Електропостачання заводу з виготовлення індивідуальних теплових пунктів

Папуша, В’ячеслав Леонідович
Please use this identifier to cite or link to this item: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/4197
Title:	Електропостачання заводу з виготовлення індивідуальних теплових пунктів
Authors:	Кисельова, Ганна Олексіївна Папуша, В’ячеслав Леонідович
Keywords:	Електропостачання підприємств;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика
Issue Date:	Jun-2022
Abstract:	Дана випускна кваліфікаційна робота бакалавра присвячена розробці системи електропостачання заводу з виготовлення індивідуальних теплових пунктів. У ході проектування з врахуванням умов проектування здійснено електричні розрахунки по електропостачанню підприємства, в тому числі: розраховані електричні навантаження по окремим цехам та підприємству в цілому, зроблений розрахунок освітлення, вибір числа і потужності трансформаторів ГПП і цехових трансформаторів, передбачена компенсація реактивної потужності, зроблений розрахунок цеху силових пластичних теплообмінниківз вибором мережі внутрішнього електропостачання, вибір устаткування підстанцій. Розділ «Індивідуальне завдання» присвячений розробці електронного пристрою контролю процесу балансування котушки розмотуючого верстата. Розділ «Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових підприємств» присвячений розрахунку економічного ефекту від впровадження пристрою контролю процесу балансування котушки розмотуючого верстата. У розділі «Охорона праці» зроблено аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають в лабораторії під час розробки системи електропостачання та способам захисту працівників від ураження електричним струмом.
URI:	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/4197
Appears in Collections:	141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання)
Files in This Item:
File	Description	Size	Format
ВКРБ_Папуша.pdf Restricted Access		2.7 MB	Adobe PDF	View/Open Request a copy
Show full item record
Extracted text
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ 
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНОЛОІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ 
Факультет  електронних  технологій  і  робототехніки 
(назва факультету) 
Кафедра електротехнічних систем 
(повна назва кафедри) 
        
ПОГОДЖЕНО 
Завідувач кафедри _________О.О. Ситник  
     «_____» __________2022 року 
 
 
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА 
 
до кваліфікаційної роботи  
 
б а к а л а в р  
                                                                                         (освітньо-кваліфікаційний рівень)  
 
 
 
 
на тему: 
«Електропостачання заводу з виготовлення індивідуальних теплових 
пунктів» 
(назва теми згідно наказу) 
 
Виконав: здобувач вищої освіти 5 курсу, 
групи  ЗЕСЕ – 71 
Спеціальності: 
141 «Електроенергетика, електротехніка та          
електромеханіка» 
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності) 
 
 
Папуша В’ячеслав Леонідович  
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти) 
 
 
Керівник _______________      Кисельова Г.О.     . 
                                                                                 ( прізвище та ініціали) 
  
Рецензент _______________  _______________ 
                                                                                      (прізвище та ініціали) 
 
 
 
 
 
 
Черкаси 2022 року 
 
ВСТУП 
 
Розвиток усіх без винятку галузей господарства в сучасних умовах в 
значної мірі залежить від ефективного використання енергоресурсів. 
В свою чергу ефективне використання енергоресурсів неможливе без 
раціонально виконаної системи електропостачання (СЕП) підприємства, яка 
повинна забезпечувати надійність, безпеку, економічність та зручність 
експлуатації. 
Сучасна система електропостачання базується на грамотному 
проектуванні, точних розрахунках очікуваних електричних навантажень, 
аналізі тенденцій у виборі апаратів, схеми і компоновки підстанції 
підприємства, тобто в використанні всього набору технологічних і технічних 
засобів та способів, які має в своєму арсеналу інженер-електрик. 
Дана випускна кваліфікаційна робота бакалавра присвячена саме розробці 
такої системи, а саме електропостачанню заводу з виготовлення індивідуальних 
теплових пунктів. 
У ході проектування з врахуванням умов проектування здійснено 
електричні розрахунки по електропостачанню підприємства, в тому числі: 
розраховані електричні навантаження по окремим цехам та підприємству в 
цілому, зроблений розрахунок освітлення, вибір числа і потужності 
трансформаторів ГПП і цехових трансформаторів, передбачена компенсація 
реактивної потужності, зроблений розрахунок цеху силових пластичних 
теплообмінниківз вибором мережі внутрішнього електропостачання, вибір 
устаткування підстанцій. 
Розділ «Індивідуальне завдання» присвячений розробці електронного 
пристрою контролю процесу балансування котушки розмотуючого верстата. 
Розділ «Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових 
підприємств» присвячений розрахунку економічного ефекту від впровадження 
пристрою контролю процесу балансування котушки розмотуючого верстата. 
У розділі «Охорона праці» зроблено аналіз небезпек та шкідливостей, які 
виникають в лабораторії під час розробки системи електропостачання та 
способам захисту працівників від ураження електричним струмом. 
 
 
 
 
 
 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  7 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ 
 
Система електропостачання промислового підприємства складається з 
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції, 
розподільчих пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у 
цехах. Призначена система для забезпечення вимог виробництва в передачі 
електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у відповідній 
кількості та якості [1,2]. 
Як відомо [3], системи електропостачання промислових підприємств можна 
умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та комбіновані. Згідно 
з завданням на дипломне проектування система електропостачання 
промислового підприємства має бути централізованою. 
Основними чинниками при проектуванні системи електроспоживання є 
характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в першу чергу 
безперебійність електропостачання з урахуванням можливості забезпечення 
резервування, а також вимоги електробезпеки. Але незважаючи на те, що ці 
особливості та характеристики є головними чинниками при проектуванні 
системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію побудови раціональної 
СЕП вносять загальні вимоги до системи електропостачання, основні з яких 
приведемо нижче. 
Проектування системи електропостачання промислових підприємств слід 
проводити згідно з [1, 4] та інших нормативних документів. 
Основними чинниками при проектуванні мають бути характеристики 
джерел живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до 
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення 
резервування у технологічної частині проекту, вимоги електробезпеки. 
Схеми електропостачання промислових підприємств мають бути 
розробляться 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 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  8 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
та провідників. 
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному 
принципу з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення 
електроприймачів паралельних технологічних ліній слід здійснювати від різних 
секцій шин підстанцій, взаємозв'язані технологічні агрегати повинні живитися 
від однієї секції шин. Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися 
при будь-яких перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних 
потоків. 
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 повинні обумовлюватися значеннями і характером 
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При 
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні 
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови оточуючого 
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки. 
Система електропостачання промислового підприємства повинна 
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно 
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв. 
При проектуванні системи електропостачання промислового підприємства 
належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх близько 
розташованих споживачів. 
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати 
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання. 
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально уніфіковані. 
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання повинні 
відповідати ПУЕ. При цьому не слід допускати необґрунтованого віднесення 
ЕП до більш високої категорії, а саме: 
- ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що виконують 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  9 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
допоміжні технологічні операції, частину обладнання інженерного 
забезпечення будівлі, слід відносити до III категорії. Віднесення вказаних 
електроприймачів до II категорії приводе до необґрунтованого завищення не 
тільки потужності встановлених трансформаторів, але і вимог до резервування 
живлення споживачів. 
До II категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання, 
без якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час після 
аварійного режиму. 
- електроприймачі, відключення яких приводе до масового недовідпуску 
продукції , нерідко відносять не до II категорії, а до І категорій, що мотивується 
тім, що наносяться "значні збитки народному господарству". 
Зазначимо, що поняття "значні збитки народному господарству" слід 
відносити до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного підприємства. 
Поняття "категорія електроприймача по надійності електропостачання" не 
слід відносити до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць, корпусів 
і т. 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]. 
 
1.1 Характеристика об’єкта проектування 
 
Підприємство, електропостачання якого ми будемо проектувати в даній 
кваліфікаційній роботі, займається виготовленням індивідуальних теплових 
пінктів. На підприємстві виготовляють всі елементи теплових пунктів. На 
території підприємства розміщені будівлі і цехи основного та допоміжного 
виробництва. 
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 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  10 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
навантаження. При цьому було враховано домінуючий напрямок вітру. 
Основним високовольтним обладнанням підприємства є понижуючі 
трансформатори цехових трансформаторних підстанцій. 
При розробці системи електропостачання підприємства враховувалося, що 
всі підстанції підприємства телемеханізовані та будуть працювати без 
чергового персоналу. 
 
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху пластичних 
теплообмінників 
 
Силові електроприймачі цеху силових пластичних теплообмінників 
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 
№ Електроприймач Кількість, Встановлена cosпоз. шт. потужність, кВт  
1 2 3 4 5 
 Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В 
1 Фрезерно-кравецький верстат 2 8,4 0,86 
2 Прес 1 1 22 0,8 
3 Прес 2 1 18 0,8 
4 Прес 3 1 23 0,8 
5 Свердлильний автомат 1 11 0,82 
6 Ванна знежирення 1 7,8 0,85 
7 Фарбувальна камера 1 48 0,91 
8 Складальний прес 2 13 0,84 
9 Ванна оксидування 1 38,6 0,93 
10 Вирубний прес  1 16,3 0,84 
11 Розмотуючий верстат 1 8,1 0,86 
12 Компресор 1 32 0,84 
13 Насос охолоджувальної рідини 2 12,4 0,82 
14 Насос пожежогосподарчий 1 17,8 0,84 
15 Вентилятор витяжний 5 5,5 0,8 
16 Перфораційний верстат 3 34,7 0,88 
17 Тельфер 1 11 0,8 
18 Зварювальний маніпулятор 2 32,3 0,93 
19 Обертовий маніпулятор 2 17,3 0,85 
20 Запресовочний верстат 1 16,3 0,83 
21 Горизонтальний фрезерний верстат 1 7,8 0,8 
Продовження табл.. 1.1 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  11 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
1 2 3 4 5 
22 Гибочний верстат 1 6,4 0,84 
23 Токарний верстат 4 7,5 0,84 
24 Вентилятор приточний 3 16,5 0,88 
    37    
 Однофазні електроприймачі 
20 Кутова шліфмашина 3 0,5 0,89 
21 Промисловий фен 3 1,5 0,89 
    6    
 
В цеху на рівні технологічних зв’язків здійснюється відповідне 
резервування. 
Основне обладнання цеху відноситься до ІІ категорії. Як відомо [1], до ІІ 
категорії слід відносити 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 приміщенні цеху є такі, що 
потребують практично рівномірну освітленість цеху. 
Проектом передбачено загальновиробниче освітлення 380/220 В, та 
аварійне освітлення 220 В. 
Розміри цеху, електропостачання якого ми будемо розраховувати, 
складають: 46×42×3,8 м, з площею освітлення S=1932 м2. 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  12 
Зм   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 повинні виконувати всі вимоги ПУЕ у цієї частини.  
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми проектуємо, 
розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).  
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься кран козловий. 
Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих нормальних, тобто є 
сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не перевищує 60 % та відсутні 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  13 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
умови, наведені у п. 1.1.10 – 1.1.12 ПУЕ.  
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється 
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах, 
проникати всередину машин, апаратів, відноситься ремонтно-механічний цех 
підприємства. Але цей цех відноситься до приміщень з не струмопровідним 
пилом.  
Запилені приміщення, як зі струмопровідним пилом, так і приміщення з 
неструмопровідним пилом, відсутні.  
Також на підприємстві відсутні приміщення з хімічно активним 
середовищем, в яких постійно або протягом тривалого часу містяться агресивні 
пари, гази, рідини, утворюються відкладення або цвіль, що руйнують ізоляцію і 
струмові дні частини електроустаткування. 
 
1.4 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=2700 МВ • А; 
- довжина повітряної лінії Lпл = 150 км. 
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на границі 
балансової приналежності Qек = 900 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 19036 58/01 ПЗ  14 
Зм   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
I (t) 
1
  
  I(t) dt , t
 
де   – тривалість інтервалу усереднення (  t   T -   ), що приймається 
для графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної    3 T0  (у 
решті випадків –   3 T0 ); T – інтервал реалізації випадкового процесу; T0  – 
постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої температури (за 
час, рівний 3 T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого рівня). 
Умовно приймають T0 10 хв.,    30  хв. незалежно від перетину 
провідника, звідки і витікає поняття «півгодинний максимум».  
З наведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий 
струм» Іроз  – це такий струм, що приводе до такого ж максимального нагріву 
провідника або викликає такий же тепловий знос, що й початкове змінне 
навантаження I(t) .  
Значення Іроз  звичайно визначають з виразу  
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  15 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Ppоз  3 U  Ipоз cos .            
(2.1) 
 
В якості розрахункового навантаження приймають середнє навантаження 
P  за активною потужністю впродовж часу   
 
P 1
t
  P(t)dt .  t
 
Активне розрахункове навантаження Ppоз  аналогічне поняттю 
«розрахунковий максимум» Pmax  або «максимального навантаження» 
Imax  Iроз , тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилиних 
інтервалах усереднення. 
 
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів 
 
Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно проводити 
згідно методики [5], яка поширюється на всі галузі господарства, адаптована до 
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку. 
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку 
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких 
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, оскільки 
розрахунки на кожній із них мають свою специфіку. На підприємствах 
середньої та великої потужності таких рівнів нараховують шість (рисунок 2.1). 
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина 
розрахункової потужності (Ppоз, цеху ) як окремих цехів, так і підприємства (
Ppоз, підпр ) у цілому. Розрахункова потужність Ppоз  – це така потужність, при 
якій термін службі елементів системи електропостачання дорівнює 
розрахунковому. 
У розрахунках використовуються такі позначення та співвідношення: 
– номінальна потужність, Рном ; 
– паспортна потужність, Рпасп ; 
– встановлена потужність Ру . 
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп 
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  16 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
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 
 
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебрична 
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  17 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
групу ЕП 
 
n
Рном рном ,      (2.2) 
1
 
де n  – кількість електроприймачів у групі. 
 
n
Pном,1  pном n  8,4 2 16,8    кВт. 
1
n
Рном цеху Pном .n 662  кВт. 
1
 
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебраїчна сума 
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу 
 
n n
   Qном qном рном  tg  8,4 0,59  4,9  квар,  (2.3) 
1 1
 
де tg  – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної потужності. 
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається 
розрахунковою величиною Кв Рном , що відповідає значенню Кр , за 
співвідношенням: 
 
Рроз  Кp Кв Рном ,     (2.4) 
 
де Кр  f Kв , nе, Ta   – коефіцієнт розрахункової потужності, який 
залежить від коефіцієнту використання Кв  та ефективної кількості 
електроприймачів nе  та постійною часу нагріву мережі, для якої розраховують 
електричні навантаження.  
Згідно [5] приймаються 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 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  18 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
таблиці 2.2; 
– Ta  30  хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові 
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова потужність 
для цих елементів визначається за умовою Кр  1. 
Відмітимо, що добуток Кв Рном  є проміжною допоміжною розрахунковою 
величиною, але не середнім значенням очікуваного навантаження, як це 
вважалося раніше. 
Величину ефективної кількості електроприймачів nе  визначаємо за 
співвідношенням 
 
n 2 
Pном 
n   1 е n .     (2.5) 
n р2ном
1
 
Величину nе  можна також визначати за спрощеним співвідношенням 
 
2pn ном 2 662е    27,5шт. pном max 48
 
Значення коефіцієнту використання кв  за кожним окремим 
електроприймачем визначаємо за довідковими даними. 
Груповий коефіцієнт використання Кв  електроприймачів з різними ne  
знаходимо за формулою 
 
n
квi  рномi
Кв  1 n      (2.6) 
рномi
1
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  19 
Зм   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 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  20 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
11 2,11 1,61 1,35 1,1 1,06 1,04 1,0 1,0 1,0 
12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,05 1,03 1,0 1,0 1,0 
13 1,99 1,52 1,29 1,06 1,04 1,01 1,0 1,0 1,0 
14 1,94 1,49 1,27 1,05 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 
15 1,89 1,46 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
17 1,81 1,41 1,21 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
18 1,78 1,39 1,19 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
 
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 19036 58/01 ПЗ  21 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому (середньовиважений 
коефіцієнт) дорівнює 
 
n
Квi Рномi
К 1 452,2в, цеху  n   0,6 .       (2.7) 662
Рномi
1
 
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) визначаємо розрахункову 
активну потужність 
 
n
Рроз цеху Кр  Кв, цеху Рном Кр Квi Рномi 1,11452,2  502   кВт. (2.8) 
1
 
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховуємо за 
співвідношенням 
 
Qроз цеху  Кр Квi Рномi  tgі 1,0 267,5  267,5 . квар  (2.9) 
і
 
До розрахункової активної та реактивної потужності силових 
електроприймачів напругої до 1 кВ буде додане освітлювальне навантаження 
Pроз. оc , Qроз.оc . 
Повна розрахункова потужність Sроз  силових електроприймачів напругою 
до 1 кВ визначається за формулою 
 
S  P2  Q2 2 2роз роз роз  502  267,5  568,7 кВА.     (2.10) 
 
Результати розрахунків за формулами (2.2) – (2.10)  та вихідні дані цеху 
заносяться у відповідні місця таблиці 2.3, виконаної за формою Ф 636–92 [6]. 
 
 
 
 
 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  22 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  23 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень 
від однофазних електроприймачів 
 
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути по 
можливості 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 рівною потроєній величині 
навантаження найбільш завантаженої фази [3]. 
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних цілей 
точністю, умовна трифазна номінальна потужність Рном у  (кВт) визначається 
так:  
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулою 
 
            Рном y  3 Рном max ф   або  Рном  у  3 Sпасп  ТВ cosпасп ,            (2.11) 
 
де Рном max ф  – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт; 
Sпасп  – паспортна потужність, кВА , ТВ – відносна тривалість включення в 
долях одиниці; 
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна трифазна 
номінальна потужність Рном у  при кількості електроприймачів від одного до 
трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі трифазної системи, 
визначаються за формулами: 
 при одному електроприймачі  
 
Рном  у  3 Рном. ;   (2.12) 
 
 при двох або трьох електроприймачах  
 
Рном у  3 Рном max ф .   (2.13) 
 
При числі однофазних ЕП більше трьох і однакових значеннях Кв  і cos , 
включених на фазну і лінійну напругу, максимальне розрахункове 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  24 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
навантаження визначається за формулою 
 
Рроз, у  3 Кв Кр Рном max ф .   (2.14) 
 
Величина ne  при визначенні Кр  для однофазних ЕП визначається за 
формулою 
 
2  p
n   ном фе ,   (2.15) 3 pном max ф
 
де pном ф  – сума номінальних потужностей однофазних ЕП даного 
розрахункового вузла, кВт; pном max ф  – номінальна потужність найбільшого 
ЕП однофазного струму, кВт. 
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв  і cos  більше 
трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони розподіляються по 
фазах по можливості рівномірно, то визначаються середні навантаження за 
найбільш завантажену зміну по кожній фазі.  
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається додаванням  
середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і однофазних 
навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним зведенням 
останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги. 
P(a)   Кв,i Раb,i  (аb)а ,i    Кв,i Рac,i  (аc)а ,i    Кв,i Рао,i  
P(b)   Кв,i Раb,i  (аb)b,i    Кв,i Рbc,i  (bc)b,i    Кв,i Рbо,i   (2.16) 
P(c)   Кв,i Раc,i  (аc)c,i    Кв,i Рbc,i  (bc)c,i    Кв,i Рcо,i  
Q(a)   Кв,i Раb,i q(аb)а ,i    Кв,i Раc,i q(аc)а ,i    Кв,i Qао,i  
Q(b)   Кв,i Раb,i q(аb)b,i    Кв,i Рbc,i q(bc)b,i    Кв,i Qbо,i  
Q(c)   Кв,i Раc,i q(аc)c,i    Кв,i Рbc,i q(bc)c,i    Кв,i Qcо,i ,   (2.17) 
де Кв ,  Кв  – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму роботи; 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  25 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
значення інших параметрів приведено для фази а: 
– Paв, Pac  – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між 
фазами аb і ас;  
– Pao,  Qao  – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним та 
нульовим проводами); 
– (ав)а ,  (ас)а ,  q(ав)а ,  q(ас)а  – коефіцієнти зведення навантажень, що включені 
на лінійну напругу до фази а (визначаються за довідковими даними, наприклад 
[6]). 
Для кожної фази (a, b, c): 
 
Q
tg  (ф), іі, ф . P(ф), і
 
Визначається найбільш завантажена фаза (наприклад, фаза b); 
нерівномірність навантаження по фазах за формулою 
 
p
p  номmax ф
 pном min ф . 
pном min ф
 
Еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних 
електроприймачів (у нашому прикладі фази b) 
 
Рном  у  3 P(b) ;     Qном  у  3 Q(b) . 
Середньовиважене значення для найбільш завантаженої фази (у нашому 
прикладі фази b) 
 
Р
Кв(b) 
(b) . 
Р1.ab  P2.ab  Рbc  Р
2 b,0
 
Ефективну кількість однофазних електроприймачів визначаємо по 
співвідношенню (2.15) 
 
2  P
n  (o)e(o) . 3  pmax(o)
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  26 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
При відомих ne(o)  та Кв(b)   з таблиці 2.1, яка є актуальною і для 
однофазних навантажень, отримаємо значення Кр . 
Умовна розрахункова активна потужність однофазних ЕП для випадку, що 
розглядається, дорівнює 
 
Рроз у  Кр  Кв(b) Ру . 
 
Розрахункова реактивна потужність визначається так: 
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе : 
 
при nе 10 Qроз 1,1Кв Рном  tg ;           (2.18) 
 
при nе 10  Qроз Кв Рном  tg .                 (2.19) 
 
Для прикладу, для фази b 
 
Qроз у 1,1Кр Кв(b) Руi  tgі . 
і
 
Повна умовна розрахункова потужність Sроз у  силових однофазних 
електроприймачів напругої до 1 кВ визначається формулою (2.10) 
 
S 2 2роз у  Pроз у  Qроз у .  
 
