Електропостачання заводу бурового та гідрологічного обладнання

Цюман, Сергій Андрійович
Please use this identifier to cite or link to this item: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5713
Full metadata record
DC Field	Value	Language
dc.contributor.advisor	Самойлик, Олександр Васильович	-
dc.contributor.author	Цюман, Сергій Андрійович	-
dc.date.accessioned	2025-06-24T17:21:55Z	-
dc.date.available	2025-06-24T17:21:55Z	-
dc.date.issued	2025-06	-
dc.identifier.uri	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5713	-
dc.description.abstract	У даній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проєктування електропостачання заводу бурового та гідрологічного обладнання. Проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. Кваліфікаційна робота бакалавра виконана у відповідності до вимог методичних рекомендацій з використанням сучасної довідкової літератури, всі розрахунки та креслення електричної частини відповідають вимогам ДСТУ та ЄСКД.	uk_UA
dc.language.iso	uk	uk_UA
dc.subject	електропостачання	uk_UA
dc.subject	розрахунок електричних навантажень	uk_UA
dc.subject	компенсація реактивної потужності	uk_UA
dc.subject	релейний захист та автоматика	uk_UA
dc.title	Електропостачання заводу бурового та гідрологічного обладнання	uk_UA
dc.type	Bachelor Thesis	uk_UA
Appears in Collections:	141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання)
Files in This Item:
File	Description	Size	Format
ЕСЕ_12_Цюман_Самойлик.pdf Restricted Access		3.93 MB	Adobe PDF	View/Open Request a copy
Show simple item record
Extracted text
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ  
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ…………………………………... 55 
 4.1 Вибір трансформаторів ГПП …………………………… 55 
 4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з  
врахуванням компенсації реактивної потужності…….. 58 
 4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві…. 61 
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО  
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ……………...…. 70 
 5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції  
внутрішньозаводської мережі………………………...…. 70 
 5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж……………… 72 
6 6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ   
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В……………………………………... 76 
 6.1 Вихідні дані для розрахунків…………………………… 76 
 6.2 Розрахунок струмів  трифазного короткого замикання  
в характерних точках…………………………………….. 81 
 6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання  
в мережі 110 кВ………………………………………….. 86 
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ  
ГПП. ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ ПЕРЕВІРКА  
КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ…………………………………………..….. 91 
 7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП……. 91 
 7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН……………..….. 92 
 7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН…………  94 
 7.4 Вибір трансформаторів струму………………………… 95 
 7.5 Вибір трансформаторів напруги……………………….. 97 
 7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість……………….. 98 
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ   
ЦЕХУ……………………………………………………………… 100 
 8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання  
цеху………………………………………………………. 100 
 8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних  
систем…………………………………………………….. 101 
  8.2.1  Загальні відомості………………………………... 101 
  8.2.2 Розрахунок освітленості…………………………. 101 
  8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок... 105 
 Арк. 
ЧДТУ   А1   21019  63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    4   
      
 
 8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам  
нагріву…………………………………………………… 111 
  8.3.1  Особливості розрахунку цехових електричних  
мереж……………………………………………… 112 
  8.3.2  Розрахунок електричної мережі напругою до  
1 кВ за умовами нагріву та захисту…………. 113 
  8.3.3  Розрахунок електричної мережі за втратами  
напруги …………………………………………… 115 
  8.3.4  Вибір низьковольтних комплектних установок  
НКУ……………………………………………….. 118 
 8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до  
1000 В……………………………………………………... 120 
  8.4.1  Розрахунок начального значення періодичної  
складової струму трифазного КЗ………………... 122 
  8.4.2  Розрахунок струму однофазного КЗ……….……. 130 
 8.5 Захист цехових електричних мереж……………………. 130 
  8.5.1  Вибір апаратів захисту…………………………… 130 
  8.5.2  Перевірка мережі на захищеність……………….. 133 
 8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової  
трансформаторної підстанції…………………………… 133 
 8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки  
трансформаторної підстанції…………………………… 134 
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Лінійна арматура СІП……… 141 
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП  
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА………………………….. 155 
11 ОХОРОНА ПРАЦІ……………………………………………….. 163 
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ……………………………….. 173 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Арк. 
ЧДТУ   А1   21019  63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    5   
      
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ 
 
Системою електропостачання називають сукупність взаємопов'язаних 
електроустановок, призначених для забезпечення споживачів електричною 
енергією. 
Раціонально виконана сучасна система електропостачання 
промислового підприємства повинна задовольняти технічним і економічним 
вимогам [1, 2, 3], а саме: 
• надійність електропостачання; 
• якість електроенергії, що задовольняє вимогам діючім державним 
стандартам; 
• економічність; 
• можливість частих перебудов технології виробництва і розвитку 
підприємства; 
• забезпечення безпеки робіт як для електротехнічного персоналу, так і 
не електротехнічного; 
• відсутність шкідливого впливу на навколишнє середовище. 
Ці вимоги повинні забезпечуються при проектуванні і експлуатації 
системи електропостачання промислового підприємства СЕП ПП [4]. 
 
1.1 Характеристика об’єкта проектування 
 
Забезпечення споживачів електричною енергією здійснюється через 
систему електропостачання, яка далі здійснює передачу та розподілення 
електричної енергії по всім електроприймачам, забезпечує необхідну 
потужність в години максимальних навантажень, задану (нормовану) 
надійність електропостачання, нормовані межі зміни показників якості 
електричної енергії, має задовольняти умовам безпечної експлуатації, 
економічності та мати надійне керування [4]. 
Система електропостачання промислового підприємства складається з 
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції, 
розподільчих пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у 
цехах. Призначена система для забезпечення вимог виробництва в передачі 
електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у відповідній 
кількості та якості.  
Як відомо [5,6], 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 
 Арк. 
ЧДТУ   А1   21019  63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    6   
      
побудови раціональної СЕП вносять загальні вимоги до системи 
електропостачання, основні з яких приведемо нижче.  
Проектування системи електропостачання промислових підприємств 
слід проводити згідно з [1, 4, 9] та інших нормативних документів. 
Основними чинниками при проектуванні мають бути характеристики 
джерел живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги 
до безперебійності електропостачання з урахуванням можливості 
забезпечення резервування в технологічної частині проекту, вимоги 
електробезпеки. 
Схеми електропостачання промислових підприємств мають бути 
розробляться з урахуванням наступних основних принципів [4, 9]: 
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до 
споживачів електричної енергії. 
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на кожної 
напрузі має бути мінімально можливим. 
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по 
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у 
обґрунтованих випадках. 
г) Схеми електропостачання і електричних з’єднань підстанцій мають 
бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і резервування 
було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання та провідників.  
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному 
принципу з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення 
електроприймачів паралельних технологічних ліній слід здійснювати від 
різних секцій шин підстанцій, взаємозв’язані технологічні агрегати повинні 
живитися від однієї секції шин.  
Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися при будь-
яких перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних потоків. 
е) При побудові схеми електропостачання підприємства, 
електроприймачі якого вимагають резервування живлення, повинно 
проводитися секціонування шин у всіх ланцюгах системи розподілу 
електричної енергії, включаючи шини низької напруги цехових 
двохтрансформаторних підстанцій. 
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися 
під навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має 
бути обґрунтовано.  
ж) Потрібно застосовувати (вживати) , як правило, роздільну роботу 
ліній, трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена 
паралельна робота елементів електропостачання. 
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 
 Арк. 
ЧДТУ   А1   21019  63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    7   
      
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 [4].  
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 [4, 9].  
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання 
повинні відповідати ПУЕ. При цьому не слід допускати необґрунтованого 
віднесення ЕП до більш високої категорії, а саме [4, 9]: 
– ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що 
виконують допоміжні технологічні операції, частину обладнання 
інженерного забезпечення будівлі, слід відносити до ІІІ категорії. Віднесення 
вказаних електроприймачів до ІІ категорії приводе до необґрунтованого 
завищення не тільки потужності встановлених трансформаторів, але і вимог 
до резервування живлення споживачів. 
До ІІ категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше 
обладнання, без якого неможливе продовження роботи основного 
виробництва на час після аварійного режиму. 
– електроприймачі, відключення яких приводе до масового 
недовідпуску продукції , нерідко відносять не до ІІ категорії, а до І категорії, 
що мотивується тім, що наносяться "значні збитки народному господарству”. 
Зазначимо, що поняття “значні збитки народному господарству” слід 
відносити до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного 
підприємства.  
Поняття “категорія електроприймача по надійності електропостачання” 
не слід відносити до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць, 
корпусів і т. п. Це поняття правомірно тільки по відношенню до 
індивідуального ЕП. Для споживача характерно лише поєднання в різних 
пропорціях електроприймачів категорій І, ІІ та ІІІ [1].  
Структура підприємства приведена на генплану (лист №1) і включає як 
цеха основного виробництва, так і допоміжні приміщення та підрозділи. 
При проектуванні системи електропостачання було враховано рельєф 
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної 
енергії окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на 
підприємстві, характеристику оточуючого середовища. Головна понижуюча 
підстанція (ГПП) підприємства розташована з врахуванням місця 
 Арк. 
ЧДТУ   А1   21019  63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    8   
      
знаходження теоретичного центру електричного навантаження. При цьому 
було враховано домінуючий напрямок вітру.  
Основним високовольтним обладнанням заводу є   цехові 
трансформаторні підстанції.  
Завод має споживачів І, ІІ та ІІІ категорії. 
Проектування електропостачання цехів неможливе без урахування 
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони 
розташовуються. При цьому ми повинні виконувати всі вимоги ПУЕ у цієї 
частини  [4, 9]. 
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми 
проектуємо, розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми). 
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься кран 
козловий. Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих 
нормальних, тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не 
перевищує 60 % та відсутні умови, наведені у п. 1.1.10 – 1.1.12 ПУЕ. 
 
