Система електропостачання підприємства з виробництва обладнання для автомобільних газових заправок

Кирилець, Богдан Олександрович

Будь ласка, використовуйте цей ідентифікатор, щоб цитувати або посилатися на цей матеріал: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7364

Повний запис метаданих

Поле DC	Значення	Мова
dc.contributor.advisor	Кисельова, Ганна Олексіївна	-
dc.contributor.author	Кирилець, Богдан Олександрович	-
dc.date.accessioned	2026-03-10T04:15:35Z	-
dc.date.available	2026-03-10T04:15:35Z	-
dc.date.issued	2023-06	-
dc.identifier.uri	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7364	-
dc.description.abstract	У даній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проєктування електропостачання підприємства з виробництва обладнання для автомобільних газових заправок. Проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. Кваліфікаційна робота бакалавра виконана у відповідності до вимог методичних рекомендацій з використанням сучасної довідкової літератури, всі розрахунки та креслення електричної частини відповідають вимогам ДСТУ та ЄСКД.	uk_UA
dc.language.iso	uk	uk_UA
dc.subject	електропостачання	uk_UA
dc.subject	розрахунок електричних навантажень	uk_UA
dc.subject	компенсація реактивної потужності	uk_UA
dc.subject	релейний захист та автоматика	uk_UA
dc.title	Система електропостачання підприємства з виробництва обладнання для автомобільних газових заправок	uk_UA
dc.type	Bachelor Thesis	uk_UA
Розташовується у зібраннях:	141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання)

Файли цього матеріалу:

Файл	Опис	Розмір	Формат
ВКРБ_Кирилець.pdf Restricted Access		2.52 MB	Adobe PDF	Переглянути/Відкрити Запит копії

Показати базовий опис матеріалу Перегляд статистики

Усі матеріали в архіві електронних ресурсів захищено авторським правом, усі права збережено.

Extracted text

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

«До захисту допущено»
Зав. кафедри ЕТС

__________ О.О. Ситник
(підпис) (ініціали, прізвище)
«___»___________2023р.

ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА

до кваліфікаційної роботи

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

ЧДТУ А1 21068 45/04

на тему:
«Система електропостачання підприємства з виробництва
обладнання для автомобільних газових заправок»
(назва теми згідно наказу)

Виконав: здобувач вищої освіти 2 курсу,
групи СКЕСЕ – 16
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності)

Кирилець Богдан Олександрович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)

Керівник _______________ Кисельова Г.О.
( прізвище та ініціали)

Рецензент _______________ _______________
(прізвище та ініціали)

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

Черкаси 2023 року
Черкаський державний технологічний університет

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

ЗАТВЕРДЖУЮ
Завідувач кафедри ЕТС
____________ О.О.Ситник
(підпис)
“_____” __________2023 р.

З А В Д А Н Н Я
НА КВАЛІФІКАЦІЙНУ РОБОТУ

Кирильцю Богдану Олександровичу___________
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
1. Тема кваліфікаційної роботи
«Система електропостачання підприємства з виробництва обладнання для
автомобільних газових заправок»

Керівник кваліфікаційної роботи Кисельова Ганна Олексіївна, ст.викладач
(прізвище, ім’я, по батькові, науковий ступінь, вчене звання)
Затверджені наказом Черкаського державного технологічного університету від
« 28» лютого 2023 року № 45/04

2. Строк подання кваліфікаційної роботи здобувачем вищої освіти ____________________

3. Вихідні дані до кваліфікаційної роботи: 1. Тип системи електропостачання –
централізована; 2. Клас напруги ГПП – 110/10 кВ; 3. Встановлена потужність підприємства –
9388,05 кВт; 4. Потужність КЗ на шинах енергосистеми – 2900 МВА; 5. Розміри цеху –
50×60×6 м; 6. Кількість електроприймачів цеху – 76 шт; 7. Встановлена потужність силових
електроприймачів цеху – 1061,5 кВт; 8. Індивідуальне завдання – Розрахунок
диференціального захисту ділянки живлення цехових трансформаторів ливарного цеху;
9. Техніко-економічні розрахунки – Економічний вибір трансформаторів цеху з виробництва
газових колонок; 10. Охорона праці – Розробка системи пожежної сигналізації на виробничій
дільниці з ремонту та наладки електротехнічного обладнання.

4. Зміст розрахунково-пояснювальної записки (перелік питань, що їх належить
розробити)
1 Умови проектування
2 Розрахунок електричних навантажень
3 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства. Розрахунок живлячої мережі
4 Вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності
5 Вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання напругою 10 кВ
6 Розрахунок струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В
7 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП. Вибір високовольтної апаратури.
Перевірка кабельних ліній
8 Розрахунок системи електропостачання цеху
9 Індивідуальне завдання – Розрахунок диференціального захисту ділянки живлення
цехових трансформаторів ливарного цеху
10 Техніко-економічні розрахунки – Економічний вибір трансформаторів цеху з
виробництва газових колонок
11 Охорона праці.

5. Перелік графічного матеріалу (з точним зазначенням обов’язкових креслень,
плакатів)
1 Генплан підприємства
2 Однолінійна схема ГПП 110/10 кВ
3 План ГПП 110/10 кВ
4 Однолінійна схема електропостачання цеху
5 План живлячих та розподільчих мереж цеху
6 Однолінійна схема КТП
7 Вид та план КТП 10/0,4 кВ
6. Консультанти розділів кваліфікаційної роботи
Розділ Прізвище, ініціали та посада Підпис, дата
консультанта завдання видав завдання прийняв
Охорона праці ст. викл. Кожем´якін О.С.

7. Дата видачі завдання до кваліфікаційної роботи 1 березня 2023 року

КАЛЕНДАРНИЙ ПЛАН
№ Назва етапів виконання кваліфікаційної роботи Строк виконання
з/п етапів кваліфікаційної Примітка
роботи
1 Умови проектування 01.03.23 – 03.03.23
2 Розрахунок електричних навантажень 04.03.23 –08.03.23
3 Вибір і обґрунтування схеми живлення
підприємства. Розрахунок живлячої мережі 09.03.23 – 15.03.23
4 Вибір трансформаторів і засобів компенсації
реактивної потужності 15.03.23 – 20.03.23
5 Вибір схеми внутрішньозаводського
електропостачання напругою 10 (6) кВ 21.03.23 – 24.03.23
6 Розрахунок струмів короткого замикання в
мережах вище 1000 В 25.03.23 – 30.03.23
Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП.
7 Вибір високовольтної апаратури. Перевірка 01.04.23 – 16.04.23
кабельних ліній.
8 Розрахунок системи електропостачання цеху 17.04.23 – 17.05.23
9 Індивідуальне завдання 18.05.23 – 21.05.23
10 Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП
промислового підприємства 22.05.23 – 23.05.23
11 Охорона праці 23.05.23 – 25.05.23
12 Виконання креслень графічної частини роботи 26.05.23 – 07.06.23
13 Підготовка доповіді та супровідних документів, 08.06.23 – 12.06.23
збір необхідних підписів

Здобувач вищої освіти-дипломник ______________ Кирилець Б.О.
(підпис) (прізвище та ініціали)
Керівник кваліфікаційної роботи ________________ Кисельова Г.О. .
(підпис) (прізвище та ініціали)

ЗМІСТ

ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ . 6
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ .................................................................................... 7
1.1 Характеристика об'єкта проектування .............................................................. 9
1.3 Характеристика цехів об'єкта, особливості їх електропостачання .............. 12
1.4 Характеристика джерела живлення ................................................................ 13
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ .......................................... 14
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів .............. 15
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень від
однофазних електроприймачів .............................................................................. 25
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від освітлювальних
систем ....................................................................................................................... 26
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової підстанції
................................................................................................................................... 27
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання .................................................................................................. 28
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій ....... 30
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ..................................................................... 34
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ................................. 34
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ............................................................ 35
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ............................................ 39
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ
ПОТУЖНОСТІ ........................................................................................................... 45
4.1 Вибір трансформаторів головної понижуючої підстанції ............................ 45
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності ...................................................................... 48
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві .................................. 53
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
НАПРУГОЮ 10 (6) кВ ............................................................................................... 54
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі 54
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж ...................................................... 55

ЧДТУ А1 21068 45/01
Зм. № докум. Підпис Дата
Разраб. Кирилець Система електропостачання Літ Аркуш Аркушів
Пер ев. Кисельова підприємства з виробництва 3 136
Т. контр. обладнання для автомобільних
Н. контр. Ключка газових заправок ФЕТАМ, СКЕСЕ-16
Затв. Ситник
Инв. № подп Подп. и дата Инв. № дубл. Взам. инв. № Подп. и дата

6 РОЗРАХУНОКСТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ
1000В ........................................................................................................................... 60
6.1 Вихідні дані для розрахунків ........................................................................... 60
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках ....................................................................................................................... 62
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ ... 66
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ........... 69
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ....................................... 69
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН ........................................................... 69
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН .............................................. 70
7.4 Вибір трансформаторів струму ....................................................................... 72
7.5 Вибір трансформаторів напруги...................................................................... 73
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість ........................................................ 74
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ ......................... 75
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху ..................................... 75
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем ............................. 76
8.2.1 Загальні відомості ....................................................................................... 76
8.2.2 Розрахунок освітленості ............................................................................ 78
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок ...................................... 81
8.2.4 Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги ...................... 86
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву ........................ 88
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж .......................... 89
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами нагріву
та захисту .............................................................................................................. 90
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги ............................ 98
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ .......................... 100
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання мережі до 1000В ...................... 102
8.5 Захист цехових електричних мереж ............................................................. 105
8.5.1 Вибір апаратів захисту ............................................................................. 105
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції ... 107
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції .... 109
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ .......................................................................... 114
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА.................................................................. 118

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 4
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

11 ОХОРОНА ПРАЦІ .............................................................................................. 123
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають на виробничій дільниці з
ремонту та наладки електротехнічного обладнання ......................................... 123
11.2 Модернізація системи пожежної сигналізації на дільниці цеху .............. 127
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ................................................................ 135

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 5
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І
ТЕРМІНІВ

ВН – висока напруга
ГПП – головна понижуюча підстанція
ЕН – електричне навантаження
ЕП – електроприймачі
КЗ – коротке замикання
КРП – комплектно розподільчий пристрій
КТП – комплектна трансформаторна підстанція
ЛЕП – лінія електропередачі
НБК – низьковольтна батарея конденсаторів
НКУ – низьковольтна комплектна установка
ПЛ – повітряні лінії
ПРА – пускорегулююча апаратура
ПУЕ – правила улаштування установок
РП – розподільчий пункт
РПС – районна підстанція
СЕП ПП – система електропостачання промислового підприємства
ТЕР – техніко-економічні розрахунки
ТП – трансформаторна підстанція
ЦЕН – центр електричних навантажень

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 6
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ

Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції,
розподільчих пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у цехах.
Призначена система для забезпечення вимог виробництва в передачі
електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у відповідній
кількості та якості [1, 2].
Як відомо [3, 4], 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.
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 7
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному принципу
з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення електроприймачів
паралельних технологічних ліній слід здійснювати від різних секцій шин
підстанцій, взаємозв'язані технологічні агрегати повинні живитися від однієї
секції шин.
Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися при будь-яких
перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних потоків.
є) При побудові схеми електропостачання підприємства, електроприймачі
якого вимагають резервування живлення, повинно проводитися секціонування
шин у всіх ланцюгах системи розподілу електричної енергії, включаючи шини
низької напруги цехових двохтрансформаторних підстанцій.
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися під
навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має бути
обґрунтовано.
ж) Потрібно застосовувати (вживати) , як правило, роздільну роботу ліній,
трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена паралельна
робота елементів електропостачання.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження 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.
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 8
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

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.
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 бакалавра, займається виробництвом обладнання для
автомобільних газових заправок.
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.
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 9
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

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

Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
№ Кількість, Встановлена
cosϕ
поз. Електроприймач шт. потужність,
кВт
1 2 3 4 5
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Тельфер 2 17,3 0,8
2 Гибочно-відрізний верстат 3 12 0,83
3 Кромкогибочний верстат 3 10 0,82
4 Вентилятор витяжний 9 5,5 0,86
5 Конвеєр ролерний 1 21 0,86
6 Зварювальний напівавтомат 6 18,7 0,91
7 Зварювальний дисковий апарат 4 20 0,94
8 Перфораційно-вирубний прес 6 23,4 0,87
9 Прес елементів монтажу 2 11 0,88
10 Вентилятор приточний 3 24 0,88
11 Комресор 1 32 0,78
12 Насос холодної води 2 7,7 0,86
13 Насос гарячої води 2 8,8 0,82
14 Термопласт автомат 2 68 0,93
15 Верстат токарний 4 17,5 0,85
16 Верстат фрезерний 2 14,6 0,85
17 Верстат свердлильний 2 5,7 0,87
18 Пила маятникова 2 3 0,84
19 Верстат балансувальний 2 5,1 0,88
20 Обертовий маніпулятор 1 6,2 0,86
21 Зварювальний маніпулятор 2 18 0,9
22 Складальний обертовий стіл 6 1,7 0,82
23 Камера знежирення 1 4,2 0,83
24 Конвеєр ланцюговий 1 24,8 0,82
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 10
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Продовження табл.. 1.1
1 2 3 4 5
25 Фарбувальна установка 1 54,6 0,92
Σ = 70
Однофазні електроприймачі
1 Сатуратор 3 0,9 0,89
2 Сабельна пила 3 0,9 0,89
Σ = 6

В цеху з виробництва газових колонок 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 загально-виробниче освітлення 380/220 В, та
аварійне освітлення 220 В.
Розміри цеху, електропостачання якого ми будемо розраховувати,
складають :становлять 50×60×6, з площею освітлення S=3000 м2.

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 11
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання

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 заводу, електропостачання якого ми проектуємо,
розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 12
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

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 [5, 6].
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=2900 МВ • А;
• довжина повітряної лінії Lпл = 75 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на границі
балансової приналежності Qек = 214 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 21068 45/04 13
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ

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

І = const = Іроз .

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

t+Θ
IΘ(t) = 1
∫ I(t) ⋅dt ,
Θ t

де Θ – тривалість інтервалу усереднення (Θ ≤ t ≤ T - Θ ), що приймається для
графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної Θ = 3 ⋅T0 (у решті
випадків – Θ < 3 ⋅T0 );
T – інтервал реалізації випадкового процесу;
T0 – постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої
температури (за час, рівний 3 ⋅T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого
рівня).
Умовно приймають T0 =10 хв., Θ = 30 хв. незалежно від перетину
провідника, звідки і витікає поняття «півгодинний максимум».
З наведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий
струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж максимального нагріву
провідника або викликає такий же тепловий знос, що й початкове змінне
навантаження I(t) .
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 14
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Значення Іроз звичайно визначають з виразу

Ppоз = 3 ⋅U ⋅ Ipоз ⋅cosϕ . (2.1)

В якості розрахункового навантаження приймають середнє навантаження
PΘ за активною потужністю впродовж часу Θ

t+Θ
P 1
Θ = ∫ P(t)dt .
Θ t

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

2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів

Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно
проводити згідно методики [3], 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 заводах 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 .
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 15
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

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:

pу = pном = pпасп ⋅ ТВ ,

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

Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 16
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебраїчна
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

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

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

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 [7] 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.
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 17
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Відмітимо, що добуток Кв ⋅Рном є проміжною допоміжною
розрахунковою величиною, але не середнім значенням очікуваного
навантаження, як це вважалося раніше.
Величину ефективної кількості електроприймачів nе визначаємо за
співвідношенням

2
 n 
∑Pном 
n  1 
е = n . (2.5)
∑n ⋅р2
ном
1

Величину nе можна також визначати за спрощеним співвідношенням

2 p
n ∑ ном
е = . (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
К = 1
в n (2.6)
∑рномi
1

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 18
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

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

Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр для
різних Кв в залежності від nе для живлячих мереж напругою до 1000 В
n Коефіцієнт використання Кв
е 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 1,0
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0
6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0
7 2,49 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,0 1,0
8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,0 1,0
9 2,27 1,71 1,43 1,16 1,09 1,07 1,01 1,0 1,0
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0
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
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 19
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
17 1,81 1,41 1,21 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
18 1,78 1,39 1,19 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0

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

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 20
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

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

n
∑Квi ⋅Рномi
К = 1
в, 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 ⋅ tgϕі . (2.9)
і

До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ повинно бути додане освітлювальне
навантаження Pроз. оc , Qроз. оc .
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів напругою
до 1 кВ визначається за формулою

S 2 2
роз = Pроз +Qроз (2.10)

Результати розрахунків 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 [3], розраховуємо в якості прикладу величину
розрахункового активної та реактивної потужності окремого цеха , а саме цеху з
виробництва газових колонок.
Результати розрахунків заносимо у відповідні графи таблиці 2.3, що
виконана по формі Ф636-92.
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 21
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Визначимо номінальну групову потужність четвертої групи
електроприймачів (вентилятор витяжний) Рном,4. 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,4 = ∑pном ⋅ n = 5,5 ⋅9 = 49,5кВт.
1

Визначаємо розрахункову величину Кв ⋅ Рном,4 , для цієї ж групи,
використовуючи значення Кв з таблиці 2.3 (стовпчик 5); значення додатку К .
в Рном,
заносимо у стовпчик 8 таблиці 2.3.