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз b і с, 
знаходиться найбільш завантажена фаза по активній потужності, наприклад 
фаза с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних 
електроприймачів. 
 
Р    3 Р(с)    і   Q    3 Q(c) . 
 
Таким чином, використовуючи співвідношення (2.11) – (2.19) визначається 
еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних електроприймачів. 
Враховуючи те що, однофазне обладнання в нормальних режимах в цеху 
не використовується, розрахунки однофазних електроприймачів не здійснюємо. 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  27 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Рроз у  3 0,5  3 1,5  6  кВт. 
Qроз у Рном  tg 1,5 0,89  4,5 0,89  5,4  квар. 
S 2 2 2 2роз у  Pроз у  Qроз у  6  5,4  8,1 кВА. 
 
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від 
освітлювальних систем 
 
Для визначення електричних навантажень освітлювальних установок 
використовується метод питомої потужності. 
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН освітлювальних 
установок ( п.ос.ф.) використовуються наступні дані: тип світильника, коефіцієнт 
запасу з, освітленість ф, значення розрахункової висоти , площа 
освітлювального приміщення . По обраному типу світильника, площі 
освітлювального приміщення та висоті підвісу світильників згідно [7] 
визначаємо питому потужність загального рівномірного освітлення необхідну 
для забезпечення необхідного значення норми освітленості. 
Максимальну активну потужність освітлювальних  установок 		ос. 
визначимо згідно виразу: 
 
		ос. п ∙ п.о.ф ∙ ,																																														 2.20  
 
де п – коефіцієнт попиту освітлення [4],	 п 0,95 ; 
S – площа приміщення,	 	1932		м ; 
п.о.ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м2, яка  
визначається за формулою: 
 
ф з.ф
п.о.ф п.ос.табл ∙ 100 ∙ ∙ ,																														 2.21  з.табл
 
де п.ос.табл – питома потужність освітлювальної установки, Вт/м2 [7]; 
ф – фактична норма освітленості для виконуваного виду робіт [7], 
ф 300	лк; 
з.ф	– фактичний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [7], 
з.ф 1,4; 
kз.табл – коефіцієнт запасу табличний для виконуваного виду робіт [7], 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  28 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
з.табл 1,5; 
 – коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення [7], k 1,15. 
 
3,8 ∙ 300п.о.ф 100 ∙
1,4
1,5 ∙ 1,15 12,2	
Вт, 
м
		ос. 0,95 ∙ 8,2 ∙ 1932 22,4	кВт. 
 
Для газорозрядних ламп максимальна реактивна потужність: 
 
		ос. 		ос. ∙ ,																																										 2.22  
 
де tgφ  – відповідно cosφ  для кожного типу ламп. 
 
		ос. 22,4 ∙ 0,33 7,4	квар. 
 
Проектом передбачається: загальне робоче освітлення 380/220В; аварійне 
освітлення 220В. 
 
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової 
підстанції 
 
Сумарну активну та реактивну розрахункові потужності на шинах 0.4 кВ 
визначаємо за виразами: 
 
P0,38 цеху  Рроз цеху  Рроз ос. цеху  Рроз у  502  22,4  6  530,4кВт,           (2.23) 
Q0,38цеху Qроз. цеху Qроз ос.цеху Qроз. у 267,57,45,4289,3  квар.         (2.24) 
 
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової 
підстанції за виразом  
 
SТП   Р0,4 цеху 2  2  Q 20,4 цеху   530,4  289,32  604,2кВА.    (2.25) 
 
та заносимо у графу 10 таблиці 2.4. 
Аналогічно для кожного і-го цеху розраховуємо за співвідношеннями 
(2.23) – (2.25) Р0,4 цеху , Q0,4, цеху  SТПі  та отримані значення заносимо у 
таблицю 2.4. 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  29 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
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]. У нашому випадку він дорівнює Ко  0,9 . 
Приблизну потужність заводу (на шинах РУНН) SНН ГПП  визначаємо за 
формулою  
 
N 2 N 2   
SННГПП Ко  P0,4цехуi  Q0,4цехуi  0,9 6146,1
2 3619,62 6419,5 кВА (2.26) 
 i   i 
 
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано 
розрахунок електричних навантажень по заводу з виготовлення індивідуальних 
теплових пунктів, а приблизна розрахункова потужність має значення Sпр= 
6419,5 кВА. 
Дані про електричне навантаження інших цехів заводу приводимо у 
вигляді таблиці 2.4. Значення навантажень відповідають вихідним даним, 
характеру і специфіці виробництва, загальної потужності підприємства. 
 
 
 
 
 
 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  30 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  31 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху 
та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій 
 
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху 
 
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують 
декілька методів. Враховуючи наявність впливу сукупності факторів на вибір 
місця розташування підстанції, доцільно використовувати достатньо точні 
методи, які дозволяють визначити координати ЦЕН (при похибці приблизно 
510 % ). 
Використовуючи обрані методи, необхідно обчислити координати ЦЕН 
ХЦЕН  та УЦЕН  як для активної так і реактивної потужності. При цьому у якості 
навантаження Рроз i  (Qроз і ) має використовуватися розрахункове значення 
потужності (активної і реактивної відповідно), що отримано у попередніх 
розділах (або міститься у вихідних даних), а у випадку окремих 
електроприймачів − номінальна активна і реактивна потужність окремого ЕП. 
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунку представляють 
у вигляді відповідної таблиці. 
Розрахунки ЦЕН, враховуючи достатньо велику кількість 
електроприймачів цеху (декілька десятків), доцільно виконувати за допомогою 
відповідних прикладних комп’ютерних програмам. 
Необхідність (або відсутність) розрахунку координат ЦЕН реактивного 
навантаження має бути обґрунтовано. 
Якщо добові графіки навантажень істотно змінюються в часі, знайдені 
координати ЦЕН не дозволяють остаточно вирішити задачу вибору місця 
розташування ГПП. В цьому випадку координати змінюються в часі в межах 
зони, обмеженої еліпсом. Параметри еліпсу розраховуються за відомими 
методиками. 
При вказаних розрахунках враховують наявність у цеху високовольтних 
двигунів, які є джерелами реактивної потужності, а також попередньо обраний 
спосіб компенсації реактивної потужності [6]. 
 
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства  
 
Головні понижувальні підстанції з метою економії електроенергії і металу 
рекомендується розміщувати в центрі електричного навантаження (ЦЕН). Для 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  32 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
встановлення ГПП поблизу ЦЕН підприємства часто існують обмеження, що 
накладаються технологічними особливостями, умовами генплану тощо. Перше 
уявлення про характер розподілу навантажень по території об’єкта отримують 
за допомогою картограми навантажень. Картограму навантажень будують як на 
плані розташування приймачів електроенергії в цехах, так і на генеральному 
плані всього промислового підприємства. В останньому випадку в якості 
приймачів електроенергії розглядаються самі цехи. 
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень 
на картограмі виконують різними способами. Найбільш простий з них полягає в 
зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень приймачів за 
допомогою кіл. Він полягає в наступному. В якості центру кола вибирають 
центр електричного навантаження приймача електроенергії, а радіус кола 
пов’язують з розрахунковою потужністю приймача; значення його знаходять з 
умови рівності розрахункової потужності в деякому масштабі площі кола 
 
Pрозi   r
2 m , 
 
де Pрозi  – максимальне електричне навантаження i-го підрозділу; r  – радіус 
кола; m – масштаб. 
Кожне коло може бути розділено на сектори, площі яких дорівнюють 
відповідно силовому та освітлювальному навантаженні. В цьому випадку 
картограма дає уявлення не тільки про значеннях навантажень, але і про їх 
структуру.  
Оскільки при проектуванні систем промислового електропостачання 
вирішують і завдання визначення розташування джерел живлення для 
реактивних навантажень, рекомендується мати дві картограми: одну для 
активних, іншу для реактивних навантажень.  
Побудова картограм реактивних навантажень проводиться аналогічним 
способом. Реактивні навантаження можуть живитися від конденсаторних 
установок, які розташовуються в місцях споживання реактивної потужності, а 
також від синхронних компенсаторів і синхронних електродвигунів. У зв’язку з 
цим, в загальному випадку, для відшукання оптимальних умов і місць 
установки джерел реактивної потужності потрібно знаходити окремо центри 
споживання реактивної потужності підприємства. 
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають силовому, 
а також освітлювальному навантаженням 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  33 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
360 P
  роз цехус.н ;                                            (2.27) Р0,4 цеху
 
360 P
    роз ос. цехуоc.н ,                                       (2.28) Р0,4 цеху
 
де i  – величина сектору у градусах. 
Розраховуємо на прикладі вибраного цеху силових пластичних 
теплообмінників вказані параметри картограми електричних навантажень 
 
 360 502с.н   341;  530,4
 360 22,4ос.н  19. 530,4
 
Р
r р0,38 530,4i    29,8  мм. 3,14 m 3,14 0,19
 
Розрахункові значення заносимо у графу 8 таблиці 2.5 
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як точку з 
координатами: 
 
n
 (Pp.i  xi )
Х  i1 n ;                                               (2.29) 
 Pp.i
i1
n
 (Pp i  yi )
Y  i1 n ,                                             (2.30) 
 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. 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  34 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Таблиця 2.5 – Дані для побудови картограми ЕН 
Найменування Розрахункові навантаження  с.н ,  осв. , 
об’єкта Рр, Рр.ос, Р0,4 цех, ri, мм кВт кВт кВт град град 
Цех фітінгів. Цех 
клапанів 1412,6 41,2 1453,8 350 10 49,4 
Слюсарно-механічний 
цех. Цех підготовки 621,4 23,6 645 347 13 32,9 
труб 
Цех пластичних 
теплообмінників  502 22,4 530,4 341 19 29,8 
Цех циркуляційних 
насосів. Цех байпасів 1245,4 49,1 1294,5 346 14 46,6 
Цех станин. Цех 
приладів обліку 1326,8 52,3 1379,1 346 14 48,1 
Цех пультів 
керування. Склади. 413,9 109,3 523,2 285 75 29,6 
Заводоуправління 
Насосна станція. Цех 
давачів 312,6 7,5 320,1 352 8 23,2 
 
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразів (2.26), 
(2.27) заносимо у відповідні графи таблиці 2.6.  
 
Таблиця 2.6 – Дані для визначення ЦЕН заводу 
Найменування Рр, Р -4 -4р.ос, Р0,38 цех, Х, Y, Pр.0,38X10 , Pр0,38Y10 , 
об’єкта кВт кВт кВт м м кВтм кВтм 
Цех фітінгів. Цех 
клапанів 1412,6 41,2 1453,8 220 300 319836 436140 
Слюсарно-
механічний цех. 
Цех підготовки 621,4 23,6 645 410 360 264450 232200 
труб 
Цех пластичних 
теплообмінників  502 22,4 530,4 360 280 190944 148512 
Цех циркуляційних 
насосів. Цех 1245,4 49,1 1294,5 360 210 466020 271845 
байпасів 
Цех станин. Цех 
приладів обліку 1326,8 52,3 1379,1 230 180 317193 248238 
Цех пультів 
керування. Склади. 413,9 109,3 523,2 180 60 41856 31392 
Заводоуправління 
Насосна станція. 
Цех давачів 312,6 7,5 320,1 370 60 118437 19206 
 1718736 1387533 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  35 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Визначаємо координати ЦЕН 
 
n
 (Pp.i  xi )
Х i1 1718736 n  =289,3  м, 
 P 6248,6p.i
i1
n
 (Pp  yi )
Y  i1
i 1387533
n  =226,6 м. 
 P 6248,6p 
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. 
 
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП) 
 
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу 
навантаження по території об’єкта, умови оточуючого середовища, наявність 
зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно - будівельні обмеження .  
При виборі місця розташування цехової трансформаторної підстанції 
потрібно вказати у якій мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо зворотних 
потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно розрахованого 
ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі нормативи [4]. 
Правильне розміщення трансформаторних підстанцій – одне з важливих 
питань при побудові раціональної системи електропостачання. 
 При розташуванні ГПП (цехової ТП) враховують зокрема, наступні 
вимоги: 
а) максимальне приближення до центру електричних навантажень; 
б) зведення до мінімуму зворотних потоків енергії до джерела живлення; 
в) бажано щоб трансформатори розташовувались на відкритому повітрі; 
г) цехові підстанції повинні займати як можна меншу корисну площу 
цеху; 
д) ГПП (ТП) не повинні створювати перешкод виробничому процесу; 
е) виконання вимог електричної та пожежної безпеки. 
ГПП (ТП) з метою економії металу і електроенергії рекомендується 
встановлювати в центрі електричних навантажень (ЦЕН). 
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах дозволяє: 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  36 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної енергії; 
б) зменшити витрати провідникового матеріалу; 
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених річних 
витрат. 
ГПП (ТП) розташовують як можна ближче до центру електричних 
навантажень (ЦЕН) у мертвій зоні обслуговування підйомних кранів, між 
колонами тощо. 
ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості 
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як правило, 
прибудовані та вбудовані підстанції. 
Для визначення умовного центру електричних навантажень для вибору 
місця розташування ТП, доцільно використовувати формули (2.26), (2.27). 
Щоб визначити координати кожного електроприймача використовуємо 
рисунок 1.1. 
Використовуючи проміжні розраховані дані заносимо в таблицю 2.7, 
розраховуємо ЦЕН. 
 
Х 14142,8ЦЕН   26,7м. 530
Y 17109,1ЦЕН  13,4  м. 530
 
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунків вносимо в 
таблицю 2.7. 
 
Таблиця 2.7 – Дані для визначення ЦЕН цеху  
№ 
на      Найменування ном. , , ∙  , ∙  ЦЕН 	  пла кВт м ном. ном. ЦЕНм м м 
ні 
1.1 Фрезерно-кравецький верстат 8,4 6 50,4 42 352,8   
1.2 Фрезерно-кравецький верстат 8,4 6 50,4 36 302,4   
2 Прес 1 22 12 264 42 924   
3 Прес 2 18 18 324 42 756   
4 Прес 3 23 12 276 36 828   
5 Свердлильний автомат 11 18 198 36 396   
6 Ванна знежирення 7,8 26 202,8 45 351   
7 Фарбувальна камера 48 26 1248 38 1824   
8.1 Складальний  прес  13 34 442 43 559   
8.2 Складальний  прес  13 38 494 43 559   
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  37 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
9 Ванна оксидування 38,6 42 1621,2 42 1621,2   
10 Вирубний прес  16,3 36 586,8 36 586,8   
11 Розмотуючий верстат 8,1 38 307,8 36 291,6   
12 Компресор 32 31 992 8 256   
13.1 Насос охолоджувальної рідини 12,4 31 384,4 6 74,4   
13.2 Насос охолоджувальної рідини 12,4 31 384,4 4 49,6   
14 Насос пожежогосподарчий 17,8 31 551,8 3 53,4   
15.1 Вентилятор витяжний 5,5 6 33 32 176   
15.2 Вентилятор витяжний 5,5 13 71,5 32 176   
15.3 Вентилятор витяжний 5,5 22 121 32 176   
15.4 Вентилятор витяжний 5,5 31 170,5 32 176   
15.5 Вентилятор витяжний 5,5 40 220 32 176   
16.1 Перфораційний верстат 34,7 6 208,2 28 971,6   
16.2 Перфораційний верстат 34,7 11 381,7 28 971,6   
16.3 Перфораційний верстат 34,7 17 589,9 28 971,6   
17 Тельфер 11 40 440 44 484   
18.1 Зварювальний маніпулятор 32,3 4 129,2 22 710,6   
18.2 Зварювальний маніпулятор 32,3 15 484,5 22 710,6   
19.1 Обертовий маніпулятор 17,3 9 155,7 22 380,6   
19.2 Обертовий маніпулятор 17,3 20 346 22 380,6   
20 Запресовочний верстат 16,3 5 81,5 13 211,9   
21  Горизонтальний фрезер.верст 7,8 11 85,8 12 93,6   
22 Гибочний верстат 6,4 17 108,8 13 83,2   
23.1 Токарний верстат 7,5 6 45 7 52,5   
23.2 Токарний верстат 7,5 10 75 7 52,5   
23.3 Токарний верстат 7,5 18 135 7 52,5   
23.4 Токарний верстат 7,5 20 150 7 52,5   
24.1 Вентилятор приточний 16,5 35 577,5 8 132   
24.2 Вентилятор приточний 16,5 35 577,5 6 99   
24.3 Вентилятор приточний 16,5 35 577,5 2 33   
 Розрахункові данні 662 - 14142,8 - 17109,1 26,7 13,4 
 
Розрахунок координат ЦЕН реактивного навантаження цеху має сенс у 
тому випадку, коли компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях 
концентрації таких споживачів, або в цеху встановлено високовольтні двигуни, 
які є джерелами реактивної потужності. 
Враховуючи всі вище вказані фактори які впливають на місце 
розташування КТП, враховуючи також розрахований ЦЕН розташовуємо КТП 
як найближче до ЦЕН. 
 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  38 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА. 
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ 
 
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства 
 
Схема електропостачання показує зв’язок між джерелом живлення та 
споживачами електроенергії підприємства [6]. 
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават, 
приймальними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП), 
підстанції глибокого вводу (ПГВ).  
Живлення ГПП, ПГВ від мереж енергосистеми повинне виконуватися не 
менше ніж по двох лініях, підключеними до незалежних джерел живлення.  
При виході з ладу однієї з живильних ліній, лінії, що залишилися в роботі, 
повинні забезпечити все навантаження підприємства. При виході з ладу одного 
незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в роботі, повинне 
забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II категорії, які необхідні для 
функціонування основних виробництв.  
Вибір 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 приєднань. 
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 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  39 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
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 
[8]. 
На основі узагальнюючих вище приведених міркувань, а також загальних 
вимог до систем електропостачання, обираємо схему РУВН “110-5Н” – 
прохідну двохтрансформаторну ГПП з двостороннім живленням при 
необхідності збереження у роботі двох трансформаторів при КЗ (пошкодженні) 
на ВЛ в нормальному режимі роботи ПС (при рівномірному графіку 
навантажень, приведену на рисунку 3.1.  
  
Рисунок 3.1 – Схема РУВН “110-5Н” підстанції 110/10 кВ 
Вказаний підхід зберігається при виборі і обґрунтуванні схем РУНН. 
В якості трансформаторної підстанції у цеховій мережі зазвичай 
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  40 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
модифікації. Це обумовлено тим, що при використанні комплектного 
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її 
роботи, зручність і безпека обслуговування,забезпечується швидке розширення 
та мобільність електрогосподарства [3]. 
На рисунку 3.2 наведена електрична схема типової розподільчої установки 
РУ НН 6 (10) кВ у складі цехової ТП. 
 
Рисунок 3.2 – Схема РУ НН 6 (10) кВ у складі ТП 
 
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 [8].  
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. 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  41 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною 
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами 
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірені, при 
необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності. 
На цьому етапі проектування попередньо визначається переріз живлячих 
ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном  РУВН і приблизна 
потужність SВН ГПП  на стороні ВН ГПП. 
Потужність SВН ГПП  визначається за формулою, у якої враховано втрати 
потужності у силових трансформаторах ГПП 
 
2
 N   N
2

SВН ГПП  Ко   (P0,4 цеху і  PT )    (Q0,4 цеху і  QT )  ,    (3.1) 
 i   i 
S 2 2ВН ГПП  0.9  (6146,1155,7)  (3619,6  641,95)  6826,4 кВ А.  
 
де PT  і QT  – втрати відповідно активної і реактивної потужності. 
 
Рт  0,02 Sпр  0,02·6419,5 128,4  кВт, 
Qт  0,1Sпр  0,1·6419,5  641,95 квар. 
 
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу 
 
S
І = ВН ГПП К 6826,4 1,4роз  зав.Л   25,1 А,       (3.2) 2   3   Uном 2 1,732 110
 
де Кзав.Л =1,4 – 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. 
За умовою корони – мінімальний переріз повітряної лінії 110 кВ складає 70 
мм2. Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для 
повітряної лінії провід АС-70 [12], для якого Ідоп=265 А. 
Вибраний переріз лінії живлення перевіряємо на:  
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи (к – коефіцієнт, що 
враховує фактичну розрахункову температуру середовища к=1);  
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  42 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
25,1 А ≤1·265 А, 
 
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення 
однієї з ліній живлення)  
де – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25. 
 
2. 25,1 А <1.1,25.265 А; 
 
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з місцем 
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її 
товщиною і по [12] визначається мінімальна площа перерізу;  
– на мінімальний переріз за умовою корони – мінімальний переріз 
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм2.  
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, остаточно 
обираємо для повітряної лінії провід АС-70 [12]. 
 
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   стають великими, як правило, близько 15 25 , зі збільшенням 
 до 3555  при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі потужностей, 
близьких до нормативних по статичній стійкості. У цих випадках врахування 
поперечної складової U//  вносить уточнення в розрахунки напруги, що 
істотно перевищують погрішності інформації про параметри мережі, а тому 
аналіз електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної 
складової падіння напруги.  
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X R , кут   невеликий (менше 
2  3 ). 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  43 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
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 3.3): 
 
 
Рисунок 3.3 – Схема заміщення фази ділянки мережі 
 
На рисунку 3.3 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  (RcosXsin) .                       (3.5) 
R  R0  L , 
X  X 0  L . 
 