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху  засобів 
механізації 
 
Силові електроприймачі цеху живляться трифазним змінним струмом 
промислової частоти 50 Гц номінальною напругою 380 В. Однофазне 
обладнання складається з 7 установок, що включені на фазну (220 В) або 
лінійну напругу (380 В). Вищих гармоніки при функціонуванні обладнання 
не виникає. Встановлена потужність та інші характеристики приведено у 
таблиці 1.1. 
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху 
№ 
поз. Кількість, Встановлена 
на Найменування електроприймачів cosϕ  
шт. потужність, 
плані кВт 
1 2 3 4 5 
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В 
1 Прес двоударний 3 21,8 0,88 
2 Фасонно-відрізний верстат 10 6,0 0,78 
3 Трубовідрізний  верстат 3 46,4 0,84 
4 Прес-ножиці 3 32,4 0,80 
5 Гільотина 3 85,8 0,81 
6 Трубозгинальний верстат 3 23,2 0,84 
7 Вентилятор припливний 3 11,0 0,87 
8 Вентилятор витяжний 3 3,6 0,81 
9 Тельфер 3 3,8 0,90 
10 Радіально-свердлильний верстат 9 13,2 0,88 
11 Листогиб механічний 3 62,0 0,80 
12 Відрізний ножовочний верстат 2 6,8 0,88 
13 Довбальний верстат 1 25,2 0,85 
  Σ = 49    
 Арк. 
ЧДТУ   А1   21019  63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    9   
      
 
Однофазні електроприймачі 
1 Індукційна піч ІПП -1 1 6,0 0,56 
2 Індукційна піч ІПП -2 1 4,0 0,51 
3 Індукційна піч ІПП -3 1 5,2 0,62 
4 Індукційна піч ІПП -4 1 8,5 0,65 
5 Електропіч ПЕ-1 1 5,5 0,75 
6 Електропіч ПЕ -2 1 8,2 0,8 
7 Електропіч ПЕ -3 1 7,5 0,7 
  Σ = 7    
 
В цеху на рівні технологічних зв’язків здійснюється відповідне 
резервування. 
Основне обладнання цеху відноситься до ІІ категорії. Як відомо [1], до 
ІІ категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання, без 
якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час після 
аварійного режиму. 
Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних 
особливостей виробничих процесів.  
Групи верстатів утворюють окремі відділення, електропостачання яких 
доцільно виконувати від власних розподільчих пунктів. 
План цеху та розташування обладнання приведено на листі 5графічної 
частини, а також на рисунку 1.1. 
Особливостями розташування обладнання у приміщенні цеху є такі, що 
потребують практично рівномірну освітленість приміщення. 
В цеху установлено тельфер, який забезпечує потреби виробничого 
процесу. 
Проектом передбачається: загальне робоче освітлення 380/220 В; 
аварійне освітлення 220 В. 
Розміри цеху, електропостачання якого розглядається окремо, 
складають A×B×H = 48×62×10 . В своєму складі цех має 3 тельфера.   
Групи верстатів утворюють окремі відділення, електропостачання яких 
доцільно виконувати від власних розподільчих пунктів. За класифікація 
приміщень згідно з ПУЕ [1], приміщення цеху відноситься до нормальних, 
тобто – це сухе приміщення з опаленням, безпечне щодо корозії, пожежі та 
вибуху. 
 
 
 
 
 Арк. 
ЧДТУ   А1   21019  63/03-03   ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    10  
  
      
        
 
Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання 
 Арк. 
ЧДТУ   А1   21019  63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    11   
      
 
1.3  Характеристика цехів об’єкту, 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 [1]. 
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми 
проектуємо, розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми). 
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься кран 
козловий. Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих 
нормальних, тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не 
перевищує 60 % та відсутні умови, наведені у п. 1.1.10 – 1.1.12 ПУЕ. 
Запилені приміщення, як зі струмопровідним пилом, так і приміщення з 
неструмопровідним пилом, відсутні. 
 
1.4 Характеристика джерела живлення 
 
Живлення даного підприємства може здійснюватися від районної 
підстанції (РПС) енергосистеми 110 та 220 кВ). 
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є: 
– обрана номінальна напруга енергосистеми UC =110 кВ; 
– потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ =1600 МВ ⋅А ; 
– довжина повітряної лінії lПЛ = 45 км . 
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на 
границі балансової приналежності Qек = 1720 квар в часи її максимуму 
навантаження. 
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах 
110 кВ ± 5 %, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню. 
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно 
договору про споживання електроенергії, який укладається з усіма 
підприємствами промислового району і енергопостачальною організацією.  
 
 
 
 
 
 
 
 Арк. 
ЧДТУ   А1   21019  63/03-03   ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    12  
  
      
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ 
 
На стадії складання завдання на проектування визначається 
результуюче електричне навантаження підприємства для вирішення питань 
приєднання його до мереж енергосистеми.  
На цьому етапі вихідні дані щодо номінальних потужностей окремих 
електроприймачів, як правило, відсутні. В цьому випадку очікуване 
електричне навантаження приймається за фактичним електроспоживанням 
підприємства-аналогу або розраховується за достовірним значенням 
коефіцієнта попиту за наявності даних про сумарну встановлену потужність 
електроприймачів. Точність визначення очікуваного електричного 
навантаження залежить значною мірою від повноти наявної статистичної 
інформації з електроспоживання діючих промислових підприємств різного 
призначення. 
Значення електричних навантажень використовують як вихідні дані для 
розв'язання всіх основних задач при розрахунку систем електропостачання. 
Ці значення суттєво впливають на техніко-економічні показники елек-
тричних станцій та мереж. Тому визначення електричних навантажень є од-
ним з основних завдань проектування та експлуатації елктроенергосистем 
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часу [10] 
 
І =  const =  Іроз . 
 
При змінному навантаженні, коли його графік має випадкових 
характер, використовується співвідношення 
 
1 t+Θ
IΘ(t) =  
Θ ∫ I(t) ⋅dt , 
t
 
де Θ  – тривалість інтервалу осереднення (Θ ≤ t ≤ T -  Θ ), що приймається 
для графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної Θ =  3⋅T0  (у 
решті випадків – Θ< 3⋅T0 ); 
T  – інтервал реалізації випадкового процесу; 
T0  – постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої 
температури (за час, рівний 3⋅T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого 
рівня). 
Умовно приймають T0 =10  хв., Θ =  30 хв. незалежно від перетину 
провідника, відкіля і витікає поняття «півгодинний максимум» [1].  
З приведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий 
струм» Іроз  – це такий струм, що приводе до такого ж максимального 
нагріву провідника або визиває такий же тепловий знос, що й початкове 
змінне навантаження I(t) .  
Значення Іроз  звичайно визначають з виразу [1]  
 Арк. 
ЧДТУ   А1   21019  63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    13   
      
 
Ppоз = 3 ⋅Uном ⋅ Ipоз ⋅cosϕ .                                  (2.1) 
 
В якості розрахункового навантаження приймають середнє 
навантаження PΘ  по активної потужності за час Θ  
 
P 1 t+Θ
Θ = ∫ P(t)dt . 
Θ t
 
Активне розрахункове навантаження Ppоз  аналогічне поняттю 
«розрахунковий максимум» Pmax  або «максимального навантаження» 
Imax = Iроз , тобто найбільшому значенню струму зі середніх у 30-хвилиних 
інтервалах осереднення.  
 
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових 
електроприймачів 
 
Кількість і вид приймального пункту (пункт прийому електричної 
енергії від мережі енергосистеми) визначаються залежно від значення та 
територіального розташування електричного навантаження підприємства, 
вимог надійності електропостачання, черговості будівництва підприємства, 
умов підключення до мережі енергосистеми [1].  
Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно 
проводити згідно методики [6, 7]. 
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку 
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких 
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, так як 
розрахунки на кожної із них мають свою специфіку.  
На підприємствах середньої та великої потужності таких рівній 
нараховують шість (рисунок 2.1). 
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина 
розрахункової потужності ( Ppоз, цеху ) як окремих цехів, так і підприємства 
( Ppоз, підпр ) у цілому. Розрахункова потужність Ppоз  – це така потужність, при 
якій термін службі елементів системи електропостачання дорівнює 
розрахунковому. Величина Ppоз  відноситься до сукупності вихідних даних на 
проектування системи електропостачання [6, 7]. 
У розрахунках використовуються слідуючи позначення та 
співвідношення: 
– номінальна потужність, Рном ; 
– паспортна потужність, Рпасп ; 
– установлена потужність Ру . 
 Арк. 
ЧДТУ   А1   21019  63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    14   
      
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп 
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для 
окремого електроприймача установлена потужність дорівнює [6, 7]: 
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі: 
 
pу = pном = pпасп ; 
 
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному 
режимі: 
pу = pном = pпасп ⋅ ТВ , 
 
де ТВ  – тривалість включення у долях одиниці (задається у паспорті, як 
правило, у відсотках).  
 