Кв ⋅ Рном,4 = 0,8 ⋅ 49,5 = 39,6 кВт.

Визначаємо чергову розрахункову величину таблиці 2.1, та заносимо її у
відповідну графу таблиці 2.3.

Кв ⋅ Рном,4 ⋅ tgφ = 0,8 ⋅ 49,5 ⋅ 0,59 = 23,5квар .

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 .

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

n 2∑p
= ном 2 ⋅1061,5
е = = 38,8 шт..
pном м ax 54,6

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 22
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

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

n
∑Кв, і ⋅ Рном і
К 1 696,8
в, цеху = n = = 0,66 .
∑Р 1061,5
ном і
1

По графіку рисунок 2.2 для визначених величин nе=39 та Кв, цеху = 0,66
знаходимо коефіцієнт розрахункової потужності Кр.цеху який дорівнює Кр,цеху =1,09
За співвідношенням (2.8) знаходимо розрахункову активну потужність
цеху, який розраховуємо у якості прикладу

n
Рр, цеху = Кр ⋅ Кв, цеху ⋅ Рном,цеху = Кр ⋅ ∑Кв, i ⋅ Рном і = 759,5 кВт.
1

Так, як величина ефективної кількості електроприймачів nе>10,
реактивна потужність силових електроприймачів напругою до 1 кВ по цеху
визначається співвідношенням (1.9), тобто являє собою число підсумкової
строки графи 9:
Qр.цеху = ∑ (Кв ⋅ Рном ⋅ tgφ) = 376,9квар.
Повну розрахункова потужність Sпр силових електроприймачів напругою
до 1 кВ по цеху визначається формулою (1.10)

Sр,цеху = P2
р,цеху + Q2 2 2
р,цеху = (759,5) + (376,9) = 847,8 кВА.

Таким чином, нами виконано розрахунок повної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ окремого цеха , а саме цеху з виробництва
газових колонок.
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших цехів.

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 23
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 24
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

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 2.11.
В цеху використовується три сатуратори, з наступними паспортними
даними:
Рпасп = 900 Вт; ����������������пасп = 0,89; ТВ = 40% часу за одну годину роботи
3 6
����ном.у = �(6 ∙ 0,9 ∙ �0,4 ∙ 0,89) = �1,5 = 9 кВт ;
1 1
3
����ном.у = ����ном.у ∙ ������������ = � 1,5 ∙ 0,51 = 0,765 = 4,6 квар.
1
����
І = ном.������������.ф 1,5
ном.у ���� ∙ ���������������� = 0,22 ∙ 0,89 = 7,66 А

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 25
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

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 з виробництва газових колонок. Загальні геометричні розміри
виробничої зони цеху становлять 50×60×6, з площею освітлення
S=3000 м2.
Для визначення електричних навантажень (ЕН) освітлювальних установок
використовується метод питомої потужності. Для знаходження питомої
фактичної потужності ЕН освітлювальних установок (Рп.о.ф.) використовуються
слідуючи дані: тип світильника, коефіцієнт запасу к3., освітленість Еф, значення
розрахункової висоти h, площа освітлювального приміщення S. По обраному
типу світильника, площі освітлювального приміщення та висоті підвісу
світильників визначається питома потужність загального рівномірного
освітлення, необхідного для забезпечення норми освітленості.
Для освітлення цеху ми використаємо стельові світильники ПВЛМ з
чотирма лампами типу ЛТБ-65. Світильники розташовані під стелею на висоті
h=5,8 м, від рівня підлоги
Виконаємо розрахунки освітлювального навантаження цеху:
Визначимо активну потужність освітлювальних установок Рм.о. згідно виразу

Рм.о. = кп ⋅ Рп.о.ф ⋅S, (2.12)

де кп – коефіцієнт попиту освітлення [7];
S – площа приміщення, м2;

Р (0,95⋅9,7 ⋅3000)
м.о. = = 27,6кВт,
1000

Рп.о.ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м2,
визначається за формулою

Е
р = Р ф к з.ф
п.о.ф п.о.табл ⋅ ⋅ ⋅ к р , (2.13)
100 к з.табл

де Рп.о.табл – питома потужність освітлювальної установки [7], Вт/м2;
Еф – фактична освітленість для виконуваного виду робіт [7], лк;
кз.ф – фактичний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [7];
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 26
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

кз.табл – табличний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [7];
кр - коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення [7].

р 200 1,8
п.о.ф =14,5 ⋅ ⋅ ⋅ 0,3 = 9,7 Вт/м2
100 1,6

Реактивну потужність навантаження системи загального освітлення цеху
визначаємо за виразом

Qм.о = Рм.о ⋅ tgφо , (2.14)

де tgφ0 – реактивна складова кута зсуву фаз.

Qм.о = 27,6 ⋅0,2 =5,5 квар.

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

P0,38 цеху = Рр. цеху + Рр. ос. цеху + Рном.у , (2.15)

Q0,38 цеху = Qр. цеху +Qр. ос. цеху +Qном.у . (2.17)
Отримаємо
P0,38 цеху = Рр. цеху + Рр.ос. цеху + Рном.у = 759,5+ 27,6 + 9,0 = 791,6 кВт,

Q0,38 цеху = Qр. цеху + Qр.ос. цеху + Qном.у = 376,9 + 5,5 + 2,3 = 384,7 квар.

Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанцій за виразом

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 27
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

2 2
Sр.цеху = (Р0,38 цеху і ) + (Q0,38 цеху і ) , (2.18)

S 2 2 2 2
ТП2 = Р0,38 цеху + Q0,38 цеху = 791,6 + 384,7 = 836,1кВА.

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 

SНН.ГПП = 0,9 ⋅ 8312,92 + 5440,92 = 8941,6 кВА

Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по підприємства, а приблизна
розрахункова потужність має значення SНН.ГПП =8941,6 кВА.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.4.

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 28
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 29
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

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

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 [1, 6]. 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

Рр,0,38і = π ⋅ r2
i ⋅m

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

P
r 0,38 і
i = , (2.19)
π ⋅m

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

360 ⋅ P
α = р, цеху i
с.н ; (2.20)
Р0,38цеху

360 ⋅ P
α р, цеху i
оc.н = , (2.21)
Р0,38 цеху

Розраховуємо на прикладі вибраного ливарного цеху вказані параметри
картограми електричних навантажень.
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 30
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Р
r = р0,38(ТП−3) 1255
ТП−3 = = 44,7 мм.
3,14 ⋅m 3,14 ⋅ 200

Розрахункові значення заносимо у графу 8 таблиці 2.5

Таблиця 2.5 – Дані для побудови картограми ЕН
Найменування P m °
р Pр,OC Pp0,38 α α r
кВт/мм2 c.н oc.н мм
кВт кВт кВт
1 2 3 4 5 6 7 8
Каркасний цех. Вагова. Склади 702,3 67,5 769,8 0,2 328 32 35
Цех з виробництва газових колонок 759,5 27,6 791,6 0,2 347 13 35,4
Ливарний цех 1222,4 32,6 1255,0 0,2 351 9 44,7
Цех гумових ущільнювачів.
Цех апаратури керування 615,3 33,7 649,0 0,2 341 19 32,1
Цех резервуарів 956,8 57,4 1014,2 0,2 340 20 40,2
Фарбувальний цех. Підготовчий цех 756,2 45,8 802,0 0,2 339 21 35,7
Ремонтний цех. Будівля управління.
Гаражі. Цех гумових рукавів та 434,8 123,6 558,4 0,2 280 80 29,8
пістолетів
Цех редукторів 782,4 28,8 811,2 0,2 347 13 35,9
Цех клапанів та лічильних приладів.
Насосна станція. Заправочна станція 802,5 41,3 843,8 0,2 342 18 36,7
Цех модульних автозаправочних
станцій. Котельня. Цех тари 789,4 28,5 817,9 0,2 347 13 36,1

Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як точку
з координатами:
n
∑ (Pp.i ⋅ xi )
Х = i=1
n ; (1.21)
∑ Pp.i
i=1
n
∑ (Pp i ⋅ yi )
Y = i=1
n , (1.22)
∑ 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 (1.21), (1.22)
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 31
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

заносимо у відповідні графи таблиці 2.6. Визначаємо координати ЦЕН

n
∑ (Pp.i ⋅ xi )
Х i=1 1795445,5
= n = =196 м,
∑ P 8312,9
p.i
i=1
n
∑ (Pp i ⋅ yi )
Y = i=1 1634706,2
n = = 216 м.
∑ P 8312,9
p
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 21068 45/04 32
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 33
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ

3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства

При виборі головної схеми електропостачання 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 [2].
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.
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 34
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

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

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
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 35
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірені, при
необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
На цьому етапі проектування попередньо визначається переріз живлячих
ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном РУВН і приблизна
потужність SВН ГПП на стороні ВН ГПП.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано втрати
потужності у силових трансформаторах ГПП

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

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

S
І ВН ГПП
роз = ⋅К , (3.2)
2 ⋅ 3 ⋅ U зав.Л
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)
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 36
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

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.
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 ⋅8941,6 = 178,8кВт,
∆Qтр = 0,1 ⋅8941,6 = 894,1 квар .

Загальне навантаження об’єкта визначається виразом

SВН.ГПП = 0,9 ⋅ (8312,9 +178,8)2 + (5440,9 + 894,1)2 =10594,5 кВА.

Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу

S S
тр =
ВН.ГПП ;
2 ⋅0,7
S 10594,5
тр = =10000 кВА.
2 ⋅ 0,7

Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу

І = 10594,5
розПЛ = 55,7 А ,
2 ⋅ 3 ⋅ 110

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 37
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Переріз лінії живлення (мм2) визначаємо за виразом

F І
ек = ,
jек

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

F 55,7 2
ек = = 39,7 мм .
1,4

Розрахунковий економічно вигідний переріз закругляємо до найближчого
стандартного перерізу Fст.
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.

55,7 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 .55,7 А=111,4А <0,9 .1,25 .260=292,5А;
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 38
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

- 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 [14].

3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП

В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній), по
яких передається електроенергія від системи до ГПП підприємства, втрати
напруги мають істотно різну величину.
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу напруги.
Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х
повітряної лінії більше активного опору R: X > R , причому для ЛЕП напругою
220 кВ і вище справедливе співвідношення: Х R .
Тому при значних протяжностях таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проектних, значення кутів
зсуву δ стають великими, як правило, близько 15− 25 , зі збільшенням δ до
35− 55 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі потужностей, близьких
до нормативних по статичній стійкості. У цих випадках врахування поперечної
складової δU// вносить уточнення в розрахунки напруги, що істотно
перевищують погрішності інформації про параметри мережі, а тому аналіз
електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної
складової падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X ≤ R , кут δ невеликий (менше
2 − 3 ).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.2):
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 39
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Рисунок 3.2 – 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 cosϕ+Xsinϕ) . (3.5)

Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги
в лінії δU//
ф
δU//
ф = Iа ⋅X − Iр ⋅R = I ⋅ (X ⋅cosϕ−R ⋅sinϕ) . (3.6)

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

 
U = U + ∆U = U + ∆U′ //
ф1 ф2 ф ф2 ф + jδUф =
(3.7)
= Uф2 + (IaR + IpX)+ j(IaX − IpR) = Uф1 ⋅e
jδ ,

де модуль U1ф цієї напруги

U / 2 // 2
ф1 = (Uф2 + δUф) + (δUф ) (3.8)
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 40
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

та його фаза δ

δU//
δ = arctg ф
/ . (3.9)
Uф2 + δUф


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

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

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 41
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

n
∆U// = 3 ⋅U//
ф = 3 ⋅∑(Ii ⋅ ri ⋅cosϕi + Ii ⋅xi ⋅sinϕi ) . (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 ∆U приблизно визначається за формулою

∆U ∆U/ = 3 ⋅ (I ⋅R + I ⋅X) = PіR +QіX ≈ PіR +QіX
 a 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 Π{r0, x0} – значення подовжнього або поперечного параметра, віднесеного
до 1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по емпіричній
формулі, Ом/км

D
X0 = 0,144 ⋅ lg cp + 0,0157 ⋅µ = Х/ +Х//
0 0 , (3.14)
rдр

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

D 3
cp = D12 ⋅D13 ⋅D23 , м. (3.15)
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 42
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

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)
π

Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км

R ρ
0 = , (3.17)
F

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

Ia =
Pі ; I = Qі (3.18)
3 ⋅U p
і 3 ⋅Uі
Проектна потужність підприємства Рі=8312,9 кВт; Qі=5440,9 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 ⋅50=17 Ом,
Х = Х0 ⋅L, Х=0,318 ⋅50=15,9 Ом.

Активну і реактивну складову струму обчислюємо з формулою (3.8)
I = 8312,9
a = 43,6 А;
3 ⋅110 ⋅103
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 43
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

I = 5440,9
р 3 = 28,6 А.
3 ⋅110 ⋅10

Використовуючи формули (3.3) і (3.4) визначимо повздовжню і поперечну
складову падіння напруги

∆U'
ф = 43,6 ⋅17 + 28,6 ⋅15,9 =1186,7 В.
δU"" = 43,6 ⋅15,9 − 28,6 ⋅17 = 6446,3 В.

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

∆Uф1 = (110 + 0,66)2 ⋅106 + (0,142)2 ⋅106 = 72,6 кВ.


Модуль падіння напруги ∆Uф визначається співвідношенням (3.7)


∆U = (0,66)2 ⋅106 + (0,142)2 ⋅106
ф = 680 В.

Втрата напруги розраховується за співвідношенням (3.6)

∆Uф =110 +103 −110 ⋅103 =0,6 ⋅103 кВ.

Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при проектній
потужності Р1=8312,9 кВт; Q1=5440,9 квар складає

∆U
∆U(%) = ф %;
∆Uном
∆U(%) 0,6 ⋅103
= 3 ⋅100=0,55 %;
110 ⋅10

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

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 44
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 іSном 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
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 45
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

максимальне навантаження буде відповідати Sпp(6 ст.) об’єкта, згідно чого
робиться масштаб по осі навантажень (рисунок 4.1).
Попередньо вибираємо трансформатор ТДН-10000/110 із номінальними
параметрами Sном ТР=10 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 [13], в якому
максимальне навантаження буде відповідати Sрозр об'єкта, згідно чого робиться
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).

S кВА
7000
Sн.тр
6500
6000
5500 Sмакс
5000 5295
4500 4766
4000 4236
3810
3500 3707
3000 3177 3177
2500 2648
2000
2118 2118 2118
1500
1589 1589
1000
500
0
1 2 4 5 6 8 11 14 16 19 22 23 24
t год

Рисунок 4.1 – Упорядкований добовий графік навантаження для
вибору трансформаторів ГПП

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 46
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначаємо згідно
виразу
n
∑ (S2
i ⋅Δt i )
К 1
= 1=i
1 ;
n (4.5)
Sн.тр ∑Δt i
i=1

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.

 (4,26 ⋅1) + (3,19 ⋅1) + (3,19 ⋅ 2) + (4,26 ⋅1) + (7,67 ⋅1) + 
 
1 
+ (7,46 ⋅ 3) + (6,39 ⋅ 3) + (6,39 ⋅ 3) + (5,33 ⋅1) + (4,26 ⋅1)
К 
1 = = 0,48
10 (1 + 1 + 2 + 1 + 1 + 3 + 3 + 3 + 1 + 1)

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

m
∑ (S2
i ⋅Δt i )
К` 1 1=i
2 = ;
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 ((9,59 ⋅ 2) + (8,53 ⋅ 2) + (810,6 ⋅ 3))
2 = = 0,31.
10 (2 + 2 + 3)

Величину К``2 визначаємо за виразом
`` 0,9 ⋅S
К = розр
2 ,
Sн.тр
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 47
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

К`` 0,9 ⋅10594,5
2 = = 0,31.
10000

Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1 за
допомогою таблиць [6] визначаємо допустиме систематичне перевантаження
К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним перевантаженням,
коли виконується умова
К2доп≥К2
1,4≥0,31.