Для визначення складових струму використовують відомі співвідношення: 
 
Ia 
Pі ;А; I Qіp  .           (3.6) 3 Uі 3 Uі
 
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги 
в лінії U//ф  
 
U//ф  Iа X  Iр R  I  (X cosR sin) .                    (3.7) 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  44 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 

Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно, 
вектор напруги на початку ділянки 
 
 
Uф1  Uф2  Uф  Uф2  Uф  jU
//
ф                   (3.8) 
 Uф2  (I R  I
j
a pX) j(IaX  IpR)  Uф1 e ,
 
де модуль U1ф  цієї напруги  
 
Uф1  (Uф2  U
/
ф)
2  (U// 2ф ) ,           (3.9) 
 
та його фаза   
 
U//
  arctg ф / ..           (3.10) Uф2  Uф

Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата 
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі 
 
 
        Uф  Uф1  Uф2 .В.                                  (3.11) 
 
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі має 
вид  
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  45 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Рисунок 3.4 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки 
електричної мережі 
 
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для 
будь-якої  кількості ділянок лінії отримаємо 
 
n
U//  3 U//ф  3 Ii ri cosi  Ii xi sini  .       (3.12) 
i1
 
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна 

вважати, що падіння напруги U1 дорівнює його поздовжній складовій U/ . 
Тоді втрати напруги U приблизно визначається за формулою 
 
U/  3  (I R  I X)  PіR QіX  PіR QіXa p . ,  (3.13) 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 
[3, ]. 
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП визначаються за 
загальним виразом 
 
     П  П0 L  ,                                               (3.14) 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  46 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
де r0 , x0  – значення подовжнього або поперечного параметра, 
віднесеного до 1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).  
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по емпіричній 
формулі, Ом/км 
 
D
X0  0,144  lg
cp  0,0157  Х/ Х/ /0 0 ,                      (3.15) rпр
 
де Dcp  – середньогеометрична відстань між фазами; 
rдр  – радіус проводу; 
  – магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів – 
 1, для сталі –  1.  
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp , 
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij  і 
визначається з формули 
 
D  3cp D12 D13 D23 ,  м                                       (3.16) 
 
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 ,                            (3.17) 

 
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км 
 
 R 0  ,                                               (3.18) F
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  47 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
де   – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм2 / км ;  
F – переріз фазного проводу (жили), мм2 .  
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти 
  29,5  31,5Ом мм2 / км , для міді  18,0 19,0 Ом мм2 / км . 
Для визначення складових струму використовують співвідношення (3.6): 
 
I  Pі 6146,1a   32,3А; I 
Qі 3619,6 19А. 
3 Uі 1,73 110
p 3 Uі 1,73 110
 
R0  = 0,132 Ом/км, X 0 =0,38 Ом/км при  Dср = 0,8 м, cos  0,8, sin  0,64. 
Для ділянки мережі довжиною 150 км для провода марки АС 70: 
 
R  R0  L ,   R 0,132150 =6,6 Ом, 
X  X 0  L ,  X = 0,38150= 19 Ом. 
U/ф  32,3 6,6+19 19  574,2 В. 
 
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги 
в лінії U//ф  
U//ф 19 1932,3 6,6 147,8 В. 
 
модуль U1ф  цієї напруги 
U  (110000574,2)2  (147,8)2ф1 110574,3 В, 
 
та його фаза   
 
U//
  arctg ф 147,8  0,001. 
U /ф2  Uф 110000  574,2

Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . 
 
 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  48 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Втрата напруги» Uф , для ділянки електричної мережі 
 
 
Uф  Uф1  Uф2 110574,3 110000  574,3В. 
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при проектної 
потужності  
 
U
U ф 574,3%  100%  100%  0,52%. Uном 110000
 
В результаті аналізу втрат напруги, що отримані за співвідношеннями (3.5) 
– (3.18), можна зробити висновок, що вибрані параметри провідника цілком 
забезпечують передачу необхідної потужності до ГПП при допустимих втратах 
напруги. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  49 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ 
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ 
 
4.1 Вибір трансформаторів ГПП 
 
Головними вимогами при виборі трансформаторів ГПП є: 
- забезпечення надійності електропостачання відповідно категорії споживача у 
нормальних, аварійних і ремонтних умовах так, щоб трансформатор, що 
залишився у роботі, забезпечував роботу підприємства на час заміни вибулого 
трансформатора з урахуванням можливого обмеження навантаження без збитку 
для діяльності підприємства і з використанням допустимого перевантаження; 
- забезпечення мінімуму зведених затрат на трансформатори з 
урахуванням динаміки росту електричних навантажень. 
Розглянемо викладене детальніше. Надійність ГПП забезпечується такими 
заходами [9]: 
- число трансформаторів ГПП вибирається, виходячи з категорії 
споживача: 
I категорія - обов'язково два трансформатори; 
II категорія - два трансформатори, але це вимагає обґрунтування на 
техніко-економічному рівні; 
III категорія - один трансформатор. 
- навантажувальна здатність трансформатора перевіряється при 
вимкненні одного трансформатора. При цьому враховується можливість 
тривалого перевантаження трансформатора за рахунок: 
а) добового недовантаження; 
б) сезонного недовантаження. 
Після виявлення усіх перерахованих показників варіантів, що 
порівнюються, розглядають питання забезпечення необхідної надійності та 
резервування електропостачання при аварійному виході з ладу одного із 
трансформаторів. 
- схема ГПП будується так, щоб усі її елементи постійно знаходилися 
під навантаженням і споживачі І та II категорій мали два джерела 
живлення, тобто обидва трансформатори незалежно від навантаження 
мають бути постійно ввімкнені. 
Приймаємо до установки два трансформатори однакової потужності з 
вбудованим регулюванням напруги під навантаженням. Потужність 
трансформатора вибирається таким чином, щоб при відключенні одного з 
трансформаторів інший міг передавати задану потужність без порушення ПТЕ, 
якими передбачається припустиме перевантаження трансформаторів до 40 % у 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  50 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
після аварійному режимі під час максимуму навантаження тривалістю не 
більше 6 годин протягом не більше 5 діб. 
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з 
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в 
трансформаторі визначаються за виразом 
 
Ртр  0,02 Sпр ;                                         (4.1) 
Qтр  0,1 Sпр ,                                          (4.2) 
 
де Sпр. – наближено повна потужність об’єкта проектування, кВА; 
 
Рт  0,02 Sпр  0,02·6419,5 128,4  кВт, 
Qт  0,1 Sпр  0,1·6419,5  641,95 квар. 
 
Загальне навантаження об’єкта визначається виразом 
 
Snp(6 ст.) SВН ГПП  Ко (Р0,38цеху i  Р
2
тр)  (Q
2
0,38цеху i  Qтр );     (4.3) 
SВН ГПП  0,9  (6146,1155,7)
2  (3619,6  641,95)2  6826,4 кВ А.  
 
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо 
оцінюється згідно виразу 
 
S
S  np(6 ст.)тр ;                                               (4.4) 2 0,7
S 6826,4тр   4876 кВ А. 2 0,7
 
По отриманому значенню потужності вибирається номінальна потужність 
трансформатора SномТ. Якщо різниця між потужностями SТP і Sном ТР і незначна 
(± 10%), то для розгляду приймається один варіант, в іншому випадку 
розглядається варіант з більшою і меншою стандартною потужністю 
трансформатора відносно SТР. 
За умовами нормального режиму роботи до установки можна було б 
прийняти трансформатори номінальною потужністю SномТ=6300 кВА, що 
працювали б із допустимим перевантаженням Kз  1,08.  Однак при перевірці 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  51 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
на перевантажувальну спроможність трансформаторів в аварійному режимі 
вони не підійшли K з.а  2,16.  Згідно попередніх розрахунків  вибираємо два 
силових трансформатора з регулюванням напруги під навантаженням 
потужністю 6300 кВА з напругами UВН = 115 кВ; UНН=11 кВ. Марка вибраного 
нами трансформатора ТМН 6300/110. Коефіцієнт завантаження в 
післяаварійному режимі складе Kз.а 1,37,  що згідно 6 допустимо впродовж 
12 годин. 
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в 
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів) 
використовується упорядкований типовий графік навантаження [3], в якому 
максимальне навантаження буде відповідати Sрозр об'єкта, згідно чого робиться 
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1). 
 
S кВА
8500 Sмакс
8000
7500
7662
7000
6500 Sн.тр 6896
6000
6130
5500
5513
5000 5364
4500
4597 4597
4000
3500 3831
3000
3065 3065 3065
2500
2000 2299 2299
1500
1000
500
0
1 2 4 5 6 8 11 14 16 19 22 23 24
t год
 
Рисунок 4.1 – Упорядкований добовий графік навантаження для вибору 
трансформаторів ГПП 
 
 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  52 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначаємо згідно 
виразу  
n
 (S 2i  ti )
К 1 1iІ n                                 (4.5) Sн.тр ti
i1
 
де Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА; 
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. 
 
 (3,11)  (2,32 1)  (2,32 2)  (3,11)  (5,58 1)  
1 (5,43 3)  (4,65 3)  (4,65 3)  (3,88 1)  (23,11)

К1 
  0,65 .  
6,3 (11 2 11 3 3 311)
 
Коефіцієнт перевантаження трансформатора К2 визначаємо за більшим 
значенням із двох величин К`2 та К``2. 
Величину К`2 обчислюємо за формулою, згідно виразу 
 
m
 (S 21 i  ti )К2  1i m ;                                      (4.6) Sн.тр ti
i1
К ` 1 ((6,98  2)  (6,2  2)  (7,76 3))2   0,42 . 6,3 (2  2  3)
 
де m – кількість ступенів потужності графіка навантаження, за яких його 
більше від номінальної потужності трансформатора. 
Величину К``2 визначаємо за виразом 
 
0,9  S
К ``  np(6 ст.)2 ,  Sн.тр
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  53 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
К `` 0,9 6826,42   0,98. 6300
 
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі 
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1 за 
допомогою таблиць [3] визначаємо допустиме систематичне перевантаження 
К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним перевантаженням, 
коли виконується умова 
 
К2доп≥К2; 1,4≥0,98. 
 
У післяаварійному режимі (при вимиканні одного з двох трансформаторів) 
для надійного електропостачання усіх або значної частини споживачів ПС 
передбачається живлення від трансформатора, який залишився у роботі, в 
межах допустимого перевантаження. 
Таким чином, якщо на ГПП два трансформатора, то номінальна потужність 
Sном Т=6300 кВА кожного з них має відповідати двом умовам. 
По-перше, номінальна потужність одного з них не повинна бути менше 
половини розрахункового повного навантаження Snp(6 ст.)  тому що в разі 
аварійного вимикання одного з трансформаторів і автоматичним вмиканням 
секційного вимикача РУ НН, інший трансформатор бере на себе все 
навантаження підстанції. Цю умову можна записати так: 
 
S
S np(6 ст.)номТ  .                                           (4.7) 2
6300  4876  
 
На основі проведених розрахунків попередньо вибираємо трансформатор 
ТМН–6300/110 із номінальними параметрами: Sном.Т=6,3МВА, Uном.В=115 кВ, =, 
Uном.Н =11кВ, UКЗ =10,5%, ΔРХХ= 10 кВт, ΔРКЗ= 44 кВт  може систематично 
перевантажуватися у вибраних умовах. 
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в 
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів) 
використовується упорядкований типовий графік навантаження [3], в якому 
максимальне навантаження буде відповідати об’єкта Sроз, згідно чого робиться 
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1). 
 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  54 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
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 [9]. 
Електроприймачі І категорії необхідно живити від двохтрансформаторних 
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 значної кількості трансформаторів цехових ТП та розосередженого 
навантаження вибір одиничної потужності допускається користуватися 
критеріями: 
- при питомої густині навантаження до 0,2 кВА/м2 - 1000, 1600 кВА; 
- при питомої густині навантаження 0,2-0,5 кВА/м2 - 1600 кВА; 
- при питомої густині навантаження більше ніж 0,5 кВА/м2 - 2500, 1600 
кВА. 
Але ж ці критерії чинні лише при рівномірному навантаженні. 
Для енергоємних підприємств рекомендується уніфіковувати одиничні 
потужності трансформаторів. 
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів 
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів 
(НБК) у такій послідовності на прикладі обраного раніше цеху. 
Вибір виконується у два етапи: 
1) Вибирається економічне оптимальне число цехових 
трансформаторів NТЕ та економічне оптимальне значення потужності НБК 
QНК1. 
2) Визначається додаткова потужність НБК QНК2 з метою оптимального 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  55 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою 10 кВ. 
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає 
 
QHK  QHK1  QHK2 ,                                 (4.9) 
 
де QНК1 та QНК2  – сумарні потужності НБК, які визначаються на першому 
та другому етапах. 
Вибір оптимальної кількості цехових трансформаторів на прикладі цеху 
пластинчастих теплообмінників.  
Потужність цехових трансформаторів рекомендується визначати за 
питомою густиною навантаження, кВА/м2 
 
S
  ТПцехуS ;                                        (4.10) S
 
де SТП – в даному випадку максимальне навантаження ТП 3, кВА; 
S – площа приміщення, м2. 
 
604,2
S   0,3 кВА .  1932 м2
 
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової потужності 
SН.ТР , що призначені для живлення технологічно зв'язаних навантажень: 
 
N Pмmin   N ;                                     (4.11) кз  Sн.тр
 
де  Рм. – максимальне активне навантаження даної ТП 3, 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 530,4min   0,5  2 шт , 630 0,7
 
Економічну кількість трансформаторів Ne знаходимо за виразом 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  56 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
N е  N min  m;                                              (4.12) 
 
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [6] у 
функції Nmin, N. 
 
Ne  2  0  2 шт.  
 
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax.Т, яка 
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона  за 
виразом 
 
Q 2 2max .T  (Nе  кз.ф Sн.тр) - Рр.0,38 ;                             (4.13) 
 
де кз.ф – фактичний коефіцієнт завантаження,  
 
к S мТП
604,2
з.ф , к   0,5; . Ne S
з.ф
н.тр 2 630
 
Qmax.T  (2 0,5 630)
2  530,42  340,6 квар. 
 
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів 
QНК1 складе: 
 
QНК1  Q
_
м0,38 QmaxТ ;  
 
де Qм0,38  – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш 
завантажену зміну, квар. 
 
QHK1  340,6 - 289,3  51,3 квар. 
 
При QНК1 ≤ 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не 
потрібно. У нашому випадку QНК1≥0 квар, тобто встановлювати батареї потрібно. 
Вибір потужності конденсаторних батарей для зниження втрат потужності 
у трансформаторах. 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  57 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Додаткова потужність статичних конденсаторів QНК2 з врахуванням 
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою 
 
Q _HK 2  Qм QHK1   N0,38 е  Sн.тр ;            (4.14) 
 
де  – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників 
К1 К2, схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі (для радіальної 
мережі  визначається згідно рисунок 4.8, для магістральної схеми - рисунок 
4.9. для двоступеневої схеми живлення трансформаторів від РП 6-10 кВ, на 
К
яких відсутні джерела реактивної потужності   р1 [6]). 
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 [6]. 
 
QHK 2  289  51,3 0,44  2 630  316,7  0 квар 
 
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2<0 додатково встановлювати 
конденсаторні батареї не потрібно. 
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає 
 
QHK  QHK1  QHK2 ,  
QНК=51,3+0=51,3 квар. 
 
Орієнтуючись на двотрансформаторну комплектну трансформаторну 
підстанцію внутрішньої установки (КТПВ) попередньо приймаємо до 
встановлення два трансформатори типу ТМ номінальною потужністю 
ном.тр 630	кВА та дві конденсаторні установки потужністю ККУ
30	квар із напругою живлення 0,38	кВ кожна. 
Приймаємо згідно ПУЕ глава 5.6, дві конденсаторні установки марки УК3-
0,415-30 Т3 потужністю Qкку=30 квар і напругою живлення U=0,4 кВ. 
Аналогічно проводимо розрахунки для інших цехів і результати заносимо 
у таблицю 4.1. 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  58 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  59 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві 
 
Заходи з компенсації реактивної потужності застосовують на основі ТЕР, 
виконаних комплексно на базі єдиного перспективного плану розвитку даного 
району з урахуванням балансу реактивної потужності, виходячи із допустимих 
меж коливань напруги та спотворення форм кривої напруги і струму, 
встановлених ДСТУ EN 50160. 
Вибір засобів компенсації виконується одночасно з вибором усіх елементів 
живлячої і розподільної електричної мережі для нормального і післяаварійного 
режимів роботи [10]. 
В якості засобів компенсації реактивної потужності приймають батареї 
низьковольтних і високовольтних конденсаторів напругою 0,4 кВ і 6 (10) кВ 
відповідно та синхронні електродвигуни 6 (10) кВ, статичних тиристорних 
компенсаторів. 
Під час вибору компенсуючого пристрою враховувалось: 
– забезпечення допустимих навантажень елементів електричної мережі і 
трансформаторів; 
– використання компенсуючого пристрою в якості одного із засобів 
забезпечення якості електроенергії в електричній мережі; 
– забезпечення балансу і обумовленого резерву реактивної потужності в 
вузлах мережі за наявністю джерел реактивної потужності в допустимих межах; 
– забезпечення статичної стійкості роботи мереж і ЕП. 
Вибір компенсуючих пристроїв виконувавсь одночасно з вибором інших 
основних елементів системи електропостачання підприємства з урахуванням 
динаміки зростання ЕН і постійного розвитку системи. Вибір виконують на 
основі наступних початкових даних: 
– максимальних, мінімальних і післяаварійних режимів реактивних 
потужностей, які споживають ЕП підприємства; 
– технічних умов енергосистем з вказаною величиною реактивної 
потужності, яка передається із мережі енергосистем в мережу підприємства в 
режимі найбільших активних навантажень енергосистеми. 
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно: 
– визначати доцільну ступінь використання реактивної потужності 
генераторів власних електростанцій підприємства і синхронних двигунів в 
мережах на напругу до 1000 В і вище; 
– враховувати реактивну потужність, що генерується силовими 
трансформаторами, ПЛ, струмопроводом і КЛ напругою вище 20 кВ, а також 
КЛ напругою 6 (10) кВ значної протяжності; 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  60 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
– розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної 
потужності перетворювальних установок, спеціальних засобів компенсації. 
Для підприємств з великою нерівномірністю графіків навантажень 
передбачається автоматичне регулювання: 
– збудження синхронних електродвигунів; 
– потужності частин конденсаторних батарей в залежності від режиму 
роботи системи електропостачання; 
Кількість і потужність нерегульованих конденсаторних батарей 
приймалося за найменшим реактивним навантаженням електричної мережі 
підприємства. 
Кількість і потужність ступенів регулювання конденсаторних установок 
визначають в відповідності з графіком навантажень та з урахуванням технічних 
умов енергосистем. 
Як правило, слід застосовувати дво- або триступеневе регулювання 
конденсаторних батарей з розподілом їх на секції однакової потужності. У разі 
невеликої різниці в навантаженнях двох денних змін слід застосовувати 
двоступеневе регулювання. 
В необхідних випадках для збільшення кількості ступенів регулювання 
допускають застосовувати секції компенсуючих пристроїв різної потужності. 
У разі наявності на підприємстві декількох конденсаторних установок 
застосовується багатоступеневе регулювання сумарної реактивної потужності, 
яка генерується усіма конденсаторними установками підприємства, шляхом 
різночасного увімкнення окремих батарей у відповідності з графіком 
навантаження. 
Розподіл компенсуючих пристроїв на різних ступенях системи 
електропостачання виконується на підставі ТЕР. Найбільший економічний 
ефект забезпечується розташуванням цих засобів близько від ЕП з найбільшим 
споживанням реактивної потужності. 
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як правило, в 
цеху біля розподільчих пунктів або приєднують до магістральних 
шинопроводів. 
Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В на ТП або на 
головній дільниці магістрального шинопроводу допускається лише в тих 
випадках, коли установка конденсаторів в цеху можлива за умовами пожежної 
безпеки. 
Установку конденсаторів напругою 6 (10) кВ передбачають: 
– на цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 6 (10) кВ; 
– на розосереджених ПГУ або ГПП, безпосередньо від яких виконується 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  61 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
розподіл електроенергії між цеховими підстанціями. 
Індивідуальна компенсація може бути допущена як виключення у 
потужних ЕП з низьким коефіцієнтом потужності та з великою кількістю годин 
роботи на рік. 
У разі ввімкнення конденсаторних батарей до мереж з джерелами вищих 
гармонік потрібно перевіряти ймовірність перенавантаження конденсаторів 
струмом в розрядженому або близьких до цього режимах і застосовувати 
необхідні заходи з їх усунення. 
Компенсація реактивної потужності є невід’ємною частиною завдання 
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності 
одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових 
підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії. 
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [10]. 
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними даними є 
максимальна реактивна потужність  Qтах  та вхідна реактивна потужність  Qек , 
що погоджена з енергопостачальною організацією на межі балансової 
приналежності. 
Максимальна реактивна потужність Qвк   на шинах розподільчої установки 
10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована високовольтними батареями 
статичних конденсаторів, визначається за виразом 
 
Qвк     кнс    Qmax   Qт -  Qек -  Qнк.ф , 
 
де  кнс  – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого 
навантаження заводу з максимумом навантаження енергосистеми (для 
нашого випадку кнс  =0,89) 
Qmax  – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар; 
 Qт  – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторах, квар; 
 Qек  – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в 
часи її максимуму навантаження, квар; 
 Qнк.ф  – сумарна встановлена потужність низьковольтних 
конденсаторів, квар. 
 