  
 
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання 
 
 Арк. 
ЧДТУ   А1   21019  63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    15   
      
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебрична 
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у 
групу ЕП [14] 
n
Рном =∑рном ,                                             (2.2) 
1
 
де n  – кількість електроприймачів у групі. 
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебрична сума 
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу 
 
n n
Qном =∑qном =∑рном ⋅ tgϕ ,                             (2.3) 
1 1
 
де tgϕ  – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної 
потужності. 
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається 
розрахунковою величиною Кв ⋅Рном , що відповідає значенню Кр , за 
співвідношенням: 
Рроз = Кp ⋅Кв ⋅Рном ,                                       (2.4) 
 
де Кр = f (Kв, nе, Ta )  – коефіцієнт розрахункової потужності, який залежить 
від коефіцієнту використання Кв  та ефективної кількості електроприймачів 
nе  та сталою часу нагріву мережі, для якої розраховують електричні 
навантаження.  
Згідно [5] прийняти наступні сталі часу нагріву: 
– Ta =10  хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі 
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр  для таких мереж приймають за 
номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1; 
– Ta = 2,05  год – для магістральних шинопроводів і цехових 
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр  приймають згідно 
таблиці 2.2; 
– Ta ≥ 30  хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові 
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова 
потужність для цих елементів визначається за умовою Кр =1. 
Відмітимо, що добуток Кв ⋅Рном  є проміжною допоміжною 
розрахунковою величиною, але не середнім значенням очікуваного 
навантаження, як це вважалося раніше. 
 Арк. 
ЧДТУ   А1   21019  63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    16   
      
У загальному випадку величину ефективної кількості 
електроприймачів nе  визначають за співвідношенням: 
 
2
 n 
∑Pном 
n =  1 
е n . 
∑n ⋅р2
ном
1
 
Реально для типових електроприймачів, що встановлено нашому цеху,  
величину nе  можна визначати з необхідною точністю за спрощеним 
співвідношенням: 
 
2 p
nе =
∑ ном .                                                 (2.5) 
pном max
 
Якщо знайдене за співвідношенням (2.5) число ne  буде більше за n  ( n  
– дійсне число ЕП), тоді слід прийняти n = nе . Якщо рном max / pном min ≤ 3 , 
де pном min  – номінальна потужність найменшого електроприймача групи, 
тоді також приймаємо ne = n . 
Значення коефіцієнту використання кв  по кожному окремому 
електроприймачу визначаємо по довідковими даними. 
Груповий коефіцієнт використання Кв  електроприймачів з різними ne  
знаходимо за формулою 
 
n
∑кв і ⋅рном і
К 1
в = n .                                     (2.6) 
∑рном і
1
 Арк. 
ЧДТУ   А1   21019  63/03-03   ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    17  
  
      
 
 
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження Кр  
для різних Кв  в залежності від nе  
 
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр  
для різних Кв  в залежності від nе  для живлячих мереж напругою до 
1000 В 
n  Коефіцієнт використання Кв  
е 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 1,0 
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0 
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0 
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0 
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0 
6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0 
7 2,49 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,0 1,0 
8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,0 1,0 
9 2,27 1,71 1,43 1,16 1,09 1,07 1,01 1,0 1,0 
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0 
11 2,11 1,61 1,35 1,1 1,06 1,04 1,0 1,0 1,0 
12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,05 1,03 1,0 1,0 1,0 
13 1,99 1,52 1,29 1,06 1,04 1,01 1,0 1,0 1,0 
14 1,94 1,49 1,27 1,05 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 
15 1,89 1,46 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
 Арк. 
ЧДТУ   А1   21019  63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    18   
      
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 шино проводів 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   21019  63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    19   
      
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому 
(середньовиважений коефіцієнт) дорівнює [6, 7] 
 
п
∑Кв, і ⋅Рном і
К 1
в, цеху = п .                               (2.7) 
∑Рном і
1
 
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) для визначення розрахункової 
активної потужності прийме вид 
 
п
Рроз цеху = Кр ⋅ Кв, цеху ⋅Рном = Кр ⋅∑Кв, i ⋅Рном і .               (2.8) 
1
 
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховується за 
співвідношенням 
 
Qроз цеху = Кр ⋅∑Кв,і ⋅Рном,і ⋅ tgϕі .                            (2.9) 
і
 
 
До розрахункової активної та реактивної потужності силових 
електроприймачів напругої до 1 кВ повинні бути добавлено освітлювальне 
навантаження Pроз. оc , Qроз. оc . 
Повна розрахункова потужність Sроз  силових електроприймачів 
напругої до 1 кВ визначається формулою [6, 7] 
 
2 2
Sроз цеху = (Рроз цеху ) + (Qроз цеху ) .                              (2.10) 
 
Використовуючи вихідні дані таблиці 2.3, співвідношення (2.1) – (2.9) та 
графік (рисунок 2.2 ), таблиці 2.1 і 2.2, розраховуємо величину 
розрахункового активної та реактивної потужності цеха.  
Результати розрахунків заносимо у відповідні графи таблиці 2.3 
розрахунків електричних навантажень, виконаної по формі Ф636–92 [5]. 
Враховуючи велику кількість електроприймачів, розрахунок 
проводимо за допомогою електронних таблиць Excel. 
Розрахунок електричного навантаження електроприймачів (ЕП) 
напругою до 1000 В проводимо для кожного вузла живлення. 
Дані для розрахунку (графи 1–6) заносяться на основі вихідних даних 
(графи 1–4) та довідковими даними (графи 5, 6). 
 Арк. 
ЧДТУ   А1   21019  63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    20   
      
При цьому: 
– усі ЕП групуються за характерними категоріями з однаковими Кв  і 
tgϕ . У кожної строчці вказуються ЕП однакової потужності; 
– резервні електроприймачі при підрахунках розрахункової потужності 
не враховуються. У графах 2 і 4 вказуються тільки працюючи ЕП; 
– для приводів з багатьма двигунами враховують усі одночасно 
працюючи двигуни; 
– при включенні однофазного ЕП на фазну напругу він враховується у 
графі 2, як еквівалентний трифазний ЕП номінальною потужністю 
 
рном = 3⋅рном о ; qном = 3⋅qном о , 
 
де рном о , qном о  – активна і реактивна потужності однофазного ЕП; 
– при включенні однофазного ЕП на лінійну напругу він враховується 
як еквівалентний ЕП номінальною потужністю  
 
рном = 3 ⋅рном о ; qном = 3 ⋅qном о ; 
 
– при наявності групи однофазних ЕП, які розподілені по фазах з 
нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності 
трифазних й однофазних ЕП у групі, вони можуть бути представлені у 
розрахунках як еквівалентна група трифазних ЕП з той ж сумарною 
номінальною потужністю. У випадку перебільшення вказаної 
нерівномірності номінальна потужність еквівалентної групи приймається 
рівною потрійному значенню потужності найбільш завантаженої фази [6, 7] 
 
 
 
 Арк. 
ЧДТУ   А1   21019  63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    21   
      
 
Визначаємо номінальну групову потужність першої групи 
єлектроприймачів  (трубозгинальний верстат) Рном,1 . При цьому, так як 
електроприймачі згруповані таким чином, що мають однакову величину 
коефіцієнта використання Кв  та номінальну потужність, групова 
установлена (номінальна) активна потужність дорівнює [6, 7] 
 
n
Рном =∑pном . 
1
 
Рном1 =  3⋅23,2 =  69,6  кВт. 
 
 
Визначаємо розрахункову величину Кв ⋅Рном,1  для цієї ж групи, 
використовуючи значення Кв  з таблиці 2.3 (стовпчик 5); значення додатку 
Кв ⋅Рном,1 заносимо у стовпчик 8 таблиці 2.3 
 
   Кв  ⋅Рном,1= 0,8 ⋅69,6 =  55,7 кВт. 
 
Визначаємо чергову розрахункову величину таблиці 2.3 та заносимо 
її у відповідну графу таблиці 2.3. 
 
Кв ⋅Рном,1 ⋅ tgφ = 55,7 ⋅0,65 = 36,2 квар. 
 
Проводимо аналогічні розрахунки для інших сформованих груп 
електроприймачів та заносимо результати розрахунків у таблицю 2.3 
додатку А. 
У графах 8 та 9 у підсумкової строки записуємо сумарні значення 
величин Кв ⋅Рном,  та Кв ⋅Рном, ⋅ tgφ , а саме: ∑Кв ⋅Рном  та 
∑Кв ⋅Рном ⋅ tgφ . 
Визначаємо величину ефективної кількості електроприймачів nе  за 
спрощеним співвідношенням (2.5): 
 
n 2 ⋅1087,6
е = = 25,3. 
85,8
     
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    21   
      
     
 
Для розрахунку групового середньовиваженого коефіцієнту 
використання по цеху в цілому використовуємо формулу (2.7) 
 
К 823,2
в, цеху = = 0,75. 
1087,6
 
По графіку (рисунок 2.2) для визначених величин nе = 26  та 
Кв, цеху  = 0,76  знаходимо коефіцієнт розрахункової потужності Кр, цеху  
який дорівнює 
Кр, цеху = 1. 
 
За співвідношенням (2.8) знаходимо розрахункову активну 
потужність цеху 
 
 Рроз цеху =1,0 ⋅823,2 = 823,2кВт. 
 
Розрахункова реактивна потужність (графа 12) визначається 
наступним чином: 
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе : 
 
при nе ≤10  Qроз =1,1⋅∑Кв ⋅Рном ⋅ tgϕ ; 
 
при nе >10  Qроз =∑Кв ⋅Рном ⋅ tgϕ . 
 
Так, як величина ефективної кількості електроприймвчів nе ≥10 , 
реактивна потужність силових електроприймачів напругою до 1 кВ по 
цеху визначається співвідношенням (2.9), тобто являє собою число 
підсумкової строки графи 9: 
 
Qроз цеху = 555,7 квар. 
 
Повну розрахункова потужність Sроз  силових електроприймачів 
напругою до 1 кВ по цеху визначається формулою (2.10) 
 
Sроз = (823,2)2 + (555,7)2 = 993,2  кВ∙А. 
 
Таким чином, нами виконано розрахунок повної потужності силових 
електроприймачів напругою до 1 кВ цеху.  
 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    22   
      
     
 
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних 
навантажень від однофазних електроприймачів 
 
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних цілей 
точністю умовна трифазна номінальна потужність Рном у  (кВт) 
визначається наступним чином [6, 14]:  
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулою 
 
Рном, у = 3⋅Рном.max ф   або  Рном, у = 3⋅Sпасп ⋅ ТВ ⋅cosϕпасп , 
 
де Рном. max ф  – номінальна потужність максимально навантаженої фази, 
кВт; 
Sпасп  – паспортна потужність, кВ ⋅А ,  
ТВ  – відносна тривалість включення в долях одиниці; 
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна 
трифазна номінальна потужність Рном у  при кількості електроприймачів 
від одного до трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі 
трифазної системи, визначаються за формулами: 
• при одному електроприймачу  
 
Рном, у = 3 ⋅Рном. ; 
 
• при двох або трьох електроприймачах  
 
Рном, у = 3⋅Рном.max ф .                                       (2.11) 
 
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв  і cosϕ  
більш трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони 
розподіляються по фазах по можливості рівномірно, то визначаються 
середні навантаження за найбільш завантажену зміну по кожної фазі.  
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається 
складанням середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і 
однофазних навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним 
зведенням останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги з 
використанням таблиці.  
Наприклад, для фази а маємо 
 
PΣ(a) =  Кв ⋅Раb ⋅ρ(аb)а  +  Кв ⋅Рac ⋅ρ(аc)а  +  К′в ⋅Рао ;                 (2.12) 
 
QΣ(a) =  Кв ⋅Раb ⋅q(аb)а  +  Кв ⋅Раc ⋅q(аc)а  +  К′в ⋅Qао ,               (2.13) 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    25   
      
     
 
де Pab, Pac  – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно 
між фазами аb і ас;  
Pao ,  Qao  – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним 
та нульовим проводами); 
ρ(аb)а ,  ρ(ас)а ,  q(аb)а ,  q(ас)а  – коефіцієнти зведення навантажень(таблиця 
2.4), що включені на лінійну напругу до фази а; 
Кв,  К′в  – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму 
роботи. 
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз b 
і с, знаходиться найбільш завантажена фаза по активної потужності, 
наприклад фаза с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від 
однофазних електроприймачів. 
 