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 [4].
Електроприймачі І категорії необхідно 6живити від двотрансформаторних
підстанцій. Двотрансформаторні підстанції рекомендується також
використовувати для живлення споживачів II категорії.
Живлення окремо споруджених об'єктів загальнозаводського призначення
рекомендується виконувати від двохтрансформаторних підстанцій.
Потужність трансформаторів двохтрансформаторних підстанцій слід
визначати таким чином, щоб при відключенні одного трансформатора було
забезпечено живлення електроприймачів, що вимагають резервування у після
аварійному режиму з урахуванням перевантажувальної здібності
трансформаторів.
При 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;
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 48
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

- 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.
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 = ТПцеху
s ; (4.8)
S

де SТПцеху - в даному випадку максимальне навантаження цеху, кВА;
S- площа приміщення, м2.
δ 836,1
s = = 0,27
3000

Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової потужності SН.ТР, що
призначені для живлення технологічно зв’язаних навантажень:

P
N м
min = + ΔN; (4.9)
к з ⋅Sн.тр

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 49
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

де Рм. – максимальне активне навантаження даної ТП, кВт;
кз – коефіцієнт завантаження трансформатора, (для двохтрансформаторних
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 796,1
min = + 0,7 = 2 шт ,
0,75 ⋅800

Економічну кількість трансформаторів Ne знаходимо за виразом

Nе =Nmin +m, Ne = 2 + 0 = 2 шт. (4.10)

де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [11]
у функції Nmin, ∆N.
За рахунок ∆N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax.Т, яка
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона за
виразом

Q 2 2
max .T = (Nе ⋅ кз.ф ⋅Sн.тр) - Рр.0,38 ; (4.11)

де кз.ф – фактичний коефіцієнт завантаження,

к S
= мТП
з.ф , (4.12)
Ne ⋅Sн.тр
к 836,1
з.ф = = 0,66 .
2 ⋅ 630
Qmax.T = (2 ⋅ 0,66 ⋅ 630)2 - 791,62 = 269,1квар.

Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QНК1 складе:
Q _
НК1 = Qм0,38 QmaxТ ; (4.13)

де Qм0,38 – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш
завантажену зміну, квар.
QHK1 = 384,7 - 269,1=115,5 квар,
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 50
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

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

QHK2 = Q _ _
м0,38 QHK1 γ ⋅ N е ⋅Sн.тр ; (4.14)

де γ– розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників К1 К2,
схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі (для радіальної мережі
γвизначається згідно рисунок 4.8, для магістральної схеми - рисунок 4.9. для
двоступеневої схеми живлення трансформаторів від РП 6-10 кВ, на яких
К
відсутні джерела реактивної потужності γ = р1 [16]).
60
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько та
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі - 12, при однозмінній - 24. Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП
ГПП та потужність трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з
даними таблиці 4.7 у залежності від потужності трансформаторів та довжині
живлячої лінії [16].

QHK2 = 384,7 −115,5_ (0,18 ⋅ 2 ⋅ 630) = 42,4 квар, .

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

QHK = QHK1 + QHK2, (4.15)
QНК=115,5+42,4=157,9 квар.

За результатами розрахунків, згідно ПУЕ (глава 5.6), вибираємо дві
конденсаторні установки марки УК4-0,415-80 Т3 потужністю Qкку=80 квар і
напругою живлення U=0,4 кВ кожна.
Аналогічно проводимо розрахунки для інших цехів і результати заносимо
у таблицю 4.1.

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 51
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 52
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 [11].
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 _ _
ек н.с ⋅Qм + ∆Qтр Qек ΣQнкф , (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 ⋅5440,9 + 894,1+ 214 − 2520 = 2700 квар.

Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення [8] 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 21068 45/04 53
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) кВ

5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі

Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують магістральною,
радіальною або змішаною схемами [8]. Вибір схеми визначається категорією
надійності споживачів електроенергії, їх територіальнім розміщенням,
особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх за
потужних заводах, розташованих у різних напрямках від ГПП. Радіальні схеми
забезпечують глибоке секціонування усієї системи електропостачання, від
джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється не
менш чім двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій джерела
живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-630
кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без резервування,
якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам прокладки ліній
можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції мають споживачів
II категорії, їх живлення повинно здійснюватися двокабельною лінією з
роз'єднувачами на кожному кабелі.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг перед
магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються при
живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують
споживачам під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть
поєднуватись до РУ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів підстанцій;
висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати технологічне
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 54
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

устаткування без переобладнання мережі; використання уніфікованих елементів,
які дозволяють вести монтаж індустріальними способами.
Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна, так як при зникненні
напруги на магістралі всі під'єднанні до неї споживачі втрачають живлення.
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 ΔР т 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

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 55
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Рм10 = Рр0,38 + ∆Рт = Рр0,38 + 0,02 ⋅Sн.тр , (5.1)

Qм10 = Qр0,38 + ∆Qт = Qр0,38 + 0,1 ⋅Sн.тр (5.2)

де Рр0,38; Qр0,38 – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ
Дані для розрахунків (Рр0,38 , Qр0,38 , Sн.тр ) беремо з таблиці 4.1 та заносимо у
таблицю 1.5 (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=791,6+0,02.630=804,2 кВт ,
QМ10=384,7+0,1.630=447,7 квар.

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

SЛ = (Р 2
м10 ) + (Q )2м10 , (5.3)

SЛ(ГПП−ТП2) = 804,22 + 447,72 = 920,4 кВА.

де Рм10 і 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.
Розрахунковий струм у кабельної лінії на кожної ділянки (ГПП-ТП2) в
нормальному режимі визначається як
S
I Л,і
р.Л,і = (5.4)
3 ⋅Uн

Для цеху, який обрано у якості прикладу

I 920,4
р.Л,(ГПП−ТП2) = = 53,2 А.
3 ⋅10

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 56
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2 (графа 4).

Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП

Кільк. Р , Q , S , Р ,
№ ТП т-рів р0,38 р0,38 н.тр м10 Qм10 , Sл
шт. кВт квар кВА кВт квар кВА

1 2 3 4 5 6 7 8
ТП-1 2 769,8 448,7 630 782,4 511,7 934,8
ТП-2 2 791,6 384,7 630 804,2 447,7 920,4
ТП-3 2 1255,0 865,5 1000 1275,0 965,5 1599,3
ТП-4 1 649,0 440,8 1000 669,0 540,8 860,3
ТП-5 2 1014,2 595,1 1000 1034,2 695,1 1246,1
ТП-6 2 802,0 565,8 630 814,6 628,8 1029,0
ТП-7 1 558,4 393,6 1000 578,4 493,6 760,4
ТП-8 2 811,2 579,8 630 823,8 642,8 1044,9
ТП-9 2 843,8 582,2 1000 863,8 682,2 1100,7
ТП-10 2 817,9 584,8 1000 837,9 684,8 1082,1

Згідно економічної густини струму jеквизначаємо стандартний переріз Fек
кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий струм Ідоп, значення
якого заносимо у графу 6 таблиці 5.2.

F І 53,2
ек = = = 38мм2.
jек 1,4

Розрахунковий переріз кабелів для лінії (ГПП – ТП2) 38 мм2, тому ми
приймаємо найменший переріз кабелю марки АПвВнг, що має переріз 50 мм2,
Іном.каб=166 А.
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи за співвідношенням [6]

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;
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 57
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Ідоп – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних
умовах
53,2 ≤166 ⋅1,05 ⋅0,9 =156,7А.

Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається за
виразом

2 ⋅ I л ≤ Iдоп ⋅К1⋅K 2 ⋅К3

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

2 ⋅53,2 ≤166 ⋅1,05 ⋅ 0,9 ⋅1,25 =196А

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 ⋅ sin φ), (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 1.5 для відповідної кабельної лінії.
Для лінії ГПП–ТП2

сosφ Рм10 804,2
= = = 0,87 ,
Sл 920,4
sin φ Q
= м10 447,7
= = 0,48 .
Sл 920,4

Втрата напруги в кабельної лінії, що розглядається у якості прикладу,
буде
∆U = 3 ⋅53,2 ⋅ 0,35 ⋅ (0,769 ⋅ 0,87 + 0,066 ⋅ 0,48) = 32 В.

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 58
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Таким чином, умова виконується, так як

∆U = 32 ≤ 0,05 ⋅Uном = 52 В.

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

Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Ділянка Lкл, SЛ, IрЛ, Fек, Iдоп, Прийнята F 2
кабелю м кВА А мм2 А мм2 Прийнята F, мм
ГПП-ТП1 280 934,8 54,0 38,6 136 35 АПвВнг(3×35)
ГПП-ТП2 350 920,4 53,2 38,0 136 35 АПвВнг(3×35)
ГПП-ТП3 190 1599,3 92,4 66,0 201 70 АПвВнг(3×70)
ГПП-ТП4 170 860,3 49,7 35,5 136 35 АПвВнг(3×35)
ГПП-ТП5 230 1246,1 72,0 51,4 166 50 АПвВнг(3×50)
ГПП-ТП6 420 1029,0 59,5 42,5 166 50 АПвВнг(3×50)
ГПП-ТП7 220 760,4 44,0 31,4 136 35 АПвВнг(3×35)
ГПП-ТП8 120 1044,9 60,4 43,1 166 50 АПвВнг(3×50)
ГПП-ТП9 240 1100,7 63,6 45,4 166 50 АПвВнг(3×50)
ГПП-ТП10 140 1082,1 62,6 44,7 166 50 АПвВнг(3×50)
ГПП-БСК10 10 1350 78 55 166 50 АПвВнг(3×50)

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

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 59
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

6 РОЗРАХУНОКСТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000В

6.1 Вихідні дані для розрахунків

Основною причиною порушення нормального режиму роботи СЕП
є виникнення короткого замикання в мережі або в елементах електрообладнання
внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій обслуговуючого
персоналу.
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання, згідно
ПУЕ (розділ 1.4.9 – 1.4.13), є прийнята схема електропостачання та величина
потужності короткого замикання на шинах районної підстанції. Розрахункова
схема мережі і схема заміщення зображені на рисунках 1.6 і 1.7
Величинами вихідних даних для розрахунку струмів короткого замикання
є прийнята схема електропостачання, величина потужності короткого замикання
на шинах районної підстанції та конкретні дані елементів схеми заміщення.
Т2
Т4
Т3

Рисунок 6.1 - Розрахункова схема розрахунку КЗ

Для розрахункової схеми (рисунок 6.1) складаємо схему заміщення,
виходячи з розрахункових умов і враховуючи прийняті у стандарті [15]
припущення. Схему складаємо однолінійною.
каб.лін 2
каб.лін 4
каб.лін 3

Рисунок 6.2 - Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 60
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
- номінальна напруга енергосистеми UС=110 кВ:
- потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=2900 МВ • А;
- довжина повітряної лінії lл=75 км.
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

S
I = б
б , (6.1)
3 ⋅ Uб
I 100
б1 = = 0,5кА,
3 ⋅115
I 100
б1 = = 5,5кА.
3 ⋅10,5

Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях:
– електричної системи
Х Sб
с = , (6.2)
Sк.з.
Х 100
с = = 0,034 .
2900

– повітряної лінії 110, кВ

R Sб
пл = r0л ⋅ lл ⋅ , (6.3)
U2
б1

R 0,38 75 100
пл = ⋅ ⋅ = 0,216;
1152

де lл – довжина повітряної лінії, км;
r0л, x0л– активні та індуктивні опори повітряної лінії, Ом/км

X x Sб
пл = 0л ⋅ lл ⋅ , (6.4)
U2
б1
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 61
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Х 100
пл = 0,06 ⋅ 75 ⋅ 2 = 0,034.
115

– трансформатора ГПП

U
Х кз Sб
тр = ⋅ ,. (6.5)
100 Sн.тр
де Uкз – напруга короткого замикання трансформатора, %;
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;

Х 10,5 100
тр = ⋅ =1,05.
100 10

6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках

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

І
І = б1
кз(К1) (6.6)
Х 2
сум(К1) + R 2
сум(К1)
І 0,5
кз(К1) = = 2,21 кА ;
0,0692 + 0,2162
Хсум(К1) = Хс + Хпл , (6.7)
Хсум(К1) = 0,034 + 0,034 = 0,069;
R сум(К1) = R пл (6.8)
Rсум(К1) = 0,216

Ударний струм короткого замикання в точці К1 визначаємо за виразом:

і уд(К1) = 2 ⋅ Ікз(К1) ⋅ к уд(К1) ; (6.9)
де куд– ударний коефіцієнт, що визначаємо за виразом

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 62
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Rсум(К1)
−3,14( )
к Хсум(К1)
уд(К1) =1+ е , (6.10)
−3,14(0,216)
к 0,069
уд(К1) =1+ 2,718 =1,14.
і уд(К1) = 2 ⋅ 2,21 ⋅1,14 = 3,52 кА.

В точці К2

І
Ікз(К2) =
б2 ,
Х 2 2
сум(К2) + R сум(К2)
І 5,5
кз(К2) = = 4,83 кА,
1,1192 + 0,2162

Хсум(К2) = Хс + Хпл + Х тр ,
Хсум(К2) = 0,034 + 0,034 +1,05 =1,119 ;
R сум(К2) = R пл ,
R сум(К2) = 0,216 .

Ударний струм короткого замикання в точці (К2) визначаємо за виразом:

і уд(К2) = 2 ⋅ Ікз(К2) ⋅ к уд(К2) ;
і уд(К2) = 2 ⋅ 4,83 ⋅1,01= 6,82 кА.
R
3,14( сум(К2)
− )
к Хсум(К2)
уд(К2) =1+ е ,
−3,14(0,216)
к 1,119
уд(К2) =1+ 2,718 =1,01.

В точці К3

І
І б2
кз(К3) =
Х 2 2
сум(К3) + R сум(К3)
І 5,5
кз(К3) = = 4,51 кА,
1,1852 + 0, 2922
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 63
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Хсум(К3) = Хс + Хпл + Х тр + Х л1 ,
Хсум(К3) = 0, 034 + 0, 034 +1, 05 + 0, 066 =1,185;
R сум(К3) = R пл + R л1 ,
Rсум(К3) = 0, 216 + 0, 769 = 0, 292 .

Ударний струм короткого замикання в точці (К3) визначаємо за виразом:

і уд(К3) = 2 ⋅ Ікз(К3) ⋅ к уд(К3) ;
іуд(К3) = 2 ⋅ 4,51 ⋅1, 01= 6,38 кА.
R
−3,14( сум(К3) )
к Хсум(К3)
уд(К3) =1+ е ,
−3,14(0,292)
к =1+ 2, 718 1,185
уд(К3) =1, 01.

В точці К4

І
І = б2
кз(К4)
Х 2 2
сум(К4) + R сум(К4)
І 5,5
кз(К4) = = 3,1 кА,
1,1872 +1,3612
Хсум(К4) = Хс + Хпл + Х тр + Х л2 ,
Хсум(К4) = 0,034 + 0,034 +1,05 + 0,068 =1,187 ;
R сум(К4) = R пл + R л2 ,
R сум(К4) = 0,216 +1,1=1,316 .

Ударний струм короткого замикання в точці (К4) визначаємо за виразом:

іуд(К4) = 2 ⋅ Ікз(К4) ⋅ куд(К4) ,
і уд(К4) = 2 ⋅ 3,1 ⋅1,05 = 4,56 кА.
R
3,14( сум(К4)
− )
к уд(К4) =1 е Х
+ сум(К4) ,
−3,14(1,316)
к 1,187
уд(К4) =1+ 2,718 =1,05 .
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 64
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

В точці К5

І
І б2
кз(К5) =
Х 2 2
сум(К5) + R сум(К5)
І 5,5
кз(К5) = = 3,9 кА,
1,1842 + 0,7652
Хсум(К5) = Хс + Хпл + Х тр + Х л3 ,
Хсум(К5) = 0,034 + 0,034 +1,05 + 0,065 =1,184 ;
R сум(К5) = R пл + R л3 ,
R сум(К5) = 0,216 + 0,549 = 0,765 .

Ударний струм короткого замикання в точці (К5) визначаємо за виразом:

іуд(К5) = 2 ⋅ Ікз(К5) ⋅ куд(К5) ,
і уд(К5) = 2 ⋅ 3,9 ⋅1,03 = 5,62 кА.
R
3,14( сум(К5)
− )
к уд(К5) =1+ е Хсум(К5) ,
3,14(0,765
− )
к =1+ 2,718 1,184
уд(К5) =1,03.

Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Точка КЗ Хк, в.о. Rк, в.о. Zк, в.о. ІКЗ. кА іуд. кА
К1 0,069 0,216 0,23 2,21 3,52
К2 1,119 0,216 1,14 4,83 6,82
К3 1,185 0,292 1,22 4,51 6,38
К4 1,187 1,316 1,77 3,1 4,56
К5 1,184 0,765 1,41 3,9 5,62

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 65
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

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 6.3 а; в) з струмом короткого замиканням в точці А. На базі цих схем
приводимо схему нульової послідовності (рисунок 6.4). 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 , (6.11)

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

х л0 = 3,5 ⋅ 0,034 = 0,12
А
Sк.з
а).
А
Хс Хл Хтр1 Хтр2
в).

