2 мм2
ГПП-ТП1 90 832,6 48,1 90 12,03 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП2 240 504,5 29,2 90 20,8 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП3 110 564,5 32,6 75 23,29 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП4 300 741,1 42,8 90 30,6 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП5 230 665,2 38,5 75 27,5 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП6 160 569,6 32,9 75 23,5 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП7 240 636,8 36,8 75 26,3 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП8 220 555 32,1 75 22,9 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП9 100 572,6 33,1 75 23,6 АСБГ(3×16)
ГПП-
ТП10 360 456,7 26,4 75 18,9 АСБГ(3×16)
ГПП -
ТП11 200 542,3 31,3 75 22,4 АСБГ(3×16)
ГПП -
ТП12 280 366,1 21,2 75 15,1 АСБГ(3×16)
ГПП-БСК10 10 1350 78 140 55,7 АСБГ(3×50)

де БСК10 – ємкісна потужність блока статичних конденсаторів 10 кВ,
що встановлені в приміщені КРУН-10 кВ ГПП.

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ 57
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000В

6.1 Вихідні дані для розрахунку

Основною причиною порушення нормального режиму роботи СЕП
є виникнення короткого замикання в мережі або в елементах електрообладнання
внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій обслуговуючого
персоналу.
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання, згідно
ПУЕ (розділ 1.4.9 – 1.4.13), є прийнята схема електропостачання та величина
потужності короткого замикання на шинах районної підстанції. Розрахункова
схема мережі і схема заміщення зображені на рисунку 6.1.
Sк.з. 110 кВ.
ПЛ
К1
Хс
Хпл
ТР
Rпл
К1
Хтр
К3 К2 К4 К5 К2
Л1 Л2 Л3 Хл3 Хл1 Хл2
Rл3 Rл1 Rл2
К3 К4 К5
ТПТ-П2- 3 ТТПП--34 ТП-5

Рисунок 6.1 – Електрична схема і схема заміщення розрахунку струмів к.з у
високовольтній мережі

Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту.
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі опори
схеми заміщення приводяться до базисних умов.
За базисні умови приймаємо:
Sб 100 МВА, Uб1 115 кВ, Uб2 10,5 кВ
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
58

S
I  бб , 3  U б
I 100б1   0,5 , 3 115
I 100б1   5,5. 3 10,5

Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях:
– електричної системи

S
Х б*с  , Sк.з.
Х 100*с   0,083 . 1200

– повітряної лінії 110, кВ

S
R*л  r0л  lл 
б ,
U2б1
R*л  0,38  65
100
  0,187;
1152
S
X б*л  x 0л  lл  ,
U2б1
Х 100*л  0,06  65   0,029.
1152

– трансформатора ГПП

Х U кз Sбтр 100 S , н.тр

де Uкз – напруга короткого замикання трансформатора, %;
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
59

Х 10,5 100тр   1,66. 100 6,3

6.3 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках

В точці К1
Визначаємо сумарний реактивний і активний опір до розглядаємої точки к.з
і визначаємо повний опір
Струм короткого замикання в розглядаємій точці визначаємо за виразом

І
І б1кз(К1)  ,
Х2  R 2сум(К1) сум(К1)
І 0,5кз(К1)   2,29 ;
0,1132  0,187 2
Хсум(К1)  Хс  Хпл ,
Хсум(К1)  0,083  0,029  0,113 ;
R сум(К1)  R пл ,
R сум(К1)  0,187

Ударний струм короткого замикання в точці К1 визначаємо за виразом:

і уд(К1)  2  Ікз(К1)  к уд(К1) ;

де куд – ударний коефіцієнт, що визначаємо за виразом
R
3,14( сум(К1) )
к Х1 е сум(К1)уд(К1) ,
3,14(0,187 )
к уд(К1) 1 2,718 0,113 1,07
і уд(К1)  2  2,29 1,07  3,44 .

В точці К2

І
Ікз(К2) 
б2 ,
Х2 2сум(К2)  R сум(К2)
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
60

І 5,5кз(К2)   3,07 ;
1,779 2  0,187 2

Хсум(К2)  Хс  Хпл  Хтр ,
Хсум(К2)  0,083  0,029  1,66 1,779 ;
R сум(К2)  R пл ,
R сум(К2)  0,187 .

Ударний струм короткого замикання в точці К2 визначаємо за виразом:

і уд(К2)  2  Ікз(К2)  к уд(К2) ;
і уд(К2)  2  3,07 1 4,32
R
3,14( сум(К2) )
к Хсум(К2)уд(К2) 1 е ,
3,14(0,187 )
к 1 2,718 1,779уд(К2) 1.
В точці К3
І
Ікз(К3) 
б2
Х2 2сум(К3)  R сум(К3)
І 5,5кз(К3)   2,17 ;
1,8512  1,727 2
Хсум(К3)  Хс  Хпл  Хтр  Хл1 ,
Хсум(К3)  0,083  0,029  1,66  0,072  1,851 ;
R сум(К3)  R пл  R л1 ,
R сум(К3)  0,187  1,54  1,727

Ударний струм короткого замикання в точці К3 визначаємо за виразом:

і уд(К3)  2  Ікз(К3)  к уд(К3) ;
і уд(К3)  2  2,17 1,04  3,16
R
3,14( сум(К3) )
к 1 Х е сум(К3)уд(К3) ,
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
61

3,14(1,727 )
к 1 2,718 1,851уд(К3) 1,04.

В точці К4

І
І  б2кз(К4)
Х2 2сум(К4)  R сум(К4)
І 5,5кз(К4)  1,75 ;
1,836 2  2,542
Хсум(К4)  Хс  Хпл  Хтр  Хл2 ,
Хсум(К4)  0,083  0,029  1,66  0,084  1,836 ;
R сум(К4)  R пл  R л2 ,
R сум(К4)  0,187  2,4  2,54

Ударний струм короткого замикання в точці К4 визначаємо за виразом:

і уд(К4)  2  Ікз(К4)  к уд(К4) ;
і уд(К4)  2 1,75 1,06  2,6
R
3,14( сум(К4) )
к Х1 е сум(К4)уд(К4) ,
3,14( 2,544 )
к уд(К4) 1 2,718 1,836 1,06

Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Точка к.з Х*к, в.о. R*к, в.о. Z*к, в.о. Ік.з. кА Іуд. кА
К1 0,113 0,187 0,22 2,29 3,44
К2 1,779 0,187 1,79 3,07 4,32
К3 1,851 1,727 2,53 2,17 3,16
К4 1,836 2,54 3,14 1,75 2,6

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Арк. № докум. Підпис Дата 62 Змн.

6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ

Для розрахунку струму однофазного замикання на землю приймаємо
електричну схему трансформатора 110/10 кВ і складаємо схему заміщення
(рисунок 6.2 а; в) з струмом короткого замиканням в точці А. На базі цих схем
приводимо схему нульової послідовності (рисунок 6.3). Розрахунок ведемо у
відносних одиницях.
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної ліні визначаємо через
опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n, величина якого
залежить від конструктивного виконання лінії, згідно виразу

х л0  n  x пл ,

де - коефіцієнт n в залежності від типу монтажу лінії, n=3,5 для дволанцюгової
лінії без тросів.

х л0  3,5  0,029  0,1

А
Sк.з
а).
А
Хс Хл Хтр1 Хтр2
в).

Рисунок 6.2 – Електрична схема і схема заміщення для розрахунку
однофазного КЗ

А
Хс0 Хл0 Хтр1 0 Хтр2 0
Uл 0

Рисунок 6.3 – Схема для розрахунку опору нульової послідовності

Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від схеми
з’єднання обмоток трансформатора - при схемі з’єднання зірка з нульовим
виводом-трикутник (рисунок 6.3) мають ті ж значення, як і прямої
послідовності.
Однофазний струм короткого замикання на шинах 110 кВ підстанції
визначаємо через трифазний струм к.з.
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
63

S1к  k S
3
к ,

де к – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані к.з., від шин районної
підстанції, 0  k 1,5, при к.з, у віддаленій точці (поблизу трансформатора
ГПП) k=1,5.
S1к 1,5 1200 1800 кВА.

Струм однофазного к.з, на шинах підстанції визначаємо виразом:

S1
I 1 кkc  , 3  U1

де U1 - номінальна напруга на шинах підстанції, U1=110 кВ.

I 1 1800kc   9,5кА. 3 110

Опір нульової послідовності системи ( xco у відносних одиницях)
визначаємо з виразу

I 1кc 3 1 ;
Iб x c1  x c2  x co

з цього виразу находимо xС0

3 1  І
х со 
б  х с1  х с2 ,
І (1)кс

де хс1, хс2 – відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи,

х с1  х с2  х с .
х 3 1  5,5со   0,083  0,083 1,58 Ом 9,5

Згідно з рисунком 6.3 визначаємо результативний опір схеми нульової
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Арк. № докум. Підпис Дата 64 Змн.

послідовності для однофазного струму к.з, як паралельне з’єднання двох гілок

хо  хсо  хло  хтр1о  хтр2о
х (1,89  0,08)  (1,66 1,66)0  1,2. (1,89  0,08)  (1,66 1,66)

Струм однофазного к.з, у віддаленій точці визначаємо за виразом

І 1 3 1 IkA1 
б кА;
хрез1  хрез2  хо
х рез1  х рез2  х с1  х л1  0,083  0,029  0,113 Ом.
І (1) 3 1  5,5kА1  12,3 кА . 0,113  0,113 1,1

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ 65
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ

7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП

В розділи приводяться дані, які стосуються конструкції та особливості
компоновки як самої комплектної трансформаторної підстанції (КТП), так і
розподільчих установок високої і низької напруги. Вказується область
застосування КТП, основні вимоги до місць встановлення, характеристика
ізоляції, категорії розміщення тощо.
Приводяться основні параметри і характеристики КТП. Вказується склад
підстанції, при необхідності – особливості схеми головних кіл. Матеріали
можуть ілюструватися фрагментами розрізу підстанції (або іншими
кресленнями) та зображеннями окремих елементів підстанції.

7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН

У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою
апаратурою є високовольтні вимикачі і роз'єднувачі.
Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо
обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою
таблиці 1.8, у якої в першу графу заносимо відповідні розрахункові дані, і графу
2 - відповідні каталожні дані, а графа 3 містить умови вибору апаратів.
Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії
ВГТ-110ІІ*-40/2500У1 з допустимим нижнім робочим значенням
температури оточуючого повітря - 45°С, допустимою швидкістю вітру до 40
м/с, сейсмічності - до 9 балів та приводом пружинного типу.
Результати вибору зводимо в таблицю 7.1

Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=110 кВ Uном=110 кВ Uн  Uном
Iр=38А Iном=2500 А Ір  Іном
іу =3,66 кА Im.дин= 102 кА іу  Іm.дин
Іn.t =2,34 к А Iвідкл. =40 кА Іn.t  Івідкл
В  І2  t  (3,66 103 )2к n к 0,035  ІТ  40 кА; tТ  3 с; В  І2  t
 0,46 106 В2 с І2Т  tТ  4800 10
6 В2 с к Т T
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
66

де ІТ – нормований струм термічної стійкості апарата;
Вк – тепловий імпульс струму короткого замикання;
Im.дин – амплітудне значення повного струму електродинамічної стійкості
вимикача;
tТ – нормований час термічної стійкості апарата.
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [12].
Алгоритм вибору роз'єднувача відрізняється від алгоритму вибору
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка
струму відключення.
Попередньо по номінальним даним обираємо роз'єднувач серії РГН-
110/1000 УХЛ1.

Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=110 кВ Uном=110 кВ Uн  Uном
Iр=38А Iном=1000 А Ір  Іном
іу =3,66 кА Im.дин= 80 кА іу  Іm.дин
В  І2  t  (3,66 103)2к n к 0,035  ІТ  40 кА; tТ  3 с; 2
 0,46 106 В2 с І2Т  tТ  4800 10
6 В2 с Вк  ІТ  tT

Остаточно, по даним таблиці 1.9 обираємо роз'єднувач серії РГН-110/1000
УХЛ1, який на протязі терміну експлуатації (30 років) не вимагає технічного
обслуговування [12].

7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН

Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення
Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач навантаження
вакуумний типу ВВЭ-10-20/1000 УЗ з вбудованим електромагнітним приводом
[12].
При розрахунках розрахункового струму ввідного вимикача 10 кВ
значення Ір визначаємо за співвідношенням

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
67

S
І  розрмах(ввід) ,3 10,5
І 7338,9мах(ввід)   404 А.3 10,5

Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВВЭ-10-20/1000
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(ввід)=404 А Iн=1000 А
іуд =4,3 кА Iм.м.ск.= 52 кА
Іnt =3,07 кА Iвідкл. =20 кА
В  І 2к t  t
2
ф  4,3  0,12  2,2 Вк  Іm  t m  52  0,12  6,24

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

0,5 S
І розрмах(секційний)  ,3 10,5
І 0,5  7338,9мах(секційний)   202 А.3 10,5

де Imax(секційний) – розрахунковий струм ввідного вимикача, А;
Попередньо по номінальним даним обираємо секційний вимикач
вакуумний типу ВВЗ-10-20/630 УЗ з вбудованим електромагнітним приводом
[12].

Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВВЭ-10-20/630 У3
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(секційний)=202 А Iн=630 А
іуд =4,3 кА Iм.м.ск.= 52 кА
Іnt =3,06 кА Iвідкл. =20 кА
Вк  І
2
t  tф  4,3
2  0,12  2,2 Вк  Іm  t m  52  0,12  6,24

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
68

7.4 Вибір трансформаторів струму

Трансформатори струму, згідно ПУЕ (розділ 1.6.6 – 1.6.8), вибираємо за
номінальною напругою, первинному та вторинному струмам, за родом
встановлення, конструкції, класу точності та перевіряємо на термічну стійкість
при короткому замиканні таблиця 6.1.
Попередньо обираємо трансформатор струму напругою 10 кВ типу
ТШЛП-10К

Таблиця 7.5 – Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані до трансформатора
струму марки ТШЛП-10К; (500/5)
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(ввід)=404 А Iн=500 А
іуд =4,3 кА ід= 70 кА
Вк  І
2
t  tф  4,3
2  0,12  2,2 В 2к  І t  t т.с.  70 1 70

Номінальний струм вторинної обмотки I2Н =5 А, допустима потужність S2Н
вторинної обмотки при cos  = 0,8 клас точності 0,5 складає 15, ВА.
Сумарний опір приладів, Ом:

ΣS
r  прилприл ,
I 22Н

де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної та
реактивної енергії та ін.),Sприл  7 ВА.

r 7прил   0,28 .
52

Опір контактів rк  0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів, Ом:
S 2
r  2Н
 I2Н (rприл  rк )
пров ,
I 22Н
r 155
2  (0,28 0,1)
пров   0,22.
52

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
69

Довжина проводів lпров  25 м.
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp  lпров  25 м.
Переріз з'єднувальних проводів, мм2:

l
F  p
 ρ
пров . ,rпров .
F 25  0,02пров   2,27.0,22

Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом F  2,5
мм2 .
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф .
rпров.ф  rприл.  rн  0,6 Ом,
0,2+0,28=0,48<0,6.

Якщо виконується умова тоді обраний трансформатор струму забезпечить
допустиму похибку в межах класу точності 0,5.

7.5 Вибір трансформаторів напруги

В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМИ–10–66УЗ. Розрахунок навантаження
основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6.

Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що Потужність, що Кількість cosφПрилад Тип споживається споживається
котушкою, Вт котушок tgφ P, Q, S, Вт вар ВА
Вольтметр ЭВ0302 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028
Лічильник СЛ -7000 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048
Всього: - - 3 - 0,048 0,061 0,077

Так як номінальна потужність трансформатора напруги 10 кВ в класі
точності 0,5 S2H 120 ВА більше ніж Sф  0,077ВА, трансформатор напруги
буде працювати з допустимою похибкою.

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
70

7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість

Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання, згідно ПУЕ (розділ 1.4.16 – 1.4.18), визначаємо за
співвідношенням [1]:
l  tF прmin  , (7.4) С

де tпр – приведений час дії струмів к.з, А;
tt∞ – ударний струм к.з, що діє на вибраний нами відрізок лінії, кА;
С – коефіцієнт, що відповідає різниці теплоти, яка в провіднику після і до
короткого замикання (для кабелів з алюмінієвою жилою С = 85 ).
Приведений час можна визначити по виразу

tпр=tзах+tвідкл,

де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії вимикаючої апаратури, с.

tпр=0,08+0,12=0,2 с.

У такому разі
F 2600  0,2min  13,7мм
2 .
83

Розглянутий нами відрізок кабельної лінії (ГПП-ТП2), що має переріз F=25
мм2 повністю задовольняє умовам термічної стійкості, під час дії ударних
струмів к.з.

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
71

8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ

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

8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху

Вибір конструкції цехової електричної мережі та способів їх виконання
здійснюється при проектуванні на основі вивчення технології виробництва,
умов оточуючого середовища, вимог електробезпеки та пожежної безпеки
згідно ПУЕ.
У цьому підрозділі кваліфікаційної роботи бакалавра на основі всебічного
аналізу і виявлення основних визначальних факторів (таких, як, наприклад
розміщення технологічного обладнання на плані цеху, надійність
електропостачання електроприймачів, характер навантаження та її розподіл по
площі цеху та багато інших) вибирається конкретний вид схеми. Кожний вид
схем має свою найбільш доцільну область застосування.
На рисунку 8.1 приведена проста радіальна схема цехової електричної
мережі.
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
72

Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі

Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми живлення
використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше розповсюдженні
змішані схеми, але для конкретного випадку саме така схема може виявитися
найбільш раціональною.

8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем

8.2.1 Загальні відомості

На промислових підприємствах близько 10% енергії, що споживається,
витрачається на електричне освітлення.
Правильне виконання освітлювальних установок сприяє раціональному
використанню електроенергії, поліпшенню якості продукції, знижує
втомлюваність працівників, зменшує кількість аварій та випадків травматизму.
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної та
електричної частин [7].
В світлотехнічній частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічаються найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні характеристики
освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Першим етапом проектування системи освітлення об’єкту є його аналіз,
необхідний для отримання повного уявлення про об’єкт освітлення. На другому
етапі обирається вид і система освітлення.
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
73

Норми освітлення побудовані на основній класифікації робіт, основною
ознакою яких є найменший розмір об’єктів, шинопроводів розрізняти в
залежності від розряду робіт, що виконуються; коректуються рівні освітленості,
якісні показники освітлювальних установок (показник засліпленості
(дискомфорту), пульсації освітленості, передача кольору, нерівномірність
розподілу освітленості) [7].
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням можливих
обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проектуванні світлотехнічної частини слід також враховувати умови
експлуатації освітлювальної установки.
Штучне освітлення проектується двох видів: загальне і комбіноване, коли
до загального додається місцеве освітлення робочих місць. Якість і
економічність освітлювальних установок залежить від правильності вибору
системи освітлення.
Систему загального освітлення застосовуються для освітлення всього
приміщення, в тому числі і робочих поверхонь. Загальне освітлення може
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним розміщенням
світильників під стелею освітлюваного приміщення. Освітлення з рівномірним
розміщенням світильників застосовують, якщо в виробничих приміщеннях
технологічне устаткування розміщене рівномірно по всій площі з однаковими
умовами зорової роботи і необхідно забезпечити рівномірне освітлення. Якщо в
приміщеннях є робочі поверхні, що вимагають різних умов освітлення, то для
створення на них необхідної освітленості світильники розміщують
локалізовано, залежно від розміщення робочих поверхонь або виробничого
устаткування.
Локалізоване освітлення необхідно передбачати в приміщеннях із
стаціонарним крупним устаткуванням (венткамери, пічні відділення тощо), у
приміщеннях, де робочі місця розміщені групами, зосереджені на окремих
дільницях, а також у приміщеннях, на різних дільницях яких виконуються
роботи різної точності, що вимагають неоднакових рівнів освітленості.
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого) застосовують
у приміщеннях з точними зоровими роботами, які вимагають високого ступеня
освітленості. Освітленість робочих місць, що створюють світильники загального
освітлення при комбінованій системі, має становити 10% від нормованої для
комбінованого освітлення. Використання в приміщеннях тільки місцевого
освітлення нормами заборонено.
За функціональним призначенням електричне освітлення поділяють на
робоче, аварійне і спеціальне (чергове), охоронне, вказівне.
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
74

Робоче освітлення влаштовують в усіх приміщеннях. Воно створює на
робочих поверхнях нормовану освітленість.
Аварійне освітлення необхідне там, де при раптовому вимиканні робочого
освітлення можливі вибух або пожежа, масовий травматизм, тривале порушення
технологічного процесу, а також порушення роботи відповідних об’єктів
(водопостачання, вузли зв’язку, пожежні пости, електрощитові і т.д.). Це
освітлення називають аварійним освітленням для продовження роботи, воно має
створювати на робочих місцях 5% нормованого робочого освітлення при
системі загального освітлення, але не менш як 2 лк.

8.2.2 Розрахунок освітленості

Розрахунок освітлення цеху може проводиться методом світлового потоку
(методом коефіцієнту використання), або іншим відомим методом. Для
прикладу нижче приведено розрахунки методом світлового потоку:

Ф кз Еmin S  z , (8.1)
N  

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

i A B , (8.2)
(A  B)  h

де А, В, h – відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу
світильника, м.
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника не
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
75

повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не перевищувати
більше ніж на 20 % розрахункового значення. В противному разі змінюється
кількість світильників і розрахунок повторюється.
Приймаємо е Lв / h 1, тоді отримаємо відстань між світильниками

Lв  е h. (8.3)

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

Рисунок 8.2 – Приклад розміщення світильників цеху:
hc – відстань від стелі до світильника, Lв – відстань між світильниками,
l – відстань від крайнього ряду до стіни; Lа – відстань між рядами

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

n
Фсв  ei
Е  i1 , (8.4)
1000 к3

де Фсв – світловий потік прийнятого світильника, лм;
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
76

 – 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.
Виконаємо розрахунок освітлення цеху методом світлового потоку.
Виходячи із розряду зорової праці, згідно ПУЕ (розділ 6.1.1 – 6.1.11), по нормам
освітленості [1] визначаємо освітленість системи загального освітлення цеху
Ен  300 лк.

F Кз Е min S  zp , (8.5) N Кв

де Кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [12];
Emin – мінімальна освітленість, лк;
S – площа освітлювального приміщення, м2;
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z=1,1 – 1,15;
N – прийнята кількість світильників, шт;
Кв – коефіцієнт використання світлового потоку.
З таблиці 10.4 [7] приймаємо λе=Lв/h=1, тоді отримаємо відстань між
світильниками

Lв  λе  h, (8.6)
Lв 15,8 5,8 м.

Приблизну кількість світильників визначаємо за виразом

N A  B , (8.7)
L2в
N 36 60 2  64,2  64 шт. 5,8

Коефіцієнт використання світлового потоку визначаємо по довідниковим
таблицям [7], в залежності від прийнятого типу світильника, коефіцієнтів
відбиття, від поверхонь приміщень і від індексу приміщення, що визначається за
виразом
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
77

і А В ;
h(А  В)
(8.8)
і 36 60  3,9.
(36  60) 5,8

де h – висота підвісу світильника, м.

F 1,5 300 2160 1,15p   29109,4 лм. 64 0,6

В залежності від отриманої величини світлового потоку приймаємо
світильник типу УПД з чотирма лампами типу ДРЛ, Рл=0,4 кВт, що має
світловий потік Фл=23000 лм. Загальний світловий потік від світильника буде
становити Фсв=30000 лм
Обрані лампи за світловим потоком відрізняється від розрахункового на

F
% cв
 Fр 100% 30000 29109, 4    100%  2,97%,
F (8.9) р 30000
що є допустимо.
Згідно результатів проведеного розрахунку ми можемо зробити висновки,
що встановлена в приміщенні цеху світлова арматура загального призначення з
лампами типу ДРЛ в повній мірі задовольняє вимогам СНіП ІІ-4-79, що до
загальних вимог освітленості в робочій зоні цеху.

8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок

Напруга освітлювальних мереж. Відповідно до «Правил улаштування
електроустановок» для живлення світильників загального освітлення повинна
застосовуватись напруга не вище 380/220 В змінного струму при заземленій
нейтралі і не вище 220 В змінного струму при ізольованій нейтралі й у мережах
постійного струму.
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище 220В,
що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від висоти їхньої
установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У приміщеннях з
підвищеною небезпекою і особливо небезпечних при установці світильників
загального освітлення з лампами розжарювання на висоті не менш 2,5 м при
відсутності спеціальної конструкції світильника, що виключає доступ до ламп
без застосування інструмента, використовується напруга не вище 42 В.
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
78

Світильники з люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В
допускається встановлювати на висоті менше 2,5 м від підлоги за умови
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових, металогалогенних і натрієвих ламп,
розрахованих на напругу 380 В, і пускорегулюючих апаратів для газорозрядних
ламп, що мають спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з послідовним
з’єднанням ламп), застосовується напруга не вище 380 В, у тому числі фазна
напруга системи 660/380 В з заземленою нейтраллю при дотриманні наступних
умов:
- введення у світильник чи ПРА має виконуватись проводом або кабелем з
мідними жилами і з ізоляцією, розрахованою на напругу не менше ніж 660В;
- заборона введення у світильник двох чи трьох проводів різних проводів
різних фаз системи 660/380 В;
- нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою застосовуваної
напруги «380 В» при установці світильника в приміщеннях з підвищеною
небезпекою й особливо небезпечних;
- забезпечення одночасного відключення усіх фазних проводів, що
вводяться у світильник, це стосується і багатолампових світильників системи
380/220 В, за винятком світильників, які встановлюються у приміщеннях без
підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В у приміщеннях без
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною небезпекою
й особливо небезпечних. Допускається застосування напруги до 220 В для
світильників спеціальної конструкції: тих, що являються складовою частиною
аварійного освітлення, під’єднаного до незалежного джерела живлення; тих, що
встановлюються у приміщеннях з підвищеною небезпекою (але не особливо
небезпечних).
Для місцевого освітлення допускається застосовувати світильники з
люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В за умови неможливості
випадкових доторкань до їх струмоведучих частин. Застосування
люмінесцентних ламп місцевого освітлення в сирих, особливо сирих, жарких і
приміщеннях з хімічно активним середовищем допускається тільки в арматурі
спеціальної конструкції.
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в
приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечний має
застосовуватись напруга не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах – не
вище 12 В.
Схеми живлення освітлювальних установок
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
79

Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати:
- необхідний рівень надійності живлення;
- регламентовані рівнів напруги і постійність напруги джерела живлення;
- простоту і зручність експлуатації;
- економічність установки.
У більшості випадків освітлювальні навантаження живляться від силових
цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ із заземленою нейтраллю
вторинної обмотки.
Використання самостійних освітлювальних трансформаторів обмежується
випадками, коли характер силового навантаження не дає можливість
забезпечити необхідну якість напруги, коли використовується для силових
навантажень напруга вище 380 В та коли система напруг 380/220 В або 220/127
В неприпустима для освітлювальної установки за умовами безпеки.
В освітлювальних мережах розрізняють живлячі і групові лінії. Живляча
лінія з’єднує джерело живлення з груповими щитками освітлення. Групові лінії
служать для приєднання світильників до групових щитків.
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати захисту на
кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ струм захисних апаратів на
групових лініях не повинен перевищувати 25 А за винятком ліній, що живлять
лампи розжарювання одиничною потужністю 500 Вт і більше і газорозрядні
лампи потужністю 125 Вт і більше, у цьому випадку струм захисного апарата не
повинен перевищувати 63 А.
Кількість світильників, що підключається на одну фазу групової мережі не
повинна перевищувати:
- для ламп розжарювання, ДРЛ, ДРИ і натрієвих – до 20;
- для люмінесцентних ламп – до 50;
- для ксенонових ламп потужністю 10 кВт і вище – не більше однієї.
У конструктивному виконанні живлячі лінії виконуються
чотирипровідними при мережі з заземленою нейтраллю і трифазними в мережах
з ізольованою нейтраллю. Групові лінії можуть бути однофазними (1ф + N),
двофазними (2ф), двофазними з нульовим проводом (2ф + N), трифазними (3ф) і
трифазними чотирипровідними (3ф + N). Останній вид лінії використовується
найбільш часто, тому що дозволяє зменшити переріз провідникового матеріалу,
забезпечити рівномірне навантаження фаз, знизити коефіцієнт пульсації при
живленні світильників від різних фаз.
Середня довжина трифазних чотирипровідних групових ліній для системи
напругою 380/220 В складає 80 м, для системи напруг 220/127 В – 60 м, довжина
двопровідних групових ліній – відповідно 35 і 25 м.
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
80

Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рисунок 8.3). Радіальні схеми використовуються при
високих навантаженнях групових щитків (порядку 100-200 А) і забезпечують
більш високу надійність живлення. Магістральні схеми дозволяють
заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на розподільчих пунктах,
однак мають меншу надійність живлення. Змішані схеми одержали найбільше
поширення через їхню гнучкість.