РΣ  =  3⋅РΣ(с)  і QΣ  =  3⋅QΣ(c) . 
 
Таблиця 2.4 – Коефіцієнти зведення навантажень 
Коефіцієнти Коефіцієнт потужності навантаження 
зведення 0,3 0,4 0,5 0,6 0,65 0,7 0,8 0,9 1,0 
ρ(аb)а, ,ρ(bс)b ,ρ(са)с  1,4 1,17 1,0 0,89 0,84 0,8 0,72 0,64 0,5 
ρ(аb)b, ,  ρ(bс)с ,  ρ(са)а  –0,4 –0,17 0 0,11 0,16 0,2 0,28 0,36 0,5 
q(аb)а, ,  q(bс)b ,  q(са)с  1,26 0,86 0,58 0,38 0,3 0,22 0,09 – –
0,05 0,29 
q(аb)b, , q(bс)с , q(са)а  2,45 1,44 1,16 0,96 0,88 0,8 0,67 0,53 0,29 
 
Однофазними електроприймачами в цеху є наступні установки:  
– індукційна піч ІПП-1; 
– індукційна піч ІПП-2; 
– індукційна піч ІПП-3; 
– індукційна піч ІПП-4; 
– електропіч ПЕ-1; 
– електропіч ПЕ -2; 
– електропіч ПЕ -3. 
Розрахуємо умовну трифазну номінальну потужність Pу  для групи 
однофазних електроприймачів, потужність яких приведена до ТВ =100 % , 
що підключені  наступним чином:  
 
UAB – а) ІПП-1: р1.ab = 6 кВт ;  Кв = 0,42 ; cosϕ = 0,56 , 
 
б) ІПП-2: р2.ab = 4 кВт ; Кв = 0,5 ; cosϕ = 0,51; 
 
UAC  – ІПП-3: рac = 5,2 кВт ; Кв = 0,38; cosϕ = 0,62 ; 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    26   
      
     
 
 
UBC  – ІПП-4 рbc = 8,5 кВт ; Кв = 0,42 ; cosϕ = 0,65; 
 
Uф.А  – ПЕ -1: рa,0 = 5,5 кВт ; К′в,a0 = 0,4 ; cosϕ = 0,6 ; tgϕ = 0,75 ; 
 
Uф.B  – ПЕ -2: рb,0 = 8,2 кВт ; К′в,b0 = 0,45 ; cosϕ = 0,8; tgϕ =1,37 ; 
 
Uф.C  – ПЕ -3: рc,0 = 7,5 кВт ; К′в,c0 = 0,4 ; cosϕ = 0,57 ; tgϕ = 0,7 . 
Визначаємо загальне середнє навантаження окремих фаз (А, В, С) 
згідно співвідношень (2.12, 2.13), які записано для більш загального 
випадку: 
PΣ(a) =  ΣКв,i ⋅Раb,i ⋅ρ(аb)а,i  +  ΣКв,i ⋅Рac,i ⋅ρ(аc)а,i  +  ΣК′в,i ⋅Рао,i  
 
PΣ(b) =  ΣКв,i ⋅Раb,i ⋅ρ(аb)b,i  +  ΣКв,i ⋅Рbc,i ⋅ρ(bc)b,i  +  ΣК′в,i ⋅Рbо,i  
 
PΣ(c) =  ΣКв,i ⋅Раc,i ⋅ρ(аc)c,i  +  ΣКв,i ⋅Рbc,i ⋅ρ(bc)c,i  +  ΣК′в,i ⋅Рcо,i  
 
QΣ(a) =  ΣКв,i ⋅Раb,i ⋅q(аb)а,i  +  ΣКв,i ⋅Раc,i ⋅q(аc)а,i  +  ΣК′в,i ⋅Qао,i  
 
QΣ(b) =  ΣКв,i ⋅Раb,i ⋅q(аb)b,i  +  ΣКв,i ⋅Рbc,i ⋅q(bc)b,i  +  ΣК′в,i ⋅Qbо,i  
 
QΣ(c) =  ΣКв,i ⋅Раc,i ⋅q(аc)c,i  +  ΣКв,i ⋅Рbc,i ⋅q(bc)c,i  +  ΣК′в,i ⋅Qcо,i  
 
Визначимо навантаження фаз, використовуючи відповідні 
коефіцієнти зведення навантажень з таблиці 2.4. 
 
PΣ(a) = 0,42 ⋅6 ⋅0,95+ 0,5 ⋅4 ⋅1+ 0,38 ⋅5,2 ⋅0,11+ 0,4 ⋅5,5 = 6,82 кВт . 
 
PΣ(b) = 0,42 ⋅6 ⋅0,05+ 0,5 ⋅4 ⋅0+ 0,42 ⋅8,5 ⋅0,84 + 0,45 ⋅8,2 = 6,83 кВт . 
 
PΣ(c) = 0,38 ⋅5,2 ⋅0,86+ 0,42 ⋅8,5 ⋅0,16+ 0,4 ⋅7,5 = 5,27 кВт  
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    27   
      
     
 
Середнє реактивне навантаження, віднесене до фаз А,В,С дорівнює 
відповідно: 
 
QΣ(a) = 0,42 ⋅6 ⋅0,5+ 0,5 ⋅4 ⋅0,57 + 0,38 ⋅5,2 ⋅0,94 + 0,4 ⋅5,5 ⋅0,75 = 5,95 квар  
 
QΣ(b) = 0,42 ⋅6 ⋅1,05+ 0,5 ⋅4 ⋅1,15+ 0,42 ⋅8,5 ⋅0,3+ 0,45 ⋅8,2 ⋅1,37 =11,1 квар . 
 
QΣ(с) = 0,38 ⋅5,2 ⋅0,35+ 0,42 ⋅8,5 ⋅0,88+ 0,4 ⋅7,5 ⋅0,7 = 5,9 квар . 
Для найбільш навантаженої фази (Б) 
 
Q
tgϕ = Σ(b)
b , 
PΣ(b)
 
tg 11,1 (квар)
ϕ(b) = =1,63. 
6,83 (кВт)
 
Нерівномірність навантаження по фазах: 
 
p
∆p = ном.max.ф − pном.min.ф , 
pном.min.ф
 
p 6,83−5,27
∆ = ⋅100% = 29,6% . 
5,27
 
Середньовиважене значення коефіцієнту навантаження ⟨Кв(а) ⟩  для 
найбільш навантаженої фази 
 
Р
⟨К ⟩ = Σ(b)
в(b) Р , 
1.ab + P2.ab + Рbc + Р
2 b,0
 
К 6,83
⟨ в(а) ⟩ = 6 4 8,5 = 0,39 . 
+ +
+8,2
2
 
Умовна трифазна номінальна потужність Рном у  найбільш 
навантаженої фази (В) 
 
Ру = 3⋅PΣ(b) ;    Ру = 3⋅6,83 = 20,5 кВт . 
 
Qу = Pу ⋅ tgϕ(b) ;    Qу =11,1⋅1,63 =18,1 квар . 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    28   
      
     
 
Ефективну кількість однофазних електроприймачів визначаємо по 
співвідношенню: 
2 ⋅ΣP
n = (o)
e(o) , 
3⋅pmax.(o)
 
ΣP(o) = 6,82 + 6,83+ 5,27 =18,92 кВт , 
 
n 2 ⋅18,92
e(o) = ≈ 2 . 
3⋅6,83
 
За таблиці 2.1  при ne(o) = 2  та ⟨Кв(b) ⟩ = 0,39  отримаємо Кр =1,98. 
 
Рроз у = Кр ⋅ Кв(b) ⋅Ру , 
 
Рроз у =1,98 ⋅0,39 ⋅20,5 =15,8 кВт . 
 
Розрахункова реактивна потужність  визначається наступним чином: 
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від пе : 
 
при пе ≤10  Qроз =1,1⋅∑Кв ⋅Рном ⋅ tgϕ ; 
при пе >10  Qроз =∑Кв ⋅Рном ⋅ tgϕ . 
 
Qроз у =1,1⋅Кр ⋅∑⟨Кв(b) ⟩ ⋅Ру,і ⋅ tgϕі , 
і
 
Qроз у =1,1⋅1,98 ⋅0,39 ⋅20,5 ⋅1,63 = 25,8 квар . 
 
Повна умовна розрахункова потужність Sроз у  силових однофазних 
електроприймачів напругої до 1 кВ визначається формулою 
 
Sроз у = P2 2
роз у +Qроз у , 
 
Sроз у = ( 2 2
15,8 ⋅103 ) + (25,8 ⋅103 ) = 30,3 кВ ⋅А . 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    29   
      
     
 
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від 
освітлювальних систем 
 
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН 
освітлювальних установок (Рп. оc. ф )  використовуються слідуючи дані: тип 
світильника, коефіцієнт запасу кз , освітленість Еф , значення 
розрахункової висоти H, площа освітлювального приміщення S. По 
обраному типу світильника, площі освітлювального приміщення та висоті 
підвісу світильників згідно [6, 7] визначаємо питому потужність 
загального рівномірного освітлення необхідну для забезпечення 
необхідного значення норми освітленості.  
На етапі визначення величини загальної розрахункової потужності 
цеху активну потужність освітлювальних установок Pmax оc . з достатньою 
точністю визначається співвідношенням:  
 
Pmax оc = ω⋅S ,                                        (2.14) 
 
де S , – площа приміщення, м2 ; 
ω  – питома потужність освітлювальних установок, Вт / м2 . 
Максимальна реактивна потужність для газорозрядних ламп 
визначається співвідношенням: 
 
Qmax оc = Pmax оc ⋅ tgϕ0 ,                                   (2.15) 
 
де tgϕ0  – відповідно cosϕ0  для кожного типу ламп. 
Використовуючи співвідношення (2.14 і 2.15), а також довідкові 
дані з [6, 7], визначимо активну  та реактивну потужності освітлювальних 
установок 
Pmax оc = 41,8 ⋅2976 =124400Вт, 
 
 Рроз, ос =124400 ⋅0,9 =111960 Вт. 
 