Рисунок 6.3 – Електрична схема і схема заміщення для розрахунку
однофазного КЗ
А
Хс0 Хл0 Хтр1 0 Хтр2 0
Uл 0

Рисунок 6.4 – Схема для розрахунку опору нульової послідовності

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 66
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від схеми
з’єднання обмоток трансформатора - при схемі з’єднання зірка з нульовим
виводом-трикутник (рисунок 6.4) мають ті ж значення, як і прямої
послідовності.
Однофазний струм короткого замикання на шинах 110 кВ заводської
підстанції визначаємо через трифазний струм КЗ

S(1)
к = k ⋅S(3)
к , (6.12)

де к – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ, від шин районної
підстанції, 0 ≤ k ≤1,5 , при КЗ, у віддаленій точці (поблизу
трансформатора ГПП) k=1,5.

S(1)
к =1,5 ⋅ 2900 = 4350

Струм однофазного КЗ, на шинах заводської підстанції визначаємо виразом:

(1)
I (1)
Sк
kc = , (6.13)
3 ⋅ U1

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

I (1) 4350
kc = = 22,9 кА.
3 ⋅110

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

I (1)кc 3 ⋅1
= ; (6.14)
Iб x c1 + x c2 + x co

з цього виразу находимо xС0

3 ⋅1 ⋅ І
х со = б − х − х , (6.15)
І(1) с1 с2
кс

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 67
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

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

х с1 = х с2 = х с .
х 3 ⋅1 ⋅ 5,5
со = − 0,034 − 0,034 = 0,65 .
22,9

Згідно з рисунком 6.4 визначаємо результативний опір схеми нульової
послідовності для однофазного струму КЗ, як паралельне з’єднання двох гілок

хо = (хсо + х ло ) х тр1о + х тр2о (6.16)
х (0,65 + 0,12) ⋅ (1,05 +1,05)
0 = = 0,6.
(0,65 + 0,12) + (1,05 +1,05)

Струм однофазного КЗ, у віддаленій точці визначаємо за виразом

(1) 3⋅1 ⋅I
І б
kA1 = , (6.17)
хрез1 + хрез2 + хо
х рез1 = х рез2 = х с1 + х л1 = 0,034 + 0,034 = 0,068 ,
І(1) 3 ⋅1 ⋅5,5
kА1 = = 23,5 кА
0,068 + 0,068 + 0,6

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 68
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=55,7 А Iном=2500 А Ір ≤ Іном
іу =3,52 кА Im.дин= 102 кА іу ≤ Іm.дин
Іn.t =2,21 к А Iвідкл. =40 кА Іn.t ≤ Івідкл
В = І2 3 2 І = 40 кА; t = 3 с;
к n ⋅ tк = (3,52 ⋅10 ) ⋅0,035 = Т Т В ≤ І2 ⋅ t
= 0,43 ⋅106 В2 ⋅ с І2
Т ⋅ tТ = 4800 ⋅106 В2 ⋅с к Т T
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 69
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

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 [4].
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=55,7 А Iном=1000 А Ір ≤ Іном
іу =3,52 кА Im.дин= 80 кА іу ≤ Іm.дин
В 2
к = Іn ⋅ tк = (3,52 ⋅103 )2 ⋅0,035 = ІТ = 40 кА; tТ = 3 с;
= 0,43 ⋅106 В2 ⋅ с 2
І2
Т ⋅ tТ = 4800 ⋅106 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 [4].

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
[4].
При розрахунках розрахункового струму ввідного вимикача 10 кВ
значення Ір визначаємо за співвідношенням

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 70
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=10 кВ Uном=10 кВ Uн ≤ Uном
Iр=583,2 А Iном=1000 А Ір ≤ Іном
іу =6,82 кА Im.дин= 52 кА іу ≤ Іm.дин
Іn.t =4,83 к А Iвідкл. =20 кА Іn.t ≤ Івідкл
В = І2 ⋅ t = (6,82 ⋅103 )2
к n к ⋅0,055 ІТ = 20 кА; tТ = 3 с;
5,52 2
= ⋅106 В2 ⋅ с
І2 ⋅ t =1200 ⋅106 В2 ⋅с Вк ≤ ІТ ⋅ tT
Т Т

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

S
І розр 10594,5 ⋅103
р.секц = = = 583,2 А.
2 ⋅ 3 ⋅U 3
н (2 ⋅ 3 ⋅10) ⋅10

Попередньо по номінальним даним обираємо секційний вимикач
вакуумний типу ВВЗ-10-20/630 УЗ з вбудованим електромагнітним приводом
[4].

Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=10 кВ Uном=10 кВ Uн ≤ Uном
Iр=291,6 А Iном=630 А Ір ≤ Іном
іу =6,82 кА Im.дин= 80кА іу ≤ Іm.дин
Іn.t =4,83 к А Iвідкл. =20 кА Іn.t ≤ Івідкл
В = І2
к n ⋅ tк = (6,82 ⋅103 )2 ⋅0,055 ІТ = 20 кА; tТ = 3 с;
= 5,52 ⋅106 В2 ⋅ с 2
І2 ⋅ t 6 2 Вк ≤ ІТ ⋅ tT
Т Т =1200 ⋅10 В ⋅с

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 71
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

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 Каталожні дані
Uн=110 кВ Uном=10 кВ
Iр=583,2 А Iном=1000 А
ідин = kдин ⋅ 2 ⋅ Іном1 =іу =6,82 кА
= 30 ⋅1,4 ⋅1000 кА=42 ⋅103 кА
Вк = І2
n ⋅ t = (6,82 ⋅103 2
к ) ⋅0,055 = ІТ = 31,5 кА; tТ = 4 с;

= 5,52 ⋅106 В2 ⋅ с І2
Т ⋅ tТ = 3969 ⋅106 В2 ⋅с

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

ΣS
rприл = прил , (7.1)
I2
2Н

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

r 7
прил = = 0,28 .
52

Опір контактів rк = 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів, Ом:

S − I2
r = 2Н 2Н (rприл + rк )
пров , (7.2)
I2
2Н
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 72
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

r 15− 52 ⋅ (0,28+ 0,1)
пров = 2 = 0,22.
5

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

l ⋅ρ
Fпров. =
p , (7.3)
rпров .
F 25 ⋅ 0,02
пров = = 2,27.
0,22

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

rпров.ф + rприл. < rн = 0,6 Ом,
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 cosφ споживається
Прилад Тип 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

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 73
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

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

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∞⋅ t
F пр
min = , (7.4)
С

де tпр – приведений час дії струмів КЗ, А;
tt∞ – ударний струм КЗ, 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+0,055=0,135 с.

У такому разі
F 6820 ⋅ 0,135
min = = 29,4 мм2 .
85

Розглянутий нами відрізок кабельної лінії (ГПП-ТП2), що має переріз
F=50 мм2 повністю задовольняє умовам термічної стійкості, під час дії ударних
струмів КЗ.

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 74
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ

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

8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху

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 бакалаврської роботи 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 21068 45/04 75
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

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 «рафінована» схема може
виявитися найбільш раціональною.

8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем

8.2.1 Загальні відомості

На промислових заводах 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 21068 45/04 76
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

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 21068 45/04 77
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

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. 78тощо.). 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 ⋅ η

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.;
η– 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 21068 45/04 78
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

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

Lв = λе ⋅h. (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 ⋅µ ⋅∑ei
Е = i=1 , (8.4)
1000 ⋅к3

де Фсв – світловий потік прийнятого світильника, лм;
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 79
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

µ – коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників,
µ =1,11,2 ;
n
∑ei – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових
i=1
ізолюкс, лк;
n – кількість врахованих світильників.
Виконаємо розрахунок освітлення цеху методом світлового потоку.
Виходячи із розряду зорової праці, згідно ПУЕ (розділ 6.1.1 – 6.1.11), по нормам
освітленості [7] визначаємо освітленість системи загального освітлення цеху
Ен = 200 лк.

F К ⋅Е
= з min ⋅S ⋅z
p , (8.5)
N ⋅Кв

де Кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [7];
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)
L2
в
N 50 ⋅ 60
= 2 = 89 шт.
5,8

Коефіцієнт використання світлового потоку визначаємо по довідниковим
таблицям [22], в залежності від прийнятого типу світильника, коефіцієнтів
відбиття, від поверхонь приміщень і від індексу приміщення, що визначається за
виразом
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 80
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

і А ⋅В
= ;
h(А + В)
(8.8)
і 50 ⋅ 60
= = 4,7.
5,8 ⋅ (50 + 60)

де h – висота підвісу світильника, м.

F 1,6 ⋅ 200 ⋅3000 ⋅1,15
p = =16253 лм.
89 ⋅ 0,67

В залежності від отриманої величини світлового потоку приймаємо
світильник типу ПВЛМ з чотирма лампами типу ЛТБ-65, Рл=0,065 кВт, що має
світловий потік Фл=4650 лм. Загальний світловий потік від світильника буде
становити Фсв=18600 лм
Обрані лампи за світловим потоком відрізняється від розрахункового на

Fcв − F
% р 18600 −1625,3
∆ = ⋅100% = ⋅100% = 1,4 %
Fр 1625,3 (8.9)

що є допустимо.
Згідно результатів проведеного розрахунку ми можемо зробити висновки,
що встановлена в приміщенні цеху світлова арматура загального призначення з
лампами типу ЛТБ-65 в повній мірі задовольняє вимогам СНіП ІІ-4-79, що до
загальних вимог освітленості в робочій зоні цеху.

8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок

Відповідно до ПУЕ для живлення світильників загального освітлення
повинна застосовуватися напруга не вище 380/220 В змінного струму при
заземленій нейтралі і не вище 220 В змінного струму при ізольованій нейтралі і
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 менше ніж 2,5 м при
відсутності спеціальної конструкції світильника (що виключає доступ до лампи
без застосування інструмента) використовується напруга не вище 42 В.
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 81
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Світильник з люмінесцентними лампами на напругу 127–220 В
допускається встановлювати на висоті менше ніж 2,5 м від підлоги за умови
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових, 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 із заземленою нейтраллю при дотриманні наступних умов:
- введення у світильник чи ПРА має виконуватися проводом або кабелем з
мідними жилами і ізоляцією, розрахованою на напругу не менше, ніж
660 В;
- забороняється вводити у світильник двох чи трьох проводів різних фаз
системи 660/380;
- нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою застосовуваної
напруги «380 В» при установці світильника в приміщеннях підвищеною
небезпекою і 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 в
приміщеннях без підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В в приміщеннях без
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною небезпекою і
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 небезпечних має
застосовуватись напруга не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах – не
вище 12 В.
Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати:
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 82
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

- необхідний рівень надійності живлення;
- регламентовані рівні 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 можливості
забезпечити необхідну якість напруги, коли використовується для силових
навантажень напруга вище 380 В і коли система напруг 380/220 або 220/127 В
неприпустима для освітлювальної установки за умовами безпеки.
В освітлювальних мережах розрізняються лінії живлення та групові лінії.
Лінія живлення з’єднує джерело живлення з груповими щитками освітлення.
Групові лінії слугують 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 або газорозрядні
лампи потужністю 125 Вт і більше; у цьому випадку струм захисного апарата не
повинен перевищувати 63 А.
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рис. 8.3). Радіальні схеми використовуються при
високих навантаженнях групових щитків (близько 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
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 83
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Для здійснення живлення освітлювальних установок обираю радіальну
схему для забезпечення високої надійності живлення.
Систему аварійного освітлення планується живити перехресним способом,
тобто від іншого трансформатора по відношенню до трансформатора робочого
освітлення (рисунок 8.4).

Рисунок 8.4– Схема живлення освітлювальних установок 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 газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА:

����
����роз = кп ∙ кдод ∙�����ном���� , (8.10)
����=1

де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, для ламп ЛД кдод = 1,12 [7].
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.
89
����роз = 0,95 ∙ 1,12 ∙�(4 ∙ 0,065) = 23,1 кВт.
����=1

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 84
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

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.
Розрахунковий струм для трифазних мереж визначається за виразом:

���� ∙ 103роз ����роз ∙ 103
����роз = = 3 ∙ ���� ∙ cos���� , (8.11)
√3 ∙ ����л ∙ cos���� ф

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

23,1 ∙ 103
����роз = = 40 А.
√3 ∙ 380 ∙ 0,9

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 85
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

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

8.2.4 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.
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)
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 86
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

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
���� 2 2
���� = �����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 ∙ 7,5
�������� = 630 = 1,37 %;
�������� = �7,52 − 1,342 = 5,33 %;
∆����тр = 0,87 ∙ (1,34 ∙ 0,9 +5,33 ∙ 0,44) = 3,08 %;
∆����м = 105 − 3,08 − 97,5 = 4,42 %.

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 [14];
���� – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими
співвідношеннями.
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 87
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки:
�������� = �������� ∙ �������� , (8.16)
де �������� – відстань між лініями живлення світильників;
�������� – потужність лінії.

Рисунок 4.1 – Схема підключення світильників

���� = ����1 ∙ ����1 + ����2 ∙ ����2 + ����3 ∙ ����3 + ����4 ∙ ����4 + ����5 ∙ ����5 + ����6 ∙ ����6 +
+����7 ∙ ����7 + ����8 ∙ ����8 + ����9 ∙ ����9;
���� = 6 ∙ 2,64 + 12 ∙ 2,64 + 18 ∙ 2,64 + 24 ∙ 2,64 + 30 ∙ 2,64 + 36 ∙ 2,64 +
+42 ∙ 2,64 + 48 ∙ 2,64 + 54 ∙ 2,64 = 712,8 кВт ∙ м;
712,8
∆����1 = 54 ∙ 16,8 = 0,78 %.
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).
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 88
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Вибір перерізу провідників здійснюється за таблицях [14] 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

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.
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 89
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

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
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).
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 90
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

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 ( Іmax або Іроз ), від того, чи потрібно захищати мережу від
перевантаження чи ні, від температурних умов навколишнього середовища,
характеру приміщення і типу ізоляції провідника. Перш за все необхідно
вибрати марку провідника, визначитися з умовами його прокладки і потім
виконувати розрахунок.
Мінімально допустимий переріз провідника – такий переріз, при якому
провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює максимальній тривало
допустимій Qтр. доп , нагрівається струмом КЗ до гранично допустимої
температури за умовами термічної стійкості.
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне
струмове навантаження за півгодинний інтервал часу Imax = Ipоз , обчислене за
формулою
P
I = роз
pоз (8.18)
3 ⋅Uном ⋅cosφ

Вибір перерізу провідників виконується за таблицями гл.1.3 ПУЕ
«Тривало допустимі навантаження», при цьому повинна бути виконана умова

Imax = Ipоз ≤ Iдоп , (8.19 )
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 91
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

де Ідоп – тривало допустимий струм навантаження на проводи, кабелі та шини
для даного перерізу за ПУЕ (або технічними характеристиками конкретних
виробів).
При прокладанні декількох кабелів і більше чотирьох проводів в одній
трубі, траншеї, лотку, коробі і т.п. в розрахункову формулу (8.14) вводиться
коефіцієнт Кпрокл , поправочний коефіцієнт на умови прокладки проводів і
кабелів
І Imax
доп ≥ . (8.20)
Кпрокл

Згідно ПУЕ допустимі тривалі струми для кабелів, які прокладають у
блоках, слід визначати за емпіричною формулою