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

Для споживачів третьої категорії по надійності живлення, а в деяких
випадках і для другої категорії при використанні однотрансформаторних
підстанцій для живлення силових споживачів, освітлювальні мережі як
робочого, так і аварійного освітлення живляться від цього трансформатора
(рисунок 8.4). Для підвищення надійності живлення аварійного освітлення варто
передбачити можливість його підключення до найбільш близько розташованого
іншого трансформатора за допомогою кабельної перемички.
При двотрансформаторних підстанціях забезпечується більш висока
надійність освітлення, коли частина освітлювальних установок живиться від
одного трансформатора, а друга – від іншого. При аварійному відключенні
одного з трансформаторів автоматичне включення резерву (АВР) по низькій
стороні забезпечить живлення освітлювальних установок від іншого
трансформатора. Система аварійного освітлення живиться перехресним
способом, тобто від іншого трансформатора по відношенню до трансформатора
робочого освітлення (рисунок 8.5).

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
81

Рисунок 8.4 – Схема живлення освітлювальної установки від
однотрансформаторної підстанції: 1 – групові щитки робочого освітлення; 2 –
щиток аварійного освітлення

Рисунок 8.5 – Схема живлення освітлювальної установки від
двотрансформаторної підстанції

Визначення розрахункових навантажень системи освітлення.
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на підставі
світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості світильників,
тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
Для освітлювальних установок з лампами розжарювання розрахункова
потужність (Рроз, кВт) визначається за виразом

Визначення розрахункових навантажень системи освітлення
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на
підставі світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості
світильників, тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА:
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
82

роз кп ∙ кдод ∙ ном , 8.10

де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, для ламп ДРЛ кдод 1,12 12 .
Згідно коефіцієнт попиту для дрібних будівель виробничого характеру
складає кп 1,0.Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок
мережі аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
роз 1 ∙ 1,12 ∙ 0,4 28,6 кВт.

Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за допустимим струмом
навантаження

Провідники освітлювальної мережі повинні задовольняти вимоги у
відношенні гранично допустимого нагрівання при нормальних режимах роботи.
Нагрівання провідників викликається проходженням по них електричного
струму.
Межі нагрівання суворо нормуються ПУЕ, при цьому кожному перерізу
проводу або кабелю в залежності від його конструкції і способу прокладання
відповідає допустимий нормований струм (Iдоп, А).
У практичних розрахунках користуються готовими таблицями з
допустимими тривалими навантаженнями, що нормовані ПУЕ і нормативною
документацією.
Зазначені таблиці складені для визначення температурних режимів
повітря і землі, що складають відповідно +25°С та +15°С. Якщо фактичні
температури відрізняються від табличних, користуються коефіцієнтами
перерахунку, що наведені в ПУЕ.
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є:

доп роз,
де роз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.

Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі.

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
83

Розрахунковий струм для трифазних мереж визначається за виразом:

роз ∙ 10 роз ∙ 10
роз √3 ∙ ∙ cos 3 ∙ ∙ cos , 8.11 л ф

де роз – розрахункова потужність, кВт;
ф, л – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cos – коефіцієнт потужності, для газорозрядних ламп ДРЛ, ДРИ, ДнаТ з
конденсаторами cos 0,9.

28,6 ∙ 10
роз √3 ∙ 380 ∙ 0,9 48,5 А.

Визначений показник струму використаємо для вибору кабельно-
провідникової продукції та комутуючого обладнання.

Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги

Даний метод розрахунку передбачає забезпечення допустимих рівнів
напруг на джерелах світла.
Зниження напруги щодо номінальної пов’язане зі зменшенням світлового
потоку світильників і, як наслідок, рівнів освітленості на робочих місцях.
Збільшення напруги щодо номінальної пов’язане з додатковою витратою
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо
важливе для ламп розжарювання.
Відповідно до ГОСТ 13109-97 напруга в найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення промислових підприємств, а також прожекторних
установок зовнішнього освітлення повинна бути не нижча 97,5%Uном, а в
найбільш віддалених лампах аварійного і зовнішнього освітлення, виконаного
світильниками – не нижча 95%Uном.
У мережах 12–42 В допускаються втрати напруги до 10% Uном, якщо
рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша напруга ламп не
повинна перевищувати 105%Uном.
На затисках газорозрядних ламп напруга не повинна бути нижчою
90%Uном, на інших лампах – не нижчою 88%Uном.

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
84

Величина допустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від джерела
живлення до найбільш віддаленої лампи повинна складати:

∆ м хх ∆ тр ,

де ∆ м – допустима втрата напруги в мережі;
хх – напруга холостого ходу трансформатора (на 5% вища від
номінальної);
∆ тр – втрата напруги в трансформаторі;
– мінімально допустима напруга на затисках лампи.
Розрахунок допустимої величини втрати напруги в освітлювальній мережі
в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися і в
іменованих одиницях (вольтах).
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається за виразом:

∆ тр ∙ ∙ cos ∙ sin , 8.12

де , – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого
замикання трансформатора ( КЗ), %;
cos – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
– коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення розрахункового
навантаження трансформатора до його номінальної потужності).
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (%) визначаються за виразами:

100 ∙ КЗ ; 8.13
ном.тр
КЗ а , 8.14

де КЗ – втрати потужності короткого замикання трансформатора, Вт;
ном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без урахування
індуктивного опору провідників.

100 ∙ 5,5
400 1,37 %;
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
85

4,5 1,37 4,28 %
∆ тр 0,87 ∙ 1,39 ∙ 0,9 4,28 ∙ 0,44 2,7 %;
∆ м 105 2,7 97,5 4,8 %.

Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається за виразом:

∆ ∙ , 8.15

де – момент освітлювальногонавантаження, кВт·м;
– постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника [18, ст. 40 таблиця 7];
– переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими
співвідношеннями.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки:

∙ , 8.16

де – відстань між лініями живлення світильників;
– потужність лінії.

Рисунок 8.6 – Схема підключення світильників

∙ ∙ ∙ ∙ ;
6 ∙ 4,76 12 ∙ 4,76 18 ∙ 4,76 24 ∙ 4,76 30 ∙ 4,76 36 ∙ 4,76
599,7 кВт ∙ м;
∆ 599,754 ∙ 16,8 0,66 %.
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
86

От же умова виконується, втрата напруги у найбільш віддаленій точці
перевищує 5%. Тому ми встановлюємо щиток освітлення в безпосередній
близькості від КТП і першої лінії освітлювальної мережі.

8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву

Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шинопроводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1 кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової
електричної мережі, номінальна напруга мережі Uном , результати розрахунку
навантаження цеху.
Для мереж напругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів короткого
замикання.
В цьому підрозділі необхідно визначити мережі та її елементи, що не
підлягають перевірці на економічну густину струму. Їх треба окремо
проаналізувати та обов’язково вказати ( у вигляді переліку або таблиці).
Вибір перерізу провідників здійснюється за таблицях [12] або згідно
технічної документації на них (що є більш прийнятним) . При цьому повинна
виконуватися умова

Ipоз  Iдоп , (8.17)

де Iдоп – допустимий тривалий струм навантаження в кабелі, проводі и шині для
даного перерізу згідно ПУЕ.
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.3.12-1.3.15 і 1.3.22 ПУЕ, слід застосовувати
коефіцієнти, наведені в таблиці 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху слід також враховувати
за допомогою відповідних коефіцієнтів згідно ПУЕ.
Обраний переріз провідника по умовам нагріву довготривалим струмом
необхідно перевіряти за нагрівом струмом післяаварійного режиму відповідно
до схеми цехової мережі. Отримані дані заносяться у таблицю.

8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ 87
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів кабелів,
проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні забезпечувати
допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що нормуються
стандартом по якості електроенергії. Для кожної ділянки цехової мережі за
розрахованим півгодинним максимумом навантаження і значенням
максимального пускового або пікового струму вибирається переріз провідника,
а також тип і значення уставок апаратів захисту від ненормальних режимів в
мережі: тривалих, не передбачених перевантажень мережі і коротких замикань.
Вихідними даними для проведення розрахунків є:
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів захисту;
– Uном мережі;
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки
мережі Рmax ;
– пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми;
– номінальні потужності ЕП.
Вибір перерізу провідника пов’язаний з вибором апаратів захисту, тому
вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів виконується
спільно.
Потрібно врахувати вимоги ПУЕ щодо особливості вибору перерізу
провідників для мереж напругою до 1 кВ, а саме: акцентувати на те, які вимоги
та умови є визначальними – економічні, нагрів провідників, їх механічна
міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів КЗ.
Вказати, які силові мережі до 1 кВ згідно рекомендацій ПУЕ не
підлягають розрахунку по економічної густини струму.
Вказати, чи враховується фактор економічної густини струму зв’язку зі
спільним живленням силового та освітлювального навантажень
Вибір перерізів провідників за технічними умовами включає:
– вибір за умовою теплового нагрівання;
– за їх пропускною спроможністю та умовами захисту;
– за втратами напруги;
– за термічною стійкістю до струмів КЗ;
– механічну міцність;
– за умовою виникнення корони.
Необхідно оцінити вплив і врахування цих факторів при виборі
перерізу для кабельних і повітряних ліній, так як перелічені фактори по -
різному впливають залежно від номінальної напруги, конструктивного
виконання (кабель, шинопровід), призначення мережі (силова, рухливих ЕП,
освітлювальна тощо). Тому рішення слід приймати для кожного конкретного
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
88

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.
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи електроприймачів в
якості розрахункового струму для перевірки перерізу провідників по нагріванню
слід приймати струм, значення якого залежить від відповідного режиму
(повторно-короткочасний, короткочасний, тривалий).
Вимоги для нормальних навантажень та післяаврійних перевантажень
стосуються кабелів і встановлених на них з’єднувальних та кінцевих муфт й
окінцевань.
Основною умовою вибору перерізу провідників є величина нагрівання їх
електричним струмом у нормальному, форсованому та аварійному режимах.
Якщо температура нагрівання перевищить допустиму, то залежно від величини
перевищення й тривалості часу, елемент може бути пошкоджений, що
спричинить порушення нормальної роботи системи, а в гіршому випадку
(загоряння ізоляції) може привести до пожежі. Тому для всіх видів провідників
та умов їх застосування головним у виборі перерізу є нагрівання, яке
визначається двома ефектами теплового впливу: максимально допустимою
температурою та тепловим зносом ізоляції для даного режиму й класу ізоляції.
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням,
використовують сумарний вплив на строк служби провідника максимальної
температури і тривалості зносу ізоляції за розглянутий період. При різких піках
навантаження більшу небезпеку становить можливість перевищення
максимально допустимої температури. Якщо графік навантаження рівномірний,
більшу вагу має складова теплового зносу ізоляції.
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму, від того, чи потрібно захищати мережу від перевантаження, від
температури умов оточуючого середовища, характеру приміщення і типу
ізоляції провідника. Попередньо необхідно обрати марку провідника,
визначитися з умовами його прокладання, а потім виконати розрахунок.
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
89

Переріз провідника цехової мережі обирається за розрахунковим струмом
таким чином, щоб провідники при струмах навантаження, які відповідають
роботі у тривалому режимі і умовам нормованої для них температури
середовища, не перегрівалися більше допустимих.
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне
струмове навантаження за півгодинний інтервал часу Іроз .
Основним завданням розрахунку цехових електричних мереж є вибір
перерізу кабелів, проводів шино проводів і захисних апаратів.
Для мереж напругою до 1000 В основними вимогами, що визначають
вибір перерізу провідників, є не економічні, а технічні вимоги та умови:
нагрів провідників, механічна міцність, втрата напруги, термічна стійкість до
струмів КЗ.
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в
цілому за співвідношення

I Рномрозр  , 3 U ном  cos

де Рном – номінальна потужність згідно з завданням, кВт ;
Uн = 0,38 кВ.
Умовами вибору ліній живлення [3] є виконання співвідношення:

I роз  Ку.п  Iн.доп.л .