Qроз, ос  =  Рроз, ос ⋅ tgφ , 
 
Qроз, ос  =   112 ⋅0,2  = 22,4 квар. 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    30   
      
     
 
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ 
цехової підстанції 
 
Сумарні активна та реактивна розрахункові потужності на шинах 
0,4 кВ визначаються за виразами 
 
Р0,4 цеху  =  Рроз, цеху +  Рроз, ос, цеху + Рроз у ; 
 
Q0,4 цеху  =  Qроз, цеху +  Qроз, ос, цеху +Qроз у . 
 
Так як однофазне навантаження має місце в окремому цеху, причому  воно 
незначне, його не враховуємо: 
 
Р0,4 цеху  = 823,2 + 112  = 935,2 кВт , 
 
Q0,4 цеху  =   555,7 + 22,4 = 578,1 квар. 
 
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової 
підстанції за виразом 
 
2 2
S ТП =  (Р0,4 цеху ) +  (Q0,4 цеху ) ,                        (2.16) 
 
S ТП = (935,2)2 +  (578,1)2 =1099,4кВА. 
 
Дані розрахунків навантаження цехової підстанції S ТП  за формулою 
(2.16) по усім цехам заносимо у таблицю 2.5. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    31   
      
     
 
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях 
системи електропостачання 
 
На вищих рівнях системи електропостачання підприємства 
розрахункове (максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання 
розрахункових навантажень окремих груп електроприймачів, що 
живляться від вузла мережі, що розглядається з урахуванням коефіцієнта 
одночасності збігання максимумів навантаження Ko  [6, 14]. 
Так як однофазне навантаження має місце в окремому цеху, причому  
воно незначне, у таблицю 2.5 дані по однофазним навантаженням не 
вносимо. 
Коефіцієнта одночасності Ko  залежить від кількості приєднань на 
шинах ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв  і 
визначається по даним [5]. 
Приблизну потужність Sпр  заводу (для нашого випадку вона 
дорівнює потужності на шина низької напруги SНН ГПП ) визначаємо за 
формулою  
 
 N 2 N 2
  
SНН ГПП = Ко ⋅ ∑P0,4 цеху і  + ∑Q0,4 цеху і  ,           (2.17) 
 i   i 
 
S 2
НН ГПП = 0,9 ⋅ (6191,3) + (3136,8)2 = 6250 кВ ⋅А . 
 
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, 
виконано розрахунок електричних навантажень по заводу, а приблизна 
розрахункова потужність має значення SНН ГПП = 5008,6 кВ ⋅А  
(таблиця 2.5). 
 
 
 
 
 
 
  
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    32   
      
     
 
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень 
цеху та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних 
підстанцій 
 
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху  
Центр електричних навантажень підприємства. 
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як 
точку з координатами [6, 14] 
 
n
∑ Р0,4 цеху ⋅xi
Х i = 1
ЦЕН підпр  = n  ,                             (2.18) 
∑ Р0,4 цеху
i = 1
 
n
∑ Р0,4 цеху ⋅yi
Y  = i = 1
ЦЕН підпр n  .                             (2.19) 
∑ Р0,4 цеху
i = 1
 
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразів 
заносимо у відповідні графи таблиці 2.6.  
Визначаємо координати ЦЕН по формулам (2.18 – 2.19): 
 
ХЦЕН підпр  =1036001,4  = 197,3 м, 
6191,3
 
Y 1222517,5
ЦЕН підпр=    =  152,5 м . 
6191,3
 
Центр електричних навантажень цеху. 
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують 
декілька методів. Враховуючи наявність впливу декілька факторів на вибір 
місця розташування ТП, доцільно використовувати достатньо точний 
метод (погрішність 5–10 %), суть якого полягає в наступному. Координати 
обчислюють ЦЕН по формулах:  
– для активної потужності: 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    34   
      
     
 
п
∑Рроз i ⋅хi
Х i=1
ЦЕН цеху(Р) = п ,                               (2.20) 
∑Рроз i
i=1
 
п
∑Рроз i ⋅уi
У i=1
ЦЕН цеху(Р) = п ;                              (2.21) 
∑Рроз i
i=1
 
– для реактивної потужності: 
п
∑Qроз i ⋅хi
Х i=1
ЦЕН цеху(Q) = п , 
∑Qроз i
i=1
 
п
∑Qроз i ⋅уi
У i=1
ЦЕН цеху(Q) = п , 
∑Qроз i
i=1
 
де Pроз і  і Qроз і  – номінальна активна і реактивна потужності 
електроприймачів; xi , yi  – координати відповідного споживача. 
Встановлення ТП у точці, координати якої розраховують за 
формулами (2.20) та (2.21) дозволяє суттєво зменшити використання 
кольорового металу за рахунок оптимізації довжини кабелів з врахуванням 
їх перерізу.  
 При  цьому в першу чергу слід враховувати питому вагу кабельних 
ліній, що живлять найбільш потужні споживачі, до яких відносяться кабелі 
між ТП й розподільчими пунктами РП. Потужність, що передається від ТП 
до РП в десятки разів перевищує потужність, що передається від РП до 
окремого споживача. Крім того, формули (2.20) та (2.21) адаптовані для 
застосування у простих радіальних схемах, а цехова електрична мережа 
нашого цеха є двоступенчатою радіальною схемою [6, 14].  
Розрахунки ЦЕН виконуємо за допомогою електронних таблиць 
Excel.  
 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    35   
      
     
 
Для кожного групового споживача (РП) заносимо його встановлену 
потужність та координати ( у міліметрах згідно рисунку 3.1.) у відповідні 
стовбці таблиці 2.7. Координати ЦЕН отримаємо також в міліметрах після 
того, як у таблицю  буде внесено останній споживач. 
 
Таблиця 2.7 – Розрахунок центру електричних навантажень 
Pi, Xi, 
Найменування кВт мм Pi∙Xi Yi, 
мм Pi∙Yi Хцен Yцен 
РП1 209 37 7733,0 57 11913,0   
РП2 209 68 14212,0 75 15675,0   
РП3 209 98 20482,0 66 13794,0   
РП4 120 193 23160,0 88 10560,0   
РП5 76 120 9120,0 34 2584,0   
РП6 66 86 5676,0 6 396,0   
РП7 151 208 31408,0 28 4228,0   
    111791,0  59150,0 107 57 
 
Так як компенсацію реактивної потужності здійснювати будемо 
безпосередньо на шинах ТП, координати ЦЕН реактивного навантаження 
цеху не розраховуємо. 
Розрахункові координати ЦЕН складають ( на рисунку 1.1): 
 
ХЦЕН =  107 мм ;  YЦЕН = 57 мм. 
 
З урахуванням розрахованих координат обираємо місця 
розташування цехової трансформаторної підстанції, враховуючи наступні 
міркування.  
 
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства  
Головні знижувальні підстанції також з метою економії 
електроенергії і металу рекомендується розміщувати Для встановлення 
ГПП поблизу центру електричних навантажень (ЦЕН) підприємства часто 
існують обмеження, що накладаються технологічними особливостями, 
умовами генплану тощо [6, 14]. 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 [6, 14]: 
 
P 2
роз і = π ⋅ r ⋅m , 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    37   
      
     
 
де Pроз i  – максимальне електричне навантаження i-ого підрозділу;  
r  – радіус кола;  
m – масштаб. 
Кожне коло може бути розділено на сектори, площі яких дорівнюють 
відповідно силовому та освітлювальному навантаженні. В цьому випадку 
картограма дає уявлення не тільки про значеннях навантажень, але і про їх 
структуру [6, 14].  
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 [6, 14]. 
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають 
силовому, а також освітлювальному навантаженням [6, 14] 
 
360 ⋅P
α = роз цеху
с.н ;                                        (2.22) 
Р0,4 цеху
 
360 ⋅P
α = роз ос. цеху
оc.н .                                     (2.23) 
Р0,4 цеху
 
Розраховуємо на прикладі вибраного цеху вказані параметри 
картограми електричних навантажень. 
 