Qвк  0,92 3619,6  641,95  900 1285 1787  квар. 
 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  62 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення [10] два 
комплекти високовольтних блоків статичних конденсаторів. Марки прийнятих 
блоків статичних конденсаторів УКЛ56-10,5-900 У3. Сумарна ємність блоків 
статичних конденсаторів складає  ΣQБСК10=1800 квар, при номінальній напрузі 
живлення 10,5 кВ. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  63 
Зм   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 [3,4,6]. Вибір схеми визначається 
категорією надійності споживачів електроенергії, їх територіальнім 
розміщенням, особливостями режимів роботи. 
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх за 
потужністю підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП. 
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 19036 58/01 ПЗ  64 
Зм   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. 
Живлення трансформаторних підстанцій окремих корпусів відбувається з 
РП 10(6) кВ підстанції підприємства за допомогою кабельних ліній. В більшості 
випадків використовуються магістральні схеми живлення підстанцій, при 
цьому від кожної магістралі може живитися до 3-4 трансформаторних 
підстанцій в залежності від потужності трансформаторів. Для окремо 
розташованих, а також дуже відповідальних споживачів можуть 
використовуватися радіальні схеми живлення. 
На підприємствах значної електричної потужності (потужність 
трансформатора ГПП 6,3 МВА і вище) доцільно проводити розукрупнення 
підстанцій, тобто використовувати додаткові розподільчі пункти 10(6) кВ, які 
живляться від розподільчого пункту ГПП двома кабельними лініями. Така 
підстанція повинна розташовуватися в центрі навантаження частини підпри- 
ємства. При використанні високовольтних двигунів доцільно в цехах, де вони 
встановлені, передбачати додатковий розподільчий пункт, щоб скоротити 
мережу живлення для кожного двигуна. Від цієї підстанції можна живити 
розташовані поблизу підстанції. 
Прийняття додаткових розподільчих пунктів 10(6) кВ повинно мати 
економічне обґрунтування. При прийнятті в проекті додаткового розподільчого 
пункту 10(6) кВ слід враховувати економічні показники: 
 для схеми з додатковим РП 10(6) кВ; 
– збільшення апаратів високої напруги (2 ввідні комірки шиноз'єднувальні, 2 
комірки вимірювальних трансформаторів, 1 резервна комірка фідерна); 
– річна вартість амортизаційних відрахувань на вказане електрообладнання; 
– амортизаційні відрахування на долю будівлі для встановлення 
електрообладнання; 
 для схеми без додаткового розподільчого пункту: 
– збільшення довжини кабельних ліній на відстань від РП підстанції до 
додаткового РП для підстанцій і високовольтних двигунів, що намічалося 
живити від додаткового РП - річна вартість амортизаційних відрахувань на 
вказані кабелі; 
– збільшення втрат електричної енергії за рахунок збільшення довжини 
вказаних кабелів – вартість втрат енергії у вказаних кабелях. 
 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  65 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж 
 
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ вибирають за економічною густиною 
струму з перевіркою на умови нагріву довготривалим розрахунковим струмом в 
нормальному та післяаварійному режимах, на допустиму втрату напруги і на 
термічну стійкість до струмів короткого замикання [2].  
При визначенні перерізу жил кабелів для живлення цехових ТП за 
розрахункову потужність кожного трансформатора приймають максимальне 
навантаження (Рmax 10  і Qmax 10 ) з врахуванням втрат потужності в 
трансформаторі. Втрати активної Рт  та реактивної Qт  потужності в 
трансформаторі з достатньою для практики точністю приймають рівними 
відповідно 2 % и 10 % повної максимальної потужності із сторони низької 
напруги трансформатора 
 
Рmax 10= Рроз 0,4+ РТ= Рроз 0,4+ 0,02   Sном Т ;              (5.1) 
Qmax 10= Qроз 0,4+ QТ  = Qроз 0,4+ 0,1Sном Т ,                (5.2) 
 
де Рроз 0,4, Qроз 0,4  – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ 
(активне, реактивне). 
Розрахункову потужність лінії з урахування електричної схеми живлення 
визначаємо за співвідношенням 
 
 2 2S Лi  = Рmax 10 і  + Qmax 10 і  , 
 
де Рmax 10 і , Qmax 10 і  – відповідно розрахункова активна і реактивна потужність 
лінії і-го трансформатора з врахуванням втрат в трансформаторах, що 
розраховані за співвідношеннями %, 5.1 – 5.2). Розраховані дані заносимо у 
таблицю 5.1.  
Для прикладу виконаємо розрахунки для ГПП-ТП3   
 
Рmax 10= 502+ 0,02 630=514,6 кВт, 
Qmax 10= 289,3+ 0,1630  352,3  квар, 
SЛ _ТП3  514,6
2  352,32  623,6кВА. 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  66 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Так як у нас радіальна система, у якої кожний окремий трансформатор 
живиться по окремої лінії, для двохтрансформаторних заносимо значення 
1 Р 1
2 м10,  
Q . 
2 м10
Отримані тільки таким чином значення SЛ будуть коректними для 
визначення перерізу живлячих кабельних ліній. 
 
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП 
№ ТП Р0,38, Q0,38, S  ном.т, Рмах10,   Q мах10,  Sл, 
кВт квар кВ·А кВт квар кВ·А 
ГПП-ТП1 1453,8 841,7 1600 1485,8 1001,7 1791,9 
ГПП-ТП2 645 386,1 1000 665 486,1 823,7 
ГПП-ТП3 530,4 289,3 630 514,6 352,3 623,6 
ГПП-ТП4 1294,5 799,3 1000 1314,5 899,3 1592,7 
ГПП-ТП5 1379,1 825 1000 1399,1 925 1677,3 
ГПП-ТП6 523,2 285,3 630 535,8 348,3 639 
ГПП-ТП7 320,1 192,9 250 325,1 217,9 391,4 
 
Виконуємо перевірку обраного кабеля на допустимий струм в 
нормальному режимі роботи за співвідношенням 
 
Іроз, Л    Ідоп К1 К2 , 
 
де К1  – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та 
повітря К1 1,05 ; 
К2  – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості числа кабелів 
прокладених паралельно; 
Ідоп  – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних умовах. 
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається за 
виразом 
 
2  Іроз Л  Ідоп К1 К2 К3 , 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  67 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
де К3 – допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3. 
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не 
більш 5% Uном  і визначається за виразом: 
 
U= 3  Iроз Л LКЛ  rо cos + xо sin , 
 
де LКЛ  – довжина лінії, км; 
ro , xo  – відповідно питомий активний і реактивний опір лінії, Ом/км; 
cos – коефіцієнт потужності навантаження лінії. 
Для ГПП-ТП 3, який обрано у якості прикладу 
 
I 623,6р.Л,(ТП6)   36  А. 3 10
 
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2. 
Згідно економічної густини струму jек визначаємо стандартний переріз Fек 
кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий струм Ідоп, 
значення якого заносимо до таблиці 5.2. 
 
F І 36   25,8мм2ек . jек 1,4
 
Обираємо переріз кабелів для лінії, що живлять ТП-6. 
Згідно розрахованого струму, об’єкта споживання, приймаємо трижильний 
алюмінієвий кабель в свинцевій оболонці типу АСБГ(3×16) Ідоп.л=75 А. 
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в 
нормальному режимі роботи 
 
2 36 75 1,04 0,87 1,2585 А, 
 
тобто умова виконується. 
Значення cosφ та sinφ знаходимо з відомого співвідношення, 
використовуючи дані таблиці 5.1 для відповідної кабельної лінії.  
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не 
більше (5%.Uн=52,5 В) і визначається за виразом  
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  68 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
ΔU  3  Іл L(r0  cosφ  x 0  sinφ);  
 
де  L – довжина лінії, км; r0,x0 -  відповідно питомий активний та реактивний 
опір лінії, Ом/км; cosφ – коефіцієнт потужності навантаження лінії. 
 
U  3 36 0,13  (1,10,77  0,0610,63)  7,2 В.  
 
Умова виконується. Втрата напруги в лінії не перевищує 52,5 В. 
Аналогічно робимо вибір та перевірку інших ТП та кабельних ліній. 
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній і дані 
заносимо в таблицю 5.2. 
 
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ 
№ ТП L  2КЛ, Sл, Іроз Л, Fек, Iдоп, Прийнята F, мм  
м кВ·А А мм2 А 
ГПП-ТП1 150 1791,9 103,6 145 205 АСБГ(3×95) 
ГПП-ТП2 180 823,7 47,6 34 90 АСБГ(3×25) 
ГПП-ТП3 130 623,6 36 25,8 75 АСБГ(3×16) 
ГПП-ТП4 130 1592,7 92,1 66 165 АСБГ(3×70) 
ГПП-ТП5 90 1677,3 97 70 205 АСБГ(3×95) 
ГПП-ТП6 290 639 36,9 26,4 75 АСБГ(3×16) 
ГПП-ТП7 280 391,4 22,6 16 75 АСБГ(3×16) 
ГПП-БСК10 6 1791,9 52 37,1 115 АСБГ(3×35) 
де БСК10 – ємкісна потужність блока статичних конденсаторів 10 кВ. 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  69 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ 
ВИЩЕ 1000 В 
 
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 [15]. 
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання, згідно 
ПУЕ розділ 1.4.9 – 1.4.13, є прийнята схема електропостачання та величина 
потужності короткого замикання на шинах районної підстанції. Розрахункова 
схема мережі і схема заміщення зображені на рисунку 6.1. 
 
Sк.з.       110 кВ.
ПЛ
К1
Хс
Хпл
ТР
Rпл
К1
Хтр
К3 К2 К4 К5 К2
Л1 Л2 Л3 Хл3 Хл1 Хл2
Rл3 Rл1 Rл2
К3 К4 К5
 
                  ТП-1                              ТП-2                ТП-4 
Рисунок 6.1 – Електрична схема і схема заміщення розрахунку струмів КЗ у 
високовольтній мережі 
 
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш 
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту. 
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі 
опори схеми заміщення приводяться до базисних умов. 
За базисні умови приймаємо: 
Sб 100 МВА,   Uб1 115 кВ,   Uб2 10,5 кВ  
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  70 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
S
I  бб ,  3  Uб
I 100б1   0,5 , 3 115
I 100б1   5,5. 3 10,5
 
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях: 
– електричної системи 
 
S
Х  б*с ,  Sк.з.
Х 100с   0,037. 2700
 
– повітряної лінії 110, кВ 
 
R Sб*л  r0л lл ,U2б1  
R 100пл  0,38 150   0,43;1152
X S*л  x0л  lл  б2 ,Uб1  
Хпл  0,06 150
100
 2  0,068.115
 
– трансформатора ГПП 
 
Х U кз Sбтр   ,  100 Sн.тр
 
де Uкз  – напруга короткого замикання трансформатора, %; 
Sн.тр  – номінальна потужність трансформатора, МВА; 
Х 10,5 100тр   1,6.100 6,3  
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  71 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в 
характерних точках 
 
В точці К1 
Визначаємо сумарний реактивний і активний опір до розглядаємої точки 
к.з  і визначаємо повний опір 
Струм короткого замикання в розглядаємій точці визначаємо за виразом 
 
І
Ікз(К1) 
б1 , 
Х 2 2сум(К1)  R сум(К1)
І 0,5кз(К1)  1,13 ; 
0,1052  0,4312
Хсум(К1)  Хс  Хпл , 
Хсум(К1)  0,037  0,068  0,105 ; 
R сум(К1)  R пл , 
R сум(К1)  0,201 . 
 
Ударний струм короткого замикання в точці (К1) визначаємо за виразом: 
 
і уд(К1)  2  Ікз(К1)  к уд(К1) ;  
 
де куд – ударний коефіцієнт, що визначаємо за виразом 
 
R
3,14( сум(К1) )
к Худ(К1) 1 е
сум(К1) ,  
3,14(0,431)
к 1 2,718 0,105уд(К1) 1,18. 
і уд(К1)  2 1,13 1,18 1,86  кА. 
 
В точці К2 
 
І
Ікз(К2) 
б2 , 
Х 2 2сум(К2)  R сум(К2)
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  72 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
І 5,5кз(К2)   3,02кА; 
1,7722  0,4312
Хсум(К2)  Хс  Хпл  Х тр , 
Хсум(К2)  0,037  0,068  1,66  1,772 ; 
R сум(К2)  R пл , 
R сум(К2)  0,2 . 
 
Ударний струм короткого замикання в точці (К2) визначаємо за виразом: 
 
і уд(К2)  2  Ікз(К2)  к уд(К2) ;  
і уд(К2)  2  3,02 1,01 4,27  кА, 
R
3,14( сум(К2) )
к 1 е Хсум(К2)уд(К2) ,  
3,14( 0431 )
к уд(К2) 1 2,718 1,772 1,01.  
 
В точці К3 
 
І
І  б2кз(К3)  
Х 2 2сум(К3)  R сум(К3)
І 5,5кз(К3)   2,73  кА. 
1,8362  0,8362
Хсум(К3)  Хс  Хпл  Хтр  Хл1 , 
Хсум(К3)  0,037  0,068  1,66  0,064  1,836 ; 
R сум(К3)  R пл  R л1 , 
R сум(К3)  0,431  0,405  0,836 . 
 
Ударний струм короткого замикання в точці (К3) визначаємо за виразом: 
 
і уд(К3)  2  Ікз(К3)  к уд(К3) ;  
і уд(К3)  2  2,73 1,02  3,89 кА. 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  73 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
R
3,14( сум(К3) )
к Хсум(К3)уд(К3) 1 е ,  
0,836
3,14( )
к 1 2,718 1,836уд(К3) 1,02. 
 
В точці К4 
 
І
І б2кз(К4)   
Х 2 2сум(К4)  R сум(К4)
І 5,5кз(К4)   2,04 кА. 
1,8442 1,9712
Хсум(К4)  Хс  Хпл  Х тр  Хл2 , 
Хсум(К4)  0,037  0,068  1,66  0,072  1,844 ; 
R сум(К4)  R пл  R л2 , 
R сум(К4)  0,431  1,54  1,971 . 
 
Ударний струм короткого замикання в точці (К4) визначаємо за виразом: 
 
і уд(К4)  2  Ікз(К4)  к уд(К4) ;  
і уд(К4)  2  2,04 1,05  2,99  кА. 
R
3,14( сум(К4) )
к Хсум(К4)уд(К4) 1 е ,  
3,14(1,971 )
к уд(К4) 1 2,718 1,844 1,05. 
 
В точці К5 
І
І б2кз(К5)   
Х 2 2сум(К5)  R сум(К5)
І 5,5кз(К5)   2,64 кА; 
1,837 2  0,982
Хсум(К5)  Хс  Хпл  Х тр  Хл3 , 
Хсум(К5)  0,037  0,068  1,66  0,065  1,837 ; 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  74 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
R сум(К5)  R пл  R л3 , 
R сум(К5)  0,431  0,549  0,98 . 
 
Ударний струм короткого замикання в точці (К5) визначаємо за виразом: 
 
і уд(К5)  2  Ікз(К5)  к уд(К5) ;  
і уд(К5)  2  2,64 1,02  3,78 кА. 
R
3,14( сум(К5) )
к 1 Худ(К5)   е
сум(К5) ,  
3,14( 0,98 )
к 1,837уд(К5) 1 2,718 1,02. 
 
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1 
 
Таблиця 6.1 – Струми  короткого замикання в СЕП 
Точка КЗ Хсум.і, в.о. Rсум.і, в.о. Zсум.і, в.о. Ік.з. кА іуд. кА 
К1 0,105 0,431 0,44 1,13 1,86 
К2 1,772 0,431 1,82 3,02 4,27 
К3 1,836 0,836 2,02 2,73 3,89 
К4 1,844 1,971 2,7 2,04 2,99 
К5 1,837 0,980 2,08 2,64 3,78 
 
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ 
 
Для розрахунку струму однофазного замикання на землю приймаємо 
електричну схему трансформатора 110/10 кВ і складаємо схему заміщення 
(рисунок 6.2 а; в) з струмом короткого замиканням в точці А. На базі цих схем 
приводимо схему нульової послідовності (рисунок 6.3). Розрахунок ведемо у 
відносних одиницях. 
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної ліні визначаємо через 
опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n, величина якого 
залежить від конструктивного виконання лінії, згідно виразу 
х л0  n  x пл , 
де - коефіцієнт n в залежності від типу монтажу лінії, n=3,5 для 
дволанцюгової лінії без тросів. 
хл0  3,5 0,068  0,24.  
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  75 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
А
Sк.з
а).
А
Хс Хл Хтр1 Хтр2
в).
 
Рисунок 6.2 – Електрична схема і схема заміщення для  розрахунку 
однофазного КЗ 
А
Хс0 Хл0 Хтр1 0 Хтр2 0
Uл 0
 
Рисунок 6.3 – Схема для розрахунку опору нульової послідовності 
 
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від схеми 
з’єднання обмоток трансформатора - при схемі з’єднання зірка з нульовим 
виводом-трикутник (рисунок 6.3) мають ті ж значення, як і прямої 
послідовності [15]. 
Однофазний струм короткого замикання на шинах 110 кВ підстанції 
визначаємо через трифазний струм КЗ 
 
S1  k S3к к ,  
 
де к – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ, від шин 
районної підстанції, 0  k 1,5, при к.з, у віддаленій точці (поблизу 
трансформатора ГПП) k=1,5. 
 
S1к 1,5  2700  4050  кВА.  
 
 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  76 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Струм однофазного КЗ, на шинах заводської підстанції визначаємо виразом: 
 
1
I 1
S
 кkc ,  3  U1
 
де U1 -  номінальна напруга на шинах заводської підстанції, U1=110 кВ. 
 
I 1 4050kc   21,3кА. 3 110
 
Опір нульової послідовності системи ( xco  у відносних одиницях) 
визначаємо з виразу 
 
I 1кc 3 1 ; 
Iб x c1  x c2  x co
 
з цього виразу находимо xС0 
 
3 1  І
х  бсо  хс1  х(1) с2 ,  Ікс
 
де хс1,  хс2  – відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи, 
 
хс1  хс2  хс . 
х 3 1  5,5со   0,037  0,037  0,7  Ом. 21,3
 
Згідно з рисунком 6.3 визначаємо результативний опір схеми нульової 
послідовності для однофазного струму КЗ, як паралельне з’єднання двох гілок 
 
хо  хсо  х ло  х тр1о  х тр2о , 
 
х (1 0,24)  (1,661,66)0   0,7 . (1 0,24)  (1,661,66)
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  77 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Струм однофазного КЗ,  у віддаленій точці визначаємо за виразом 
1 3 1  IІ  бkA1 ,  х рез1  х рез2  хо
хрез1  хрез2  хс1  хл1,  
І (1) 3 1  5,5kА1  19,3 (кА)  0,06  0,06  0,7
х рез1  0,037  0,037  0,105  
І (1) 3 1  5,5kА1  17,5 кА  0,105  0,105  0,7
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  78 
Зм   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 
 
Головна понижувальна підстанція (наведена на листі № 3 графічної 
частини) складається: 
- з двох понижувальних трансформаторів ТМН-6300/110. 
- вимірювальних трансформаторів струму і напруг; 
- розподільних установок; 
- апаратури керування; 
- апаратури захисту. 
Знижувальні трансформаторні підстанції електроенергетичних систем за 
призначенням поділяються на: 
• районні; 
• місцеві. 
Районні підстанції живляться від ліній високої напруги 220…750 кВ і 
призначені для постачання електроенергії великим районам з потужними 
споживачами або для доставки електроенергії до найближчих пунктів 
перетворення її параметрів, тобто до суміжних підстанцій. Вторинна напруга 
районної ПС становить 35…110 кВ. 
Високовольтне електрообладнання районної ПС розміщається, переважно, 
на відкритій площадці. Трансформатори та вимикачі монтуються на бетонній 
основі, а решта обладнання (роз’єднувачі, розрядники, вимірювальні 
трансформатори, збірні шини) монтуються на стальних конструкціях. 
Місцеві підстанції живляться від ліній 35…110 кВ, тобто від ліній 
вторинної напруги районних ПС і призначені для постачання електроенергії 
споживачам, які розташовані неподалік, що є випадком для нашої системи 
електропостачання. Вторинна напруга місцевих ПС становить 6…10 кВ. 
Залежно від розміщення устаткування наша підстанція відкритого типу – 
устаткування розташоване на відкритому повітрі. 
На рис. 7.1 зображена принципова схема такого типу підстанції.  
На кожній підстанції влаштовується контур заземлення, який утворюють 
вбиті у землю металеві труби чи кутники, сполучені між собою металевими 
штабами (стрічками). До контуру заземлення приєднуються корпуси всього 
електрообладнання, металеві конструкції, блискавковідводи. Заземлення 
захищає електрообладнання від грозових та внутрішніх перенапруг і 
обслуговуючий персонал від уражень струмом. 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  79 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
 
Рисунок 7.1 – Принципова схема трансформаторного пункту: 1 – трижильний 
високовольтний кабель 110 кВ, що живить ПС; 2 – силовий трансформатор; 3 – 
високовольтний вимикач; 4 – роз’єднувач (для створення видимого розриву під час 
проведення ремонтних робіт); 5 – вимірювальний трансформатор напруги; 6 – 
вимірювальний трансформатор струму; 7 – секція шин (для приєднання до силового 
трансформатора кабелів низької напруги); 8 – постійно розімкнутий секційний роз’єднувач, 
якого замикають коли одного з силових трансформаторів виводять у ремонт; 9 – 
чотирижильні кабелі (приєднання до шин) якими електроенергія передається до 
освітлювального та силового навантаження; 10 – плавкі запобіжники (для захисту приєднань 
від перевантажень і коротких замикань) 
 
Розподільні установки та підстанції, як правило, виконуються як 
комплектні. Комплектна розподільна установка(КРУ) складається з повністю 
чи частково закритих шаф або блоків із вмонтованими в них комутаційними та 
іншими апаратами, пристроями захисту і автоматики, що поставляються у 
складеному чи повністю підготовленому для складання вигляді.  
На підстанціях не тільки змінюються параметри електроенергії, але й 
відбувається її розподіл. Для розподілу електроенергії використовуються 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  80 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
розподільні установки, які є невід’ємною частиною підстанції. Загальний потік 
електроенергії, якій проходить через силові трансформатори, розподільні 
установки розподіляють на менші потоки і спрямовують їх до різних пунктів з 
метою перетворення параметрів чи споживання електроенергії, тобто до 
суміжних підстанцій. 
Схеми розподільних установок електричних станцій та підстанцій складні. 
Основним їхнім елементом є шини (система металевих штаб, труб або проводів, 
до яких приєднані відгалуження) та вмикачі (основні комутаційні апарати 
призначені для вмикання ЛЕП та їх вимикання у нормальних і аварійних 
режимах).  
 