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

Iн.доп.л  I макс 1,25  I р ,

Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі живлення
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.1

Таблиця 8.1 – Вибiр перерiзу живлячого кабелю
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
90

I , I
Назва споживача р макс.
, Iдоп.кабелю, Марка
А А А
Прес заушників 19 23,8 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Піч емалювання 51,3 64,2 67 АПвВГ(3×10)+(1×6)
Установка статичного напилення 21,1 26,3 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Підвісний конвеєр 65,2 81,5 87 АПвВГ(3×16)+(1×10)
Миюча машина 14,5 18,2 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Точковий зварювальний автомат 39,7 49,6 50 АПвВГ(3×6)+(1×4)
Прес рамок 23,8 29,8 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Діркопробивний прес 17,5 21,9 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Вальцювальний верстат 14,2 17,7 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Відрубний прес 31,6 39,5 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Прес кронштейна 62,2 77,8 87 АПвВГ(3×16)+(1×10)
Прес 89,5 111,8 113 АПвВГ(3×25)+(1×16)
Мастильна установка 9,5 11,9 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Компресор 37,8 47,2 50 АПвВГ(3×6)+(1×4)
Насос мильного розчину 13,4 16,8 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Насос гарячої води 13,6 17 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Насос холодної води 9,2 11,5 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Вентилятор витяжний 15,2 19 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Вентилятор приточний 50,1 62,6 87 АПвВГ(3×16)+(1×10)
Складальний верстат (220 В) 2,55 3,2 24 АПвВГ(2×2,5)
Щиток освітлення ЩО 48,5 60,6 87 АПвВГ(3×16)+(1×10)

Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально) номінального струму автоматичних
вимикачів, та струму теплових розщеплювачів, які захищають приєднанні
електроприймачі; сумарного струму І роз РП споживачів, що приєднані до РП,
який визначається за виразом

I роз.РП  Iн Кп
де Кп – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку Кп = 0,7
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
умовами
I роз.РП  Iтр.доп .

Таблиця 8.2 – Вибір перерізу ввідних кабелів
Найменування РП Iроз.РП, Iмакс., Iдоп.кабелю, Марка
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
91

А А А
1 2 3 4 5
Розподільчий пункт РП-1 191,8 239,8 240 АПвВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-2 74,7 93,4 113 АПвВГ(3×25)+(1×16)
Розподільчий пункт РП-3 130,4 163 166 АПвВГ(3×50)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-4 249,8 312,3 348 АПвВГ(3×185)+(1×50)
Конденсаторна установка 76 95 113 АПвВГ(3×25)+(1×16)

Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.3.12-1.3.15 і 1.3.22 ПУН, застосовуємо
коефіцієнти, наведені в табл.. 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху враховуємо за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3.
В умовах після аварійного режиму перевірку ввідних кабелів до розподільчих
пунктів РП не здійснюємо, так як при включенні АВР на шинах 0,38 кВ,
релейний захист автоматично відключає таку кількість споживачів, що
підключені до секцій шин РУНН, що післяаварійний струм не перебільшує
Іроз.РП.

8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги

Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної має
становити не більше 5 % Uном . Для освітлювальних мереж промислових
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від 5 до
2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення
5 % Uном . Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту
асинхронних електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його
зменшення може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення
зниження напруги призводить до різкого зменшення світлового потоку.
Розрахунок цехової мережі за умовами допустимої втрати напруги і
побудова епюри відхилення напруги виконується для кола ліній від шин ГПП
або ЦРП до затискачів одного найбільш віддаленого від цехової ТП або
найбільш потужного ЕП для режимів максимальних і мінімальних навантажень
(визначається з добового графіка навантажень), а в випадку
двохтрансформаторної підстанції – і післяаварійного.
Як відомо, існує залежність r0 i x0 від перерізу проводів і кабелів, якою
можна скористатися при розрахунках.
Як правило у розрахунковому ланцюгу «ГПП – найбільш віддалений
потужний споживач» присутня трансформаторна підстанція ТП.
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
92

Розрахункова схема зображена на рисунку 8.4.

Рисунок 8.7 – Розрахункова схема

Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути не нижче 0,95 ∙ ном. В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах ТП не повинна перевищувати 5%
номінальної напруги, тобто ∙ 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30% від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги:

∙ ∆ тр м ∆ сп 5, 8.18

де – величина додаткової напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
∆ тр – втрата напруги в трансформаторі, %;
∑ м – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача, %;
– кількість послідовних магістралей до споживача;
∆ сп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
5% - припустиме усталене відхилення напруги згідно [2].
Знайдемо відхилення напруги до найбільш віддаленого споживача.
Оскільки напруга на затискачах найбільш віддалених споживачів повинна
становити не менше 0,95 ∙ ном, формула 8.25. матиме вигляд:
ном ∆ т ∆ л 95 %, 8.19

де ∆ т – втрати напруги у трансформаторі. т 3,28 %;
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
93

∆ л – втрати напруги у лінії, що живить споживача:

∆ л √3 ∙ р ∙ кл ∙ ∙ cos ∙ sin , 8.20
ном 477,6
р √3 ∙ 10 √3 ∙ 10 27,6 А;

де Sном - повна потужність цеху кВа;
кл – довжина кабеля, який живить споживача; кл 300 м;
, – активнийта індуктивний опори кабелю
Приймаємо найближчий,по параметрам, кабель марки АПвЭВ 3х6)
Ідоп=50 А.

1,1 Ом/км,
0,068 Ом/км [12].
∆ л √3 ∙ 27,6 ∙ 0,25 ∙ 3,84 ∙ 0,88 0,088 ∙ 0,54 40,9 В;
∆ 40,9л % 10 ∙ 10 ∙ 100% 0,49 %;
100 3,28 0,49 96,2 95 %.

Оскільки відхилення напруги не перевищує допустимого значення,
обирати відпайки для цехової КТП не потрібно.

8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ

На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф тощо).
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма
внутрішніми електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на єдиній
конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних приєднань тощо.
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб з
врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних
комплектних установок.
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ необхідно
здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність робочій напрузі і
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
94

струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі, заданому класу точності,
умовам експлуатації тощо), так і за умовами роботи в разі короткого замикання
з урахуванням термічних і електродинамічних впливів, комутаційної
спроможності.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик (кількості приєднаних електроприймачів, сумарного струму Іроз,РП
споживачів, що приєднані до РП, тощо). Іроз, РП визначається за виразом

Іроз,РП  Іном КП ,

де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання
автоматичних вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом
автоматичних вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі.
Вибір розподільчого пункту
Пункт розподільний ПР11 призначений для розподілу електричної енергії,
захисту електричних установок при перевантаженнях і струмах короткого
замикання, для нечастих оперативних включень і відключень електричних
ланцюгів і пусків асинхронних двигунів. ТзОВ «ВКТ Електрощит» в якості
офіційного представника підприємства «Електрощит» реалізує апарати даних і
інших моделей за цінами виробника.
Розрахований на номінальну напругу Uном =660В.
Кількість автоматичних вимикачів для встановлення становить,
- трьохполюсних від 10 до 63 А, – 9 шт;
- трьохполюсних від 160 до 250 А, - 3 шт.

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
95

Рисунок 8.8 – Пункт розподільчий ПР11

8.4 Розрахунок струмів короткого замикання мережі до 1000 В

Розрахунок струмів короткого замикання в цехових мережах, тобто
мережах напругою до 1000 В має свої особливості, які регулюються
міждержавним стандартом [13] та керуючими вказівками [16].
При розрахунку струму трифазного КЗ в установках напругою до 1 кВ
варто враховувати не тільки індуктивні й активні опори всіх елементів
короткозамкненого ланцюга, але й активні опори всіх перехідних контактів у
цьому ланцюзі (на шинах, на уведеннях і висновках апаратів, рознімні контакти
апаратів і контакт у місці короткого замикання).
Для обраної ділянки мережі 0,38 кВ розрахункова схема та схема
заміщення схема, що призначені для розрахунку струмів короткого замикання,
приведені на рисунок 8.9.

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ 96
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Рисунок 8.9 - Розрахункова схема і схема заміщення прямої
послідовності частини мережі 0,38 кВ

Активну складову опору трансформатора rтр (Ом) розраховуємо за виразом

ΔР 103
r к.зтр  ,2 (8.21) 3  Ін.тр

де ΔРкз – потужність к.з трансформатора, кВт;

r 5,5 10
3
тр   0,005 Ом. 3  608,4

Ін.тр– номінальний струм вторинної обмотки трансформатора, А;

S
І  н.тр 10 3н.тр , (8.22) 3  U н
І 400 3н.тр  10  608,4 А. 3  380
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
97

Повний опір дорівнює

U 2 3
z  к.з.
 Uн 10
тр , (8.23) 100 Sн.тр
z 4,5  380
2 103
тр   0,0162 Ом. 100  400

Індуктивна складова опору трансформатора хтр (Ом)

х 2тр  zтр  r
2
тр , (8.24)
х  0,01622тр  0,005
2  0,0155 Ом.

Визначимо повний опір схеми заміщення до точки короткого замикання К1

2
Z  
n
 r  
m 
(К1)  i     xi  , (8.25)
 i1   i1 
Z  r  r  r  r  r 2 2(К1) тр ав тс ш пр  хтр  хав  хтс  хш  ,
0,0005  0,00014  0,00002  0,00003  0,000082 
Z(К1)     0,016 Ом.
0,0155  0,00008  0,00002  0,000014
2 


Величину струму к.з, в розрахунковій точці К1 визначаємо за виразом

(3) UІ 0к.з.(К1)  , (8.26) 3  Z

де U0 – напруга х.х вторинної обмотки трансформатора, В,U0=1,4.Uн;
Z – повний опір до точки к.з;

І(3) 399к.з.(К1)  18,7 кА.3  0,016

Для визначення струму к.з, в розрахунковій точці К2, до опорів точки К1
додамо сумарні опори точки К2, згідно виразу

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
98

Z(К2)  r 2 2(К1)  rш  rав  rл  rав  rпр  х(К1)  хш  хав  хл  хав  ,
0,0052 0,0001 0,0001 0,0223 0,00017  0,00008 
2 
Z(К2)    0,0148Ом. 
0,0155 0,00013 0,00025 0,0000306 0,00065
2 


де активний rл (Ом) і індуктивний хл (Ом) опір кабельної лінії знаходимо за
виразами

l 3
r  л
10
л , (8.27) γ  F

де lл – довжина кабельної лінії, Ом;
γ – провідність матеріалу, (АL=0,032 км/Ом.мм2);
F – поперечний перетин провідника, мм2.

r 0,005 1000л   0,0223 Ом . 32  70
хл  lл  х0 , (8.28)
хл  0,005 0,21 0,00105 Ом.

Величину струму к.з, в розрахунковій точці К2 визначаємо за виразом

U
І (3) 0к.з.(К2)  , (8.29) 3  Z (К2)
І(3) 399к.з.(2)  12,5 кА. 3  0,0148

Таким чином, струм однофазного короткого замикання значно менше
струмів як трифазного, так і двофазного короткого замикання.

8.5 Захист цехових електричних мереж

Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави
3.1 ПУЕ [1].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
– збільшення струму внаслідок перевантаження;
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
– збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
99

У підрозділі повинно бути ретельно проаналізовано і вказані всі мережі,
що захищаються від перевантаження.
Вказується окремі мережі, у яких забороняється встановлення апаратів
захисту.
Приводяться критерії, за якими допускається відмовлятися від
застосування захисту провідників від перевантаження.
Повинен бути наведений перелік мереж, що згідно ПУЕ мають бути
захищеними від перевантаження, у тому числі силові і освітлювальні мережі,
мережі всередині приміщень (залежно від способу прокладення та
характеристик ізоляції).

8.5.1 Вибір апаратів захисту

Захист кабельних ліній, що живляться РП та окремі електроприймачі, як
правило, здійснюється автоматичними вимикачами.
Умовами їх вибору є вирази

Ін.т.р 1,1 Ір;
Ін.е.р 1,25 Іп ;

де Ін.т.р.,Ін.е.р. - номінальний струм відповідного теплового та
електромагнітного розчіплювача, А;
Іп – пікове навантаження, Іп=(5-7.Ір), А.
При виборі типу вимикача орієнтуємося попередньо на апарати
виробництва компанії SIMENSElektrik. Ці автоматичні вимикачі, призначені
для групового захисту розподільчих пунктів, мають дві системи захисту —
електро-теплову і електромагнітну, та виконані згідно ГОСТ 14254-96 зі
ступенем захисту не нижче ІР30.
Для автоматичних вимикачів, що виконані в стандартіDIN, струм
електромагнітного розчіплювача в залежності від характеристики (С, В чи
D)виконується співвідношення:

Ін.е.р  (3...5)  Ін.т.р; Ін.е.р  (5...10)  Ін.т.р або Ін.е.р  (10...14)  Ін.т.р;

Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.3.