Iдоп.бл = a ⋅b ⋅c ⋅ Iдоп , (8.21)

a, b, c – поправочні коефіцієнти (табл. ПУЕ)
Поправочні коефіцієнти застосовуються до груп однотипних проводів і
кабелів, що мають однакову допустиму температуру нагрівання.
Для груп проводів і кабелів, що мають різні максимальні температури
нагріву, допустиме струмове навантаження розраховується з поправочних
коефіцієнтів, що належать до тієї частини проводів і кабелів, у яких допустима
температура мінімальна.
Якщо у частині ізольованих проводів і кабелів в групі навантаження не
перевищує 30 % допустимого, то вони виключаються із загального числа при
визначенні поправочного коефіцієнту для іншої частини групи.
Допустимі струмові навантаження для кола залежать від числа
провідників. У багатофазній збалансованій системі спільно прокладений
нейтральний провідник не враховується. В цьому випадку допустиме
навантаження чотирижильного кабеля приймається як для трьохжильного, з тим
же перерізом фазних провідників. Чотири і п’ятижильні кабелі можуть мати
більше допустиме струмове навантаження, якщо навантажені тільки три фазні
проводи.
Якщо нейтральний провідник пропускає струм, який є наслідком
дисбалансу фазних струмів, то збільшення тепловиділення в нейтральному
провіднику компенсується його відповідним зменшенням в одному або
декількох фазних провідниках. В цьому випадку переріз всіх провідників
вибирається по найбільш навантаженому проводу.
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 92
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Якщо не потрібно вводити поправочні коефіцієнти для струму в
нейтральному провіднику в залежності від характеру навантаження фазних
провідників, нейтральний провідник вибирається відповідно до параметрів кола
Необхідність введення поправочних коефіцієнтів для струмів може бути
наслідком наявності істотних струмів вищих гармонік в трифазному колі. Якщо
гармонічна складова перевищує 15 %, нейтральний провідник вибирається
перерізом не нижче фазного.
Оскільки струм в нейтральному провіднику визначається струмами
фазних провідників, то струми вищих гармонік в ньому взаємно не
компенсується. Найбільш значущою з гармонік є третя гармоніка. Діюче
значення струму третьої гармоніки в нейтральному проводі може перевищувати
діюче значення струму промислової частоти в фазних провідниках.
У цьому випадку струм в нейтральному провіднику є визначальним при
розрахунках допустимого струмового навантаження кола. Вплив гармонік
враховується поправочними коефіцієнтами. Поправочні коефіцієнти, що
наведені в МЕК60364-5-52:2009 «Електроустановки низьковольтні. Частина 5-
52. Вибір і монтаж електроустаткування. електропроводки», надані для
збалансованої трифазної системи; слід вказати, що ситуація погіршується, якщо
в трифазній системі навантажені тільки дві фази. У цьому випадку струм вищих
гармонік в нейтральному провіднику буде визначатися струмом дисбалансу.
Така ситуація призведе до перевантаження нейтрального провідника.
Поправочні коефіцієнти застосовуються для випадку, коли нейтральний
провідник є жилою чотирьох- або п’ятижильного кабелю, виконаний з того ж
матеріалу і має той же переріз, що і фазні провідники.
Поправочні коефіцієнти відносяться до струмів третьої гармоніки. Якщо
очікуються значні вищі гармоніки, такі як 9-я, 12-я тощо, тобто вони становлять
понад 15 %, поправочний коефіцієнт повинен бути зменшений. Якщо дисбаланс
між фазними навантаженнями перевищує 50 %, то поправочний коефіцієнт
може бути зменшений. Розрахунковий поправочний коефіцієнт для визначення
допустимого струмового навантаження для кабелів з трьома робочими
провідниками приймається, як для кабелю з чотирма робочими провідниками, у
якого струм в четвертому проводі викликаний гармоніками. Поправочні
коефіцієнти також враховують фактор нагріву фазних провідників струмами
гармонік.
Коли значення струму в нейтральному провіднику очікується вище, ніж
фазний струм, розмір кабелю визначається по нейтральному провіднику.
Якщо переріз кабелю визначено по нейтральному провіднику, то
необхідно зменшити розрахункове навантаження для трьох робочих
провідників.
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 93
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Якщо струм в нейтральному провіднику більше, ніж 135 % фазного
струму і переріз кабелю вибирається по нейтральному провіднику, то три
фазних провідника не можуть бути повністю завантажені. Зменшення
тепловиділення фазними провідниками компенсує тепловиділення нейтрального
провідника в такій мірі, що немає необхідності застосовувати інші поправочні
коефіцієнти щодо трьох робочих провідників.
За відсутності спеціальних вимог необхідно виконувати такі вказівки:
Площа поперечного перерізу нейтрального провідника повинна бути,
принаймні, рівною площі поперечного перерізу лінійних провідників у
наступних випадках:
– в однофазних двопровідникових колах, незалежно від площі
поперечного перерізу провідника;
– в багатофазних колах, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників - менше або дорівнює 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію;
– в трифазних схемах, де частка струмів третьої гармоніки і гармонік,
кратним трьом, лежить в межах від 15 % до 33 %.
Для багатофазних кіл, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників більше, ніж 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію, площа
поперечного перерізу нейтрального провідника може бути нижче площі
поперечного перерізу лінійних провідників (звичайно не нижче 50 %), якщо
виконуються одночасно такі умови:
– навантаження кола в нормальному режимі розподілено рівномірно між
фазами, третя гармоніка не перевищує 15% струму лінійного провідника;
– нейтральний провідник захищається від надструмів;
– площа поперечного перерізу нейтрального провідника – не менш 16 мм2
по міді або 25 мм2 по алюмінію.
Відносно нульових робочих провідників в чотирипровідній системі
трифазного струму ПУЕ містить наступне формулювання: вони повинні мати
провідність не менше ніж 50 % провідності фазних провідників; у необхідних
випадках вона має бути збільшеною до 100 % провідності фазних провідників.
Вибраний переріз провідника за умовами нагріву тривалим струмом
перевіряється по нагріванню струмом післяаварійного режиму Ітр. ав (в умовах
двотрансформаторних цехових ТП і декількох кабелів одної лінії):
Для подальшого вибору апаратів попередньо визначимо струм на
затискачах вторинної обмотки силового трансформатора цехової ТП за
співвідношенням

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 94
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

ΣS
І = н.тр ⋅ к з
р ; (8.22)
3 ⋅ Uн

де ΣSн.тр – загальна потужність силових трансформаторів цеху, кВА;
кз - коефіцієнта завантаження трансформаторної підстанції(таблиця 1.4),.

І 1260 ⋅ 0,66
р = =1265 А .
3 ⋅ 0,38

Визначимо силові елементи схеми живлення цеху на стороні 0,4 кВ.
Тип ввідного автоматичного вимикача приймаємо згідно каталожних даних
[21]в залежності від типу шафи за умовами

Ін.а≥Ін.т.р Ін.т.р>1,1.Ір
1600 ≥1600 1600>1,1.1265=1391,5.

де Ін.а– номінальний струм автоматичного вимикача А;
Ін.тр– номінальний струм теплового розчіплювача автоматичного вимикача
(каталожні дані), А
Приймаємо ввідний автоматичний вимикач виробництва компанії SIMENS
Elektrik серії VL1600/3VL8, Iн=1600 A.
Для забезпечення секціонування, в аварійному режими роботи, ми
застосуємо, секційний вимикач згідно співвідношення:

0,5⋅(ΣS
І = н.тр ⋅кз)
р.СВ ; (8.23)
3 ⋅Uн
І 0,5 ⋅ (1260 ⋅ 0,66)
р.СВ = = 632 А .
3 ⋅ 0,38

Тип секційного автоматичного вимикача приймаємо згідно каталожних
даних [3]в залежності від типу шафи за умовами

Ін.а≥І .
н.т.р Ін.т.р>1,1 Ір
800 ≥696 695>1,1.632=394,8.

де Ін.а– номінальний струм автоматичного вимикача А;
Ін.тр– номінальний струм теплового розчіплювача автоматичного вимикача
(каталожні дані), А
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 95
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Приймаємо секційний автоматичний вимикач виробництва компанії
SIMENS Elektrik серії VL800/3VL6, Iн=800 A.
Вибір перерізу шин по напрузі 0,4 кВ згідно [3] виконуємо за умови

І .
д.д>Ір кз
1250>1391,5.1.

де кз – коефіцієнт запасу для шин 0,4 кВ дорівнює кз=1;
Ід.д– довго тривало допустимий струм на шинах 0,4 кВ, А;
Приймаємо шинопровід типу ШРА-4; Ід.д=2500 А; Uн =0,4 кВ.
Вибір струмоведучих частин
Основним завданням розрахунку цехових електричних мереж є вибір
перерізу кабелів, проводів шино проводів і захисних апаратів згідно ПУЕ
(розділ 2.1.31 – 2.1.51).
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 співвідношенням

І РН
р = ,
3 ⋅U ⋅cosϕ (8.24)
н

де Рн - номінальна потужність згідно з завданням, кВт ; Uн= 0,38кВ.

Ір ≤ Ку.н ⋅ ІН.ДОП.Л

Умовами вибору ліній живлення [3,4] є виконання співвідношення
де І НДОПЛ - 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 (таблиця 1.3.3 ПУЕ),
умова прийме вид
ІН.ДОП.Л ≥ Іmax1, 25 ⋅ Ip
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 96
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

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

Таблиця 8.1 – Розрахункова таблиця вибору ліній живлення цеху
Назва споживача Рн Iр, Imax., Iн.доп.л
кВт А А Марка
А
1 2 3 4 5 6
Тельфер 17,3 32,9 41,1 50 АПвВГ(3×6)+(1×4)
Гибочно-відрізний верстат 12 22 27,5 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Кромкогибочний верстат 10 18,6 23,2 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Вентилятор витяжний 5,5 9,7 12,2 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Конвеєр ролерний 21 37,1 46,4 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Зварювальний напівавтомат 18,7 31,3 39,1 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Зварювальний дисковий апарат 20 32,4 40,5 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Перфораційно-вирубний прес 23,4 40,9 51,1 67 АПвВГ(3×10)+(1×6)
Прес елементів монтажу 11 19 23,8 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Вентилятор приточний 24 41,5 51,9 67 АПвВГ(3×10)+(1×6)
Комресор 32 62,4 78 87 АПвВГ(3×16)+(1×10)
Насос холодної води 7,7 13,6 17 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Насос гарячої води 8,8 16,3 20,4 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Термопласт автомат 68 111,2 139 166 АПвВГ(3×50)+(1×25)
Верстат токарний 17,5 31,3 39,1 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Верстат фрезерний 14,6 26,1 32,7 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Верстат свердлильний 5,7 10 12,5 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Пила маятникова 3 5,4 6,8 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Верстат балансувальний 5,1 8,8 11 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Обертовий маніпулятор 6,2 11 13,7 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Зварювальний маніпулятор 18 30,4 38 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Складальний обертовий стіл 1,7 3,2 3,9 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Камера знежирення 4,2 7,7 9,6 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Конвеєр ланцюговий 24,8 46 57,5 67 АПвВГ(3×10)+(1×6)
Фарбувальна установка 54,6 90,3 68 87 АПвВГ(3×16)+(1×10)
Щиток освітлення 23,1 40 44 67 АПвВГ(3×10)+(1×6)
Конденсаторна установка 80 квар 121,5 151,8 166 АПвВГ(3×50)+(1×25)

Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); номінального струму
автоматичних вимикачів, та струму теплових розчіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі; сумарного струму Ір РП споживачів, що приєднані до
РП, який визначається за виразом
Ір.РП =∑ ІН ⋅КН ,

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 97
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

де Кн - коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку Кн = 0,7.
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за умовами

Ір.РП ≤ ІН.ДОП

Вибрана кабельно-провідникова продукція, живлення споживачів цеху,
прокладена в кабельних каналах підлоги цеху.

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.
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.4.

Рисунок 8.4 – Розрахункова схема
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 98
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути не нижче 0,95 ∙ ����ном. В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах ТП не повинна перевищувати 5%
номінальної напруги, тобто ���� ∙ ����1 ≤ 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30% від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги:

����
���� ∙ ����1 = �������� − �∆����тр + �����м + ∆����сп� ≥ −5, (8.25)
����=1

де �������� – величина додаткової напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
∆����тр – втрата напруги в трансформаторі, %;
∑����м – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача, %;
���� – кількість послідовних магістралей до споживача;
∆����сп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
−5% - припустиме усталене відхилення напруги згідно [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 %, (8.26)

де ∆����т – втрати напруги у трансформаторі. ����т = 3,28 %;
∆����л – втрати напруги у лінії, що живить споживача:

∆����л = √3 ∙ ����р ∙ ����кл ∙ (�������� ∙ cos���� + �������� ∙ sin����), (5.3)
����ном 836,1
����р = = = 48,3 А;
√3 ∙ 10 √3 ∙ 10

де Sном- повна потужність цеху кВа;
����кл – довжинакабеля, який живить споживача; ����кл = 350 м;
��������, �������� – активний та індуктивний опори кабелю.

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 99
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Приймаємо найближчий,по параметрам,кабель марки АПвВнг
АПвВнг(3×35) Ідоп=166 А
�������� = 1,1 Ом/км,
�������� = 0,068 Ом/км [6].
∆����л = √3 ∙ 48,3 ∙ 0,35 ∙ (1,1 ∙ 0,87 + 0,068 ∙ 0,48) = 28,9 В;
28,9
∆����л(%) = 10 ∙ 103 ∙ 100% = 0,289 %;
100 − 3,28 − 0,289 = 96,5 ≥ 96,4 %.

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 та інш.).
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма
внутрішніми електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на єдиній
конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних приєднань тощо.
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб з
врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних
комплектних установок.
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ необхідно
здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність робочій напрузі і
струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі, заданому класу точності,
умовам експлуатації тощо), так і за умовами роботи в разі короткого замикання
з урахуванням термічних і електродинамічних впливів, комутаційної
спроможності.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик (кількості приєднаних електроприймачів, сумарного струму
І роз, РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). І роз, РП визначається за
виразом

І роз, РП = ∑ Іном ⋅КП , (8.41)

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 100
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

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.
Далі за довідковими даними обирається конкретний тип НКУ, вказуються
його технічні характеристики, включаючи напругу, номінальний струм, апарати
захисту тощо, у тому числі конструктивне виконання та особливості
застосування.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); номінального струму
автоматичних вимикачів, та струму теплових розчіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі; сумарного струму Ір РП споживачів, що приєднані
до РП, який визначається за виразом

Ір.РП =∑ ІН ⋅КН ,

де Кн - коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку Кн = 0,7.
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за умовами

Ір.РП ≤ ІН.ДОП

Таблиця 8.2 – Вибір перерізу ввідних кабелів РП
І ,А І
Найменування РП р.РП І ,А Н.ДОП.Л ,А
max Марка

Розподільчий пункт РП-1 134,26 167,8 201 АПвВГ(3×70)+(1×35)
Розподільчий пункт РП-2 171,78 214,7 240 АПвВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-3 172,69 215,9 240 АПвВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-4 33,95 42,4 50 АПвВГ(3×6)+(1×4)
Розподільчий пункт РП-5 178,36 223,0 240 АПвВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-6 182,28 227,9 240 АПвВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-7 27,16 34,0 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Розподільчий пункт РП-8 145,74 182,2 201 АПвВГ(3×70)+(1×35)
Розподільчий пункт РП-9 137,27 171,6 201 АПвВГ(3×70)+(1×35)
Розподільчий пункт РП-10 106,19 132,7 136 АПвВГ(3×35)+(1×16)

Вибрана кабельно-провідникова продукція, живлення споживачів цеху,
прокладена в кабельних каналах підлоги цеху.
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 101
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

8.4 Розрахунок струмів короткого замикання мережі до 1000В

Розрахунок струмів короткого замикання в цехових мережах, тобто
мережах напругою до 1000 В має свої особливості, які регулюються
міждержавним стандартом [15] та керуючими вказівками [13].
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 8.5.

Рисунок 8.5 - Розрахункова схема і схема заміщення прямої
послідовності частини мережі 0,38 кВ

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 102
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Активну складову опору трансформатора rтр (Ом) розраховуємо за виразом

ΔР ⋅103
rтр = к.з , (8.42)
3 ⋅ І2
н.тр

де ΔРкз – потужність КЗ трансформатора, кВт;

3
r 5,5 ⋅10
тр = = 0,002 Ом.
3 ⋅ 958,3

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

S
І н.тр 3
н.тр = ⋅10 , (8.43)
3 ⋅ Uн
І 630
н.тр = ⋅103 = 958,3 А.
3 ⋅ 380

Повний опір дорівнює

U 2
к.з. ⋅ Uн ⋅10−3
z тр = , (8.44)
100 ⋅Sн.тр
4,5 ⋅ 3802 ⋅10−3
z тр = = 0,01031 Ом.
100 ⋅ 630

Індуктивна складова опору трансформатора хтр Ом

х тр = z 2
тр − r 2
тр ,
х тр = 0,010312 − 0,0022 = 0,0101 Ом.

Визначимо повний опір схеми заміщення до точки короткого замикання К1

Z(К1) = (rтр + rав + rтс + rш + r 2
пр ) + (х тр + х 2
ав + х тс + х ш ) , (8.45)
(0,002 + 0,00014 + 0,00002 + 0,00003 + 0,00008)2 +
Z(К1) = = 0,01 Ом.
+(0,0101+ 0,00008 + 0,00002 + 0,000014)2
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 103
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Величину струму КЗ, в розрахунковій точці К1 визначаємо за виразом

U
І(3) 0
к.з.(К1) = , (8.46)
3 ⋅ Z

де U0 – напруга х.х. вторинної обмотки трансформатора, В, U0=1,05.Uн;
Z – повний опір до точки КЗ;

І(3) 399
к.з.(К1) = = 29,3 кА.
3 ⋅ 0,01

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

Z 2
(К2) = (∑ r(К1) + rш + rав + rл + rав + rпр ) + (∑ х (К1) + х ш + х 2
ав + х л + х ав ) ,
(0,00227 + 0,0001+ 0,0001+ 0,0223 + 0,00017 + 0,00008)2 +
Z (К2) = = 0,0123 Ом,
+ (0,010233 + 0,00013 + 0,00025 + 0,0000306 + 0,00065)2

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

l л ⋅103
rл = , (8.46)
γ ⋅ F

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

r 0,005 ⋅1000
л = = 0,0223 Ом .
32 ⋅ 70
х л = l л ⋅ х 0 ,
хл = 0,005 ⋅ 0,0000057 = 0,00000029 Ом.