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН 
 
При цьому як розрахунковий тип КЗ слід приймати трифазне коротке 
замикання - для визначення електродинамічної та термічної стійкості апаратів; 
для вибору апаратів за комутаційною здатністю - за більшим із значень, які ми 
отримали для випадків трифазного і однофазного КЗ [15]. 
Апарати також повинні відповідати умовам навколишнього середовища, 
виду установки (відкрита чи закрита), температурі, вологості, запиленості та 
іншим показникам. 
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 7.1, у якої в першу графу заносяться відповідні розрахункові дані, і  
відповідні каталожні дані. 
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 ШПЕ-44. Результати вибору зводимо в таблицю 7.1 
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [12]. 
Алгоритм вибору роз'єднувача відрізняється від алгоритму вибору 
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка 
струму відключення. 
До силової апаратури мережі живлення відносяться вимикачі, 
роз’єднувачі, що вибираються згідно ПУЕ розділ 1.4.19 – 1.4.22, по 
максимальному струму і номінальній напрузі та перевіряються на 
електродинамічну і термічну стійкість до струмів КЗ  
Результати вибору заносимо до розрахункових таблиць. 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  81 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача 
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача 
 марки ВГТ-110ІІ* 40/2500У1 
Uн=110 кВ Uн=110 кВ 
Iмах=40,8 А Iн=2500 А 
іуд =1,86 кА Iм.м.ск.= 102 кА 
Іnt =1,13  А Iвідкл. =40 кА 
Вк  І
2
t  tф 1,86
2  0,035  0,121 В  І2к m  t m 102
2  0,035  3,57  
 
де  Ім.м.ск. – номінальний допустимий струм термічної стійкості вимикача 
на проміжку часу tm, с; 
Вк – тепловий імпульс струму, що характеризує кількість теплоти, яка  
виділяється в апараті під час дії струмів к.з; 
Iвідкл. – струм спрацювання апарату захисту, кА; 
tф – час спрацювання апарату захисту, с. 
 
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача 
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані роз’єднувача 
 марки РГН-110/1000 УХЛ1 
Uн=110 кВ Uн=110 кВ 
Iмах=40,8 А Iн=1000 А 
іуд =1,86 кА Iм.м.ск.= 80 кА 
Іnt =1,13 кА Iвідкл. =31,5 кА 
 
де  It.cт. – струм термічної стійкості роз`єднувача;  
      Iед.ст.- струм електродинамічної стійкості роз`єднувача. 
Апаратура вважається правильно вибраним, якщо каталожні дані більше 
(дорівнюють) розрахунковим.  
 
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. 
Високовольтні вимикачі на напругу 10 (6) кВ вибираються так, як і на 
напругу 110 кВ; при виборі слід орієнтуватися на сучасні вимикачі. Умови 
вибору вимикача навантаження напругою 10 (6) кВ ті ж самі, що і силових 
вимикачів. У якості вимикачів навантаження використовуються вимикачі типу 
ВН, ВНП та інші сучасні.  
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі. 
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення. 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  82 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач 
навантаження типу ВВЭ-10-20/1000 з вбудованим електромагнітним приводом 
[12]. 
Плавкі запобіжники напругою вище 1000 В вибирають за конструктивним 
виконанням, номінальною напругою та струмом, граничному струму 
відключення та потужності, роду установки. 
Вибираємо ввідний вимикач навантаження напругою 10 кВ. 
 
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ 
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача  
 марки ВВЭ-10-20/1000 
Uн=10 кВ Uн=10 кВ 
Iмах(ввід)=353,4 А Iн=1000 А 
іуд =4,27 кА Iм.м.ск.= 52 кА 
Іnt =3,02 кА Iвідкл. =20 кА 
Вк  І
2
t  tф  4,27
2  0,12  2,18  В  І2к m  t m  52
2  0,12  324,4  
 
де Imax(ввід) – розрахунковий струм ввідного вимикача, А; 
 
S
І  розрмах(ввід) ,3 10,5
 
І 6419,5мах(ввід)   353,4 А.3 10,5
 
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ 
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача  
марки ВВЭ-10-20/630 
Uн=10 кВ Uн=10 кВ 
Iмах(секційний)=176,7 А Iн=630 А 
іуд =4,27 кА Iм.м.ск.= 52 кА 
Іnt =3,02 кА Iвідкл. =20 кА 
Вк  І
2 2 2 2
t  tф  4,27  0,12  2,18  Вк  Іm  t m  52  0,12  324,4  
де Imax(секційний) – розрахунковий струм ввідного вимикача, А; 
 
0,5  S
І розрмах(секційний )  ,3 10,5  
І 0,5 6419,5мах(секційний )  176,7 А.3 10,5
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  83 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
7.4 Вибір трансформаторів струму 
 
Трансформатори струму, для живлення вимірювальних приладів, 
вибираються [12]: 
– за номінальною напругою 
 
           Uвст  Uном ;                                                   (7.1) 
 
– за номінальним струмом 
 
Іроб.max  І1ном ,                                                (7.2) 
 
причому номінальний струм повинен бути якомога ближче до робочого 
струму установки, оскільки недовантаження первинної обмотки призводить до 
збільшення похибок; 
– за конструкцією і класом точності; 
– за електродинамічною стійкістю. 
Слід враховувати, що електродинамічна стійкість у каталозі може 
задаватися у двох формах: задано номінальний струм електродинамічної 
стійкості iдин  або кратність номінального струму електродинамічної стійкості 
Кдин . 
Умови перевірки на електродинамічну стійкість аналогічні умовам, що 
використовуються при виборі вимикачів, але конкретна форма залежить від 
параметра, яким стійкість задана у каталозі. 
Термічна стійкість у каталозі також може задаватися у одній з двох форм:  
– задана кратність номінального струму термічної стійкості Ктер  і 
допустимий час tтер  протікання струму Iтер ;  
– задано номінальний струм термічної стійкості Iтер  і допустимий час tтер  
його протікання. 
Далі виконують перевірку за відомими методиками на термічну стійкість. 
Для забезпечення обраного класу точності необхідно проводити 
розрахунок і перевірку навантаження вторинної обмотки і його співвідношення 
з нормованим для даного класу точності. 
Попередньо обираємо трансформатор струму напругою 10 кВ типу 
ТШЛП-10К. 
 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  84 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Таблиця 7.5 – Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ 
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані до 
 трансформатора струму марки 
ТШЛП-10К; (500/5) 
Uн=10 кВ Uн=10 кВ 
Iмах(ввід)= 353,4 А Iн=500 А 
іуд =4,27 кА ід= 70 кА 
В  І2 2 2к t  tф  4,3  0,12  2,21 Вк  І t  t т.с.  70 1 70  
 
Номінальний струм вторинної обмотки I2Н =5 А, допустима потужність S2Н  
вторинної обмотки при cos  = 0,8  клас точності 0,5 складає 15, ВА. 
Сумарний опір приладів, Ом: 
 
ΣS
 r  прилприл ,  
I22Н
 
де Sприл  – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної 
та  реактивної енергії та ін.),Sприл  7  ВА. 
 
r 7прил   0,28 . 
52
 
Опір контактів rк  0,1 Ом. 
Опір з'єднувальних проводів, Ом: 
 
S  I2
r  2Н 2Н
(rприл  rк )
пров ,
I 22Н  
2
r 155  (0,28 0,1)пров   0,22.
52
 
Довжина проводів lпров  25  (м). 
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp  lпров  25  (м). 
Переріз з'єднувальних проводів, мм2: 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  85 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
l  ρ
Fпров . 
p ,
rпров .  
F 25  0,02пров   2,27.0,22
 
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом F 2,5
 мм2 . 
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф . 
 
rпров.ф  rприл.  rн  0,6  (Ом), 
0,2+0,28=0,48<0,6. 
 
Якщо виконується умова тоді обраний трансформатор струму забезпечить 
допустиму похибку в межах класу точності 0,5. 
 
7.5 Вибір трансформаторів напруги 
 
Вибір типу трансформаторів напруги визначається його призначенням. У 
результаті аналізу потрібно обрати кількість необхідних однофазних або 
трифазних трансформаторів. 
Трансформатори напруги обираються: 
– за класом напруги в місці встановлення 
 
Uвст  Uном ;                                            (7.3) 
– за конструкцією і схемою з’єднання; 
– за класом точності; 
– за вторинним навантаженням 
 
S2  S2ном ,                                       (7.4) 
 
де S2ном  – номінальна потужність вторинної обмотки у обраному класі 
точності. При визначенні потужності враховується схема з’єднання. 
Результати розрахунку  по формулам (7.1) - (7.4) навантаження основної 
обмотки трансформатора для зручності подають у вигляді таблиці 7.6. 
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ 1.6.9, 
трансформатор напруги типу НТМИ-10-66У3. Розрахунок навантаження 
основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6. 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  86 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги 
Потужність, що  
Потужність, що cos споживається 
Прилад Тип споживається Кількість  
котушкою, Вт котушок tg P, Q, S, Вт вар ВА 
Вольтметр Э-365 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028 
Лічильник А1800 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048 
Всього:  3 - 0,048 0,061 0,077 
 
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 
 
Кабелі і шини вибирають за номінальними параметрами (струмом і 
напругою) і перевіряють на термічну і динамічну стійкість при КЗ. 
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до 
струмів короткого замикання визначаємо за формулою 
 
І
F  t
 tф
min ,                                               (7.5) С
 
де tф  – фіктивний термін дії КЗ; 
C  – коефіцієнт, що визначається обмеженням допустимої температури 
нагрівання кабелю в залежності від його матеріалу, А  с / мм2  [12]. 
Фіктивний термін дії КЗ можна визначити за приблизним виразом  
 
tпр  tзах  tвідкл ,                                             (7.6) 
 
де t зах  – тривалість дії захисту, с; 
tвідкл  – тривалість дії відключаючої апаратури, с. 
 
tпр=0,08+0,12=0,2 с. 
 
У такому разі 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  87 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
F 2990  0,2min  15,8мм
2 . 
83
 
Розглянутий нами відрізок кабельної лінії ГПП-ТП3 має переріз F=16 мм2 
повністю задовольняє умовам термічної стійкості, під час дії ударних струмів 
КЗ Аналогічно виконуємо перевірку інших відрізків високовольтних кабельних 
ліній, що застосовуються у кваліфікаційній роботі. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  88 
Зм   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 [14]. 
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 
 
В процесі експлуатації цехова мережа повинна відповідати вимогам 
надійності, можливості росту навантаження, економічності, можливості зміни 
місця розташування електроприймачів, безпеці та зручності експлуатації. 
Крім вказаних вимог до цехових мереж при її проектуванні і монтажу слід 
враховувати умови оточуючого середовища, ступінь відповідальності 
установки, ступінь пожежонебезпечності, індустріальності виконання монтажу. 
Найважливішою умовою безпеки мереж і зручності їх обслуговування є 
правильний їх вибір, який залежить також від технологічного призначення 
приміщень цехів. Різноманітні місцеві фактори також впливають на 
конфігурацію та схему цехової мережі [14]. 
При проектуванні розподілу електроенергії в цехах головне завдання 
полягає у виборі раціональної схеми мережі. Розподіл електричної енергії в 
цехових мережах може виконуватися за магістральною, радіальною, змішаною 
чи замкнутою схемою залежно від територіального розміщення навантажень, їх 
величини, від необхідності високого ступеня надійності живлення та інших 
характерних особливостей об'єкта, що проектується. 
Магістральні схеми широко застосовуються в приміщеннях з нормальним 
середовищем і рівномірним розподілом технологічного обладнання. 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  89 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Радіальні схеми живлення використовують в приміщеннях з любою 
середою. Від ТП відходять лінії, які живлять безпосередньо потужні 
електроприймачі, або розподільчі пункти (шафи) - ШР і силові шафи, від яких 
окремими лініями живляться більш дрібні ЕП. Розподільчі шафи як правило 
живляться від цехової ТП кабелями, марка і спосіб прокладки яких 
визначається характером середовища в приміщенні. 
З урахуванням приведеного вище міркування оберемо схему 
електропостачання споживачів цеху та розподілимо їх по відповідним РП, 
беручі до уваги технологічні зв'язки, місце розташування обладнання, план 
цеху та інші фактори. 
При розподілі споживачів по РП використаємо результати розрахунків 
електричних навантажень обраного у якості прикладу механообробного цеху 
приведених в пункті 1.2. 
Враховуючи всі вище приведені міркування, обираємо для живлення 
цехових споживачів радіальну схему електропостачання, перевагою якої є 
більш висока надійність і зручність експлуатації Схема, що відповідає 
приведеним вище критеріям, представлена на рис 8.1. 
 
 
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі 
 
 
 
 
 
 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  90 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем 
 
8.2.1 Загальні відомості 
 
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної та 
електричної частин [7]. 
В світлотехнічної частині вирішуються наступні завдання: обираються 
типи джерел світла і світильників, намічають найбільш доцільні висоти 
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні характеристики 
освітлювальних установок. 
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження 
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір 
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі. 
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. 
 
8.2.2 Розрахунок освітленості 
 
Розрахунок загального рівномірного освітлення цеху проводиться методом 
світлового  потоку (методом коефіцієнта використання). 
 
Ф з ∙ ∙ ∙∙ ,																																															 8.1  
 
де з– коефіцієнт запасу, визначається за довідником; з 1,5	[7]; 
 – мінімальна освітленість;		 200	лк; 
S – площа освітлювального приміщення;		 1932		м ; 
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення: 
 
1,1…1,15; 
 
N – прийнята кількість світильників, шт. ; 
 - коефіцієнт використання світлового потоку; 0,6. 
З таблиці 10.4 [7] приймаємо λе=Lв/h=1, тоді отримаємо відстань між 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  91 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
світильниками 
 
Lв  λе  h,                                                  (8.2) 
Lв 13,8  3,8 м. 
 
Приблизну кількість світильників визначаємо за виразом 
 
N A  B ,                                                     (8.3) 
L2в
N 42 46 2 133,8 1343,8  шт. 
 
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається з довідкових 
таблицям [7] в залежності від типу прийнятого світильника, коефіцієнтів 
відбиття від поверхонь приміщення і від індексу приміщення і, який 
визначається за виразом: 
 
і ∙ ∙ ,																																																				 8.4  
 
де , ,	  – відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу 
світильника, м. 
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається 
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника не 
повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не перевищувати 
більше ніж на 20 % розрахункового значення. В протилежному випадку 
змінюється кількість світильників і розрахунок повторюється. 
 
42 ∙ 46
42 46 ∙ 3,8 5,85; 
Ф 1,5 ∙ 300 ∙ 1932 ∙ 1,15134 ∙ 0,6 12435,4	лм. 
 
Приймаю до встановлення 122 світильників типу УПД, з лампами ДРВ 
(Фл 13000	лм;Р 500	Вт .	
Розраховую кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад 
розміщення світильників приведений на рисунку 8.2. 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  92 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
 
Рисунок 8.2 – Розміщення світильників в цеху 
 
Після прийняття схеми розміщення світильників проводимо перевірку 
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим 
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу: 
 
Фсв ∙ ∙ ∑
1000 ∙ ,																																																	 8.5  з
 
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника;	Фсв 13000	лм; 
  – коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників; 
	μ 1,2; 
∑ e  – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових     
ізолюкс. 
 
13000 ∙ 1,2 ∙ 15,9
1000 ∙ 1,5 265	лк.	 
 
Отримане значення освітленості не повинно бути не меншим ніж на 10 % 
значення мінімальної освітленості: 
 
300 ∙ 0,9 270 265		лк. 
 
 
 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  93 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
8.2.3. Електропостачання освітлювальних установок 
 
Напруга освітлювальних мереж. Відповідно до «Правил улаштування 
електроустановок» для живлення світильників загального освітлення повинна 
застосовуватись напруга не вище 380/220 В змінного струму при заземленій 
нейтралі і не вище 220 В змінного струму при ізольованій нейтралі й у мережах 
постійного струму. 
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище 220В, 
що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від висоти 
їхньої установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У приміщеннях з 
підвищеною небезпекою і особливо небезпечних при установці світильників 
загального освітлення з лампами розжарювання на висоті не менш 2,5 м при 
відсутності спеціальної конструкції світильника, що виключає доступ до ламп 
без застосування інструмента, використовується напруга не вище 42 В. 
Світильники з люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В 
допускається  встановлювати на висоті менше 2,5 м від підлоги за умови 
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин. 
Для живлення ксенонових, дугових, металогалогенних і натрієвих ламп, 
розрахованих на напругу 380 В, і пускорегулюючих апаратів для газорозрядних 
ламп, що мають спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з послідовним 
з’єднанням ламп), застосовується напруга не вище 380 В, у тому числі фазна 
напруга системи 660/380 В з заземленою нейтраллю при дотриманні наступних 
умов: 
- введення у світильник чи ПРА має виконуватись проводом або кабелем з 
мідними жилами і з ізоляцією, розрахованою на напругу не менше ніж 660В; 
- заборона введення у світильник двох чи трьох проводів різних проводів 
різних фаз системи 660/380 В; 
- нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою застосовуваної 
напруги «380 В» при установці світильника в приміщеннях з підвищеною 
небезпекою й особливо небезпечних; 
- забезпечення одночасного відключення усіх фазних проводів, що 
вводяться у світильник, це стосується і багатолампових світильників системи 
380/220 В, за винятком світильників, які встановлюються у приміщеннях без 
підвищеної небезпеки. 
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами 
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В у приміщеннях без 
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною небезпекою 
й особливо небезпечних. Допускається застосування напруги до 220 В для 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  94 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
світильників спеціальної конструкції: тих, що являються складовою частиною 
аварійного освітлення, під’єднаного до незалежного джерела живлення; тих, що 
встановлюються у приміщеннях з підвищеною небезпекою (але не особливо 
небезпечних). 
Для місцевого освітлення допускається застосовувати світильники з 
люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В за умови неможливості 
випадкових доторкань до їх струмоведучих частин. Застосування 
люмінесцентних ламп місцевого освітлення в сирих, особливо сирих, жарких і 
приміщеннях з хімічно активним середовищем допускається тільки в арматурі 
спеціальної конструкції. 
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в 
приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечний має 
застосовуватись напруга не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах – 
не вище 12 В. 
Схеми живлення освітлювальних установок 
Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати: 
- необхідний рівень надійності живлення; 
- регламентовані рівнів напруги і постійність напруги джерела живлення; 
- простоту і зручність експлуатації; 
- економічність установки. 
У більшості випадків освітлювальні навантаження живляться від силових 
цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ із заземленою нейтраллю 
вторинної обмотки. 
Використання самостійних освітлювальних трансформаторів 
обмежується випадками, коли характер силового навантаження не дає 
можливість забезпечити необхідну якість напруги, коли використовується для 
силових навантажень напруга вище 380 В та коли система напруг 380/220 В або 
220/127 В неприпустима для освітлювальної установки за умовами безпеки. 
В освітлювальних мережах розрізняють живлячі і групові лінії. Живляча 
лінія з’єднує джерело живлення з груповими щитками освітлення. Групові лінії 
служать для приєднання світильників до групових щитків. 
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати захисту на 
кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ струм захисних апаратів на 
групових лініях не повинен перевищувати 25 А за винятком ліній, що живлять 
лампи розжарювання одиничною потужністю 500 Вт і більше  і газорозрядні 
лампи потужністю 125 Вт і більше, у цьому випадку струм захисного апарата 
не повинен перевищувати 63 А. 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  95 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Кількість світильників, що підключається на одну фазу групової мережі 
не повинна перевищувати:  
- для ламп розжарювання, ДРЛ, ДРИ і натрієвих – до 20; 
- для люмінесцентних ламп – до 50; 
- для ксенонових ламп потужністю 10 кВт і вище – не більше однієї. 
У конструктивному виконанні живлячі лінії виконуються 
чотирипровідними при мережі з заземленою нейтраллю і трифазними в 
мережах з ізольованою нейтраллю. Групові лінії можуть бути однофазними (1ф 
+ N), двофазними (2ф), двофазними з нульовим проводом (2ф + N), трифазними 
(3ф) і трифазними чотирипровідними (3ф + N). Останній вид лінії 
використовується найбільш часто, тому що дозволяє зменшити переріз 
провідникового матеріалу, забезпечити рівномірне навантаження фаз, знизити 
коефіцієнт пульсації при живленні світильників від різних фаз. 
Середня довжина трифазних чотирипровідних групових ліній для 
системи напругою 380/220 В складає 80 м, для системи напруг 220/127 В – 60 м, 
довжина двопровідних групових ліній – відповідно 35 і 25 м. 
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення 
освітлювальних установок (рисунок 8.3). Радіальні схеми використовуються 
при високих навантаженнях групових щитків (порядку 100-200 А) і 
забезпечують більш високу надійність живлення. Магістральні схеми 
дозволяють заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на розподільчих 
пунктах, однак мають меншу надійність живлення. Змішані схеми одержали 
найбільше поширення через їхню гнучкість. 
 
Рисунок 8.3 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок:  
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема 
 
Для споживачів третьої категорії по надійності живлення, а в деяких 
випадках і для другої категорії при використанні однотрансформаторних 
підстанцій для живлення силових споживачів, освітлювальні мережі як 
робочого, так і аварійного освітлення живляться від цього трансформатора 
(рисунок 8.4). Для підвищення надійності живлення аварійного освітлення 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  96 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
варто передбачити можливість його підключення до найбільш близько 
розташованого іншого трансформатора за допомогою кабельної перемички. 
При двохтрансформаторних підстанціях забезпечується більш висока 
надійність освітлення, коли частина освітлювальних установок живиться від 
одного трансформатора, а друга – від іншого. При аварійному відключенні 
одного з трансформаторів автоматичне включення резерву (АВР) по низькій 
стороні забезпечить живлення освітлювальних установок від іншого 
трансформатора. Система аварійного освітлення живиться перехресним 
способом, тобто від іншого трансформатора по відношенню до трансформатора 
робочого освітлення (рисунок 8.5). 
 