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
100

Таблиця 8.3 – Розрахунок та вибір позиційних автоматичних вимикачів 0,4
кВ
Ір, 1,1.Ір І , І , І , Найменування обладнання Тип апарату н н.т.р н.е.р
А А А А А
1 2 3 4 5 6 7
Прес заушників 19,0 20,9 5SL6 625-6 63 25 500
Піч емалювання 51,3 56,5 5SL6 663-6 63 63 500
Установка статичного напилення 21,1 23,2 5SL6 625-6 63 25 500
Підвісний конвеєр 65,2 71,7 VL160X3VL1 160 80 1600
Миюча машина 14,5 16,0 5SL6 616-6 63 16 500
Точковий зварювальний автомат 39,7 43,7 5SL6 650-6 63 50 500
Прес рамок 23,8 26,2 5SL6 632-6 63 32 500
Діркопробивний прес 17,5 19,2 5SL6 620-6 63 20 500
Вальцювальний верстат 14,2 15,6 5SL6 616-6 63 16 500
Відрубний прес 31,6 34,8 5SL6 640-6 63 40 500
Прес кронштейна 62,2 68,5 VL160X3VL1 160 80 1600
Прес 89,5 98,4 VL160X3VL1 160 100 1600
Мастильна установка 9,5 10,4 5SL6 616-6 63 16 500
Компресор 37,8 41,5 5SL6 650-6 63 50 500
Насос мильного розчину 13,4 14,8 5SL6 616-6 63 16 500
Насос гарячої води 13,6 14,9 5SL6 216-6 63 16 500
Насос холодної води 9,2 10,1 5SL6 616-6 63 16 500
Вентилятор витяжний 15,2 16,7 5SL6 620-6 63 20 500
Вентилятор приточний 50,1 55,1 5SL6 663-6 63 63 500
Складальний верстат (220 В) 2,55 2,8 5SL6 206-6 63 4 500
Щиток освітлення ЩО 48,5 53,3 5SL6 663-6 63 63 500
Розподільчий пункт РП-1 191,8 211 VL250/3VL3 250 250 2500
Розподільчий пункт РП-2 74,7 82,2 VL160X3VL1 160 100 1600
Розподільчий пункт РП-3 130,4 143,4 VL160X3VL1 160 160 1600
Розподільчий пункт РП-4 249,8 274,8 VL400/3VL4 400 315 4000
Конденсаторна установка 76 83,6 VL160X3VL1 160 100 1600

Вибрані,згідно ПУЕ (розділ 1.4.19 – 1.4.22), автоматичні вимикачі
встановлені сталевих шафах силових РП, що знаходяться в безпосередній
близькості від сформованих груп технологічного електрообладнання.

8.5.2 Перевірка мережі на захищеність

Обрані лінії перевіряються за захищеність за умовою:

сх ∙ доп зах ∙ зах, 8.30

де сх – поправочний коефіцієнт; для умов цеху сх 1;
доп – тривалий допустимий струм провідника, А;
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
101

зах – коефіцієнт захисту; для теплового розщіплювача зах 1;
зах- струм спрацьовування апарату захисту, А.
Для прикладу перевіримо лінію, для якої Ір=249,8 А, Ідоп.л=348 А, Ізах=315 А.

1 ∙ 348 1 ∙ 315 А.

Таким чином мережа захищена.

8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції

Хід розрахунків залежить від схеми електропостачання цеху, але в цілому
виконується в наступному порядку.
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів
мінімальних та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на затискачах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути нижче 0,95 Uном . В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах 0,4 кВ ТП не повинна
перевищувати 5 % номінальної напруги, тобто  U1  5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30 % від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
згідно [2]

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

де Ет – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
UТ – втрати напруги в трансформаторі, %;
n
Uм – сумарні втрати 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 2.

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
102

Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги

 U2  Eт  кзаван UТ  Uм   Uсп  5%,

де кзаван  0,3 – коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень;
 5 % – припустиме усталене підвищення напруги згідно 2.
Нами було проведено розрахунок втрат напруги у мережі 10 і 0,38 кВ, а
саме в п. 5.2 і п. 8.3.3. Так як відхилення по напрузі нами не виявлено, то немає
потреби у зміні відгалужень трансформатора.

8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції

В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного обладнання
підвищується якість систем електропостачання, надійність її роботи, зручність і
безпека обслуговування, забезпечується швидке розширення та мобільність
електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення
утворюються простими у будівельному відношенні. Повністю закриті
комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у виробничих
приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
На рисунку 8.10 приведена типова комплектна трансформаторна
підстанція внутрішньоцехового розташування.

Рисунок 8.10 – Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
103

Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо
комплектну трансформаторну підстанцію 2КТПЦ ТОВ «Новокаховський
електромеханічний завод».
Обрана двотрансформаторна підстанція 2КТПЦ–400/10/0,4 УЗ
призначена для надійного електропостачання промислових об’єктів, має
потужність трансформаторів 400 кВ·А, з захистом і автоматикою.
Склад підстанції 2КТПЦ–400/10/0,4–04 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 8.11 приведено загальний вид шафи секційного
вимикача, на рисунку 8.12 – загальний вид шафи управління.

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
104

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

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
105

Рисунок 8.12 – Загальний вид шафи управління:
1 – шафа управління; 2 – відсік збірних шин; 3 – клапан розгрузки; відсік
клемного блоку; 5 – відсік релейного блоку; 6 – відсік шинок управління.

У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії
ТМЗ, що виготовляється у герметичному гофробаку і не потребує
обслуговування на протязі всього терміну експлуатації. Загальний вид
трансформатору серії ТМЗ приведено на рисунку 8.13.

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
106

Рисунок 8.13 – Загальний вид трансформатору серії ТМЗ

В таблиці 8.4 приведені основні технічні характеристики
Таблиця 8.4 – Технічні характеристики 2КТПЦ-400/10/0,4 У3
Найменування параметра Значення параметра
Потужність силового трансформатора, кВА 400
Номінальна напруга на стороні ВН, кВ 10
Найбільша робоча напруга на стороні ВН, кВ 12
Номінальна напруга на стороні НН, кВ 0,4
Номінальний струм збірних шин ВН, А 100
Номінальний струм збірних шин НН, А 1250
Струм термічної стійкості на протязі 1 с на стороні ВН, кА 20

Вимоги стійкості до зовнішнього середовища обраної КТПВ наступні:
- температура оточуючого повітря – від мінус 25 до плюс 50 °С;
- висота над рівнем моря – не більше 1000 м;
- середньорічне значення відносної вологості повітря – 75% при
температурі +15 °С;
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ 107
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

- оточуюче середовище не вибухонебезпечне, не містить
вибухонебезпечного пилу, агресивних газів в концентраціях, що можуть
пошкодити метали та ізоляцію;
- верхнє значення відносної вологості повітря – 98% при температурі +25
°С;
- атмосферний тиск – від 86,6 до 106,7 кПа.

Таблиця 8.5 – Класифікація виконання 2КТПЦ-400/10/0,4 У3
За типом силового трансформатора Призначена для встановлення масляного трансформатора типу ТМЗ
За способом виконання нейтралі
трансформатора на стороні НН З глухозаземленою нейтраллю
За взаємним розташуванням виробів Дворядне виконання
За виконанням високовольтного ввода Через пристрій ПВН
Наявність ізоляції шин в РУНН З ізольованими шинами
За видом оболонок і ступенем захисту згідно
ГОСТ 14254 ІР31
За способом установки автоматичних
вимикачів в РУНН З викотними вимикачами

Шафи високовольтного вводу з вимикачами навантаження ВВЭ-6(10)
призначені для комутації електричних мереж трифазного змінного струму з
ізольованою нейтраллю частотою 50 Гц, з номінальною напругою 6(10) кВ і
застосовуютсья в якості ПВН КТПВ.
ПВН представляють собою металеву оболонку закритого виконання.
Обираю до встановлення ПВН типовиконання ШВВ-3 з встановленим
обладнанням:
- вимикачем вакуумним типу ВВЭ-10-20/630 У2;
- роз’єздувачем типу РВЗ-10/630 У2;
- трансформаторами струму типу ТОЛ-10-1.
Для забезпечення безпечної роботи обслуговуючого персоналу силові
шири, що йдуть від ПВН до силового трансформатора, розташовані в коробі, що
закріплений на боковій стінці ПВН. Для локалізації дуги, що виникає при КЗ в
ПВН, в пристрої передбачене вікно, в якому закріплений клапан зкидування
тиску.
Установки конденсаторні для компенсації реактивної потужності УК4-
0,38-100-50 У3 призначені для підвищення автоматичного регулювання
коефіцієнта потужності (cos ) електроустановок промислових підприємств і
розподільчих мереж напругою 0,4 кВ частотою 50 Гц. Установки
забезпечуються заданий cos в періоди максимальних та мінімальних
навантажень, а також виключають можливість виникнення режиму генерування
реактивної потужності.
Конденсаторні установки дозволяють:
- підтримувати необхідне для споживача значення коефіцієнта потужності
як в автоматичному, так і в ручному режимі в межах 0,8…1 шляхом
підключення/відключення ступенів конденсаторних батарей;
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
108

- здійснювати моніторинг значення коефіцієнта потужності;
- знизити загальні витрати на електроенергію, а також підвищити її якість
безпосередньо в мережах підприємства;
- збільшити строк служби елементів розподільчої мережі шляхом
зменшення їх навантаження.
Установки монтуються в напольних шафах одностороннього
обслуговування, що складаються з однієї-двох секції одного габариту та
конструктивного виконання. На лицьовій панелі встановлюється контролер
(регулятор реактивної потужності, ручка вимикача та амперметр).
План КТП наведений на аркуші 7 (Вид і план КТП) графічної частини
випускної роботи.

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
109

9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ– впровадження енергозберігаючих
технологій в процес емалювання оправ

Загальні відомості про процес електростатичного емалювання

Перше, на що реагує людський погляд при виборі товару, - це зовнішній
вигляд майбутньої покупки. Основні вимоги, які пред'являються до якості
попередньої обробки оправ, тобто до емалювання.
На сьогодні найбільш поширеними технологіями емалювання є:
1) нанесення матеріалу в електростатичному полі;
2) безповітряний спосіб розпилювання мембранними установками;
3) розпилювання стислим повітрям;
4) занурення.
Розглянемо найбільш передовий і економічний спосіб - електростатичний.
Принципова схема цієї технології не нова: на виріб подається негативний заряд
електрики і керамічний або скляний порошок, який під тиском проходить через
пістолет, на виході розпилюється з позитивним зарядом. Завдяки індуктивності
поля між виробом і частинками порошку, покриття виходить рівномірним і
економічним. Причому поле оточує деталь з усіх боків, а значить і порошок
лягає на всі сторони, що значно прискорює процес емалювання виробу, але
швидкість розпорошених під великим тиском частинок достатньо велика і за
інерцією деякі частинки порошку пролітають мимо поверхні виробу, що
спричиняє за собою певні втрати.
Порошки для емалі (порошкові фарби) - це тверді дисперсні композиції,
до складу яких входять плівкотвірні (смоли), отверджувачі, пігменти,
наповнювачі і цільові добавки. Порошкові фарби проводяться змішенням
компонентів в розплаві з подальшим подрібненням. Порошкові фарби
розрізняються властивостями, складом, умовами формування покриттів,
призначенням.
Незалежно від складу готова порошкова композиція є сипким
дрібнодисперсним порошком і володіє однорідністю, фізичною і хімічною
стабільністю і незмінністю складу при зберіганні і використанні. Готову
порошкову фарбу наносять на вироби із сталі, алюмінію, кольорових металів,
скла, кераміки, деревини.
Найбільше застосування отримали порошкові фарби на основі
неорганічних керамік та скла, а також – на основі термозатверджувальних
плівкоутворювачів - епоксидні, поліефірні та епоксидно-поліефірні (гібридні)
порошкові фарби.
Для вибору порошкової фарби, перш за все, важливо, якими
властивостями повинне володіти покриття, його призначення і в яких умовах
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
110

воно експлуатуватиметься.
Сировина:
- Смоли – 50-95%
- Отверджувачі – 3-30%
- Пігменти – 0-40%
- Доповнювачі (віск, засоби для ростікаємості, засіб для дегазації, засоби, що
дозволяють отримати структуру) – 0.2-10%
- Наповнювачі - 0-35%
Термопластичні порошкові фарби - при нагріві нанесеної порошкової
фарби, в результатірозплавлення і злиття частинок на виробі утворюється
суцільна полімерна плівка, яка після охолодженнявиконує захисні функції.
Покриття з термопластичної фарби при повторному нагріві знов плавляться. До
термопластичних порошкових фарб відносяться: фарби на основі
полівінілбутираля, поліфторолефинів, поліетилену.
Плавляться знову при нагріванні понад 120°С.
Термічні порошкові композиції для емалювання - при нагріві нанесеної
порошкової композиції (скляного пилу), в результаті розплавлення і злиття
частинок, а потім і реакції рекриссталізації, утворюється міцна емалева плівка.
Покриття, отримані у такий спосіб, як правило, дуже міцні і довговічні, а також
залишаються твердими при нагріванні після затвердіння.
Методи нанесення. Найбільш розповсюджені два методи зарядки
порошку.
Електростатика - негативний заряд повітря при високій негативній
напрузі. Характерна присутність сильного електростатичного поля.

Рисунок 9.1 – Схема процесу електростатичної зарядки порошку

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
111

Переваги методу електростатичної зарядки порошку:
- ефективне нанесення;
- електростатичне поле полегшує порошку залишатися в робочому просторі;
- можна наносити різними видами порошку;
- не чутлива на величину частинок;
- легко отримати тонку товщину покриття;
- більш відповідає покриттям з металевим ефектом;
- з'являється «клітка Фарадея» і ефект зворотного заряду, рисунок 9.2.

а. б.
Рисунок 9.2 - Ефект зворотного заряду (а) і ефект «Фарадея» (б)

Трібо - позитивний заряд частинок порошку за допомогою тертя за
відсутності електростатичного поля, рисунок 9.3.