P
r pоз 0,4 цеху i
i  =  .                                             (2.24) 
π ⋅m
Розраховані за формулами (2.2 – 2.24) значення заносимо в 
таблицю 2.8 
 
 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    38   
      
     
 
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП) 
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу 
навантаження по території об’єкту, умови оточуючого середовища, 
наявність зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно-
будівельні обмеження[4, 9].  
При виборі місця розташуванні цехової трансформаторної підстанції 
потрібно вказати у якої мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо 
зворотних потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно 
розрахованого ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі 
нормативи.   
Цехові трансформаторні підстанції повинні розташовуватися поза межами 
цеху тільки при неможливості розміщення її на території цеху, або у 
випадку, коли частина навантаженню розташована поза межами цеху.  
 Застосування цехових ТП, що розташовуються поза межами цеху, 
доцільно у наступних випадках [6, 14]: 
- при живленні від однієї підстанції декілька цехів; 
- при наявності у цеху вибухонебезпечних виробництв; 
- при неможливості розміщення підстанцій на території цеху за 
міркуванням виробничого характеру. 
 Таким чином, розміщуємо нашу ТП однозначно в цеху. 
 Обрана підстанція повинна займати мінімум корисної площі цеху, 
відповідати вимогам електричної та пожарної безпеки, та не створювати 
перешкод виробничому процесу. 
 З урахуванням приведених вище вимог, наявності транспортного 
проїзду поблизу розрахованого ЦЕН, а також необхідність зміщення ТП в 
бік найбільш потужних електроприймачів , обираємо місця встановлення 
КТП поблизу до розрахованого ЦЕН та найбільш потужних споживачів 
(лист 5 графічної частини). 
Обираємо місце розташування відкритої підстанції і трас ПЛ з 
урахуванням рози вітрів і переважного їх напрямку (лист 3 графічної 
частини). 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    40   
      
     
 
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ 
ПІДПРИЄМСТВА. РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ 
 
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства 
 
Схеми електричних з'єднань  підстанцій та розподільчих установок 
повинні вибиратися виходячи із загальної схеми електропостачання 
підприємства та задовольняти наступним вимогам [4, 6, 14]:  
- забезпечувати надійність електропостачання споживачів і перетік 
потужності по магістральних зв'язках в нормальному і в післяаварійному 
режимах;  
- враховувати перспективу розвитку;  
- допускати можливість поетапного розширення;  
- враховувати широке застосування елементів автоматизації та 
вимоги протиаварійної автоматики;  
- забезпечувати можливість проведення ремонтних та 
експлуатаційних робіт на окремих елементах схеми без відключення 
сусідніх приєднань 
Схема електропостачання показує зв'язок між джерелом живлення та 
споживачами електроенергії підприємства 
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават, 
прийомними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП), 
підстанції глибокого вводу (ПГВ) [4, 9].  
Для великих енергоємних підприємств з електричним 
навантаженням близько 100 – 150 МВт і вище в якості прийомних пунктів 
можуть бути використані вузлові розподільчі підстанції (ВРП) з 
первинною напругою 220 – 500 кВ.  
Живлення ГПП, ПГВ, ВРП від мереж енергосистеми повинно 
виконуватися не менше ніж по двох лініях, підключеним до незалежних 
джерел живлення.  
При виході з ладу однієї з живильних ліній, лінії , що залишилися в 
роботі, повинні забезпечити все навантаження підприємства. При виході з 
ладу одного незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в 
роботі, повинне забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II 
категорії, які необхідні для функціонування основних виробництв.  
Вибір конкретної схеми здійснюється за результатом всебічного 
аналізу вимог до системи електропостачання, величині, характеру та 
особливостей навантаження підприємства, надійності електропостачання, 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ 41  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата      
      
     
 
місцевих умов та інших факторів. Вибір розпочинається с розгляду 
можливості застосування різних схем із діючих типових [8], починаючи 
від найпростіших «блочних» до більш складних «спрощених» та схем 
«містків». Остаточний вибір проводиться на основі техніко-економічного 
аналізу порівнянних варіантів. 
При виборі головної схеми електропостачання промислового 
підприємства основними чинниками є характеристики джерел живлення та 
споживачів електроенергії, в першу чергу вимоги до безперебійності 
електропостачання з урахуванням можливості забезпечення резервування 
у технологічної частині проекту, вимоги електробезпеки [4]. 
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її 
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером 
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. 
При цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і 
експлуатаційні вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови 
навколишнього середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної 
безпеки [4, 9]. 
Система електропостачання промислового підприємства повинна 
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не 
повинно порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих 
виробництв.  
 При проектуванні системи електропостачання промислового 
підприємства належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх 
близько розташованих споживачів. 
 У об’єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати 
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання. 
 Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально 
уніфіковані.  
В якості прикладу на рисунках нижче приведені схема РУВН 
“місток з вимикачами в колах ліній” (рисунок 3.1) та схема РУВН “місток з 
вимикачами в колах трансформаторів і ремонтною перемичкою з боку 
трансформаторів” (рисунок 3.2) [1, 8]. 
Також, для прикладу, якщо в однієї з вказаних схем РУВН 
встановлено розрядники, то в іншої – обмежувач перенапруги, що й 
рекомендовано при проектуванні підстанцій, що будуються.  
За результатами аналізу з врахуванням необхідного рівня надійності 
електропостачання обираємо достатньо надійну і економічну  схему «два 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    42   
      
     
 
блоки з вимикачами, що пов'язані між собою неавтоматичною 
(ремонтною) перемичкою з двох роз'єднувачів» (рисунок 3.2.1). 
 
 
 
Рисунок 3.1 – Схема РУ ВН схема РУВН  
“місток з вимикачами в колах ліній” 
 
 
Рисунок 3.2 – Схема РУВН “місток з вимикачами в колах 
трансформаторів і ремонтною перемичкою з боку трансформаторів” 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    43   
      
     
 
 
 
 
Рисунок 3.2.1  – Схема «два блоки з вимикачами, що пов'язані між 
собою неавтоматичною (ремонтною) перемичкою з двох 
роз'єднувачів» 
 
Розподільча установка РУ 10 (6) кВ виконується закритого типу, має 
в більшості випадків одинарну секційну систему шин (при використанні 
двообмоточних трансформаторів з розщепленою вторинною обмоткою 
може мати подвійну секційну систему шин) і складається з комплектних 
розподільчих установок (КРУ) [4, 9]. 
До складу РУ входять ввідні КРУ, які розташовуються посередині 
секції шин, трансформатора власних потреб, шиноз’єднуючого КРУ, для 
відгалужень до окремих споживачів (трансформаторів), вимірювальних 
трансформаторів. Передбачається встановлення розрядників на стороні 
10 (6) кВ, а також резервних КРУ для відгалужень. Електричні схеми 
типової розподільчої установки наведена на рисунку 3.3. 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    44   
      
     
 
 
 
 
Рисунок 3.3 – Схема РУ НН 6 (10) кВ: 
а) – з однією секціонованою системою шин; 
б) – з двома секціонованованими система шин 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    45   
      
     
 
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі 
 
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості 
випадків використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують 
при забрудненої атмосфері та інших випадках, передбаченими 
нормативними документами [4, 9].  
Перерізи провідників мають бути перевірено за економічною 
густиною струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за 
умовами утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути 
перевірено, при необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної 
міцності [1]. 
На цьому етапі проектування попередньо визначається переріз 
живлячих ліній (у нашому випадку, повітряних ліній ПЛ). Вихідними 
даними служать номінальна напруга Uном  РУВН і приблизна потужність 
SВН ГПП  на стороні ВН ГПП. 
Потужність SВН ГПП  визначається за формулою (2.17) , у якої 
враховано втрати потужності у силових трансформаторах ГПП: 
 
 N 2
  N 2

SВН ГПП = Ко ⋅ ∑P0,4 цеху і + ∆PT  + ∑Q0,4 цеху і + ∆QT  ,    (3.1) 
 i   i 
 
де ∆PT  і∆QT  – втрати відповідно активної і реактивної потужності. 
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно 
виразу [4] 
 
S
      І ВН ГПП
роз ПЛ = ⋅Кзав.Л ,                        (3.2) 
 3 ⋅  Uном
 
де Кзав.Л  – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН, 
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному 
режимах з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і 
безперебійності електропостачання. 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    46   
      
     
 
Вибраний стандартний переріз Fст  лінії живлення перевіряється на 
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий 
струм післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної 
міцності і мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів 
і умов [1]: 
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А; 
 
Іроз ПЛ  ≤  к ⋅  Ідоп , 
 
де Ідоп  – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А; 
к  – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру 
середовища; 
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим 
відключення однієї з ліній живлення) 
 
2 ⋅  Іроз ПЛ ≤  к ⋅  кдоп  ⋅  Ідоп.Т , 
 
де кдоп  – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25; 
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з 
місцем розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі 
за її товщиною визначається мінімальна площа перерізу; 
– на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ у 
залежності від напруги. 
Активна і реактивна складова втрат в трансформаторі визначаються 
за виразом [6] 
∆PT = 0,02 ⋅SНН ГПП , 
 
∆QT = 0,1⋅SНН ГПП , 
 
де SНН ГПП  – приблизна повна потужність об’єкта, кВА, що визначена 
нами за формулою (2.17). 
Таким чином 
ΔРТ  =  0,02 ⋅6250 =125 кВт ; 
 
∆QT = 0,1⋅6250 = 625 квар . 
 
Загальне навантаження об’єкта становить 
 
SВН ГПП = 0,9 (6191,3+125)2 + (3136,8+ 625)2 = 0,9 ⋅7351,6 = 6616 кВ ⋅А
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ 47  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата      
      
     
 
У нашому випадку  
 
І 6616
роз ПЛ = =17,36 А . 
2 ⋅1,732 ⋅110
 
Переріз лінії живлення (мм2) визначається виразом 
 
І
F = роз ПЛ
ек , 
jек
 
де jек  – нормоване значення економічної густини струму jек = 1,4 А/мм2. 
 
F 17,36 2
ек = =12,4  мм . 
1,4
 
Розрахунковий економічно вигідний переріз закруглюється до 
найближчого стандартного перерізу Fст . 
За умовою корони – мінімальний переріз повітряної лінії 110 кВ  
складає 70 мм2. Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, 
обираємо для повітряної лінії провід АС-70 [1, 6], для якого 
Ідоп.Т(АС70) = 260 А  . 
Вибраний переріз лінії живлення перевіряємо на: 
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи (к  – коефіцієнт, 
що враховує фактичну розрахункову температуру середовища к =1); 
 
17,36 А ≤ 1⋅260 А ; 
 
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення 
однієї з ліній живлення) 
де кдоп  – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25; 
 
2 ⋅17,3 А =  34,6 А ≤ 0,9 ⋅1,25 ⋅260 = 292,5 А ; 
 
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з місцем 
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її 
товщиною і по [1] 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 [1, 6]. 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    48   
      
     
 
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 [5]. 
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу 
напруги. Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х 
повітряної лінії більше активного опору R: X > R , причому для ЛЕП 
напругою 220 кВ і вище справедливе співвідношення: X R .  
Зв'язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці 
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних 
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.4): 
 
 
 
Рисунок 3.4 – Схема заміщення фази ділянки мережі 
 
На рисунку 3.4 S1 , S2  – повна потужність у началі і кінці ділянки 
(комплексні значення); Rн , Хн  – опір навантаження (активний і 
індуктивний). 
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії 
∆U/
ф  дорівнює  [15]: 
 