 
Рисунок 8.4 – Схема живлення освітлювальної установки від 
однотрансформаторної підстанції: 
1 – групові щитки робочого освітлення; 2 – щиток аварійного 
освітлення 
 
 
Рисунок 8.5 – Схема живлення освітлювальної установки від 
двотрансформаторної підстанції 
 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  97 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення. 
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на підставі 
світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості світильників, 
тобто відповідно до встановленої потужності світильників. 
Для освітлювальних установок з лампами розжарювання розрахункова 
потужність (Рроз, кВт) визначається за виразом 
 
п
Рроз  кп Рном.і ,  
і1
 
де кп– коефіцієнт попиту; 
п
Рном.і
і  – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт; 1
п – кількість груп світильників. 
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно 
враховувати втрати в ПРА 
 
п
Рроз  кп  кдод Рном.і ,  
і1
134
Рроз 11,12 0,5  75Вт. 
i1
 
де  кдод – коефіцієнт додаткових втрат, що складає для люмінесцентних ламп зі 
стартерною схемою запалювання 1,25; при безстартерних схемах запалювання 
1,3; для ламп ДРЛ – 1,12; ДРИ, ДНаТ – 1,15; ДКсТ – 1,1. 
Коефіцієнти попиту для розрахунку навантажень робочого освітлення в 
живлячій мережі приведені в таблиці 4.1 [18]. 
Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок мережі 
аварійного освітлення приймається рівним 1,0. 
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за припустимим 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 нормується ПУЕ [1], при цьому кожному 
перерізу проводу або кабелю в залежності від його конструкції і роду 
прокладання відповідає допустимий нормований струм (Ідоп, А). У такий спосіб 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  98 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
у практичних розрахунках користуються готовими таблицями довгостроково 
допустимих навантажень, регламентованих ПУЕ і нормативами. 
Зазначені таблиці складені для визначених температурних режимів 
повітря і землі, що складають відповідно +250С та +150С, при відмінності 
фактичних температур від зазначених використовується таблиця коефіцієнтів 
перерахування, що приведена в ПУЕ [1]. 
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим 
струмом навантаження є 
 
Ідоп  І роз ,  
 
де Іроз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А. 
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний 
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі. Розрахунковий 
струм в залежності від системи виконання мережі визначається виразами: 
- для однофазних двопровідних мереж (1ф + N) 
 
Р 103
І розроз  ;  Uф cos
 
- для двофазних трипровідних мереж (2ф + N) 
 
Р 103
І розроз  ;  2 Uф cos
 
- для трифазних чотирипровідних мереж (3ф + N) 
 
Р 103 Р 3
І  роз  роз
10
роз . 3 U л cos 3 Uф cos
 
де Рроз– розрахункова потужність, кВт; 
Uф, Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В; 
cosφ– коефіцієнт потужності, для мереж з лампами розжарювання 
cosφ=1; для мереж з люмінесцентними лампами cosφ=0,95; для газорозрядних 
ламп типу ДРЛ, ДРИ, ДНаТ з конденсаторами cosφ=0,9; без конденсаторів – 
cosφ=0,57. 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ  99 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Враховуючи, що кількість світильників, що підключаються на одну фазу 
групової мережі не повинна перевищувати для ламп ДРЛ 20 штук, приймаємо 
симетричне розподілення ламп. 
Групові лінії освітлювальної мережі цеху виконуємо у вигляді трифазних 
чотири провідних мереж (3ф+N). 
Розрахунковий струм провідника від шин 0,4 кВ до магістральних щитків 
робочого освітлення при обраній схемі визначається за співвідношенням: 
 
Р 103 3
І роз 75 10роз   126,8 А. 3 Uф cos 3 380 0,9
 
Згідно отриманих даних обираємо переріз живлячого провідника щитка 
освітлення за співвідношенням 
 
Ідоп 1,25 ∙ Іроз 
Ідоп 1,25 ∙ Іроз 1,25 ∙ 126,8 158,5	А 
 
Для живлення обираємо алюмінієвий чотирижильний кабель типу АПвВГ 
(3х50)+(1х25) з допустимим струмом Ідоп.=166 А. 
Розрахунок цехової 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. 
У післяаварійних режимах на затисках газорозрядних ламп напруга не 
повинна бути нижчою 90%Uном, на інших лампах – не нижчою 88%Uном. 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 00 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Величина допустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від  
джерела живлення до найбільш віддаленої лампи повинна складати: 
 
∆ м хх ∆ тр ,																																					 8.6  
 
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 ,																									 8.7  
 
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 ; 																																																 8.8  
ном.тр
КЗ а ,																																														 8.9  
 
де КЗ – втрати потужності короткого замикання трансформатора, кВт; 
ном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА. 
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без урахування 
індуктивного опору провідників. 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 01 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
100 ∙ 8,5
630 1,34	%; 
5,5 1,34 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: 
 
∆ ∙ ,																																																			 8.10  
 
де  – момент освітлювальногонавантаження, кВт·м; 
 – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної 
системи мережі і матеріалу провідника [7, ст. 40 таблиця 14]; 
 – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2. 
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від 
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими 
співвідношеннями.  
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для 
кожної окремої ділянки: 
 
∙ ,																																																					 8.11  
 
де  – відстаньвід щитка до найвіддаленішого світильника лінії; 
 – потужність лінії. 
 
 
Рисунок 8.6 – Схема підключення світильників 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 02 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
∙ ∙ ∙ ∙ ∙ ∙ ∙ ; 
6 ∙ 10,7 12 ∙ 10,7 18 ∙ 10,7 24 ∙ 10,7 30 ∙ 10,7 36 ∙ 10,7 42
∙ 10,7 1797,6	кВт ∙ м; 
∆ 1797,654 ∙ 16,8 1,98	%. 
Отже умова виконується, втрата напруги у найбільш віддаленій точці не 
перевищує 5%. 
 
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву 
 
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж 
 
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів, 
шино проводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1 кВ. 
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової 
електричної мережі номінальна напруга мережі Iном, результати розрахунку 
навантаження цеху (розділ 1). 
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. 
Перевірці на економічну густину струму, згідно п. 1.3.28 ПУЕ [1] не 
підлягають: 
мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ за числа 
годин використання максимуму навантаження підприємств до 4000 - 5000; 
- відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1 кВ, також 
освітлювальні мережі промислових підприємств; 
- збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих і закритих 
розподільчих установок всіх напруг; 
- мережі тимчасових споруд, а також пристрої з терміном служби 3-5 років. 
Вибір перерізу провідників по технічним умовам включає: вибір по 
умовам теплового нагріву; по їх пропускної спроможності і умовами захисту; 
термічну стійкість до струмів короткого замикання; втрати напруги; механічна 
міцність. 
На механічну міцність перевіряються голі проводи і приймаються перерізи 
з умов механічної міцності для алюмінієвих F> 35 мм2 і стальних F>25 мм2. 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 03 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами 
нагріву та захисту 
 
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам щодо 
гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а й 
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих 
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При 
перевірці на нагрів приймається півгодинний максимум струму, найбільший з 
середніх півгодинних струмів даного елемента мережі. 
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи електроприймачів 
в якості розрахункового струму для перевірки перерізу провідників по 
нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить від відповідного 
режиму (повторно-короткочасний, короткочасний, тривалий). 
Вимоги для нормальних навантажень та післяаврійних перевантажень 
стосуються кабелів і встановлених на них з’єднувальних та кінцевих муфт й 
окінцевань. 
Основною умовою вибору перерізу провідників є величина нагрівання їх 
електричним струмом у нормальному, форсованому та аварійному режимах. 
Якщо температура нагрівання перевищить допустиму, то залежно від величини 
перевищення й тривалості часу, елемент може бути пошкоджений, що 
спричинить порушення нормальної роботи системи, а в гіршому випадку 
(загоряння ізоляції) може привести до пожежі. Тому для всіх видів провідників 
та умов їх застосування головним у виборі перерізу є нагрівання, яке 
визначається двома ефектами теплового впливу: максимально допустимою 
температурою та тепловим зносом ізоляції для даного режиму й класу ізоляції. 
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням, 
використовують сумарний вплив на строк служби провідника максимальної 
температури і тривалості зносу ізоляції за розглянутий період. При різких піках 
навантаження більшу небезпеку становить можливість перевищення 
максимально допустимої температури. Якщо графік навантаження рівномірний, 
більшу вагу має складова теплового зносу ізоляції. 
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового 
струму, від того, чи потрібно захищати мережу від перевантаження, від 
температури умов оточуючого середовища, характеру приміщення і типу 
ізоляції провідника. Попередньо необхідно обрати марку провідника, 
визначитися з умовами його прокладання, а потім виконати розрахунок. 
Переріз провідника цехової мережі обирається за розрахунковим струмом 
таким чином, щоб провідники при струмах навантаження, які відповідають 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 04 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
роботі у тривалому режимі і умовам нормованої для них температури 
середовища, не перегрівалися більше допустимих. 
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне струмове 
навантаження за півгодинний інтервал часу Іроз . 
Основним завданням розрахунку цехових електричних мереж є вибір 
перерізу кабелів, проводів шино проводів і захисних апаратів. 
Для мереж напругою до 1000 В основними вимогами, що визначають вибір 
перерізу провідників, є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів 
провідників, механічна міцність, втрата напруги, термічна стійкість до струмів 
КЗ. 
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині 
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в 
цілому за співвідношення 
 
I Ррозр  ном , 3 Uном cos
 
де Рном – номінальна потужність згідно з завданням, кВт ; 
     Uн = 0,38 кВ. 
Умовами вибору ліній живлення [3] є виконання співвідношення: 
 
I роз  К у.п  Iн.доп.л . 
 
де  Iн.доп.л  – допустимий тривалий струм лінії живлення, А; 
      Куп – коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21 
ПУЕ. 
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на 
допустимий тривалий струм залежно від температури (табл. 1.3.3 ПУЕ), 
співвідношення прийме вид 
 
Iн.доп.л  I макс 1,25  I р ,  
 
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі живлення 
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.1 
 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 05 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Таблиця 8.1 – Вибір перерізу живлячого кабелю 
Назва споживача Iр, Iмакс., Iдоп.кабел, А А А Марка 
Фрезерно-кравецький верстат 14,9 18,6 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5) 
Прес 1 41,8 52,3 67 АПвВГ(3×10)+(1×6) 
Прес 2 34,2 42,8 50 АПвВГ(3×6)+(1×4) 
Прес 3 43,7 54,7 67 АПвВГ(3×10)+(1×6) 
Свердлильний автомат 20,4 25,5 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5) 
Ванна знежирення 14,0 17,4 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5) 
Фарбувальна камера 80,2 100,3 113 АПвВГ(3×25)+(1×16) 
Складальний прес 23,5 29,4 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5) 
Ванна оксидування 63,1 78,9 87 АПвВГ(3×16)+(1×10) 
Вирубний прес 29,5 36,9 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5) 
Розмотуючий верстат 14,3 17,9 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5) 
Компресор 57,9 72,4 87 АПвВГ(3×16)+(1×10) 
Насос охолоджувальної рідини 23,0 28,8 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5) 
Насос пожежогосподарчий 32,2 40,3 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5) 
Вентилятор витяжний 10,5 13,1 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5) 
Перфораційний верстат 60 75 87 АПвВГ(3×16)+(1×10) 
Тельфер 20,9 26,1 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5) 
Зварювальний маніпулятор 52,8 66 67 АПвВГ(3×10)+(1×6) 
Обертовий маніпулятор 31,0 38,7 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5) 
Запресовочний верстат 29,9 37,3 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5) 
 Горизонтальний фрезерний верстат 14,8 18,5 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5) 
Гибочний верстат 11,6 14,5 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5) 
Токарний верстат 13,6 17,0 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5) 
Вентилятор приточний 28,5 35,7 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5) 
Кутова шліфмашина 2,55 3,2 32 АПвВГ(2×2,5) 
Промисловий фен 6,8 8,5 32 АПвВГ(2×2,5) 
Щиток освітлення ЩО 158,5 144,2 166 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 розщіплювачів, які захищають 
приєднанні електроприймачі; сумарного струму І роз РП споживачів, що 
приєднані до РП, який визначається за виразом 
 
роз.РП роз ∙ П,																																																			 8.12  
 
де П – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують 
споживачі [3].  
Наприклад, для РП 1: 
 
роз.РП 14,9 ∙ 2 41,8 34,2 43,7 20,5 14 ∙ 0,74 136,1		А. 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 06 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Для інших РП розрахунок здійснюється аналогічно, отримані значення 
заношу до таблиці 8.2. 
Робимо послідуючі розрахунки так само, дані заносимо в таблицю 8.2. 
 
Таблиця 8.2 – Вибір перерізу кабелів та шинопроводів 
Найменування РП Iроз.РП, Iмакс., Iдоп.кабелю, А А А Марка 
1 2 3 4 5 
Розподільчий пункт РП-1 136,1 170,1 201 АПвВГ(3×70)+(1×35) 
Розподільчий пункт РП-2 38,8 48,5 67 АПвВГ(3×10)+(1×6) 
Розподільчий пункт РП-3 188,7 235,9 240 АПвВГ(3×95)+(1×50) 
Розподільчий пункт РП-4 257,2 321,5 348 АПвВГ(3×185)+(1×95) 
Розподільчий пункт РП-5 81,9 102,4 113 АПвВГ(3×25)+(1×16) 
Розподільчий пункт РП-6 221 276,3 310 АПвВГ(3×150)+(1×50) 
Конденсаторна установка 45,6 57,0 67 АПвВГ(3×10)+(1×6) 
 
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 ПУЕ, застосовуємо коефіцієнти, наведені в 
табл. 1.3.3 ПУЕ. 
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху враховуємо за допомогою 
відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3. 
В умовах після аварійного режиму перевірку ввідних кабелів до 
розподільчих пунктів РП не здійснюємо, так як при включенні АВР на шинах 
0,38 кВ, релейний захист автоматично відключає таку кількість споживачів, що 
підключені до секцій шин РУНН, що післяаварійний струм не перебільшує 
ІрозРП. 
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 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 07 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
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 
двотрансформаторної 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 8.7. 
 
 
Рисунок 8.7 – Розрахункова схема 
 
Повний розрахунок відхилення напруги послідовно уздовж ланцюга 
РУ НН ГПП – потужний споживач включає в себе визначення відхилення 
напруги на двох ділянках – Л1 та Л2. 
Наша мета – визначення відхилення напруги цехової мережі від КТП до 
споживача, тобто на ділянці Л2 
Відхилення напруги δU  відносно Uном  в любої точці мережі 
розраховується згідно співвідношення  
 
U      UЦЖ(%)     UТ(%)  -   U(%),  
 
де  UЦЖ (%)  – відхилення в центрі живлення, 
  UТ (%)  – додаток, що створюється цеховим трансформатором, 
 U(%)  – сума втрат напруги від центра живлення до розрахункової 
точці мережі. 
Втрати напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не 
більше встановлених [2] та ДСТУ EN 50160:2014. 
Співвідношення для нашого випадку з врахуванням того, що напруга на 
затискачах найбільш віддалених електроприймачів не повинна бути нижче 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 08 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
КU U , має вид 
 
Uном   - UТ  -  UЛ2  КU U% , 
 
де  UТ ,    UЛ2  – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми 
(рисунок 8.7),  
КU  – коефіцієнт, що враховує відхилення напруги згідно [2] або ДСТУ 
EN 50160:2014.  
Розрахунок втрати напруги на ділянці Л2 від шин цехової підстанції до 
віддаленого споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить 
споживача від РП, так як його переріз менше ніж переріз кабелю від шин ТП до 
РП. Отримані таким чином відхилення напруги будуть більше реальних, але в 
тому разі, коли і вони не будуть перевищувати норму, реальні відхилення тим 
більше будуть задовольнять нормі. 
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються формулою  
 
U  UЛ2   3  Iроз Л LКЛ  rо cos  xо  sin . 
 
Втрати напруги UТ  на цеховому трансформаторі  
 
UТ    
Smax  (Uа cos   Uр sin) , Sном  Т
 
де Smax  – максимальне навантаження одного трансформатора, 
Sном Т  – номінальна потужність трансформатора, 
Uа    
РКЗ 100%  – активна складова напруги КЗ, 
Sном  Т
Uр     U
2 2
КЗ  -   Uа  – реактивна складова напруги КЗ. 
Значення РКЗ  , UКЗ   – каталожні дані для конкретного трансформатора,  
значення Smax  як правило, лежить в діапазоніSmax   SТП  
1
 S
2 ТП
. 
При необхідності, може бути задіяна «добавка» UT , яка створюються 
цеховим трансформатором. Значення «добавки» UT  регулюється зміною 
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта 
трансформації, за співвідношенням 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 09 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
U W2  U 21 . W1
 
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які 
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі. 
Значення UT , залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.3. 
Таблиця 8.3 – Значення UT , залежно від відгалуження 
Відгалуження наближено точно 
+5 0 0,25 
+2,5 2,5  
0 5,0 5,25 
–2,5 7,5  
–5,0 10 10,8 
 
Визначимо втрати напруги найбільш потужного електроприймача цеху, 
для якої Ір=34,3 А, питомий активний та індуктивний опір: r0=1,1 Ом/км, 
х0=0,068 Ом/км, Lкл2=300 м. 
 
U л2(В)  3 34,3 0,25  3,84 0,9  0,088 0,3  51,6 В.  
Uл2(%)
51,6
100%  0,51%; 
10 103
 
Знайдемо втрати напруги на цеховому трансформаторі. 
Для трансформатора мережі ТМЗ 630/10, яка розраховується ∆Ркз= 7600 Вт; 
Uк.з.=5,5%; Sном.тр=630 кВА, сosφ=0,9; sinφ=0,433. 
Розраховуємо активні і реактивні складові КЗ: 
 
U = 7600а ×100% =1,2 %. 630000
 
Uр = (5,5)2  (1,2)2  5,37 %.  
Втрати напруги на цеховому трансформаторі складуть 
 
Uт 
604,21,20,95,370,433  3,3 %. 630
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 10 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
В результаті розрахованих даних отримаємо нерівність: 
 
10050,513,3101,295 %. 
 
Таким чином відхилення напруги вздовж ланцюга «РУ НН КТП – 
віддалений потужний споживач» не виходить за допустимі  значення. 
 
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ 
 
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних 
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф тощо). 
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів 
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв 
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма 
внутрішніми електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на єдиній 
конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних приєднань тощо. 
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб з 
врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних 
комплектних установок.  
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ необхідно 
здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність робочій напрузі і 
струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі, заданому класу точності, 
умовам експлуатації тощо), так і за умовами роботи в разі короткого замикання 
з урахуванням термічних і електродинамічних впливів, комутаційної 
спроможності.  
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних 
характеристик ( кількості приєднаних електроприймачів, сумарного струму 
Іроз,РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). Іроз, РП визначається за виразом 
 
Іроз,РП  Іном КП ,  
 
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують 
споживачі. Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання 
автоматичних вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом 
автоматичних вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають 
приєднанні електроприймачі. 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 11 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Вибір розподільчого пункту 
Пункт розподільний ПР11 (рисунок 8.8) призначений для розподілу 
електричної енергії, захисту електричних установок при перевантаженнях і 
струмах короткого замикання, для нечастих оперативних включень і 
відключень електричних ланцюгів і пусків асинхронних двигунів. ТзОВ «ВКТ 
Електрощит» в якості офіційного представника заводу «Електрощит» реалізує 
апарати даних і інших моделей за цінами виробника. 
Розрахований на номінальну напругу Uном =660 В. 
Кількість автоматичних вимикачів для встановлення становить,  
- трьохполюсних  від 10 до 63 А,  – 9 шт; 
- трьохполюсних від 160 до 250 А, - 3 шт. 
 