Рисунок 9.3 – Схема процесу зарядки порошку методом Трібо

Переваги методу Трібо для зарядки порошку:
- мінімальний ефект «клітки Фарадея» і зворотного заряду;
- можливість ґрунтового покриття;
- можливість накладення товстого шару;
- зручне застосування в автоматичних лініях;
- краща розтікаємість, практично відсутня апельсинова кірка;
- тільки універсальні порошки;
- чутливість на вологість і розмір частинок;
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
112

- швидке зношування частин пістолетів при нанесені металевими частками.
Дефекти, що часто зустрічаються:
- проколи (дефекти покриття має вигляд як після наколювання голкою.
Причини: дегазація летючих речовин з порошку і поверхні; відсиріння порошку;
неправильне приготування поверхні. Способи запобігнення: нанесення з
відповідною (тонкою) товщиною; застосовувати спеціальні порошки призначені
для оцинкованої поверхні; відповідно зберігати);
- кратери (покриття має вид «вибухового кратера». Причини: залишки жиру,
масла, силікону і т.д; несумісність матеріалів (порошкових і рідких); продукти
корозії; мокра основа; пориста основа. Способи запобігання: зберігати чистоту
біля лінії; відповідний процес підготовки поверхні; видалення корозії перед
процесом підготовки поверхні; збереження чистоти у цеху);
- апельсинова кірка (дефект покриття вид апельсинової кірки – зміну товщини
шару. Причини: дуже тонка або дуже товста товщина покриття; зворотна
іонізація; незаряджений порошок або слабке заземлення. Способи запобігання:
фарбувати на товщину, яку рекомендує виробник; високу напругу застосовувати
тільки у випадках перефарбовування (нормально достатньо 30-40 кВ);
утримувати пістолет на відстані 15-20 см від деталі; контролювати швидкість
(тиск) повітря; перевіряти станрозпилювачів, заземлення);
- механічні включення;
- кольорові включення;
- зміна кольору + пожовтіння (дефект пов'язаний із зміною кольору на поверхні,
зазвичай виявляється пожовтінням і виділенням крейди (крейдування).
Причини: інтенсивна дія промислової атмосфери, смол і т.д.; кислі або основні
речовини, розташовані поряд (наприклад, в цьому складі); вологість або
адсорбція води на поверхні захисних упаковок, а також розчинників і
пластифікаторів; застосування порошків непристосованих для виробів, що
обігріваються газом. Способи запобігання: не піддавати покриття порошків не
стійких на дію несприятливих чинників; правильне зберігання виробів;
застосування захисних упаковок для виробів, які б дозволяли на вільну
циркуляцію повітря, а також не були з ними в контакті тривалий час);
- зміна блиску;
- адгезія;
- стікання покриття (дефект полягає в утворенні «напливів» і потовщення
покриття в нижній частині виробу. Причини: дуже велика товщина шару; не
пристосованість умов затвердіння до товщини деталі; дуже низька в'язкість
покриття в розплавленому стані. Способи запобігання: контроль товщини
покриття; контроль параметрів процесу);
- відшарування покриття (дефект полягає у відшаруванні шару покриття від
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
113

основи. Причини: неправильна підготовка поверхні перед покриттям;
невідповідне покриття ґрунтовки; недостатньо зміцнена емаль в печі. Способи
запобігання: збереження параметрів в процесі підготовки поверхні; збереження
чистоти основи перед нанесенням; застосування ґрунтовки відповідно з
рекомендаціями виробника; дотримання рекомендацій виробника щодо
затвердіння порошку)
Механічні властивості емалей. Твердість.
- твердість по Бухгольцу. Відповідно до стандартів ISO 2815 або DIN 53153, цей
тест проводиться шляхом вимірювання величини деформації при втискуванні в
покриття спеціального коліщатка з гострою кромкою протягом 30 секунд.
Показник твердості по Бухгольцу визначається як часткове від ділення 100 на
довжину ділянки, що втиснута, виражену в мм.
- твердість, визначувана за допомогою грифельного олівця. Відповідно до
стандарту ASTM D3363. Олівці різної твердості (2H, H, F, HB, B, 2B)
заточуються, роблятьсяплоскими і поміщаються в спеціальний інструмент. За
допомогою олівця проводиться лінія. Після проведення кожної лінії
перевірятимуться пошкодження поверхні емалі. Твердість, визначувана за
допомогою грифельного олівця, характеризується двома послідовними
показниками твердості: маркою грифеля, який ще не ушкоджує поверхню, і
наступною за нею маркою грифеля, який ушкоджує поверхню.
- твердість по Клемену. Відповідно до стандартів BS 3900:E2, ISO 1518, ASTM
D5178, цей тест проводиться шляхом прокреслювання на досліджуваному
покритті сталевою голкою (з певною швидкістю і навантаженням). Кожного
разу, коли голка прокреслює лінію по покриттю, вона навантажується більшою
масою. Величина навантаження, при якому покриття ушкоджується
(процарапується до металу), є характеристикою твердості по Клемену.
Стійкість до удару. Прямий удар або непрямий удар відповідно до
стандартів ASTM D-2794 і ISO 6272. Удар (швидка деформація) визначається за
допомогою удар-тестера. Принцип цього тесту полягає в падінні певної маси з
різної висоти на досліджувану поверхню (прямий удар – падіння на покриття,
непрямий удар – падіння на зворотну сторону зразка). Стійкість до удару, якщо
втискування не приводить до розтріскування, обчислюється в кг/см, Н.м. або
дюйм/фунт.
Гнучкість. Стандартний плоский зразок з нанесеним покриттям згинається
навколо циліндрового ролика (відповідно до стандартів ASTM D1737, ISO 1519
або DIN 53152) або конічного облямовування (відповідно до стандартів ASTM
D552 або ISO 6860). Таким чином визначаються гнучкість, еластичність і адгезія
покриття при деформації. Ці тести проводяться для того, щоб оцінити після
деформаційні якості компонентів емалі.
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Арк. № докум. Підпис Дата 114 Змн.

Якщо тест-панелі згинаються навколо циліндрового ролика (відомого
діаметру), то результатом вимірюванняємінімальний діаметр ролика, при якому
не спостерігається пошкодженняпокриття. Якщо тест-панелі згинаються
навколоконічного облямовування, то результатом вимірювання є довжина
ділянки пошкодженого покриття, починаючи від вістря конуса.
Стійкість деформації по Еріксену. Відповідно до стандартів DIN 53156 або
ISO1520. При проведенні цього тесту кулька певного діаметру з певною
швидкістю вдавлюється в зразок з нанесеним покриттям із зворотного боку
(повільна деформація). Врешті-решт, покриття розтягується і розтріскується.
Результат вимірювання – глибина проникнення кульки в тест-панель, при якій
відбувається руйнування покриття.
Тест на адгезію (гратчасті надрізи).У відповідності із стандартами ISO
2409, ASTM D3359 або DIN 53151. На досліджуваній тест-панели покриття
процарапується до металу пересічними під прямим кутом лініями,
розташованими на однакових відстанях один від одного (1-2 мм). На надрізи
накладається стандартна скотч-стрічка. Результат вимірювання – кількість
ділянок, що відокремилися, після видалення стрічки.
Стійкість до кліматичних чинників порошкових емалів.
Прискорене старіння і стійкість до ультрафіолету (QUV). Цей тест
складається з двох циклів. Тест-панелі з досліджуваним покриттям піддаються
ультрафіолетовому опромінюванню протягом 8 годин, потім витримується 4
години без опромінювання. Загальний час проведення випробувань – 1000
годин. Після кожних 250 годин. Випробувань проводиться контроль зразків.
Таким чином тестуються збереження кольору і блиску порошкового покриття.
Флоріда-тест. У перебіг мінімум 1 року зразки з досліджуваним покриттям
витримуються в умовах сонячного і вологого клімату Флоріди. При цьому
оцінюється збереження блиску і кольору покриття.
Тест на вологостійкість. Відповідно до стандартів DIN 50017 або ISO
6270. Тест проводиться в камері з підвищеною вологістю і температурою
протягом 1000 годин. Кожні 250 годин проводиться контроль зразків з
нанесеним покриттям, при цьому проводяться хрестоподібні надрізи покриття в
середині зразків. За допомогою цього тесту контролюється проникнення вологи
під покриття і корозія у вологому середовищі.
Стійкість до дії соляного туману. Відповідно до стандартів ISO 9227 або
DIN 50021. При проведенні цього тесту тест-панели з хрестоподібними
надрізами покриття поміщаються в теплу вологу атмосферу з сольовим
туманом. Цей тест визначає, наскільки покриття захищає від корозії в сольовій
атмосфері (наприклад, на березі моря). Зазвичай цей тест проводиться протягом
1000 годин, з контролем після кожних 250 годин.
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Арк. № докум. Підпис Дата 115 Змн.

Опір будівельному розчину. Відповідно до стандарту ASTM C207.
Спеціальний будівельний розчин діє на покриття при 23°C і 50% вологості
протягом 24 годин.
Опір до дії хімікатів. Часто застосуються для порошкових емалів, які в
процесі експлуатації піддається дії детергентів або хімікатів. Стандартні умови
не указуються. Виробник порошкової емалі обговорює умови з покупцем або
кінцевим споживачем.
Розробка пристрою електростатичного емалювання оправ
Пристрій електростатичного емалювання оправ призначений для
створення на поверхнях металевих частин установок, які підлягають захисту від
зовнішніх факторів, емальованого склокерамічного покриття.
Розроблювана схема дозволяє отримувати на вихідних контактах напругу
80000 В, що приводить до пробою повітря, електростатичної зарядки скляного
порошку, який є основою для емалі з подальшим спіканням останнього на
поверхні, яка підлягає емалюванню.
Функціональна блок-схема пристрою електростатичного емалювання
оправ представлена на рисунку 9.4.
Сопло-іонізатор
380В 50Гц
A1 A2 A4
Блок Блок Високовольтний
живлення автогенерації блок
Корпус, що підлягає
емалюванню
A3
Схема управління
автогенератором

Рисунок 9.4 - Блок-схема пристрою електростатичного емалювання оправ
Розроблюваний пристрій складається з таких блоків та вузлів.
Понижена 380/220 В напруга на блоці живлення А1 поступає на
автогенератор А2, який представляє собою імпульсний перетворювач напруги,
яка керується схемою управління автогенератора А3, що складена на
інтегральних елементах і узгоджена з високовольтним блоком А4, два рівня
напруги з якого потрапляють на корпус, що підлягає емалюванню та на сопло-
іонізатор.

10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ 116
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

При рішенні задач оптимізації промислового електропостачання виникає
необхідність у порівнюванні достатньо великої кількості варіантів.
Багатоваріантність вирішення задач електропостачання промислових
підприємств, існуючі суттєві відмінності між варіантами за капітальними
вкладеннями і експлуатаційними витратами потребують техніко-економічних
розрахунків під час проектування і експлуатації систем електропостачання.
Варіанти схем електропостачання підприємства або окремих його вузлів в
конкретних умовах можуть різнитися напругою живлячої і розподільної мережі,
потужністю трансформаторів та їх кількістю, конструктивним виконанням
електричних мереж тощо. Тому, прийняття найбільш раціонального рішення
здійснюється в результаті порівнянь декількох рівноцінних за технічними
показниками варіантів.
За наявністю необхідних статистичних даних з аварійності
електрообладнання та елементів мереж, тривалості й вартості їх планових і
аварійних ремонтів в техніко-економічних розрахунках враховується вартісна
оцінка надійності.
Робота приймачів електричної енергії залежить від її якості. У разі зміни
якості електричної енергії змінюється режим роботи споживачів, в результаті
чого змінюється продуктивність виробничих механізмів, що може викликати
зниження рівня якості продукції аж до її браку. Зниження показників якості
електричної енергії пов'язано з додатковими витратами потужності і енергії, що
повинно враховуватися при техніко-економічних розрахунках [16, 17].
Трансформаційні процеси в економіці України і функціонування
вітчизняної енергетики в ринкових умовах господарювання спричиняють
необхідність застосування нових методів техніко-економічних розрахунків, які б
враховували інвестування в технічні рішення, річні витрати, прибуток під час
впровадження різних технічних рішень тощо.
Техніко-економічні розрахунки необхідні на етапах проектування та
експлуатації систем електропостачання, складання перспективного плану
розвитку електричної мережі чи електроенергетичної системи, техніко-
економічного обґрунтування варіантів спорудження чи реконструкції об'єктів,
суттєвого покращення якостей окремих типів обладнання електропередачі та
устаткування підстанцій.
Розрахунки такого роду необхідні також при реконструкції діючих систем
електропостачання та обґрунтуванні доцільності впровадження
енергозберігаючих заходів та проектів.
Техніко-економічні розрахунки виконуються при виборі:
- найбільш раціональної схеми електропостачання цехів та підприємства у
цілому;
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
117

- економічно обґрунтованої кількості, потужності і режиму роботи
трансформаторів як цехової, так і головної понижуючої підстанцій
підприємства;
- раціональних напруг у системі зовнішнього і внутрішнього електропостачання
підприємства;
- економічно доцільних засобів компенсації реактивної потужності і місця
розташування компенсуючих установок; електричних апаратів, ізоляторів і
струмоведучих частин; перерізу проводів, шин, кабелів у залежності від
технічних та економічних чинників;
- доцільної потужності власних електростанцій і генераторних установок.
Основною метою техніко-економічних розрахунків є визначення
оптимального варіанту схеми, параметрів мережі і її елементів. Критерієм
оптимальності обраного варіанту служить рівень приведених річних витрат.
При техніко-економічних розрахунках систем промислового
електропостачання слід дотримуватися наступних умов порівнянності варіантів:
- технічних, за якими можуть зрівнюватися тільки взаємозамінні варіанти при
оптимальних режимах роботи і оптимальних параметрах, що
характеризують кожен варіант, що розглядається;
- економічних, за якими розрахунок варіантів, що зрівнюються, ведеться
стосовно до однакового рівня цін.
Кожен з отриманих варіантів повинен відповідати вимогам, що
пред'являються до систем електропостачання.
При проектуванні електропостачання обирають найбільш доцільний
варіант виконання системи на основі всебічного аналізу технічних і
економічних показників.
До технічних показників відносяться надійність, зручність експлуатації,
тривалість спорудження, об'єм поточних і капітальних ремонтів, рівень
автоматизації тощо.
Основними економічними показниками є капітальні вкладення та щорічні
експлуатаційні витрати.
Економічні (вартісні) показники у більшості випадків є вирішальними при
техніко-економічних розрахунків. Але, якщо розглянуті варіанти рівнозначні,
перевагу віддають кращому у технічному відношенню варіанту.
Тема: «Економічний вибір трансформаторів».
Вихідні дані. Підприємство живиться напругою 110 кВ і має споживачів
напругою 10 кВ, завантаженість цеху – 477,6 кBА, cos  = 0,88, максимальна
річна завантаженість цеху Tmax = 2112 год/рік, вартість електроенергії на стороні
10 кВ: с .0 = 1,92 грн/(кВт год). Вибрати економічний варіант живлення цеху.
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
118

Розв'язок. До розрахунків приймають два варіанти. Згідно з першим
варіантом використовують два трансформатори ТМЗ-400/10/0,4 з напругою
вхідної обмотки 10 кВ, напруга вихідної обмотки – 380 В. В другому варіанті
можна використати один трансформатор ТМЗ-630/10/0,4 з вторинною напругою
380 В.
При розрахунках враховують вартість високовольтних вимикачів і
роз'єднувачів на стороні 10 кВ, трансформаторів і витрат електричної енергії в
них. Вартість електричного обладнання на сторонах 380 В вважаємо однаковою
в обох варіантах, тому їх не враховуємо.
Річна кількість годин максимальних витрат дорівнює [16]:

2
  0,124
T
 max   
10000  max  год/рік,

де max = 8760 год – всього, кількість годин в одному календарному році;
Tmax = 2112 год/рік максимальна річна завантаженість цеху.