Величину струму КЗ, в розрахунковій точці К2 визначаємо за виразом
(3) U
І 0
к.з.(К2) = , (8.47)
3 ⋅ Z (К2)
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 104
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

І(3) 399
к.з.(2) = =18,7 кА.
3 ⋅ 0,0123

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 [2].
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.
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;
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 105
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Іп – пікове навантаження, Іп=(5-7.Ір), А.
При виборі типу вимикача орієнтуємося попередньо на апарати
виробництва компанії SIMENS Elektrik. Ці автоматичні вимикачі, призначені
для групового захисту розподільчих пунктів, мають дві системи захисту —
електротеплову і електромагнітну, та виконані зі ступенем захисту не нижче
ІР30.
Для автоматичних вимикачів, що виконані в стандарті DIN, 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.

Таблиця 8.3 – Розрахунок та вибір позиційних автоматичних вимикачів 0,4 кВ
І , 1,1.І І , І , І ,
Найменування обладнання р р Тип апарату н н.т.р н.е.р
А А А А А
1 2 3 4 5 6 7
Тельфер 32,9 36,2 5SL6 63 40 500
Гибочно-відрізний верстат 22 24,2 5SL6 63 25 500
Кромкогибочний верстат 18,6 20,4 5SL6 63 25 500
Вентилятор витяжний 9,7 10,7 5SL6 63 16 500
Конвеєр ролерний 37,1 40,9 5SL6 63 50 500
Зварювальний напівавтомат 31,3 34,4 5SL6 63 40 500
Зварювальний дисковий апарат 32,4 35,6 5SL6 63 40 500
Перфораційно-вирубний прес 40,9 45 5SL6 63 50 500
Прес елементів монтажу 19 20,9 5SL6 63 25 500
Вентилятор приточний 41,5 45,6 5SL6 63 50 500
Комресор 62,4 68,6 VL160X/3VL1 160 80 1600
Насос холодної води 13,6 15 5SL6 63 20 500
Насос гарячої води 16,3 18 5SL6 63 20 500
Термопласт автомат 111,2 122,3 VL160X/3VL1 160 160 1600
Верстат токарний 31,3 34,4 5SL6 63 40 500
Верстат фрезерний 26,1 28,7 5SL6 63 40 500
Верстат свердлильний 10 11 5SL6 63 16 500
Пила маятникова 5,4 6 5SL6 63 8 500
Верстат балансувальний 8,8 9,7 5SL6 63 10 500
Обертовий маніпулятор 11 12,1 5SL6 63 16 500
Зварювальний маніпулятор 30,4 33,5 5SL6 63 40 500
Складальний обертовий стіл 3,2 3,5 5SL6 63 4 500
Камера знежирення 7,7 8,5 5SL6 63 10 500
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 106
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Продовження табл.. 8.3
1 2 3 4 5 6 7
Конвеєр ланцюговий 46 50,6 5SL6 63 63 500
Фарбувальна установка 90,3 99,3 VL160X/3VL1 160 100 1600
Щиток освітлення ЩО 40 44 5SL6 63 50 500
Розподільчий пункт РП-1 134,26 147,7 VL160X/3VL1 160 160 1600
Розподільчий пункт РП-2 171,78 189,0 VL250/3VL3 250 200 2500
Розподільчий пункт РП-3 172,69 190,0 VL250/3VL3 250 200 2500
Розподільчий пункт РП-4 33,95 37,3 5SL6 63 40 500
Розподільчий пункт РП-5 178,36 196,2 VL250/3VL3 250 200 2500
Розподільчий пункт РП-6 182,28 200 VL250/3VL3 250 200 2500
Розподільчий пункт РП-7 27,16 29,9 5SL6 63 40 500
Розподільчий пункт РП-8 145,74 160 VL160X/3VL1 160 160 1600
Розподільчий пункт РП-9 137,27 151,0 VL160X/3VL1 160 160 1600
Розподільчий пункт РП-10 106,19 116,8 VL160X/3VL1 160 160 1600
Конденсаторна установка 121,5 133,6 VL160X/3VL1 160 160 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, (8.51)
де ����сх – поправочний коефіцієнт; для умов цеху ����сх = 1;
����доп – тривалий допустимий струм провідника, А;
����зах – коефіцієнт захисту; для теплового розщіплювача ����зах = 1;
����зах- струм спрацьовування апарату захисту, А.
Для прикладу перевіримо лінію, для якої Ір=46 А, Ідоп.л=67 А, Ізах=63 А.

1 ∙ 67 ≥ 1 ∙ 63 А.

Таким чином мережа захищена.

8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції

Оскільки серед електроприймачів цеху, як правило, відсутні
електроприймачі, що значно впливають на якість електроенергії, то обрану
цехову мережі перевіряють на допустимі відхилення напруги у споживачів.
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 107
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути не нижче 0,95 ∙ ����ном. В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах ТП не повинна перевищувати 5%
номінальної напруги, тобто ���� ∙ ����1 ≤ 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30% від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги:

����
���� ∙ ����1 = �������� − �∆����тр + �����м + ∆����сп� ≥ −5, (5.1)
����=1

де �������� – величина додаткової напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
∆����тр – втрата напруги в трансформаторі, %;
∑����м – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача, %;
���� – кількість послідовних магістралей до споживача;
∆����сп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
−5% - припустиме усталене відхилення напруги згідно [2].
Знайдемо відхилення напруги до найбільш віддаленого споживача.
Оскільки напруга на затискачах найбільш віддалених споживачів повинна
становити не менше 0,95 ∙ ����ном,формула 5.1. матиме вигляд:

����ном − ∆����т − ∆����л ≥ 95 %, (5.2)

де ∆����т – втрати напруги у трансформаторі. Згідно пункту 4.2.6
пояснювальної записки ����т = 3,28 %;
∆����л – втрати напруги у лінії, що живить споживача:

∆����л = √3 ∙ ����р ∙ ����кл ∙ (�������� ∙ cos���� + �������� ∙ sin����), (5.3)
����ном 836,1
����р = = = 48,3 А;
√3 ∙ 10 √3 ∙ 10

де Sном- повна потужність цеху [2.14] кВа;
����кл – довжина кабеля, який живить споживача; ����кл = 350 м;
��������, �������� – активнийта індуктивний опори кабелю
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 108
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Приймаємо найближчий,по параметрам,кабель марки АПвВнг(3 × 35)
АПвВнг(3×35) Ідоп=136 А
�������� = 1,1 Ом/км,
�������� = 0,068 Ом/км [14].
∆����л = √3 ∙ 48,3 ∙ 0,35 ∙ (1,1 ∙ 0,84 + 0,068 ∙ 0,53) = 32 В;
4,1
∆����л(%) = 10 ∙ 103 ∙ 100% = 0,32 %;
100− 3,28− 0,32 = 96,4 ≥ 95 %.
Оскільки відхилення напруги не перевищує допустимого значення,
обирати відпайки для цехової КТП не потрібно.

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 8.6 приведена комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування.
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 109
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Рисунок 8.6 – Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування

Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо
комплектну трансформаторну підстанцію 2КТП Харківського
електротехнічного підприємства.
Обрана двотрансформаторна підстанція 2КТП–630/10/0,4 УЗ призначена
для надійного електропостачання промислових об’єктів, має потужність
трансформаторів 630 кВ∙А, з захистом і автоматикою.

6
5
3 4
2

7
1

402 565
8
130 0
Рисунок 8.7 Склад та габаритні розміри комплектної трансформаторної
підстанції внутрішньоцехового розташування
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 110
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2380
1000

Склад підстанції 2КТП–630/10/0,4–04 У3:
1. Кабель вводу напруги 10 кВ.
2. Шафа вводу 10 кВ.
3. Силовий трансформатор.
4. Шафа вводу 0,4 кВ.
5. Відсік приладів та релейної апаратури.
6. Шафи коміркових вимикачів
7. Шафа ввідного автомату
8. Шафа секційного автомату
Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна трансформаторна може бути
виконана як однорядною, так і дворядною. З врахуванням особливостей цеху,
обираємо однорядну підстанцію.
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії ТМЗ-
630/10, що виготовляється у герметичному гофробаку і не потребує
обслуговування на протязі всього терміну експлуатації.
В таблиці 8.4 приведені основні технічні характеристики

Таблиця 8.4 – Технічні характеристики 2КТП-630/10/0,4 У3
Найменування параметра Значення параметра
Потужність силового трансформатора, кВА 630
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 58
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 КТП наступні:
- температура оточуючого повітря – від мінус 25 до плюс 50 °С;
- висота над рівнем моря – не більше 1000 м;
- середньорічне значення відносної вологості повітря – 75% при температурі
+15 °С;
- оточуюче середовище не вибухонебезпечне, не містить вибухонебезпечного
пилу, агресивних газів в концентраціях, що можуть пошкодити метали та
ізоляцію;
- верхнє значення відносної вологості повітря – 98% при температурі +25 °С;
- атмосферний тиск – від 86,6 до 106,7 кПа.

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 111
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Таблиця 8.5 – Класифікація виконання 2КТП-630/10/0,4 У3
Призначена для встановлення масляного
За типом силового трансформатора 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 ІР31
За способом установки автоматичних З викотними вимикачами
вимикачів в РУНН

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
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;
- 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
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 112
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

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 (Компоновка КТП) графічної частини
випускної роботи.

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 113
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ

Диференціальний захист ділянки живлення цехових трансформаторів
ливарного цеху

Схема релейного диференціального захисту ділянки живлення цехових
трансформаторів ТП-3 Sтр= 1000 кВА наведена на рисунку 9.1.
Високовольтний вимикач Q1
Q1 встановлений на ПГВ
KA1
KA2 Котушки реле струму
A C
Трансформатори струму
TA1
А
KA1.1 KТ1 0
Реле часу з контактною
группою реле струму
KA2.1
KТ1.2 YA1 Соленоїд автоматичного
вимикача Q1 з контактною
группою реле часу
KТ1.1 Контакт реле часу
спрацювання
автоматичного вимикача Q2
КЛ1 КЛ2 Кабельна лінія
A KL1 0
Проміжне реле
KL1 YA2
Соленоїд автоматичного
вимикача Q2
TA2 Трансформатори струму
Q2 Високовольтний вимикач Q2
встановлений на ТП
10 кВ
Рисунок 9.1 - Схема релейного кабельної лінії ГПП – ТП3

Диференціальний дворелейний струмовий захист ділянок живлення
цехових трансформаторів ТП2 виконано на базі реле струму РТ-40 і
спрацьовують при зміні струму навантаження, що може спричинити коротке
замикання чи перевантаження. Даний захист має селективну – виборочну
ступінь відключення, а саме спочатку відключається вимикач на цеховій ТП і
лише потім вимикач, що знаходиться на ПГВ. При виникненні короткого
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 114
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

замикання на ділянці самої кабельної лінії миттєво вимикається вимикач, що
знаходиться на ПГВ.
Сигнал на вимикання від вимикача, що на ТП, до вимикача ПГВ
передається по окремо прокладеній кабельній лінії зв’язку. Цілісність цієї лінії
контролюється релейно – світловими та звуковими приладами.
Дана схема має досить високий рівень надійності при відносно невеликих
матеріальних затратах.
Розрахунок уставок реле диференціального захисту типу РТ-40
Вибір струмів і часу спрацьовування максимального струмового захисту.
Струм спрацьовування пускових струмових реле вибирають таким, щоб
забезпечити виконання наступних умов:
1) захист не повинен приходити в дію при короткочасному проходженні
пускових струмів;
2) захист повинен надійно діяти при короткому замиканні, що відбулося на
ділянці, яка захищається, і мати коефіцієнт чутливості в кінці цієї ділянки не
менше 1,5.
Визначимо первинний номінальний струм кабельної лінії

І S
ном = ,
3 ⋅ Uном

де S = 1000 кВА – потужність трансформатора;
U = 10,5 кВ – напруга живлення кабельної лінії.

І 1000
ном = = 55 (А).
3 ⋅10,5

При цьому вторинний струм в плечах захисту при роботі з номінальним
навантаженням повинен складати:
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 115
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

k над ⋅ ІІ ном
ср.зах = ,
k взв

де kнад - коефіцієнт надійності, приймається рівним 1,1...1,25;
kвзв = Iвзв/Icp = 0,8...0,85 - коефіцієнт повернення реле (Iвзв, Iср - струми
повернення і спрацьовування реле)

І 1,2 ⋅ 55
ср.зах = = 82,5 (А).
0,8

Струм спрацьовування реле струму:

k ⋅ І
І = сх ср.зах
ср ,
k т.т

де kсх = 1 - коефіцієнт схеми, визначуваний схемою з'єднання трансформаторів
струму („зірка”);
kт.т = 12 – коефіцієнт трансформації трансформаторів струму.

І 1 ⋅82,5
ср = = 7,5 (А).
12

Кратність первинного струму визначають по відношенню струму
спрацьовування відсічення до номінального струму в лінії:

k
m = над ⋅ Іср ⋅ k тт .
Іном ⋅ k сх

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 116
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Вибір струму спрацьовування максимального струмового захисту
реактованої кабельної лінії 10 кВ перевіряємо по коефіцієнту чутливості в
режимі, коли струми короткого замикання мінімальні:

m 1,2 ⋅ 7,5 ⋅12
= =1,8 ≥1,5 .
55 ⋅1

що відповідає нормі.
Визначимо коефіцієнт чутливості захисту

0,87 ⋅ І(3)
k ч = К.мін ,
Іср ⋅ k т.т
k 0,87 ⋅ 647,6
ч = = 6,8 .
7,5 ⋅12

де I(3)
К.мін – мінімальне значення струму при трифазному КЗ:

(3) 100 ⋅ І
І = ном
К.мін ,
u к

де uк = 10,5% - напруга КЗ вхідного трансформатора на стороні 10,5 кВ.

І(3) 100 ⋅ 55
К.мін = = 647,6 (А).
8,5

Приймаємо реле струму РТ-40/2 (струм спрацьовування при паралельному
з‘єднанні обмоток 7,5 А) і реле часу ЭВ-122А (час витримки 0,25…3,5 с).

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 117
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА

При рішенні задач оптимізації промислового електропостачання виникає
необхідність у порівнюванні достатньо великої кількості варіантів.
Багатоваріантність вирішення задач електропостачання промислових
підприємств, існуючі суттєві відмінності між варіантами за капітальними
вкладеннями і експлуатаційними витратами потребують техніко-економічних
розрахунків під час проектування і експлуатації систем електропостачання.
Варіанти схем електропостачання підприємства або окремих його вузлів в
конкретних умовах можуть різнитися напругою 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 [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.
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 118
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Техніко-економічні розрахунки виконуються при виборі:
- найбільш раціональної схеми електропостачання цехів та підприємства у
цілому;
- економічно обґрунтованої кількості, потужності і режиму роботи
трансформаторів як цехової, так і головної понижуючої підстанцій
підприємства;
- раціональних напруг у системі зовнішнього і внутрішнього електропостачання
підприємства;
- економічно доцільних засобів компенсації реактивної потужності і місця
розташування компенсуючих установок; електричних апаратів, ізоляторів і
струмоведучих частин; перерізу проводів, шин, кабелів у залежності від
технічних та економічних чинників;
- доцільної потужності власних електростанцій і генераторних установок.
Основною метою техніко-економічних розрахунків є визначення
оптимального варіанту схеми, параметрів мережі і її елементів. Критерієм
оптимальності обраного варіанту служить рівень приведених річних витрат.
При техніко-економічних розрахунках систем промислового
електропостачання слід дотримуватися наступних умов порівнянності варіантів:
- 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.