∆U′ф = Iа ⋅R + Iр ⋅X = I ⋅(R cosϕ+Xsinϕ) .                     (3.3) 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    49   
      
     
 
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння 
напруги в лінії δU//
ф  
 
δU′ф′ = Iа ⋅X − Iр ⋅R = I ⋅(X ⋅cosϕ−R ⋅sinϕ) .                     (3.4) 
 

Знаючи складову падіння напругу ∆Uф , можна визначити  вектор 
напруги на початку ділянки [15]: 
 
 
Uф1 = Uф2 + ∆Uф = Uф2 + ∆U′ф + jδU′ф′ = , 
= Uф2 + (IaR + IpX)+ j(IaX − IpR) = Uф1 ⋅e
jδ
 
де модуль U1ф  цієї напруги : 
 
U 2 2
ф1 = (Uф2 + ∆U′ф) + (δU′ф′ )                            (3.5) 
 
 
та його фаза δ : 
 
δU′′
δ = arctg ф . 
Uф2 + ∆U′ф
 

Таким чином, визначено параметри падіння напруги ∆Uф .  
«Втрата напруги» ∆Uф , для ділянки електричної мережі: 
 
 
   ∆Uф = Uф1 − Uф2                                       (3.6) 

Модуль падіння напруги  ∆Uф  визначається співвідношенням  
 

       ∆Uф = (∆U′ф)2 + (δU′ф′ )2 .                                  (3.7) 
 
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної 
мережі має наступний вид:  
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    50   
      
     
 
 
 
Рисунок 3.5 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки 
електричної мережі 
 
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, 
для любої кількості ділянок лінії маємо 
 
n
∆U′′ = 3 ⋅∆U′ф′ = 3 ⋅∑(Ii ⋅ ri ⋅cosϕi + Ii ⋅xi ⋅sinϕi ) . 
i=1
 
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) 

можна вважати, що падіння напруги ∆U1 дорівнює його поздовжній 
складовій ∆U/ . Тоді втрата напруги ∆U  приблизно визначається по 
формулі [14] 
 
∆U ∆U′ = 3 ⋅(I ⋅R + I ⋅X) = PіR +QіX ≈ PіR +QіX
 a p , 
Uі Uном
 
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу 
підставляється номінальна напруга Uном  ділянки. 
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими 
формулами. 
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП 
визначаються за загальним виразом 
 
П = П0 ⋅L , 
 
де Π{r0 , x0} – значення подовжнього або поперечного параметра, 
віднесеного до 1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).  
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    51   
      
     
 
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по 
емпіричній формулі, Ом/км [13] 
 
D
X0 = 0,144 ⋅ lg cp + 0,0157 ⋅µ = Х/
0 +Х// , 
r 0
др
 
де Dcp  – середньогеометрична відстань між фазами; 
rдр  – радіус проводу; 
µ  – магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів – 
µ =1, для сталі – µ1.  
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами 
Dcp , (жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) 
(параметра Dij  і визначається з формули [13] 
 
Dcp = 3 D12 ⋅D13 ⋅D23 ,  м. 
 
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах 
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або 
вертикальній площині, жили трижильного кабелю – по вершинах 
рівностороннього трикутника. (Значення Dcp  і rпр  повинні мати однакову 
розмірність). 
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних 
проводів rпр  можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і 
сталевій частині проводу ( Fcт ), збільшивши його з урахуванням 
скручування на 15 – 20 %, тобто 
 
rпр = (1,15÷1,20) ⋅ F+ Fcт . 
π
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км 
 
R ρ
0 = , 
F
 
де ρ  – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм2/км;  
F – переріз фазного проводу(жили), мм2 .  
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти  
 
ρ = 29,5÷31,5 Ом ⋅мм2 / км , для міді ρ =18,0÷19,0 Ом ⋅мм2 / км  [5]. 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    52   
      
     
 
Для визначення складових струму використовують відомі 
співвідношення: 
 
I Pі Qі
a = ;  Ip =                                            (3.8) 
3 ⋅Uі 3 ⋅Uі
 
Проектна потужність підприємства:  
 
Pi = 4915,9  кВт;  Qі = 3490,1 квар. 
 
R0  = 0,34 Ом/км, X0 =0,318 Ом/км при Dср = 0,8 м. 
Тоді для ділянки мережі: 
 
R = R0 ⋅L ,  R =0,34 ⋅40=13,6 Ом, 
 
X = X0 ⋅L,  X = 0,318 ⋅40=12,72 Ом. 
 
Активну і реактивну складові струму обчислимо за формулами (3.8): 
 
3
I 4915,9 ⋅10
a = = 25,9 A; 
3 ⋅110 ⋅103
 
I 3490 ⋅103
p = =18,3 A . 
3 ⋅110 ⋅103
 
Використовуючи формули (3.3) і (3.4) визначимо подовжню і 
поперечну складові падіння напруги: 
  
∆U′ф = 29,5 ⋅13,6+18,3⋅12,7 = 634,7  В; 
 
δU′′ = 25,9 ⋅12,7 −18,3⋅13,6 = 77 В. 
Модуль напруги на початку ділянки визначимо за формулою (3.5): 
 
Uф1 = (110+ 0,63)2 ⋅106 + (0,077)2 ⋅106 =110,6  кВ . 
 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    53   
      
     
 

Модуль падіння напруги ∆Uф визначається співвідношенням (3.7) 
 

∆Uф = (0,63)2 ⋅106 + (0,077)2 ⋅106 = 634  В. 
 
Втрата напруга розраховується за співвідношенням (3.6) 
 
∆Uф =110,6 ⋅103 −110,0 ⋅103 = 0,6 ⋅103  В. 
 
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при 
проектної потужності Pі = 4915,9кВт; Qі = 3490,1 квар складає 
 
∆U
∆U (%) = ф %. 
∆Uном
 
3
∆U (%) 0,6 ⋅10
= 3 ⋅100 = 0,55% . 
110 ⋅10
 
Таким чином, вибрані параметри повітряних ліній здатні практично 
без втрат напруги передавати розрахункову потужність на підприємство. 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    54   
      
     
 
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ 
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ 
 
4.1 Вибір трансформаторів ГПП 
 
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з 
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат 
в трансформаторі визначаються за виразом [4, 9] 
 
∆РТ = 0,02 ⋅Sпр;  
 
∆QТ = 0,1⋅Sпр , 
 
де Sпp(6 ст.)  – приблизна повна потужність об’єкта, що визначається на 6 
ступені, кВА. 
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом 
(2.17), у якому враховано втрати потужності в трансформаторах [4, 9]: 
 
n 2 2
   n 
Snp(6 ст.) = КО ⋅ ∑P + ∆PТ  + ∑Q + ∆QТ  = SВН ГПП . 
 i=1   i=1 
 
Попередньо обрана потужність SТ пр  кожного з двох 
трансформаторів ГПП оцінюється згідно виразу [6, 17] 
 
S
SТ пр =
np(6 ст.) .                                              (4.1) 
2 ⋅0,7
 
На рисунку  4.1 приведено приклад графіку навантаження для 
вибору трансформаторів ГПП. 
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора рахується за 
формулою [6] 
 
n
1 ∑(S2
i ⋅ ∆ti )
К = i=1
1 S n ,  
ном Т ∑∆ti
i=1
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    55   
      
     
 
де Sном Т  – номінальна потужність трансформатора, МВА; 
n  – кількість ступенів потужності графіка навантаження 
трансформатора, за яких навантаження менше або дорівнює номінальному 
трансформатора; 
∆ti  – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує 
потужність трансформатора, год.; 
Si  – потужності, що відповідають цим проміжкам часу ∆ti , МВА.  
 
 
 
Рисунок 4.1 – Приклад графіку навантаження для вибору 
трансформаторів ГПП 
 
Коефіцієнт перевантаження трансформатора K2  визначається за 
більшим значенням із двох величин K /  та K / /
2 2  [6]. 
Величина K /  
2 обчислюється за формулою 
 
m
∑(S2
1 i ⋅ ∆ti )
К/ = i=1
2 ,  
S m
ном Т ∑∆ti
i=1
 
де m  – число ступенів потужності графіка навантаження, за яких його 
навантаження більше від номінальної потужності трансформатора. 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    56   
      
     
 
Величина K / /
2  визначається за виразом 
 
К/ / 0,9 ⋅S
= np(6 ст.)
2 . 
Sном Т
 
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі 
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження 
К1  за допомогою таблиць визначається допустиме систематичне 
перевантаження К2 доп . Робота трансформатора допускається із 
систематичним перевантаженням, коли виконується умова К2 доп ≥ К2 . 
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 [6]. 
Таким чином, якщо на ГПП два трансформатора, то номінальна 
потужність Sном.т  кожного з них має відповідати двом умовам. 
По-перше, номінальна потужність одного з них не повинна бути 
менше половини розрахункового повного навантаження Snp(6 ст.)  тому що 
в разі аварійного вимикання одного з трансформаторів і автоматичним 
вмиканням секційного вимикача РУ НН, інший трансформатор бере на 
себе все навантаження підстанції. Цю умову можна записати так [6, 10]: 
 
S
S np(6 ст.)
номТ ≥ . 
2
По-друге, повинна також виконуватися умова 
 
S
S np(6 ст.).а
номТ ≥ , 
К2.а
 
де Snp(6 ст.).а  – розрахункове повне навантаження у після аварійному 
режимі для даного конкретного підприємства з врахуванням можливого 
обмеження навантаження у цьому режимі; 
К2.а  – коефіцієнт, який визначає величину допустимого 
перевантаження залежно від тривалості перевантаження, температури 
повітря та величини попереднього навантаження. У загальному випадку 
використовують нормативну документацію, експлуатаційну документацію 
на трансформатор [10]. Для визначення навантажувальної здатності 
проводять розрахунки за допомогою відповідних програм на ЕОМ. 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    57   
      
     
 
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП 
попередньо оцінюється згідно виразу  (4.1): 
Отже 
 
S 6616
Т пр = = 4725,7 кВ ⋅А. 
2 ⋅0,7
 
Попередньо вибираємо трансформатор ТМН–6300/110 із 
номінальними параметрами: 
 Sном Т =6,3 МВ ⋅А , Uном В=115 кВ, Uном Н =11 кВ, UКЗ =10,5%,  
ΔРХХ = 10 кВт, ΔРКЗ = 44 кВт . 
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в 
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох 
трансформаторів) використовується упорядкований типовий графік 
навантаження [10], в якому максимальне навантаження буде відповідати 
Sроз  об’єкта, згідно чого робиться масштаб по вісі навантажень 
(рисунок 4.1).  
 