2
  
2112 
0,124   8760  984
 10000  год/рік.

Вартість елегазового високовольтного вимикача на 110 кВ (для всіх
трансформаторів однаковий вимикач) становить 13700 грн, вартість
високовольтного роз'єднувача – 27800 грн. Вартість трансформатора ТМЗ-400
становить 65400 грн, трансформатора ТМЗ-630 – 266125 грн.
Для трансформатора ТМЗ-400 маємо: Рхх = 0,9 кВт, Ркз =5,5 кВт:

W = ΔР .  + Р . 2 . .тp1 хх max кз Кз , кВт год/рік,

де Кз = 0,72 – коефіцієнт завантаження; max = 8760 год – всього, кількість годин
в одному календарному році;  = 984 год – річна кількість годин максимальних
витрат.

W = 0,9 . 8760 + 5,5 .тp1 0,722 . 984 = 10689,58 кВт.год/рік.

Для трансформатора ТМЗ-630 маємо: Рхх = 1,68 кВт, Ркз =8,5 кВт:

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
119

W = 1,68 . 8760 + 8,5 . 0,862 .тp2 984 = 20902,81 кВт.год/рік.

де Кз = 0,86 – коефіцієнт завантаження.
Вартість витрат в трансформаторах з урахуванням їх кількості по
варіантах дорівнює [16]:

Вве = с0 . n . Wтp, грн/рік,

де с0 = 1,92 – вартість електроенергії на стороні 10 кВ; n – кількість цехових
трансформаторів; Wтp – споживана трансформатором електроенергія за рік.

Вве1 = 1,92 . 2 . 10689,58 = 41047,98 грн/рік;
Вве2 = 1,92 . 1 . 20902,81 = 40133,39 грн/рік.

Вартість корисно відпущеної електричної енергії:

B = Р . cos  . T . w ц max с0, грн/рік,

де Рц = 477,6 кВА – завантаженість цеху; cos  = 0,88 – косинус кута зсуву;
с0 = 1,92 – вартість електроенергії на стороні 10 кВ; Tmax = 2112 год/рік
максимальна річна завантаженість цеху.

Bw = 477,6 . 0,88 . 2112 . 1,92 = 1704284,65 грн/рік.

Сумарні капітальні витрати за варіантами становлять:

К= n . . 1 Кв + n2 Кр + n3 . Ктр,

де n1 – кількість елегазових вимикачів; Кв = 13700 грн – вартість елегазового
високовольтного вимикача на 110 кВ; n2 – кількість високовольтних
роз'єднувачів; Кр = 27800 грн – вартість високовольтного роз'єднувача;
n3 – кількість цехових трансформаторів; Ктр – вартість цехового
трансформатора.

К . . . 1 = 2 13700 + 2 27800 + 2 65400 = 213800 грн;
К . 2 = 1 13700 + 1 . 27800 + 1 . 266125 = 307625 грн.

Плата за кредит за варіантами [16]:

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
120

В = 0,1 . кр К,
Вкр1 = 0,1 . 213800 = 21380 грн;
В = 0,1 .кр2 307625 = 30762,5 грн.

Експлуатаційні витрати за варіантами:

В = 0,012 . ек К,
Век1 = 0,012 . 213800 = 2565,6 грн;
Век2 = 0,012 . 307625 = 3691,5 грн.

Амортизаційні витрати за варіантами:

Вам = 0,04 . К,
Вам1 = 0,04 . 213800 = 8552 грн;
Вам2 = 0,04 . 307625 = 12305 грн.

Грошові витрати [16]:

Вгр = Вве + Вкр + Век,
Вгр1 = 41047,98 + 21380 + 2565,6 = 64993,58 грн;
Вгр2 = 40133,39 + 30762,5 + 3691,5 = 74587,39 грн.

Прибуток від передачі електричної енергії:

П = Bw – Вгр,
П1 = 1704284,65 – 64993,58 = 1639291,07 грн;
П2 = 1704284,65 – 74587,39 = 1629697,26 грн.

Прибуток значно збільшений на одну і ту ж величину для варіантів, тому
що не враховано витрат, пов'язаних з будівництвом і експлуатацією повітряних
ліній до підприємства та на його території.
Приведені витрати визначають за виразом:

Впр = Вкр + Век + Вам + Вен = Вгр + Вам,
Впр1 = 64993,58 + 8552 = 73545,58 грн;
Впр2 = 74587,39 + 12305 = 86892,39 грн.

Висновок. Перевага надається першому варіанту, що має в рік більший на
ΔП = 9593,81 грн прибуток та менші на ΔВпр = 13346,81 грн приведені витрати.
11 ОХОРОНА ПРАЦІ

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
121

11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають в приміщені
експериментального відділу

В даному розділі розглядаються та аналізуються умови праці в
приміщенні експериментального відділу, в якому проводяться різноманітні
роботи з розробки проекту системи електропостачання підприємства. Цей відділ
розташовується на другому поверсі триповерхової цегляної будівлі.
Основна робота з розробки цього проекту полягає в проведенні
розрахунків з використанням спеціальних прикладних програм, обробці
інформації, моделювання різноманітних процесів, розробці функціональних
схем. Устаткування відділу складається з трьох ПК, двох принтерів.
Кабінет відділу має наступні розміри: довжина 6 м, ширина 3,5 м, висота
3 м. Приміщення розраховане на трьох одночасно працюючих чоловік. Площа,
яка припадає на одного працівника – 7 м2, об’єм – 21 м3, що відповідає вимогам
ДБН В.2.2.28-2010 з розрахунку на одного працівника.
Робота працівників відділу відноситься до категорії 1-а легких, тому що
виконується сидячи, не потребує систематичної фізичної напруги або підняття і
перенесення ваги. Енерговитрати при виконанні такої роботи складають
приблизно 150 ккал/год, це еквівалентно 172 Дж/сек.
Мікроклімат у відділі визначається: температурою повітря, відносною
вологістю повітря, швидкістю руху повітря і інтенсивністю теплового
випромінювання від нагрітих поверхонь.
Фактичні значення основних параметрів мікроклімату в приміщенні
відділу наступні:
1. Температура повітря: в холодний період року – 19-20°С; в теплий
період року – 25–30°С.
2. Вологість повітря: в холодний період року – 50%; в теплий період року
– 45%.
3. Швидкість руху повітря: в холодний період року – 0,05 м/с; в теплий
період року – 0,1 м/с.
Нормативні параметри мікроклімату в приміщенні відділу:
1. Температура повітря: в холодний період року – 22-24°С; в теплий
період року – 22–28°С.
2. Вологість повітря: 40-60 %.
3. Швидкість руху повітря: не більше 0,1м/с;
Вище наведені фактичні значення задовольняють ДСН 3.3.6.042-99, за
виключенням температури в холодний та теплий період року. Необхідно
встановити систему кондиціонування і підігріву повітря, тому що в теплий
період року температура повітря становить 25-30°С, а в холодний 19°С.
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
122

Кабінет відділу відноситься до класу приміщень без підвищеної небезпеки
ураження електричним струмом (ПЕУ-17), оскільки відповідає таким вимогам:
– відносна вологість повітря 50-60%;
– кабінет має неструмопровідні дерев'яні поли (паркет);
– немає утворень пилу, що проводить струм;
– неможливість одночасного дотику з однієї сторони до металевих
конструкцій будинку, що мають з'єднання з землею, і з іншої сторони до
корпусів електроустаткування.
Вся електрична підводка до столів, де розташовані ПК, захищена від
механічних ушкоджень. Для захисту від статичної електрики застосована
система захисного заземлення відповідно до ДСТУ Б В.2.5-82:2016.
Наявність шкідливих речовин у повітрі робочої зони регламентує ГОСТ
12.1.005-88. Оскільки при роботі з ПК не відбувається утворення і виділення в
повітря загально-токсичних, подразнюючих, канцерогенних і інших шкідливих
речовин, концентрація яких перевищувала б установлені норми і правила, тому
повітря робочої зони відповідає вимогам ГОСТ 12.1.005-88 і вимогам до ГДК
шкідливих речовин і пилу.
При роботі ПК характерні підвищені теплоутворення, що підтверджує
необхідність системи кондиціонування повітря.
При роботі з ПК характеристика зорової праці відповідає високій
точності, тобто найменший розмір об'єкта розрізнення понад 0,3 мм до 0,5 мм,
що відповідає 3 розряду зорової праці, підрозряд в; контраст розрізнення об'єкта
з фоном - великий, фон світлий.
Приміщення відділу має бічне природне освітлення через три світлових
отвори у зовнішній стіні (вікон). Розміри вікна: ширина 1,5 м; висота 2,2 м.
Нормований коефіцієнт природного освітлення для ІІІ розряду зорової праці для
території України дорівнює 1.5 %. Площа світлових отворів забезпечує
необхідний КПО, фактичне значення якого становить 25-30 %, що є достатнім
рівнем, обумовленим ДБН В.2.5-28-2018. Для темного часу доби передбачене
штучне освітлення. Приміщення обладнане чотирма світильниками, кожний з
яких має по дві люмінесцентні лампи денного світла, потужністю 60 Вт кожна.
Фактичне значення штучного загального освітлення складає 360 лк, а
нормативне значення – 300 лк. Отже, рівень штучного освітлення відповідає
ДБН В.2.5-28-2018.
Джерела вібрації в даній лабораторії відсутні, тому рівень вібрації
відповідає вимогам ДСН 3.3.6.039-99.
В даному приміщенні рівень шуму визначається в основному шумом від
друкувального пристрою (струменевого принтеру) і не перевищує 44-46 дБА,
що відповідає вимогам ДСН 3.3.6.037-99.
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
123

Приміщення розташоване в південній частині будинку, на стінах яких
поклеєні шпалери блідо-рожевого кольору із коефіцієнтом відбиття 40-60%,
шпалери мають матову структуру. Робоче місце обладнане відповідно до вимог
ДСТУ 8604:2015. У даному кабінеті робочі місця розташовані таким чином, щоб
у поле зору не потрапляли вікна й освітлювальні прилади. Екран монітору
розміщені під кутом 90-105о до вікна, у поле зору не потрапляють поверхні з
дзеркальним відбиттям. Співвідношення яскравості екрана з найближчими
поверхнями не перевищує 5:1, покриття столу матове з коефіцієнтом відбиття
0,3-0,4. Монітор розміщений так, щоб відстань від очей користувача до екрана
складала не менше 700 мм, кут зору 30о. Руки користувача розташовуються на
робочому столі в горизонтальному положенні, передбачена опора для спини.
Приміщення відділу відноситься до категорії В - пожежонебезпечних
приміщень, тому що є наявність горючих речовин: дерев'яні столи і стільці,
дерев'яна підлога, віконна рама; приміщення сухе з відносною вологістю 50-60%
(ДСТУ Б В.1.1-36:2016). Згідно умов експлуатації відповідно до ДБН В.2.5-56-
2014 приміщення обладнане системою пожежної сигналізації в складі
автоматичного теплового сповіщувача, який формує сигнал про пожежу при
виявлені чинника, що супроводжує пожежу – температури. На даний момент
система застаріла і не працює, тому потребує суттєвої модернізації.
Додатково для гасіння пожежі в приміщенні передбачений ручний
вуглекислотний вогнегасник типу ВВК-7, призначений для гасіння твердих і
рідких горючих речовин, а також електроустановок, який знаходиться на
видному місці при виході з кабінету з лівої сторони (Правила експлуатації та
типові норми належності вогнегасників).
При виникненні пожежі люди евакуюються з приміщення шляхом виходу
в коридор другого поверху, що веде на сходову клітку, яка має вихід назовні
через вестибюль.
З усіма працівниками перед допуском до роботи проводять вступний та
первинний інструктажі згідно типового положення про навчання з питань
охорони праці (НПАОП 0.00-4.12-05). Допуск до роботи відбувається після
проведення перевірки знань із вступного та первинного інструктажів. Перевірка
здійснюється згідно затвердженого переліку запитань.
Вступний інструктаж з питань охорони праці проводиться з усіма
працівниками, які щойно прийняті на роботу (постійну або тимчасову)
незалежно від їх освіти, стажу роботи за цією професією або посади. Первинний
інструктаж проводиться з працівниками на робочому місці до початку роботи.
Запис про проведення вступного інструктажу робиться у спеціальному журналі.
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Арк. № докум. Підпис Дата 124 Змн.