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 119
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Тема: «Економічний вибір трансформаторів цеху з виробництва газових
колонок».
Вихідні дані. Підприємство живиться напругою 110 кВ і має споживачів
напругою 10 кВ, завантаженість цеху – 920,4 кBА, cos ϕ = 0,87, максимальна
річна завантаженість цеху Tmax = 2112 год/рік, вартість електроенергії на стороні
10 кВ: с = 2,14 грн/(кВт.
0 год). Вибрати економічний варіант живлення цеху з
виробництва газових колонок.
Розв'язок. До розрахунків приймають два варіанти. Згідно з першим
варіантом використовують два трансформатори ТМЗ-630/10/0,4 з напругою
вхідної обмотки 10 кВ, напруга вихідної обмотки – 380 В. В другому варіанті
можна використати трансформатор ТМЗ-1000/10/0,4 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 [17]:

2
τ = 0,124 T
+ max 
 ⋅ τ , год / рік,
 10000  max


де τmax = 8760 год – всього, кількість годин в одному календарному році;
Tmax = 2112 год/рік максимальна річна завантаженість цеху.
2
τ = 0,124 2112
+ 
 ⋅8760 = 984 год / рік.
 10000 
Вартість елегазового високовольтного вимикача на 110 кВ (для всіх
трансформаторів однаковий вимикач) становить 15580 грн, вартість
високовольтного роз'єднувача – 31600 грн. Вартість трансформатора ТМЗ-1000
становить 1015000 грн, трансформатора ТМЗ-630 – 417000 грн.
Для трансформатора ТМЗ-630 маємо: ∆Рхх = 1,05 кВт, ∆Ркз = 7,6 кВт:

W . . 2 . .
тp1 = ΔРхх τmax + ∆Ркз Кз τ, кВт год/рік,

де Кз = 0,66 – коефіцієнт завантаження; τmax = 8760 год – всього, кількість годин
в одному календарному році; τ = 984 год – річна кількість годин максимальних
витрат.
W . . 2 . .
тp1 = 1,05 8760 + 7,6 0,66 984 = 12455,59 кВт год/рік.

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 120
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Для трансформатора ТМЗ-1000 маємо: ∆Рхх = 1,55 кВт, ∆Ркз = 10,8 кВт:

W . . 2 . .
тp2 = 1,55 8760 + 10,8 0,83 984 = 20899,07 кВт год/рік.

де Кз = 0,83 – коефіцієнт завантаження.
Вартість витрат в трансформаторах з урахуванням їх кількості по
варіантах дорівнює [17]

В . .
ве = с0 n Wтp, грн/рік,

де с0 = 2,14 – вартість електроенергії на стороні 10 кВ; n – кількість цехових
трансформаторів; Wтp – споживана трансформатором електроенергія за рік.

Вве1 = 2,14 . 2 . 12455,59 = 53309,92 грн/рік;
Вве2 = 2,14 . 1 . 20899,07 = 44724 грн/рік.

Вартість корисно відпущеної електричної енергії

B .
w = Рц cos ϕ . T . max с0, грн/рік,

де Рц = 920,4 кВА – завантаженість цеху; cos ϕ = 0,87 – косинус кута зсуву;
с0 = 2,14 – вартість електроенергії на стороні 10 кВ; Tmax = 2112 год/рік
максимальна річна завантаженість цеху.

B = 920,4 . 0,87 . w 2112 . 2,14 = 3619124,72 грн/рік.

Сумарні капітальні витрати за варіантами становлять:

К = n . .
1 Кв + n2 К .
р + n3 Ктр,

де n1 – кількість елегазових вимикачів; Кв = 15580 грн – вартість елегазового
високовольтного вимикача на 110 кВ; n2 – кількість високовольтних
роз'єднувачів; Кр = 31600 грн – вартість високовольтного роз'єднувача;
n3 – кількість цехових трансформаторів; Ктр – вартість цехового
трансформатора.

К1 = 2 . 15580 + 2 . 31600 + 2 . 417000 = 917000 грн;
К = 1 . 2 15580 + 1 . 31600 + 1 . 1015000 = 1056500 грн.

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 121
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Плата за кредит за варіантами [17]:

Вкр = 0,1 . К,
Вкр1 = 0,1 . 917000 = 91700 грн;
В .
кр2 = 0,1 1056500 = 105650 грн.

Експлуатаційні витрати за варіантами:

Век = 0,012 . К,
В = 0,012 . ек1 917000 = 11004 грн;
В .
ек2 = 0,012 1056500 = 12678 грн.

Амортизаційні витрати за варіантами:

Вам = 0,04 . К,
Вам1 = 0,04 . 917000 = 36680 грн;
Вам2 = 0,04 . 1056500 = 42260 грн.

Грошові витрати [17]:

Вгр = Вве + Вкр + Век,
Вгр1 = 53309,92 + 91700 + 11004 = 156013,92 грн;
Вгр2 = 44724 + 105650 + 12678 = 163052 грн.

Прибуток від передачі електричної енергії:
П = Bw – Вгр,
П1 = 3619124,72 – 156013,92 = 3463110,8 грн;
П2 = 3619124,72 – 163052 = 3456072,72 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 = 156013,92 + 36680 = 192693,92 грн;
Впр2 = 163052 + 42260 = 205312 грн.

Висновок. Перевага надається першому варіанту, що має в рік більший на
ΔП = 7038,08 грн прибуток та менші на ΔВпр = 12618,08 грн приведені витрати.
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 122
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

11 ОХОРОНА ПРАЦІ

11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають на виробничій
дільниці з ремонту та наладки електротехнічного обладнання

В даній бакалаврській роботі розробляється проект системи
електропостачання підприємства. Одним зі структурних підрозділів
підприємства, де планується впровадити цей проект, є виробнича дільниця, де
працівники проводять ремонт та наладку різноманітних електронних пристроїв,
що експлуатуються на підприємстві. Ця дільниця є складовою одного з цехів і
виділена в окреме приміщення.
Приміщення знаходиться на першому поверсі двоповерхового будинку.
Розміри приміщення 5,5х3,2х4,5 м, тому площа приміщення становить 17,6 м2, а
об’єм - 79,2 м3. Оскільки на ділянці існує п'ять постійних робочих місць, можна
зробити висновок, що площа, що приходиться на одного працюючого становить
3,52 м2, а об'єм - 15,84 м3. Розміри приміщення не відповідають вимогам
нормативних документів щодо площі приміщення, але відповідають щодо
об'єму.
Стіни і стеля кімнати мають світлий пастельний колір з матовою
фактурою, підлога вкрита світлим лінолеумом, що забезпечує зручність
прибирання від пилу.
Важливе значення мають фактори мікроклімату в робочому приміщенні,
так як вони безпосередньо впливають на здоров’я та самопочуття працівників.
За категорією праці робота на даному робочому місці відноситься до фізичної
роботи середньої тяжкості - ІІа. Згідно з ДСН 3.3.6.042-99 нормативні значення
основних факторів мікроклімату наступні:
Температура повітря:
- в теплий період року – 21 - 23 °С (допустима – 18 - 27 °С);
- в холодний період року – 18 - 20 °С (допустима – 17 - 23 °С).
Вологість повітря:
- в теплий період року – 40 - 60 %;
- в холодний період року – 40 - 60 %.
Швидкість руху повітря:
- в теплий період року – 0,3 м/с (допустима – 0,2...0,4 м/с) ;
- в холодний період року – 0,2 м/с (допустима – менше 0,3 м/с) .
Фактичні значення даних параметрів мають такі значення:
- температура повітря в теплий період року становить – 24 - 25 °С, в
холодний період року – 20 - 23 °С .
- вологість повітря знаходиться в межах – 45 - 55 %.
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 123
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Швидкість руху повітря як в теплий так і в холодний період року не
перевищує 0,1 м/с.
Таким чином, всі параметри мікроклімату як в теплий так і в холодний
період року задовольняють ДСН 3.3.6.042-99.
Ці параметри підтримуються за допомогою автономного кондиціонера LG
встановленого в приміщенні. За допомогою цього кондиціонера забезпечується
приплив свіжого чистого повітря ззовні, яке розбавляє забруднене повітря
робочої зони, відповідно ДБН В.2.5.67-2013.
На ділянці в холодний період року функціонує система централізованого
водяного опалення, яка відповідає ДБН В.2.5.67-2013. Система опалення
складається з 5-ти радіаторів типу KORAD, встановлених під вікнами вздовж
стіни.
При виконанні робіт з ручної пайки елементів друкованих плат на робочих
місцях монтажників можливі виділення: парів кадмію і свинцю; при промиванні
паяних плат - парів спирту етилового; при знежирюванні плат перед
приклеюванням - парів спирту етилового та бензину; при обпалюванні дротів з
фторопластовою ізоляцією - парів фторопласту. Випаровування цих речовин
дуже негативно впливають на здоров'я працюючих. Тому на дільниці розміщено
декілька витяжних пристроїв, під'єднаних за допомогою системи повітроводів
до загальної цехової механічної системи вентиляції. А саме, витяжні панелі
розташовані на робочих місцях монтажників та регулювальників.
Система вентиляції правильно спроектована, змонтована та відповідає
усім санітарно-гігієнічним вимогам відповідно ДБН В.2.5.67-2013. Концентрації
усіх речовин, що виділяються у повітря робочої зони відповідають ГОСТ
12.1.005-88. Роботи з ручної пайки елементів друкованих плат на робочих
місцях монтажників відповідають НАОП 1.4.32-2.87-81 «Паяння свинцево-
олов’яними припоями. Вимоги безпеки».
Підприємство за свої кошти організовує проведення попереднього (при
прийнятті на роботу) і періодичних (протягом трудової діяльності) медичних
оглядів працівників, зайнятих на важких роботах, роботах із шкідливими чи
небезпечними умовами праці або таких, де є потреба у професійному відборі, а
також щорічного обов'язкового медичного огляду осіб віком до 21 року,
відповідно «Положення про медичний огляд працівників певних категорій»
НАОП 0.03-4.02-94 та Наказу МОЗ України №246 від 21.05.2007.
На підприємстві до виконання монтажних робіт з використанням
свинцевих припоїв допускаються особи яким виповнилось 18 років, які
пройшли медичний огляд, навчання за спеціальністю, навчання безпечним
методам роботи на протязі 6-10 змін, інструктаж з техніки безпеки і пожежної
безпеки, які вивчили технологічний процес на виконання даної роботи.
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 124
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

З усіма працівниками перед допуском до роботи проводять вступний та
первинний інструктажі згідно типового положення про навчання з питань
охорони праці (ДНАОП 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 та студентами на робочому місці до
початку роботи. Запис про проведення вступного інструктажу робиться у
спеціальному журналі.
Повторний інструктаж проводиться на робочому місці з усіма
працівниками та студентами: на роботах з підвищеною небезпекою - 1 раз у
квартал, на інших роботах - 1 раз на півріччя.
Природне і штучне освітлення нормується згідно ДБН В.2.5-28-2018 в
залежності від характеристики зорової праці, найменшого розміру об'єкта
розрізнення, розряду і підрозряду зорової роботи, фону і контрасту об'єкта з
фоном. Згідно цього на ділянці передбачені наступні види виробничого
освітлення: природне, штучне і суміжне.
Природне освітлення бічне - світло проникає в приміщення через чотири
вікна з розмірами 1,5х2 м. Відповідно КПО на робочих місцях становить 18-
22%, що задовольняє умови ДБН В.2.5-28-2018.
Штучне освітлення застосовується при недостатності природного
освітлення або відсутності його (у темний час доби). За призначенням штучне
освітлення належить до робочого.
Характер зорової праці відноситься до високої точності, що відповідає ІІІ
розряду та підрозряду – б. Згідно ДБН В.2.5-28-2018 штучна загальна
освітленість при даній роботі повинна бути не менша 300 лк. Загальне штучне
освітлення створюється 4 люмінесцентними світильниками, які створюють на
робочих місці фактичний рівень освітлення в 320 лк, що відповідає ДБН В.2.5-
28-2018.
З п'ятьох робочих місць одне забезпечене персональним комп’ютером.
Монітор розміщено так, щоб світлові відблиски з вікна не заважали роботі.
Відстань від екрану монітора до очей становить не менше 50 см. Положення
працівника за комп’ютером вільна та зручна, що забезпечується регулюванням
висоти та нахилом крісла. Робоче місце працівника відповідає ДСанПіН
3.3.2.007-98 та ДСТУ 8604:2015.
Джерелами шуму на дільниці є прилади та кондиціонер. Рівень шуму від
цих приладів не перевищує 65 дБА, що відповідає ДСН 3.3.6.037-99. Зовнішніми
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 125
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

джерелами шуму є вентилятори загально цехової системи вентиляції. Але
цегляна стіна, яка відділяє дільницю від загального цеху, повністю ізолює
робочі місця на дільниці від джерел підвищеного рівню шуму, що забезпечує
рівень шуму в нормативних межах відповідно ДСН 3.3.6.037-99.
Існуюче на дільниці обладнання не створює підвищеного рівня вібрації на
робочих місцях, тому рівень загальної та локальної вібрації на дільниці
відповідає ДСН 3.3.6.039-99.
Рівень інфрачервоного випромінювання від обладнання цеху не
перевищує гранично-допустимих рівнів відповідно ДСН 3.3.6.042-99.
Рівні електромагнітного випромінювання на робочих місцях від існуючого
обладнання не перевищують нормативних значень відповідно ДСН 3.3.6-096-
2002.
Усі робочі місця, зокрема робочі столи та стільці, правильно спроектовані
та розташовані в приміщенні, мають усі необхідні складові та геометричні
розміри, що відповідають ДСТУ 7951:2015 «Дизайн і ергономіка. Крісло
оператора. Загальні ергономічні вимоги».
Електропроводка мережі змінного струму на дільниці прокладена в
каналах, що захищає працюючих в від дотику до оголених проводів напругою
220 В при механічному руйнуванні проводки. Приміщення відноситься до 3
типу: приміщення без підвищеної небезпеки. Тобто немає таких небезпечних
факторів: високої відносної вологості повітря (перевищення 75% протягом
тривалого часу); високої температури повітря (більше 35°С протягом тривалого
часу); струмопровідного пилу; струмопровідної підлоги; хімічно активного
середовища. Обладнання, встановлене в приміщенні живиться напругою 220 В і
споживає потужність понад 4000 Вт. Обладнання має металевий корпус, тому
під'єднано до цехової системи захисного заземлення згідно ДСТУ Б В.2.5-
82:2016.
Відповідно до НАПБ А.01.001-2014 «Правила пожежної безпеки в Україні»
на дільниці зокрема та на підприємстві в цілому розроблені відповідні заходи
щодо забезпечення пожежної безпеки.
За вибухопожежонебезпекою, відповідно ДСТУ Б В.1.1-36:2016,
приміщення дільниці відноситься до категорії В (тверді горючі та важкогорючі
речовини і матеріали (в тому числі пил та волокна), речовини та матеріали,
здатні при взаємодії киснем повітря або одне з одним горіти, за умови, що
приміщення, в яких вони знаходяться (використовуються), не належать до
категорії А та Б).
Для ліквідації невеликих осередків пожежі на дільниці передбачені
первинні засоби пожежогасіння - порошкові вогнегасники ВП-5У, в кількості 4
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 126
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

штук, які розміщені в легкодоступних місцях (відповідно до Правил експлуатації
та типових норм належності вогнегасників).
План евакуації розташований на стіні з вільним доступом до нього. Ширина
шляху евакуації становить не менше 1 м, а дверей евакуаційного виходу – не
менше 0,8 м при висоті проходу не менше 2 м. Над дверима написано слово
«Вихід». Евакуаційні шляхи утримуються вільними та не захаращеними.
Для протипожежного захисту приміщення застосовується пожежна
автоматика у відповідності з ДБН В.2.5.56-2014. В приміщенні встановлені
теплові автоматичні оповісники ИП-105 в кількості 2 штук, встановлені на стелі.
Отже, в результаті проведеного аналізу можна відмітити недосконалість
існуючої системи пожежної сигналізації, тому пропонується замінити саму
систему та теплові оповісники ИП-105 на димові, для більш швидкого та
надійного сповіщення про початок пожежі.