 
Рисунок 8.8 –Пункт розподільчий ПР11 
 
 
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В 
 
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за методикою, 
передбаченою ГОСТ 28249–93 [13]. Стандартом встановлено методику 
розрахунків максимальних і мінімальних значень струму при симетричних і 
несиметричних КЗ, види яких визначені відповідно до  ГОСТ 26522–85. 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 12 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Методика призначена для розрахунку струмів КЗ, необхідних для вибору і 
перевірки електрообладнання за умовами КЗ, для вибору комутаційних 
апаратів, уставок релейного захисту і заземлюючих пристроїв згідно ПУЕ. 
Величини, що підлягають визначенню і допустимі погрішності їх розрахунку 
залежать від цілі розрахунку. 
Розрахунку для вибору та перевірки електрообладнання за умовами КЗ 
підлягають: 
– початкове значення періодичної складової струму КЗ; 
– аперіодична складова струму КЗ; 
– ударний струм КЗ; 
– дійсне значення періодичної складової струму в довільний момент часу, аж 
до розрахункового часу розмикання ушкодженого ланцюга. 
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1кВ слід 
враховувати: 
– індуктивні опори всіх елементів короткозамкненого ланцюга, включаючи 
силові трансформатори, провідники, трансформатори струму, реактори, 
струмові котушки автоматичних вимикачів; 
– активні опори елементів короткозамкненого ланцюга; 
– активні опори різних контактів і контактних з’єднань; 
– значення параметрів синхронних і асинхронних двигунів. 
При розрахунках струмів КЗ допускається: 
– максимально спрощувати всю зовнішню мережу по відношенню до місця 
КЗ і індивідуально враховувати тільки автономні джерела електроенергії і 
електродвигунів, що безпосередньо примикають до місця; 
– не враховувати струм намагнічування трансформаторів; 
– не враховувати насичення магнітних систем електричних машин; 
– не враховувати вплив асинхронних електродвигунів, якщо їх сумарний 
номінальний струм не перевищує 1% початкового значення періодичної 
складової струму в місці КЗ, розрахованого без врахування 
електродвигунів. 
Струм КЗ електроустановок напругою до 1 кВ рекомендується 
розраховувати в іменованих одиницях. У схемі заміщення параметри елементів 
розрахункової схеми слід привести до ступеня напруги мережі, на якій 
знаходиться точка КЗ. 
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання наступна: 
– відповідно до принципової схеми обирати умови розрахунку; 
– скласти розрахункову схему та схему заміщення, обчислити параметри її 
елементів; 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 13 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
– обрати метод розрахунку струму КЗ; 
– здійснити розрахунок; 
– оцінити отримані результати. 
Відповідно до цільового призначення розрахункунеобхідно встановити 
розрахункові умови короткого замикання для елемента СЕП, який аналізується. 
Розрахункові умови КЗ – найбільш складні, але достатньо важливі, в яких 
може опинитися елемент електроустановки через різні види коротких замикань. 
До сукупності первинних характеристик розрахункових умов входять 
розрахункова схема, вид струму КЗ, точка, вид і тривалість КЗ. 
Розрахункова схема – це схема з’єднань елементів СЕП, де існують 
розрахункові умови КЗ для елемента, що розглядається. При виборі 
розрахункової схеми слід враховувати передбачені для даної електроустановки 
умови її усталеної роботи і не зважати на короткочасні зміни схеми, не 
передбачені для сталої експлуатації (наприклад, під час перемикань). 
Розрахункова схема містить реальні елементи на різних ступенях напруги з 
електромагнітними зв’язками, опорами втрат і розсіювання. 
З можливістю застосування методів теорії електричних кіл у розрахунках 
струмів КЗ будемо вважати, що КЗ симетричне і аналіз перехідного процесу 
будемо здійснювати по одній фазі. 
Особливістю розрахунків струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 
кВ є знаходження, як правило, всіх елементів короткозамкненого кола на 
одному ступені напруги, що позбавляє необхідності приводити значення 
еквівалентів схеми заміщення до цього ступеня. 
Розрахункові місця КЗ визначають на основі принципової схеми. Такими 
місцями мають бути точки КЗ, що знаходяться поблизу споживачів, обладнання 
та елементи мережі (шини РУ, РП тощо), в яких встановлюють апаратуру, яку 
слід перевіряти на дію струмів КЗ.  
Місце КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ в більшості систем 
електропостачання промислових підприємств характеризується як значно 
електрично віддалене від джерел електроенергетичної системи. Встановлена 
потужність електроустановок помітно перевищує споживану, тому на стороні 
низької напруги знижувальних трансформаторів амплітуду аперіодичної 
складової струму КЗ від енергосистеми можна вважати незмінною. Це 
обґрунтовує припущення, що електроустановки напругою до 1 кВ промислових 
підприємств підключені до джерела необмеженої потужності через 
еквівалентний індуктивний опір . 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 14 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
8.4.1 Розрахунок опорів елементів мережі 
 
Для здійснення розрахунку струмів короткого замикання складаємо схему 
заміщення (рисунок 8.9) та знаходимо опори всіх елементів схеми. 
При розрахунку струмів КЗ в електроустановках, які отримують живлення 
безпосередньо від мережі енергосистеми, допускається вважати, що понижуючі 
трансформатори підключені до джерела незмінної за амплітудою напруги через 
еквівалентний індуктивний опір системи. Значення цього опору, приведене до 
ступеня нижчої напруги мережі розраховуємо за формулою: 
 
ср.НН
√3 ∙ ,																																							 8.13  відкл.ном ∙ ср.ВН
 
де ср.НН – середня номінальна напруга мережі, що підключена до обмотки 
нижчої напруги трансформатора, В; 
ср.ВН – середня номінальна напруга мережі, що підключена до обмотки 
вищої напруги трансформатора, В; 
відкл.ном – номінальний струм відключення вимикача, який встановлений 
на стороні вищої напруги понижуючого трансформатора, кА. 
 
400
√3 ∙ 20 ∙ 10,5 ∙ 10 0,44	мОм. 
 
Активний та індуктивний опір нульової послідовності знижувального 
трансформатора, обмотки якого з’єднані за схемою Δ/Y0 при розрахунках КЗ в 
мережі низької напруги необхідно приймати рівними відповідним активним 
опорам прямої послідовності. 
Приведений до ступеня низької напруги мережі  активний та індуктивний 
опір прямої послідовності знижувального трансформатора визначають за 
формулами: 
 
КЗ ∙ НН	ном. ∙ 10 ; 																																														 8.14  
100 ∙ КЗ
к ∙ НН	ном. ∙ 10 ,																																	 8.15  
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 15 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
де  – номінальна потужність трансформатора, кВА; 
КЗ – втрати короткого замикання, кВт; 
НН – номінальна напруга обмотки низької напруги трансформатора, кВ; 
к – напруга короткого замикання, %. 
 
8,5 ∙ 0,4
630 ∙ 10 3,43	мОм;	 
5,5 100 ∙ 8,5 ∙ 0,4630 630 ∙ 10 13,54	мОм. 
Схема заміщення прямої послідовності для розрахунку КЗ 
 
Рисунок 8.9 – Схема заміщення прямої послідовності для розрахунку 
КЗ в цеховій мережі 
 
На схемі заміщення введені позначення: 
Хс- індуктивний еквівалентний опір системи, зведений до нижчої напруги, 
через який підключено трансформатор КТП; 
rQ1  - активний опір вимикача 10 кВ; 
ХQ1  - індуктивний опір вимикача 10 кВ; 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 16 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
rР  - активний опір роз’єднувача 10 кВ; 
ХР  - індуктивний опір роз’єднувача 10 кВ; 
rТ  - активний опір прямої послідовності знижувального трансформатора, 
приведений до ступеня низької напруги мережі; 
ХТ  -   індуктивний   опір   прямої   послідовності   знижувального 
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі; 
rК - активний опір контактних з'єднань вимикача QF1; 
rQF1 - активний    опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF1; 
XQFl - індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF1; 
rТА - активний опір первинної обмотки трансформатору струму; 
ХТА - індуктивний опір первинної обмотки трансформатору струму;  
rQF2 - активний    опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF2; 
XQF2 -  індуктивний опір струмових котушок розчіплювана вимикача QF1; 
rКQ - активний   опір контактних з'єднань вимикача QF2 зі стороні 
кабелю L1; 
rKLl - активний опір контактних з'єднань кабелю L1; 
rLl - активний опір кабелю L1; 
ХL1 - реактивний опір кабелю L1; 
rQF3 - активний    опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF3; 
XQF3 -  індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF3; 
rKL2 - активний опір контактних з'єднань кабелю L2 ; 
rL2 - активний опір кабелю L2;  
XL2 - реактивний опір кабелю  L2. 
Активний та індуктивний опір нульової послідовності трансформатора 
цехової КТП, обмотки якого з'єднані по схемі A/Y0, при розрахунках КЗ в 
мережі низької напруги приймаємо рівними відповідним активним та 
індуктивним опорам прямої послідовності.  
Активний опір контактних з'єднань. 
Згідно [13] приймаємо  наступні  значення  активних  опорів контактних 
з'єднань комутаційних апаратів і кабелів 
 
rК= rКQ = 1,0 мОм; 
rКL1= rКL2 = 0,1мОм. 
 
Активні та індуктивні опори котушок автоматичних вимикачів. 
Розрахунок струмів короткого замикання в електроустановках напругою 
до 1 кВ слід вести з урахуванням індуктивних і активних опорів котушок 
розчіплювачів максимального струму автоматичних вимикачів, при цьому 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 17 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
приймати значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності 
рівними відповідним опорам прямої послідовності. Значення опору котушок 
розчіплювачів автоматичних вимикачів обираємо в залежності від 
номінального струму вимикача згідно таблиці 21 в додатку 6 [11]: 
 
- rQF1= 0,25 мОм; 
- rQF2= 0,65 мОм; 
- rQF3=2,15 мОм; 
- XQF1=0,1 мОм; 
- XQF2=0,17 мОм; 
- XQF3= 1,2 мОм. 
 
Активний та індуктивний опір трансформаторів струму. 
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ слід 
враховувати активний та індуктивний опір первинних обмоток всіх 
багатовиткових вимірювальних трансформаторів струму, які існують в ланцюгу 
КЗ. Значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності 
приймають рівними значенням опорів прямої послідовності. Активним та 
індуктивним опором одновиткових трансформаторів ( на струми більш ніж 500 
А) можна зневажити. 
Параметри деяких багатовиткових трансформаторів струму обираємо 
згідно таблиці 20[13]: 
 
rТА= 1,7 мОм; 
ХТА = 2,7 мОм. 
 
Активний та індуктивний опір кабелю. 
Значення параметрів прямої (зворотної ) і нульової послідовностей кабелю, 
який використовується в короткозамкненому ланцюгу, приймаємо згідно [13]. 
 
∙  
∙  
∙  
∙  
 
З урахуванням питомих значень, параметри кабелів (для ділянок СШ→РП1 
та РП→1)дорівнюють:  
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 18 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
0,549 ∙ 65 35,6	мОм; 
0,065 ∙ 65 4,22	мОм; 
9,61 ∙ 7 67,27	мОм; 
0,098 ∙ 7 0,686	мОм. 
 
8.4.2 Розрахунок начального значення періодичної складової струму 
трифазного КЗ 
 
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого 
ланцюга «трансформатор цехової КТП - точка КЗ». 
 
К Т К
; 
К 3,43 1 0,25 1 1,7 1 0,65 1 0,1 35,6 0,1 2,15
0,1 67,27 115,37	мОм. 
Х К ХС ХТ Х Х Х Х Х Х ; 
Х К 0,5 13,54 0,1 2,7 0,17 4,22 1,2 0,686 23,11	мОм. 
 
Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «трансформатор 
цехової КТП – точка К3 (споживач поз. 1/1) 
 
К 115,37 23,11 117,66	мОм. 
 
Струм короткого замикання (начальне дійсне значення періодичної 
складової трифазного струму КЗ Іп0=ІКЗ(К3)) у точці (К3) 
 
І 1,05 ∙ 380КЗ К √3 ∙ 117,66 ∙ 10 1960	А. 
 
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого 
ланцюга «трансформатор цехової КТП - точка К2 (РП-1)». 
К Т К ; 
К 3,43 1 0,25 1 1,7 1 0,65 1 0,1 35,6 0,1
45,83	мОм. 
Х К ХС ХТ Х Х Х Х ; 
Х К 0,5 13,54 0,1 2,7 0,17 4,22 21,23	мОм. 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 19 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
К 45,83 21,23 50,5	мОм. 
 
Струм короткого замикання у точці (К2) 
 
І 1,05 ∙ 380КЗ К √3 ∙ 50,5 ∙ 10 4567	А. 
 
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого 
ланцюга «трансформатор цехової КТП - точка К1 (шини 0,4 кВ в КТП)». 
 
К Т К ; 
К 3,43 1 0,25 1 1,7 7,38	мОм. 
Х К ХС ХТ Х Х ; 
Х К 0,5 13,54 0,1 2,7 16,84	мОм. 
 
К 7,38 16,84 18,38	мОм. 
 
Струм короткого замикання у точці (К1) 
І 1,05 ∙ 380КЗ К √3 ∙ 18,38 ∙ 10 12548	А. 
 
Отримані значення струму КЗ заносимо до таблиці 8.4 
 
8.4.3 Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ 
 
Найбільше початкове значення аперіодичної складової струму КЗ в 
загальному випадку вважають рівним амплітуді періодичної складової струму в  
початковий момент КЗ: 
 
√2 ∙ п ; 																																																							 8.16  
К √2 ∙ п К √2 ∙ 12548 17,7	кА. 
К √2 ∙ п К √2 ∙ 4567 6,3	кА. 
К √2 ∙ п К √2 ∙ 1960 2,7	кА. 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 20 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Ударний струм трифазного КЗ: 
 
уд √2 ∙ п ∙ уд,																																													 8.17  
 
де уд– ударний коефіцієнт, що визначається за співвідношенням, для 
кожної точки окремо 
Rсум
3,14( )
к Хсумуд  1  е ,  
уд К 1 2,718 ,
,
, 1,25, 
, ,
уд К 1 2,718 , 1,23, 
уд К 1 2,718 ,
,
, 1,53. 
 
уд К √2 ∙ 12,5 ∙ 1,25 21,8	кА, 
уд К √2 ∙ 4,56 ∙ 1,23 7,85	кА, 
уд К √2 ∙ 1,9 ∙ 1,25 3,3	кА. 
 
Значення ударного струму КЗ уд заносимо до таблиці 8.4. 
 
 
Таблиця 8.4 – Результати розрахунку струмів короткого замикання 
Точка КЗ ,мОм ,мОм к.з, кА , кА уд, кА 
К1 7,38 16,84 12,5 17,7 21,8 
К2 21,23 45,83 4,56 6,3 7,85 
К3 21,11 115,37 1,9 2,7 3,3 
 
8.4.5 Розрахунок струму однофазного КЗ 
 
Особливу увагу в мережах напругою до 1 кВ з глухо заземленою 
нейтраллю слід приділяти розрахунку однофазного КЗ. 
Якщо електропостачання електроустановки напругою до 1 кВ 
здійснюється від енергосистеми за допомогою понижуючого трансформатора, 
розрахунок струму КЗ  однофазного короткого замикання з достатньою 
точністю можна здійснювати за наступною спрощеною формулою: 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 21 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
√3 ∙ ср.НН
КЗ 2 2 ,																											 8.19  
 
де ,  – результуючі (сумарні) активний та індуктивний опори прямої 
послідовності ланцюга КЗ; 
, –результуючі (сумарні) активний та індуктивний опори нульової 
послідовності відносно точки КЗ.  
 
р ТА кв к ш кб пл д; 												 8.20  
р ТА кв ш кб пл,													 8.22  
 
де  ,  – активний та індуктивний опір нульової послідовності 
понижуючого трансформатора; 
р, р – активний та реактивний опір нульової послідовності реактора; 
ТА, 	 ТА – активний та індуктивний опір нульової послідовності 
трансформатора струму; 
кв, кв – активний та індуктивний опір нульової послідовності струмових 
котушок вимикача; 
к – активний опір контактних з’єднань; 
ш, ш – активний та індуктивний опір нульової послідовності 
шинопроводу; 
кб, кб – активний та індуктивний опір нульової послідовності кабелю; 
пл, пл – активний та індуктивний опір нульової послідовності 
повітряної лінії; 
д – активний опір електричної дуги. 
Згідно вихідних даних частка однофазних електроприймачів є незначною, 
а їх склад не постійним. Тому з урахуванням цих факторів, а також того, що 
вище були розраховані трифазні максимальні струми КЗ, розрахунок струмів 
однофазного КЗ здійснювати не потрібно. 
 
8.5 Захист цехових електричних мереж 
 
Захист цехових електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно 
глави 3.1 ПУЕ [1]. 
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом 
режими роботи: 
- збільшення струму внаслідок перевантаження; 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 22 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
- збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів; 
- збільшення струму внаслідок короткого замикання. 
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всых елементів  мережі, такий 
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення. 
Перевантаження є найменш небезпечне і вряді випадків допускається 
відмовлятися від застосування захисту провідників від перевантаження. 
Згідно гл. 3.1 ПУЕ мають бути захищеними від перевантаження: 
- мережі всередині приміщень, виконані, виконані відкрито 
прокладеними провідниками з горючою зовнішньою оболонкою або 
ізоляцією; 
- освітлювальні мережі в службово-побутових приміщеннях 
промислових підприємств, включаючи мережі для побутових і 
переносних електроприймачів, а також у пожежонебезпечних зонах; 
- силові мережі на промислових підприємствах – тільки в разі, якщо за 
умовами технологічного процесу або за режимами роботи мережі 
може виникати тривале перевантаження провідників; 
- мережі всіх видів у вибухонебезпечних зонах. 
 
8.5.1 Вибір апаратів захисту 
 
Приводяться особливості місць встановлення та розташування апаратів 
захисту. 
У якості апаратів захисту, як правило, мають застосовуватися автоматичні 
вимикачі або запобіжники. На сучасних підприємствах найбільше поширені 
більш досконалі автоматичні вимикачі, які мають очевидні переваги. При 
виборі автоматичних вимикачів слід орієнтуватися на апарати типу ВА, які 
відповідають ДСТУ 3020-95, виконані стандарті DIN, мають одно-, дво-, три- і 
чотириполюсне виконання. 
Вибір автоматичних вимикачів в загальному випадку проводять з 
врахуванням електричних характеристик електроустановок, умов експлуатації, 
експлуатаційних вимог: селективності відключення, вимогам до дистанційного 
керування та індикації і тощо. У цілому при такому виборі слід, в першу чергу, 
користуватися технічною документацією на конкретні апарати. При виборі 
уставок струму автоматичних вимикачів необхідно враховувати різницю в 
характеристиках і погрішності у роботі розчеплювачів.  
Існують наступні вимоги до вибору автоматичних вимикачів, яких слід 
дотримуватися при виконанні випускної роботи бакалавра: 
– номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги мережі; 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 23 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
– відключаюча здатність повинна бути розрахована на максимальні струми 
КЗ, що протікають по елементу, що захищається;  
– номінальний струм розчеплювача повинен бути не менше найбільшого 
розрахункового струму навантаження, що тривало протікає по елементу, що 
захищається 
 
Iном.роз.  Iроз ; 
 
автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному режимі 
роботи елементу, що захищається, тому струм уставок сповільненого 
спрацювання розчеплювача, що регулюються, слід обирати за умовою 
 
Iном.роз  (1,11,3)  Iроз  
 
(для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим розчеплювачом 
достатньо виконання попередньої умови); 
– при допустимих короткочасних перевантаженнях елемента, що 
захищається, автоматичний вимикач не повинен спрацьовувати; це досягається 
вибором уставки миттєвого спрацювання електромагнітного розчеплювача за 
умовою 
 
Iном.розч.е  (1,25 1,35)  iп , 
 
де  іп  – пікове навантаження елементу, що захищається. 
Іп  – пікове навантаження групи елементів, що захищається. 
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних 
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.5. 
У таблиці 8.5 введені такі позначення: 
ІНА.В.– номінальний (установчій) струм автоматичного вимикача; 
Iроз – номінальний струм розчеплювача вимикача (незалежно від його 
виду); 
 ІНТ.Р.  – номінальний струм теплового розчеплювача; 
 ІНЕ.Р.  – номінальний струм електромагнітного розчеплювача; 
ІП  – струм пікового навантаження: ІП  (5  7)  Iроз . 
Як варіант, можуть використовуватися апарати серії ВА: автоматичні 
вимикачі, що призначені для групового захисту розподільчих пунктів, які 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 24 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
мають дві системи захисту – електротеплову і електромагнітну, та виконані 
згідно ГОСТ 14254-2015 зі ступенем захисту не нижче ІР30. 
Для автоматичних вимикачів серії  ВА, що виконані в стандарті DIN,  для 
струму електромагнітного розчеплювача в залежності від характеристики 
(С, В чи D) виконується співвідношення:  
 
 ІНЕ.Р.  35  ІНТ.Р ;  ІНЕ.Р.  510  ІНТ.Р.  або  ІНЕ.Р.  1014  ІНТ.Р. . 
 
Керуючись вказаними вище критеріями: формулам , згідно каталожним 
даних [20] обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.5. 
Після визначення типу і параметрів вимикачів, обрана схема головних 
з’єднань комплектної трансформаторної підстанції КТБ буде мати вид, що 
приведений на окремому листу графічної частини. 
 
Таблиця 8.5 – Вибір автоматичних вимикачів 
Найменування обладнання Ір, 1,1
.Ір Тип Ін, Ін.т.р, Ін.е.р, 
А А апарату А А А 
1 2 3 4 5 6 7 
Фрезерно-кравецький верстат 14,9 16,3 ВА47-29 63 20 500 
Прес 1 41,8 46,0 ВА47-29 63 50 500 
Прес 2 34,2 37,6 ВА47-29 63 40 500 
Прес 3 43,7 48,1 ВА47-29 63 50 500 
Свердлильний автомат 20,4 22,4 ВА47-29 63 25 500 
Ванна знежирення 14,0 15,4 ВА47-29 63 16 500 
Фарбувальна камера 80,2 88,3 ВА47-100 100 100 1000 
Складальний прес 23,5 25,9 ВА47-29 63 30 500 
Ванна оксидування 63,1 69,4 ВА47-100 100 80 1000 
Вирубний прес 29,5 32,5 ВА47-29 63 40 500 
Розмотуючий верстат 14,3 15,8 ВА47-29 63 16 500 
Компресор 57,9 63,7 ВА47-100 100 80 1000 
Насос охолоджувальної рідини 23,0 25,3 ВА47-29 63 32 500 
Насос пожежогосподарчий 32,2 35,5 ВА47-29 63 40 500 
Вентилятор витяжний 10,5 11,5 ВА47-29 63 13 500 
Перфораційний верстат 60 66,0 ВА47-100 100 80 1000 
Тельфер 20,9 23,0 ВА47-29 63 25 500 
Зварювальний маніпулятор 52,8 58,1 ВА47-29 63 63 500 
Обертовий маніпулятор 31,0 34,1 ВА47-29 63 40 500 
Запресовочний верстат 29,9 32,9 ВА47-29 63 40 500 
 Горизонтальний фрезерний верстат 14,8 16,3 ВА47-29 63 20 500 
Гибочний верстат 11,6 12,7 ВА47-29 63 13 500 
Токарний верстат 13,6 14,9 ВА47-29 63 16 500 
Вентилятор приточний 28,5 31,4 ВА47-29 63 32 500 
Кутова шліфмашина 2,55 2,4 ВА47-29 63 3 500 
Промисловий фен 6,8 7,48 ВА47-29 63 3 500 
Щиток освітлення ЩО 158,5 174,3 ВА88-35 250 200 2500 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 25 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Продовження табл. 8.5 
1 2 3 4 5 6 7 
Розподільчий пункт РП-1 136,1 149,7 ВА88-33 160 160 1600 
Розподільчий пункт РП-2 38,8 42,7 ВА47-29 63 50 500 
Розподільчий пункт РП-3 188,7 207,6 ВА88-35 250 250 2500 
Розподільчий пункт РП-4 257,2 282,9 ВА88-37 400 400 4000 
Розподільчий пункт РП-5 81,9 90,1 ВА47-100 100 100 1000 
Розподільчий пункт РП-6 221 243,1 ВА88-35 250 250 2500 
Конденсаторна установка 45,6 50,2 ВА47-29 63 63 500 
 
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність 
 
Обрані лінії перевіряються за захищеність за умовою: 
 
сх ∙ доп зах ∙ зах,																																										 8. 23  
 
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= 14,9 А, Ідоп.л=42 А, Ізах=20 А. 
 