Повторний інструктаж проводиться на робочому місці з усіма
працівниками: на роботах з підвищеною небезпекою - 1 раз у квартал, на інших
роботах — 1 раз на півріччя.
За результатами аналізу умов праці співробітників відділу, можна зробити
висновок, що всі параметри приміщення відділу відповідають вимогам
нормативних документів для даного типу роботи. Відхиленням від встановлених
вимог є відсутність системи кондиціонування і підігріву повітря та застаріла
система пожежної сигналізації. Виходячи з цього рекомендується в кабінеті
встановити систему кондиціонування і підігріву повітря та модернізувати
систему пожежної сигналізації.

11.2 Модернізація системи пожежної сигналізації відділу

Пожежна сигналізація являється однією з найпоширеніших видів
сигналізації. Система пожежної сигналізації весь час удосконалюється,
винаходяться нові способи виявлення пожежі, знижується відсоток помилкових
тривог.
На будь-якому підприємстві, в кожному офісі слід мати пожежну
сигналізацію. Це продиктовано як бажанням власника забезпечити своє майно,
життя і здоров'я співробітників, так і державними стандартами і нормативними
актами. В цілому пожежна сигналізація призначена для виявлення пожежі на
стадії раннього спалаху, включення систем світлозвукового або голосового
сповіщення і активного пожежогасіння, а також передачі сигналу тривоги на
пульт охорони
Пожежна сигналізація - це складний комплекс технічних засобів, які
служать для своєчасного виявлення спалаху в зоні, що охороняється. Як
правило, робота охоронної сигналізації ефективніша, якщо використовувати її в
комплексі з останніми системами безпеки приміщення (охоронна сигналізація,
відеоспостереження, система контролю і управління доступом (СКУД),
установка пожежогасінні і т. ін.). Більш того, фахівці радять інтегрувати
охоронну сигналізацію і систему пожежної сигналізації, в одній контрольній
панелі. Ця інтеграція називається охоронно-пожежна сигналізація.
Наступним кроком в розвитку системи пожежної сигналізації є
автоматична пожежна сигналізація. Це система швидкої і автоматизованої
реакції на виникнення вогнища пожежі або задимлення. При виявленні цих
чинників автоматично спрацьовує система сповіщення про пожежу, установка
пожежогасіння, система димовидалення, також ліфтове господарство і СКУД.
Пожежна сигналізація складається з таких елементів: контрольна панель,
блок індикації або автоматизоване робоче місце (АРМ) на базі комп'ютера, а
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
125

також різних типів датчиків (сповіщувачів) і джерела безперебійного живлення
(ДБЖ).
Останній винахід в області пожежної сигналізації - це мультисенсорний
сповіщувач. Стандартний сповіщувач - це датчик, який реагує на появу яких-
небудь ознак пожежі: дим, температура і так далі Розробники вже давно були
спантеличені проблемою створення датчика, який би розглядав всі ознаки в
сукупності, а, отже, точніше визначав би наявність пожежі, на порядок,
зменшуючи помилкові тривоги пожежної сигналізації. Основні чинники, на які
реагує пожежна сигналізація, - це концентрація диму в повітрі, підвищення
температури, наявність чадного газу і відкритий вогонь. Першими були
винайдені мультисенсорні датчики, що реагують на сукупність двох ознак: дим і
підвищення температури. Але розвиток технологій пожежної сигналізації не
зупинився на цьому і тепер уже використовуються датчики нового покоління,
якою враховують сукупність три і навіть всіх чотирьох чинників. На
сьогоднішній день, багато фірм вже випускають системи пожежної сигналізації
з мультисенсорними датчиками. Найбільш відомі з них System Sensor, Esser,
Bosch Security Systems, мультисенсорний димовий детектор Siemens і ін.

Рисунок 11.1 - Структурна схема системи пожежної сигналізації відділу

Для підвищення ефективності роботи пожежна сигналізація як правило
оснащена також і ручними сповіщувачами. Вони зазвичай мають вигляд
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
126

закритої прозорої коробки з червоною кнопкою і розміщуються на стінах в
місцях, легко доступних, аби в разі виявлення пожежі працівник без зусиль міг
оповістити все підприємство про небезпеку. Ручні оповіщувачі відносяться до
загальних вимог установки пожежної сигналізації на підприємствах.
Серед багатого різноманіття сучасних сповіщувачів пропонується
використати сучасний бездротовий датчик диму Ajax WS-501.
Бездротовий пожежний датчик Ajax WS-501 призначений для визначення
пожежі в приміщенні, що охороняється. Датчик виявляє дим з допомогою
інфрачервоного випромінювача і фотоприймача. Елементи змонтовані в
спеціальній димовій камері. При попаданні частинок диму в камеру,
фотоприймач виявляє спотворення інфрачервоного світла. Якщо диму стає
багато, спотворення променю стає сильним, датчик посилає повідомлення по
радіоканалу (без проводів) про пожежну тривогу на центральний блок і
включається вбудована в датчик звукова сирена. Датчик використовується для
виявлення диму в будинку, магазині, готелі, ресторані, офісній будівлі, школі,
банку, бібліотеці, складі і т.ін.

Рисунок 11.2 - Бездротовий датчик диму Ajax WS-501

• Датчик повністю бездротовий: легко встановлюється і настроюється без
спеціальних знань;
• Монтаж датчика не зашкодить ремонту приміщення;
• Регулярно передає сигнали тестування на центральний блок. У разі
якщо датчик спробують вкрасти або зламати, інформація про це негайно
передається на пульт;
• Передає сигнал про розряд батареї на центральний блок;
• Передає сигнал по бездротовому протоколу CONQUISTADOR;
• Передана інформація захищена від перехоплення за допомогою
плаваючого коду;
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
127

• Максимальна відстань між брелоком і центральним блоком становить
550 м (за умови прямої видимості);
• При передачі використовується авторський алгоритм захисту від
накладення сигналів, що дозволяє уникнути втрати інформації при
одночасному спрацюванні декількох датчиків;
• Передана інформація захищається за допомогою спеціального
завадостійкого кодування. Це дозволяє передавати сигнал на великі
відстані навіть при наявності великої кількості радіочастотних
перешкод;
• Працює з приймачем бездротових датчиків Ajax RR-104;
• Датчик використовує частоту загального призначення 868 МГц
для передачі сигналу. Вона не потребує ліцензії на використання.
Технічні характеристики датчика:
 Тип датчика: бездротовий;
 Тип сенсора: фотоелектричний;
 Площа, що покривається: 20м2;
 Гучність вбудованої сирени: 85 дБ;
 Максимальна відстань між датчиками і централлю: 400 м;
 Частота передачі: 868 МГц;
 Потужність радіопередавача датчиків: 10 мВт;
 Тип елемента живлення: батарея PP3 (Крона);
 Термін роботи датчика від одного елемента живлення: до 2 років;
 Робоча напруга: 9 В;
 Споживаний струм в режимі бездіяльності/тривоги: 10 мкА/30 мА;
 Діапазон робочих температур: -10 - +50 С;
 Гарантія: 12 міс.
Максимальна відстань між димовими пожежними сповіщувачами,
сповіщувачем і стіною визначаються за таблицею 11.1, але не повинні
перевищувати значень, вказаних у технічній документації на сповіщувач.
Вибір пожежних сповіщувачів здійснюється в залежності від характерних
приміщень, виробництв, технологічних процесів відповідно ДБН В.2.5-56-2014
«Системи протипожежного захисту».

Таблиця 11.1

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
128

Схема квадратного розміщення Схема трикутного розміщення
Висота сповіщувачів сповіщувачів
приміщення
Максимальна відстань, м Максимальна відстань, м
що
захищається, між від між від
м сповіщувачами, сповіщувача до сповіщувачами, сповіщувача до
м стіни, м м стіни, м
До 11,0 10,5 5,3 13 3,75
Понад 11,0 зазвичай за цих висот не застосовують, проте в окремих випадках
до 25,0 використання допускають.

Приймач бездротових датчиків Ajax RR-104 призначений для того, щоб
приєднати бездротові датчики Ajax серії CONQUISTADOR до будь-якої
провідної охоронної централі. Принцип роботи дуже простий: Ajax RR-104
оснащений радіоканальним приймачем і НЗ транзисторними виходами. За
допомогою звичайних проводів виходи приймача з'єднуються з входами
централі. Таким чином НЗ виходи приймача стають аналогом звичайних
дротових датчиків для входів централі. При спрацьовуванні бездротового
датчика, він посилає сигнал на приймач. Приймач приймає його, обробляє і
розмикає відповідний датчику вихід. Централь у свою чергу сприймає
розмикання виходу приймача, як розмикання шлейфу датчика і видає тривогу.
Дозволяє зробити будь-яку дротову централь бездротовою. Приймач
приймає сигнал від радіоканальних датчиків, і за допомогою розмикання
виходів дає сигнали провідний централі, що підключається. Приймач
оснащений 12-ма транзисторними НЗ виходами (підтяжка до землі).
Максимальний комутований напруга/струм 20В/0,5 A. 8 виходів відповідають 8-
ми охоронним зонам. До кожної зони можливо приєднати 5 бездротових
пристроїв - датчиків, кнопок брелоків, кнопок клавіатур. У разі, якщо
приєднаний датчик, що працює в імпульсному режимі - вихід при тривозі
розмикається на 1 сек, якщо приєднаний датчик, що працює в бістабільному
режимі - вихід змінює свій стан залежно від стану датчика. У разі, якщо
приєднані кнопки брелоків і/або клавіатур, які відповідають за
поставлення/зняття системи з охорони, вихід буде змінювати свій стан залежно
від натискань. 4 виходи використовуються для передачі сервісних сигналів:
спрацювання тампера датчика, відсутність сигналу тестування, розряд батареї,
глушіння радіоканалу. У випадку, якщо відбувається одне з сервісних подій -
сервісний вихід розмикається.
Приймач відстежує коректну роботу датчиків в мережі. У разі якщо в
контрольний проміжок часу сигнал тестування від датчика не отримано,
видається тривога. Приймач відстежує розряд батареї датчиків. У випадку, якщо
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
129

батарея одного з датчиків розряджається - негайно видається тривога. Приймач
виявляє глушіння радіоканалу зловмисниками. У разі включення глушилки
негайно видається сигнал тривоги. Для детектування глушіння
використовується адаптивний алгоритм, що дозволяє уникнути помилкових
спрацьовувань із-за природних перешкод у радіоканалі. В приймачі ведуться
протоколи сервісних і тривожних подій - завжди можна подивитися, в якому
конкретно датчику спрацював тампер, або сіла батарея, який саме датчик
відправляв сигнал тривоги.
Приймач оснащений спеціальним режимом тестування, який дозволяє
визначити співвідношення сигнал/шум для кожного датчика. Цей режим
дозволяє вибрати оптимальне місце установки для датчика.
Підтримує SMA антени для збільшення дальності роботи.
Основні технічні характеристики:
 Дозволяє зробити дротову охоронну централь бездротовою;
 Приймає сигнал від бездротових датчиків Ajax серії CONQUISTADOR;
 Підключається до провідної централі;
 12 транзисторних виходів: 8 охоронних зон, 4 сервісних виходи;
 Підтримує до 40 бездротових пристроїв, до 5-ти в кожній зоні;
 Контроль бездротових датчиків, детектування глушіння, журнал подій;
 Приймач з цифровим синтезатором частот і кварцовою стабілізацією,
максимальна відстань між приймачем та передавачем 550 м.

СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
130

1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2017. – 736 с.
2. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт України.
Характеристики напруги електропостачання в електричних мережах
загальної призначеності.
3. Кудрин Б.И Электроснабжение промышленных предприятий. – 2-е изд.
Интермет Инжиниринг, 2006. – 672 с.
4. Проектирование электроснабжения промышленных предприятий. Нормы
технологического проектирования НТП ЭПП–94. –1-я ред. ВНИПИ
Тяжпромэлектропроект им. Ф.Б. Якубовского. – М. 1994.
5. Указания по расчету электрических нагрузок. РТМ 36.18.32.4–92 ВНИПИ
Тяжпромэлектропроект им. Ф.Б. Якубовского. – М. 1992.
6. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного
проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Учеб.
пособ. для вузов, - М. Энергоатомиздат, 1987, - 368 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. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств
подстанций 35-750 кВ. Типовые решения. Первая редакция № 278. –М.:
2007.
9. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств .
10. Указания по проектированию установок компенсации реактивной мощности
в сетях общего назначения промышленных предприятий. РТМ 36.18.32.6 –
92. ВНИПИ Тяжпромэлектропроект им. Ф.Б. Якубовского. – М.: 1992.
11. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для вузів. / Г.Г.
Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. – Дніпропетровськ,
2002. – 597 с.
12. Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред. Ю.Г.Барыбина
и др. – Энергоатомиздат, 1990. – 576 с.
13. ГОСТ 28249-93. Межгосударственный стандарт. Короткие замыкания в
электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока
напряжением до 1 кВ. Издательство стандартов, 1994.
14. ГОСТ 13109-97 Межгосударственный стандарт. Нормы качества
электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.
Издательство стандартов, 1998.
Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
131

15. ГОСТ 27514-87 Межгосударственный стандарт. Короткие замыкания в
электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока
напряжением свыше 1 кВ. Издательство стандартов, 1988. – 38 с.
16. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра для
здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм
навчання [Електронний ресурс] / [Упоряд. : Ситник О.О., Самойлик О.В.,
Курбака Г.В.] ; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. –
Черкаси : ЧДТУ, 2017. – 108 с.
17. Файбисович Д. Л., Карапетян И. Г. Укрупненные стоимостные показатели
электрических сетей 35 - 1150 кВ. - М.: НТ "Энергопрогресс", 2003-320 с.

Арк.
ЧДТУ А1 20071 58/04 ПЗ
Арк. № докум. Підпис Дата 132 Змн.

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