11.2 Модернізація системи пожежної сигналізації на дільниці цеху

Система пожежної сигналізації — це збереження майна і безпека
співробітників. З її допомогою можна оперативно отримати повідомлення про
небезпечний спалах і визначити точне місце його виникнення. Система
сигналізації може автоматично включити систему сповіщення про пожежу (це
може бути сирена або звукове сповіщення), активувати пристрої пожежогасіння.
При необхідності сигнал про спалах буде переданий на центральний пульт
пожежної охорони, в найближчу пожежну частину. Системою пожежної
сигналізації можуть бути обладнані як приватні будинки або офіси, так і великі
будівлі або цілі комплекси будівель.
Можливості системи пожежної сигналізації:
- оперативне виявлення спалахів;
- сповіщення різними способами — сиреною, по телефону, на
центральний пульт пожежної охорони;
- активізація засобів пожежогасіння;
- інформування відвідувачів об'єкту про пожежу, шляхи евакуації
(системи сповіщення);
Системами пожежної сигналізації можуть бути обладнані різні категорії
будівель, зокрема наступні:
- квартири, приватні будинки, офіси;
- громадські заклади — торгові і бізнес-центри, лікарні, паркінги. Для
таких об'єктів необхідно використовувати комплексні системи інформування,
евакуації і пожежної безпеки (відключення вентиляції, димовидалення);
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 127
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

- виробничі об'єкти (заводи, сільськогосподарські підприємства і т. п.), для
яких важливо створити централізовану систему сигналізації, яка дозволить
визначити спалах на великій площі.
Системи пожежної сигналізації можуть виконувати ряд самих різних
функцій.
1. Передача сигналу про виникнення надзвичайної ситуації.
Якщо ваша система пожежної сигналізації обладнана централлю, то
сигнал про надзвичайну ситуацію відображатиметься на ній. Також при
необхідності сигнал може передаватися на центральний пульт служби пожежної
безпеки підприємства, в найближчу пожежну. Зв′язок системи сигналізації з
пультом охорони може здійснюватися різними способами:
- по виділеній або спільно використовуваній телефонній лінії,
- через мобільний GSM-комунікатор ,
- через комп'ютерну локальну мережу.
2. Групування датчиків, адресна індикація спалаху
Можливо за бажанням групувати датчики сигналізації відповідно до
структури об'єкту. Це дозволить не тільки точніше визначити місце спалаху, але
і вибірково включати або відключати групи датчиків. При використанні
аналогових датчиків можна визначити тільки групу, в якій відбувся спалах.
Цифрові датчики, навпаки, дозволяють точно визначити місце спалаху.
3. Запам'ятовування історії подій.
Системи сигналізації дозволяють вести історію подій (обрив лінії,
замикання, відключення електроенергії, тривога і т. п.) Це дозволить згодом з
великою точністю відновити картину події.
4. Підключення до комп'ютерного устаткування.
Підключивши систему безпеки до комп'ютера або локальної мережі,
можливо відстежувати безпеку об'єкту з будь-якого корпоративного комп'ютера.
5. Безперебійна робота.
За допомогою акумуляторів можна забезпечити безперервну, безперебійну
роботу системи пожежної сигналізації.
6. Інформування, пожежна безпека.
Для приміщень з великою кількістю відвідувачів важливо забезпечити
безпеку евакуації при виникненні пожежі. Для цього можна використовувати
такі засоби як відключення вентиляції (щоб уповільнити розповсюдження
пожежі), включення димовидалення, сповіщення відвідувачів про шляхи
евакуації.
У системі пожежної сигналізації можуть використовуватися самі різні
датчики, зокрема димові. Практично всі типи пожеж супроводжуються
утворенням великої кількості невловимих частинок, тобто диму. Тому найбільш
поширеною групою пожежних оповісників є димові, які розрізняються
за принципом виявлення димових частинок залежно від їх розміру, кольору і т.п.
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 128
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Детектор диму реєструє присутність диму і газів ще до появи полум'я
і подає сигнал. Хоча індикатори диму можуть бути вбудовані в охоронну
сигналізацію, самостійно простіше встановити індивідуальні системи, що
працюють від батарей. Необхідно обов'язково міняти батареї, принаймні, раз
на рік і щомісячно перевіряти працездатність індикатора натисненням
контрольної кнопки.
Розрізняють два види димових датчиків з різними фізичними принципами:
оптичні і іонізаційні.
Оптичний димовий оповісник використовується у разі, коли необхідно
отримати повідомлення про пожежу якомога раніше, вже на етапі тління, коли
утворення вогнищ полум'я і теплове випромінювання ще не почалися. Даний
оповісник використовують при виявленні «світлого» диму, частинки якого
достатньо великі за розміром. Але для виявлення ознак горіння речовин, якщо
при цьому не утворюється диму (наприклад, газів, органічних рідин, ряду
сумішевих розчинників) вони непридатні.
Застосування оптичного димового оповісника достатнє широко:
у бібліотеках, музеях, лікарнях, готелях, складських приміщеннях,
в комп'ютерних приміщеннях, на об'єктах промислового призначення, в офісах.
В основі роботи оптичного димового оповісника лежить принцип
розсіяння інфрачервоного випромінювання на частинках диму. Це порівняно
з променем світла, що проходить через хмару: поки промінь проходить через
прозоре середовище — ніяких віддзеркалень не немає і він не видно, як тільки
промінь потрапляє в хмару — то на частинках вологи відбувається
віддзеркалення і видно структуру променю.
Іонізаційний димовий оповісник використовує потік радіоактивних
частинок для визначення підвищення концентрації диму в зоні контролю.
Іонізаційні оповісники реагують на, так званий «чорний дим». Такі
оповісники добре виявляють дрібні частинки диму, що утворюються при
полум'яному горінні, але малопридатні для виявлення процесів тління, в
результаті яких утворюються крупні частинки, а також виявлення процесів
горіння пластмас і горючих рідин.
Іонізаційні димові оповісники широко використовуються для захисту
промислових об'єктів від спалаху електроніки, кабельних каналів. Крім того,
вплив пилу на цей оповісник набагато нижчий.
До централі системи підключаються всі датчики системи сигналізації.
Централь візуально показує стан системи, а також при необхідності приводить в
дію сирену або звукове сповіщення, систему пожежогасіння, відключає
вентиляцію і кондиціонування, управляє системою димовидалення і ліфтами,
передає сигнал на центральний пульт охорони.
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 129
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Передача сигналу про спалах може передаватися по телефону, радіоканалу
або комп'ютерною або GSM-мережею.
Устаткування централізованого управління сигналізацією складається
з комп'ютера і спеціалізованого програмного забезпечення, яке дозволяє
відстежувати стан систем сигналізації. Можлива інтеграція з іншими засобами
безпеки — наприклад, системами відеоспостереження, що дозволяє помітно
збільшити ефективність роботи. Сигналізація пожежі може проводитися
сиреною, мовним сповіщенням. За допомогою таких засобів можна спростити
евакуацію відвідувачів об'єкту і зробити її безпечнішою.
Зі всього різноманіття існуючих сучасних систем пожежної сигналізації в
приміщенні дільниці пропонується використати систему на базі пристрою
приймально-контрольного (ПКП) та управління пожежного «Радуга - 240», який
призначений для:
1) Контролю стану оповісників пожежних, різних датчиків стану
пожежної системи;
2) Відображення прийнятої інформації на рідкокристалічному дисплеї, за
допомогою світлодіодних індикаторів і вбудованого зумера;
3) Виведення прийнятої інформації на персональний комп'ютер;
4) Передачі інформації на пульт централізованого спостереження;
5) Управління зовнішніми пристроями світлового і звукового сповіщення;
6) Управління різним устаткуванням, підключеним до виходів блока.

Рисунок 11.1 - Пожежний приймально-контрольний пристрій «Радуга-240»

Режим роботи ПКП – безперервний цілодобовий. ПКП є відновлюваним
контрольованим обслуговуваним багатофункціональним пристроєм
багаторазової дії.
ПКП призначений для експлуатації в приміщеннях з регульованими
кліматичними умовами. Конструкція ПКП не передбачає його експлуатацію в
умовах дії агресивних середовищ.
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 130
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

ПКП будується за блоково-модульним принципом. У нього можуть
входити наступні пристрої:
– один або декілька блоків приймально-контрольних (БПК) з 2/4
сигнальними лініями (БПК-2) або без сигнальних ліній (БПК-0). БПК є
центральними пристроями. БПК-2 можуть комплектуватися модулями
розширення сигнальних ліній МСЛ-2, БПК-2 і БПК-0 – модулями світлодіодних
індикаторів МСДІ;
– периферійні пристрої різних типів: блоки контролю локальні БКЛ,
модулі сигналізації МС-4, модулі виходів сповіщення МВО-6, модулі виходів
реле МВР-8, модулі входів-виходів МВВ-16, модулі комунікаційні МК і модулі
мережевого інтерфейсу МСІ.
ПКП може додатково комплектуватися аксесуарами: термопринтерами
ТП, кабелями для програмування, блоками для монтажу периферійних
пристроїв.
Особливості БПК-2:
1) Дві (чотири при встановленому модулі МСЛ-2) кільця для підключення
адресних пристроїв;
2) Вісім входів для контролю стану і видаленого управління ПКП;
3) Сім виходів типу відкритий колектор;
4) П'ять релейних виходів;
5) Має клавіатуру для управління і програмування ПКП;
6) Має ЖК-дисплей і зумер для контролю стану ПКП;
7) Має роз'єм з інтерфейсом RS-232;
8) Можливість установки і підключення ТП;
9) Вбудований модуль живлення від мережі 220 В і АКБ;
10) Можливість підключити 32 пристрої (БКЛ, МШС-4, МВО-6, МВР-8 і
МВВ-16) по локальній мережі (шина RS-485);
11) Можливість установки усередині корпусу БПК-2 одного з модулів
МШС-4, МВО-6, МВР-8, МВВ-16 або МК;
12) Можливість забезпечення електроживлення модулів МШС-4, МВО-6,
МВР-8, МВВ-16 і МК;
13) 64 БПК-2 і БПК-0 можуть бути об'єднані між собою по глобальній
мережі (кільцева шина RS-485). Для цього у все об'єднувані БПК-2 необхідно
встановити МСИ.
В якості пожежного оповісника пропонується використати димовий
оптико-електронний оповісник ИП 212-58 «ECO1003». При розробці пожежних
оповісників серії ECO1000 були враховані особливості побудови і експлуатації
системи пожежної і пожежно-охоронної сигналізації, а саме:
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 131
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

1.Забезпечена сумісність практично з будь-якими пожежниками
приймально-контрольними приладами (ПКП).
2. Розширений діапазон робочих температур оповісників серії ECO1000
від - 30°С до +70°С забезпечує роботу в опалювальних і неопалювальних
приміщеннях.
3.Широкий діапазон робочої напруги живлення, від 8 до 30 вольт,
дозволяє використовувати оповісники серії ECO1000 в системах пожежної і
пожежно-охоронної сигналізації.

Рисунок 11.2 - Оповісник пожежний димовий ІП212-58

Нова конструкція димової камери і корпусу оповісника ИП 212-58
зменшують вплив запиленості на характеристики оповісника і знижують вимоги
по технічному обслуговуванню. Застосування сучасної елементної бази з
мінімальним типорозміром 0402 (1х0,5 мм) дозволило розмістити електронну
схему навколо димової камери і за рахунок цього знизити профіль датчика,
надавши йому естетичну форму. Основні електронні компоненти були
розроблені спеціально для серії ECO1000. Стабілізація струмів вбудованого
світлодіода і виносного оптичного сигналізатора, забезпечує постійну високу
яскравість їх свічення у всьому діапазоні робочої напруги живлення.
Забезпечені простота і зручність включення тесту - дистанційно, при
передачі кодованого сигналу з лазерного тестера на світлодіод датчика -
проводиться його включення і формується сигнал "Пожежа" для перевірки
системи.
Зручний новий знімач з телескопічною штангою дозволяє швидко
встановити і зняти оповісники серії ЕСО1000 на висоті без використання сходів.
Для захисту димових камер від пилу оповісники ИП 212-58 поставляються
з надітими на них пластмасовими технологічними кришками.
Базові основи захищають оповісники серії ECO1000 від
несанкціонованого витягання і забезпечують надійне кріплення в умовах
транспортного трясіння при їх установці на рухомих об'єктах.
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 132
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Використання друкованої плати з екрануючим шаром підвищило стійкість
датчика до дії зовнішніх електромагнітних перешкод. Високий захист від корозії
забезпечений спеціальним покриттям і герметизацією окремих секторів
монтажної плати.
Технічні характеристики: ИП 212-58:
1. Діапазон чутливості - 0,05 - 0,2 дБ/м;
2. Інерційність спрацьовування оповісника - 10 сек;
3. Середня площа, контрольована одним оповісником - до 110 м2;
4. Допустимий рівень дії фонової освітленості - 12000 лк;
5. Допустима швидкість повітря - до 20 м/с;
6. Робоча напруга - від 8 В до 30 В;
7. Амплітуда пульсацій напруги живлення - ±2 В, макс.;
8. Номінальний струм в черговому режимі - менше 70 мкА;
9. Допустимий струм в режимі "Пожежа" - 50 мА, макс.
10. Висота - 42 мм;
11. Діаметр - 102 мм;
12. Вага - 120 гр;
13. Діапазон робочих температур - -30°C +70°C;
14. Максимально допустима відносна вологість - 95%;
15. Ступінь захисту оболонки оповісника - IP43.
У пожежному димовому оптико-електронному оповісники ИП212-58
використана горизонтально вентильована димова камера нової конструкції, що
забезпечує зменшення впливу запиленості. Абсолютно кругла в горизонтальній
плоскості форма димової камери забезпечує однаково високу чутливість
оповісника під час вступу диму з будь-якого напряму.
Окрім цього, обов′язково в будь-якій системі пожежної сигналізації
використовується оповісник пожежний ручний. В нашому приміщенні буде
встановлений оповісник МСР3А-ПРО, який має наступні особливості: зручний
і легкий монтаж: з′ємні термінали забезпечують швидке підключення і зручне
налаштування. Провідники шлейфу дуже просто під′єднуються до терміналів.
Час на установку оповісника скорочується. Можливо легко і у будь-який момент
перевірити весь шлейф, просто знявши термінал.
Комутовані струми - до 2 А, при постійній напрузі до 30 В. Габарити
оповісника: висота 93 мм, ширина 89 мм, товщина 27,5 мм, з монтажною
коробкою SR - 59,5 мм. Вага - 110 гр, з монтажною коробкою SR - 160 гр.
Ступінь захисту оболонки корпусу - IP44. Всі оповісники можуть
експлуатуватися як в опалювальних, так і в неопалювальних приміщеннях при
температурі навколишнього середовища від -30°С до +70°С.
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 133
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Рисунок 11.3 - Оповісник пожежний ручний МСР3А-ПРО

Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 134
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ

1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2017. – 736 с.
2. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт України.
Характеристики напруги електропостачання в електричних мережах
загальної призначеності.
3. Електропостачання промислових підприємств. Посібник для курсового та
дипломного проектування / Шестеренко В.Є., Шестеренко О.В. – Київ, 2013.
– 424 с.
4. Електропостачання промислових підприємств : Підручник для студентів
електромеханічних спеціальностей / В.І. Мілих, Т.П. Павленко. – Харків :
ФОП Панов А. М., 2016. – 272 с.
5. Бурбело М.Й., Бірюков О.О., Мельничук Л.М. Системи електропостачання.
Елементи теорії та приклади розрахунків. Вінниця: ВНТУ, 2011. 204 с.
6. Коліушко Д. Г. Проєктування систем електропостачання промислових
підприємств: навч.-метод. посібник до виконання курсового проєкту за
курсом "Електропостачання промислових підприємств та
енергозбереження": для студентів дистанц. форми навчання за спец.141–
Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка за освітньою
програмою 03 "Електропривід, мехатроніка та робототехніка" / Д. Г.
Коліушко, Л. В. Асмолова ; Нац. техн. ун-т "Харків. політехн. ін-т". – Харків:
ПромАрт, 2021. – 96 с.
7. Споживачі електричної енергії. Електричне освітлення : навч. посіб. / О. І.
Соловей, А. В. Чернявський, О. О. Ситник, В. Ф. Ткаченко, Г. В. Курбака ; за
ред. Солов’я О. І.; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. –
Черкаси : ФОП Гордієнко Є.І., 2018. – 132 с.
8. СОУ-Н ЕЕ 20.178:2008. Схеми принципові електричні розподільчих
установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних підстанцій.
9. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств.
10. СОУ-Н МПЕ 40.1.20.510:2006 Методика визначення економічно доцільних
обсягів компенсації реактивної енергії, яка перетікає між електричними
мережами електропередавальної організації та споживача.
11. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для вузів. /
Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. –
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с.
12. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015 «Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств».
13. Букович Н. В. Розрахунок струмів короткого замикання
електроенергетичних систем. Львів : Вища шк., 2008. 248 с ДСТУ EN
50160:2014.
14. Зорін В.В., Штогрин Є.А., Буйний Р.О. Електричні мережі та системи.
Ніжин: Аспект-Поліграф, 2011. 224 с.
15. Струми короткого замикання у трифазних системах змінного струму. Ч. 0.
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 135
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Обчислення сили струму (ІЕС 60909- 0:2001, IDТ). Видання офіційне. Київ:
Держспоживстандарт України, 2009. 51 с.
16. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра для
здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм
навчання [Електронний ресурс] / [Упоряд. : Ситник О.О., Яценко І.В.,
Ключка К. М., Самойлик О.В.] ; М-во освіти і науки України, Черкас. держ.
технол. ун-т. – Черкаси : ЧДТУ, 2022. – 98 с.
17. Соловей О.І. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств / О.І. Соловей, О.О. Ситник, В.П. Розен, В.В.
Демиденко, Г.В. Курбака, А.В. Чернявський та С.М. Мильніченко // Черкаси:
ЧДТУ, 2012, с. 247.
18. Методичні вказівки до виконання розділу «Охорона праці» в дипломних
проектах (випускних роботах) бакалаврів /Укл.: В.І.Биков, О.С.Кожем’якін,
В.Л.Цікановський, С.В.Ротте – Черкаси: ЧДТУ, 2014. – 33 с.
Арк.
ЧДТУ А1 21068 45/04 136
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата

Репозиторій ЧДТУ