1 ∙ 42 1 ∙ 20		А. 
 
Таким чином мережа захищена. 
 
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами 
термічної стійкості до струмів короткого замикання 
 
Цим розрахунком проводиться перевірка обраного провідника на його 
термічну стійкість до струмів КЗ.  
Для цього розрахунку необхідно знати: 
1) дійсний час t  протікання струму КЗ, який дорівнює 
 
t  tзах  tвим , 
 
де tзах  – час дії захисту ; 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 26 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
tвим  – час вимикання апарату; 
2) усталене значення струму КЗ, І  ; 
3) надперехідне значення струму КЗ, І / / ; 
4) приведений час tпр , протягом якого стале (значення струму КЗ І  
виділяє таку ж кількістю тепла, що й змінний в часі струм КЗ за дійсний час t . 
Приведений час tпр  визначається складовими часу періодичної tпр(п)  і 
аперіодичною tпр(а)  складових струму КЗ: 
 
tпр  tпр(п)  tпр(а) . 
 
Значення tпр(п)  при дійсному часу t  5 c  знаходиться по кривих 
залежності t  f / /  , де / / / /прп  I / I . 
Криві приведеного часу періодичної складової струму КЗ в залежності від 
 для різних значений t беруть з довідкової літератури. 
Приведений час аперіодичної складової струму КЗ 
 
tпр(а)  0,005 
/ / . 
 
При дійсному часі t 1c  величину tпра  не враховують. 
Переріз кабелю на термічну стійкість в трифазному КЗ перевіряється за 
формулою 
I  tS прmin  , С
 
де C – коефіцієнт, що відповідає різниці виділеної теплоти в провіднику 
після і до КЗ. 
 
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. 
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних 
та максимальних навантажень. 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 27 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш 
віддалених електроприймачів не повинна бути не нижче 0,95 ∙ ном. В режимі 
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої 
границі напруги. При цьому напруга на шинах ТП не повинна перевищувати 
5% номінальної напруги, тобто ∙ 5%. 
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за 
мінімальні – 30% від максимальних. 
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги: 
 
∙ ∆ тр м ∆ сп 5,																			 8.24  
 
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 [13]. 
Знайдемо відхилення напруги до найбільш віддаленого споживача. 
Оскільки напруга на затискачах найбільш віддалених споживачів повинна 
становити не менше 0,95 ∙ ном,	формула 8.24. матиме вигляд: 
 
ном ∆ т ∆ л 95	%,																																														 8.25  
 
де ∆ т – втрати напруги у трансформаторі.  
∆ л – втрати напруги у лінії, що живить споживача: 
Нами проведено розрахунок втрат напруги у мережі 10 і 0,38 кВ: а саме – 
п. 5.2 (Розрахунок перерізу розподільчих мереж) і п. 8.3.3 (Розрахунок 
електричної мережі за втратами напруги).  
Так як відхилення по напрузі нами не виявлено, то нема потреби у зміні 
відгалужень трансформатора. 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 28 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної 
підстанції 
 
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай 
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної 
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного 
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її 
роботи, зручність і безпека обслуговування, забезпечується швидке розширення 
та мобільність електрогосподарства. 
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних 
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування 
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини 
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер 
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення 
утворюються простими у будівельному відношенні. Повністю закриті 
комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у виробничих 
приміщеннях без улаштування будівельних оболонок. 
На рисунку 8.10 приведена типова комплектна трансформаторна 
підстанція внутрішньоцехового розташування. 
 
 
 
Рисунок 8.10 – Типова комплектна трансформаторна підстанція 
внутрішньоцехового розташування 
 
 
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо 
комплектну трансформаторну підстанцію 2КТПЦ Новокаховського 
електромеханічного заводу. 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 29 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Обрана двотрансформаторна підстанція 2КТПЦ–630/10/0,4 УЗ призначена 
для надійного електропостачання промислових об’єктів, має потужність 
трансформаторів 630 кВ·А, з захистом і автоматикою. 
  Склад підстанції 2КТПЦ–630/10/0,4–04 У3: 
1. Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН). 
2. Силовий трансформатор. 
3. Кожух виводів силового трансформатору. 
4. Розподільча установка низької напруги (РУНН), що складається з 
наступного обладнання: 
- шафа вимикача робочого вводу; 
- шафа секційного вимикача; 
- шафа ліній, що відходять; 
- шафа автоматизованої конденсаторної установки; 
- шафа управління. 
5. Шинна перемичка. Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна 
трансформаторна може бути виконана як однорядною, так і 
дворядною. З врахуванням особливостей цеху, обираємо компактне 
дворядне виконання. 
Для прикладу на рисунку 8.11 приведено загальний вид шафи секційного 
вимикача, на рисунку 8.12 – загальний вид шафи управління.  
 
Рисунок 8.11 – Загальний вид шафи секційного вимикача: 1 – шафа секційного 
вимикача; 2 – відсік збірних шин; 3 – клапан розвантаження; 4 – відсік клемного блоку; 5 – 
відсік секційного вимикача; 6 – відсік релейного блоку; 7 – відсік шинок управління; 8 – 
відсік шин 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 30 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Рисунок 8.12 – Загальний вид шафи управління: 1 – шафа управління; 2 – відсік 
збірних шин; 3 – клапан розгрузки; відсік клемного блоку; 5 – відсік релейного блоку; 6 – 
відсік шинок управління. 
 
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії ТМЗ 
630/10 (трансформатор масляний герметичний), що виготовляється у 
герметичному гофробаку і не потребує обслуговування на протязі всього 
терміну експлуатації. Загальний вид трансформатору серії ТМГ приведено на 
рисунку 8.13. 
В таблиці 8.6 приведені остовні технічні характеристики 
Таблиця 8.6 – Технічні характеристики 2КТПЦ-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 100 
Номінальний струм збірних шин НН, А 1600 
Струм термічної стійкості на протязі 1 с на стороні ВН, кА 20 
 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 31 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Рисунок 8.13 – Загальний вид трансформатору серії ТМ 
 
Вимоги стійкості до зовнішнього середовища обраної КТПВ наступні: 
- температура оточуючого повітря – від мінус 25 до плюс 50 °С; 
- висота над рівнем моря – не більше 1000 м; 
- середньорічне значення відносної вологості повітря – 75% при 
температурі +15 °С; 
- 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 19036 58/01 ПЗ 1 32 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Таблиця 8.7 – Класифікація виконання 2КТПЦ-630/10/0,4 У3 
Призначена для встановлення 
За типом силового трансформатора масляного трансформатора типу 
ТМЗ 
За способом виконання нейтралі 
трансформатора на стороні НН З глухозаземленою нейтраллю 
За взаємним розташуванням виробів Дворядне виконання 
За виконанням високовольтного ввода Через пристрій ПВН 
Наявність ізоляції шин в РУНН З ізольованими шинами 
За видом оболонок і ступенем захисту 
згідно ГОСТ 14254 ІР31 
За способом установки автоматичних 
вимикачів в РУНН З викотними вимикачами 
 
Шафи високовольтного вводу з вимикачами навантаження ВВЭ-6(10) 
призначені для комутації електричних мереж трифазного змінного струму з 
ізольованою нейтраллю частотою 50 Гц, з номінальною напругою 6(10) кВ і 
застосовуютсья в якості ПВН КТПВ. 
ПВН представляють собою металеву оболонку закритого виконання. 
Обираю до встановлення ПВН типовиконання ШВВ-3 з встановленим 
обладнанням: 
- вимикачем вакуумним типу ВВЭ-10-20/630 У2; 
- роз’єздувачем типу РВЗ-10/630 У2; 
- трансформаторами струму типу ТОЛ-10-1. 
Для забезпечення безпечної роботи обслуговуючого персоналу силові 
шири, що йдуть від ПВН до силового трансформатора, розташовані в коробі, 
що закріплений на боковій стінці ПВН. Для локалізації дуги, що виникає при 
КЗ в ПВН, в пристрої передбачене вікно, в якому закріплений клапан 
зкидування тиску. 
Установки конденсаторні для компенсації реактивної потужності УК3-
0,415-30 Т3 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 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 33 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
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 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).  
 
Таблиця 8.8 – Технічні характеристики УК3-0,415-30 Т3 
Найменування параметра Значення 
параметра 
Номінальна напруга, кВ 0,4 
Напруга живлення допоміжних ланцюгів, В 220 
Частота мережі, Гц 50 
Номінальна потужність, кВАр 30 
Кількість ступенів регулювання 12 
Значення cos  від 0,8 до 1 
Тип вводу кабельний 
 
План КТП наведений на аркуші 7 (Вид і план КТП) графічної частини 
випускної роботи. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 34 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
9 IНДИВIДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ 
 
Розробка електронного пристрою контролю процесу балансування 
котушки розмотуючого верстата 
 
Пристрій контролю процесу балансування котушки розмотуючого верстата 
використовується для контролю і регулювання швидкості обертання котушки в 
залежності від рівня вібрацій, які виникають від дисбалансу в процесі її 
обертання на критичних дорезонансних швидкостях на верстаті.  
Функціональна блок-схема електронного пристрою контролю процесу 
балансування котушки розмотуючого верстата представлена на рисунку 9.1.  
 
A1 A2 A3
Картридж Індикатор
A8 A6
Мікроконтролерний 220В 50Гц
Клавіатура блок Блок живлення
керування
A4 A5 A7
Блок тензодатчиків Нормуючийпідсилювач Силовий блок
М1
Рисунок 9.1 - Блок-схема електронного пристрою контролю процесу 
балансування котушки розмотуючого верстата 
 
Розроблюваний пристрій складається з таких блоків та вузлів.  
Блок живлення пристрою А6 – призначений для перетворення мережевої 
змінної напруги 220 В у постійну стабілізовану напругу +5 В.  
Основу схеми складає мікроконтролерний блок керування А2, який 
призначений для перетворення та обробки вхідного сигналу виміряного в блоці 
тензодатчиків А4, відфільтрованому та підсиленому нормуючим підсилювачем 
А5 та накопиченому в картриджі А1, і, далі – вивід виміряного значення (в 
Гц/Н) на індикаторі А3. У випадку коли вібрації на пропелері перевищують 
граничних значень, які прописуються у вигляді константи в пам‘яті 
мікроконтролера за допомогою клавіатури А8, - створення команди управління 
блоком комутації навантаження у силовому блоці А7, який регулює частоту 
обертання двигуна М1, що дозволяє з високою точністю зменшити дисбаланс 
пропелера (залишковий дисбаланс не перевищує 0,01 Гц/Н).  
Принципова електрична схема електронного пристрою контролю показана 
на рисунку 9.2.  
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 35 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
A1 A2 A3
+
C3 R16 R17 C16 HG1
VD3 7 2SK
8
DI
DD1 9 DI
4 NCLA Vcc 1 DD2
10
DD5 DI
2 7OSC1 GP0 6 Vcc 8SCL
3 6 5 7 2 AN0 11 3GP1 IP R9 SCLB
6 HK
OSC2 SDA
8 1 AN1 5 12ZQ1 Vss GP2 5 Vss 4 SDAB Vss28 AN2 4 15SNPB 13 DI
27 AN3 DACB 3 14 DI
A8 8 Vcc 16SCL 6 19 DACA AN4 26 4 DI
C1 C2 7 IP SDA 5 18 CNPA 5AN5 25 DI
R7 4 1Vss 17 AC+ 24 6AN6 DI
VT1 16S1 T0JNDD3 R2115 RC4 VPB 14
13
S2 RC5 CDAC
22
12 SCLA VD7
11
S3 SDAA C12 C13 DA3
VD10
6 PBN VCC 8S4 3 out in 27 OSC2 20GND GND
1
R10 A6VD4
R14
R20 VD8
Т1
VD11
C19
A5 DD4.1 DD4.2
+5 В
1 & 5 &
3 4
2 6 R18
+5 В
ZQ3 C11
R12 R13 R15 +
7 C15
3 +
6 +2,5 В ZQ2DA1
A4 2 4- +
C8 C9 R19
C14 C17
v R1 A7
C4 C5
v R2
С7 VT2
R8 C18
v R3 DD4.3 VS1 М1
12 &
10 C10
13 VD5 R23
VD1
v R4 +5 В DD4.4
& С68 VD6 R22 VD9R6 7 119
+ 3
v R5 DA2 6
4 +2,5 В
- 2
VD2
R11
 
Рисунок 9.2 - Електрична принципова схема електронного пристрою 
контролю процесу балансування котушки розмотуючого верстата 
 
Прилад побудований на сигнальному процесорі PIC14000 фірми Microchip. 
При використанні зовнішнього плівкового конденсатора C12 його вбудований 
8-ми канальний АЦП інтегруючого типу дозволяє вимірювати напругу в 
діапазоні 0…4 В (при живленні 5,5 В) з точністю до 16-ти розрядів. Процесор 
також містить стабілізовані джерела опорної напруги, кероване джерело струму 
заряду конденсатора C12, аналоговий компаратор, ЦАП (середньої точності), 
ланцюги зсуву вхідної напруги для вимірювання струмів і так далі.  
У даній конструкції задіяні два зовнішніх аналогових канали: для 
вимірювання вібрацій і для контролю напруги на двигуні. Решта портів 
введення/виведення - цифрові.  
Для зберігання накопичених середніх значень вібрацій (задля більш 
точного і коректного розрахунку місць коректування дисбанлансу на пропелері) 
використовується EEPROM DD3 з послідовним інтерфейсом I2C: 24C04 
(24LC08, 24LC16B) фірми Microchip або аналогічна пам'ять інших виробників 
(Atmel, Xicor, Siemens тощо).  
Як індикатор HG1 використаний алфавітно-цифровий РКІ фірми Powertip, 
що має 2 рядки по 24 символи, можливість виводу і російських і латинських 
букв, світлодіодне підсвічування, розширений температурний діапазон (-10 - 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 36 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
220В 50Гц
 
+40°С). Можливе застосування іншого РКІ-модуля, сумісного з ним, наприклад 
DataVision, Hitachi і інші.  
На картридж можна скидати середньостатистичні значення вібрації за весь 
час балансування. Інформація на ньому може зберігатися до 40 років, і за 
бажання може бути передана на комп'ютер через COM-порт.  
Прилад управляється чотирма кнопками і має 5 режимів роботи: основний 
– з індикацією поточної температури; 1 – огляд різних середніх та граничних 
значень вібрації з пам'яті; 2 – копіювання внутрішньої пам'яті на підключений 
картрідж; 3 - установка/корекція граничних значень вібрацій; 4 - очистка вмісту 
вбудованої EEPROM-пам‘яті DD2. Призначення кнопок змінюється залежно від 
поточного режиму. Повернення в основний режим відбувається автоматично 
через 30 сек при неактивності кнопок. Номер поточного режиму роботи 
відображається в лівому верхньому кутку індикатора.  
На половинці мікросхеми DD4 зібрано годинний генератор (прилад має 
вбудований годинник і календар), на іншій половинці DD4 - малопотужне 
джерело негативної напруги для живлення перетворювача сигналу 
тензодатчику.  
Картридж зібраний в корпусі стандартного роз'єму DB-25F. Така 
конструкція дозволяє підключати його і до приладу, і до комп'ютерного COM-
порту. Основу картріджа складають мікроконтролер DD1 - PIC12C508 
(Microchip) і EEPROM 24LC04 (24LC08, 24LC16B). Напівдуплексний протокол 
інтерфейсу RS-232 формується PIC-контролером програмно. Швидкість 
передачі - 9600 бод. Вибір незалежного картріджа як носія інформації 
пов'язаний з тим, що прилад і комп'ютер можуть знаходитися дистанційно - в 
різних приміщеннях. 
Імпульси напруги з мікроконтролера DD5 поступатимуть на електрод 
симістора, що управляє, - він відкривається на початку кожного напівперіоду, і 
на навантаження поступає практично вся робоча напруга. Частота проходження 
імпульсів перевищує частоту мережі, тому симістор стійко працює з 
навантаженням у вигляді електродвигуна постійного струму.  
Оскільки для нормальної роботи симістора на його керуючий електрод 
треба подавати імпульси негативної полярності, схема включення 
одноперехідного транзистора декілька відрізняється від традиційної – 
управляючий електрод симістора підключений до емітерного ланцюга 
транзистора.  
Блок живлення дозволяє отримувати вихідну стабілізовану напругу + 5В з 
вторинної обмотки трансформатора.   
У пристрої допустимо застосувати: конденсатори типу К50-6, КМ; змінні 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 37 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
резистори – СП3 з характеристикою А (лінійна); постійні - ОМЛТ. 
Одноперехідний транзистор - КТ117А-КТ117Г; діоди - будь-які випрямні з 
допустимою зворотною напругою не менше 300 В. Транзистор КТ3107В 
замінимий КТ208(Ж-М), КТ209(Ж-М), КТ3107(А, Б). Світлодіод можна 
застосувати будь-якого типу. Симістор - КУ208В, КУ208Г встановити на 
радіатор відповідних розмірів.  
У джерелі живлення застосуємо будь-який трансформатор з напругою на 
вторинній обмотці від 5 до 10 В.  
Більшість деталей розміщена на друкованій платі з одностороннього 
фольгованого склотекстоліту.  
Налагодження таймера зводиться до підбору резистором R18 такого опору, 
щоб напруга на конденсаторі С11 була на третину більше, ніж на катоді діоду 
VD8. Якщо опір стане більше 1 кОм, доведеться збільшити ємність 
конденсатора С11, а також застосувати ОП з меншими вхідними струмами.   
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 38 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
10 ТЕХНІКО ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП 
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА 
 
Розрахунок економічного ефекту від впровадження пристрою контролю 
процесу балансування котушки розмотуючого верстата 
 
З метою впровадження новітніх енергозберігаючих заходів в 
технологічний процес балансування котушки намотувального верстата в цеху 
силових пластичних теплообмінників на нашому заводі будемо 
використовувати електронний пристрій контролю процесу балансування 
котушки розмотуючого верстата, що дозволяє зменшити загальний час 
виготовлення партії виробів за одну зміну на 10%. Таким чином, за умов не 
змінення виготовлення кількості теплообмінників за одну робочу зміну, можна 
вважати, що використання даного пристрою контролю дозволяє зменшити 
коефіцієнт завантаженості балансувальних автоматів на 10%, тобто 
ΔКВ = К .В 0,1 = 0,7.0,1 = 0,07. Номінальна потужність випрямляча Р = 34,7 кВт; 
при cos φ = 0,88 (tg  = 0,54). Модифікація установки розроблюваним 
пристроєм є сучасною та компактною, а саме технологічне обладнання на 
якому впроваджується даний пристрій стає більш ефективним та керованим, не 
містить додаткового механічного оснащення і не потребує спеціально 
створених умов навколишнього середовища. 
Визначаємо основні електричні характеристики електрообладнання. 
Реактивна та повна спожита потужність обладнання: 
 
Q  P  tg ; 
Q  34,7 0,54 18,74  квар; 
S  P2  Q2 ; 
S  34,72 18,742  39,44  кВА. 
 
Розглянувши попередні розрахунки ми можемо зробити висновок, що 
впровадження в технологічний процес пристрою контролю процесу 
балансування котушки розмотуюючого верстата, дозволить зменшити 
потужність живлячого (цехового) трансформатора, а також призведе до 
значного зниження ударних струмів, що виникають при комутаційних 
переключеннях. 
Для приблизного розрахунку економічного ефекту від впровадження 
новітніх енергозберігаючих заходів та технологій скористаємося порівняльною 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 39 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата 
 
характеристикою, щодо спожитої електроенергії за рік, при роботі 
технологічного обладнання в одну зміну при 8-годинному робочому дні п‘ять 
днів на тиждень, тобто 2112 годин на рік: 
 
C  n  Kв Cел  t S , 
 
де  n – кількість випрямлячів в цеху; n = 3; 
ΔКВ – зменшення коефіцієнту завантаженості технологічного обладнання 
за рахунок використання електронного пристрою контролю процесу 
балансування; ΔКВ = 0,07; 
Сел – вартість однієї кіловат-години; Сел = 2,45 грн; 
S – споживана потужність технологічним електрообладнанням;  
S = 39,44 кВА;  
t – кількість робочих годин на рік, t = 2112 годин. 
 
C  3 0,07  2,45  2112 39,44  42856,5  грн. за рік. 
 
Отже, можна зробити висновок про те, що впровадження пристрою 
контролю процесу балансування котушки розмотуючого верстата в 
технологічний процес виготовлення пластинчастих теплообмінників на заводі є 
технічно і економічно вигідним і має економічний ефект: С = 42856,5 грн. за 
рік. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк 
ЧДТУ А1 19036 58/01 ПЗ 1 40 
Зм   Арк. № докум. Підпис Дата
ChSTU repository

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