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з 
врахуванням компенсації реактивної потужності 
 
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, в основному, 
вимогами надійності живлення споживачів [3, 4, 6,]. 
Кількість трансформаторів цехової підстанції вибирають з 
урахуванням вимог щодо забезпечення необхідного ступеня надійності 
електропостачання споживачів. 
Обираємо попередньо потужність трансформатору нашої цехової 
ТП, користуючись співвідношенням 
 
S SТП 1099,4
приб T = = = 785,3  кВ∙А. 
2 ⋅0,7 1,4
 
Таким чином, номінальна потужність обраного трансформатору 
складає 
 
 Sном T =630  кВ∙А. 
 
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів 
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів 
(НБК) у такій послідовності [6, 10]. 
Вибирається економічне оптимальне число цехових трансформаторів 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    58   
      
     
 
NT.E.  та економічне оптимальне значення потужності НБК QHK1 . 
Визначається додаткова потужність НБК QHK2  з метою 
оптимального зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі 
напругою 10 (6) кВ [6]. 
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе 
 
QHKсум = QHK1 +QHK2.                               (4.2) 
 
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin  однакової 
потужності Sном Т , що призначені для живлення технологічно зв`язаних 
навантажень: 
N P
= max
min + ∆N,  
кзаван ⋅Sном T
 
де Pmax  – максимальне активне навантаження даної групи 
трансформаторів, кВт (для нашого випадку Pmax = Ppоз 0,4 цеху ) ; 
кзаван  – коефіцієнт завантаження трансформатора, для 
двотрансформаторних підстанцій приймається 0,7 – 0,75, для 
однотрансформаторних – 0,95; 
Sном T  – номінальна потужність трансформатора, кВА; 
∆N  – дробовий доданок до найближчого цілого числа 
 
N 935,2
min = + 0,02 = 2 . 
0,75 ⋅630
 
Економічна кількість трансформаторів Nе  знаходиться за виразом 
 
Nе = Nmin +m , 
 
де m  – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [3, 6] 
у функції Nmin  і ∆N . 
 
Nе = 2 +  0 =  2 , 
 
За рахунок ∆N  та m  з`являється некомпенсована потужність 
Qmax T , яка передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, 
визначається вона за формулою 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    59   
      
     
 
2
Q 2
max T = (Nе ⋅кзаван.ф ⋅Sном T ) − Рmax . 
 
де кзаван.ф  – фактичний коефіцієнт завантаження, к SТП
заван.ф = . 
Ne ⋅Sном T
 
к 1099,4
заван.ф =  = 0,87 . 
2 ⋅630
 
У такому разі  
 
Qmax.T = (2 ⋅  0,87 ⋅  630)2 - (935,2)2 = 571,8 квар. 
 
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних 
конденсаторів QHK1  складе: 
 
QHK1 = Qmax0,4 −Qmax T , 
 
де Qmax0,4  – сумарна реактивна потужність напругою 0,4 кВ за найбільш 
завантажену зміну, квар. 
 
QHK1 = 578,1 - 571,8 = 6,3 квар . 
 
При QHK1 < 0  встановлювати батареї на першому етапі розрахунку 
не потрібно. У нашому випадку QHK1 ≤ 0 квар, тобто встановлювати 
батареї не потрібно. 
Додаткова потужність статичних конденсаторів QHK2  з врахуванням 
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою [6] 
 
QHK2 = Qmax0,4 −QHK1 − γ ⋅Nе ⋅Sном Т , 
 
де γ  – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників 
K1, K2 , схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі.  
Показник К2  враховує віддаленість ТП від РП ГПП та потужність 
трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з даними [6].  
 
QHK2 = 578,1 - 6,3  -  0,18 ⋅2 ⋅630 = 345 квар . 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    60   
      
     
 
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2 < 0 , тоді додатково 
встановлювати конденсаторні батареї не потрібно. 
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів  згідно 
формули (4.2) складає 
 
QHKсум = 6,3 + 345  = 351,3 квар . 
 
Таким чином, за результатами розрахунків вибираємо дві комплектні 
конденсаторні установки марки ККУ 0,4–180/6-10-21У3  потужністю 
180 квар і напругою живлення 0,4 кВ з автоматичним регулюванням. 
 
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві 
 
Компенсація реактивної потужності в даний час є важливим 
фактором, що дозволяє вирішити питання енергозбереження та зниження 
навантажень на електромережу. За оцінками вітчизняних та провідних 
зарубіжних фахівців, частка енергоресурсів, і зокрема електроенергії, 
займає значну величину в собівартості продукції [6]. 
Транспортування електроенергії здійснюють за рахунок витрати 
певної частини самої продукції, тому втрати електричної енергії при її 
передачі неминучі [6, 10]. 
Крім цих «необхідних технологічних витрат» у всіх елементах 
системи електропостачання виникають суттєві додаткові втрати активної 
потужності і енергії, що обумовлені завантаженням їх реактивною 
потужністю, яка передається споживачам по лініях електропередачі. 
Вибір місця приєднання конденсаторних батарей опирається на 
аналіз схеми електропостачання. При цьому розглядається кілька способів 
компенсації реактивної потужності: централізована, групова, 
індивідуальна (рисунок 4.2) і комбінована – централізована в поєднанні з 
груповою або індивідуальною [6, 10]. 
Установка конденсаторів напругою 6 – 10 кВ потрібно передбачати 
[6, 10]: 
– на цехових підстанціях, що мають розподільний пристрій 
напругою 6 – 10 кВ; 
– на розукрупнених ПГВ або ГПП, безпосередньо від яких 
здійснюється розподіл електроенергії по цеховим підстанціям. 
Типове навантаження промислових підприємств – індуктивного 
характеру, тому компенсація реактивної потужності (РП) здійснюється за 
допомогою ємності (конденсаторних батарей). 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ 61  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата      
      
     
 
Схема включення ємності в навантажувальне коло при поперечній 
компенсації наведено на рисунку 4.3. 
 
Рисунок 4.2 – Способи компенсації реактивної потужності: 
а – централізована на стороні високої напруги;  
б – централізована на стороні низької напруги;  
в – групова;  
г – індивідуальна; штриховий лінією показані ділянки мережі, що розвантажені від 
потоків реактивної потужності споживачів. 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    62   
      
     
 
 
 
 
Рисунок 4.3 – Схема включення ємності в навантажувальне коло 
при поперечній компенсації 
 
Потужність однофазного конденсатора при синусоїдальній формі 
напруги, прикладеного до його затискачів, визначається за 
співвідношенням [6, 10]: 
Q = ω⋅C ⋅U2 . 
 
Потужність трифазного конденсатора, сполученого трикутником, 
визначається по цій же формулі. У цьому випадку U   – лінійна напруга, а 
C  – сума ємностей всіх трьох фаз конденсатора. Потужність трифазного 
конденсатора, сполученого зіркою, за однакової кількості ємностей всіх 
трьох фаз визначається за співвідношенням [6, 10]: 
 
Q 1
= ω⋅C ⋅U2 , 
3
 
де C  – сума ємностей усіх трьох фаз. 
На рисунку 4.4. показана однолінійна схема мережі підприємства з 
можливими місцями установки пристроїв компенсації реактивної 
потужності. 
Межа балансової приналежності може перебувати в точках 1− 4 . 
Якщо пристрої компенсації встановлені на межі балансової належності, то 
втрати активної енергії в мережі споживача не скорочуються, а пропускна 
здатність мережі не збільшується. Єдиний позитивний ефект для нього – 
часткова нормалізація напруги [13, 14]. При перенесенні місця установки 
компенсуючих пристроїв від межі балансової належності ближче до 
споживача з'являються ділянки мережі, розвантажені від потоків 
реактивної потужності. На цих ділянках знижуються втрати активної 
потужності. В результаті знижується термін окупності компенсуючих 
пристроїв і підвищується ефективність використання електроенергії. 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    63   
      
     
 
         
Рисунок 4.4 – Рекомендовані місця установки засобів компенсації 
реактивної потужності у мережі підприємства 
 
Споживачеві доцільно встановлювати пристрої, що компенсують 
реактивну потужність якнайдалі від межі балансового розділу, але при 
цьому потрібно враховувати, що джерела реактивної потужності на 
підприємстві знаходяться на різних рівнях напруги. 
При великій кількості споживачів індивідуальна компенсація може 
виявитися менш ефективною, ніж групова. Індивідуальна компенсація 
доцільна біля великих електроприймачів з відносно низьким коефіцієнтом 
потужності і великою кількістю годин роботи на рік. Групова компенсація 
в порівнянні з індивідуальною має трохи більший термін окупності, але 
завдяки застосуванню установок з автоматичним регулюванням реактивної 
потужності не вимагає щоденного обслуговування (ручного включення і 
відключення) і є кращим варіантом компенсації. 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    64   
      
     
 
Для захисту конденсаторів шляхом їх шунтування при наскрізних 
струмах КЗ можуть застосовуватися, наприклад, іскрові розрядники [1], що 
спікаються (рисунок 4.5), які після спрацювання тимчасово виводяться з 
роботи за допомогою роз'єднувачів QS1, QS2 , QS3 для відновлення 
розрядних властивостей. 
 
 
Рисунок 4.5 – Схема установки поздовжньої ємнісний компенсації 
 
Якщо навантаження споживача має ємнісний характер, то для 
компенсації надлишкової ємнісної складової струму (для наближення 
коефіцієнта потужності до одиниці) застосовується індуктивність, що 
включається паралельно навантаженню. Такі випадки мають місце при 
наявності на підприємствах протяжних кабельних ліній високої напруги в 
періоди зниженої навантаження мережі, а також при збереженні в роботі 
всієї потужності конденсаторів в години мінімуму навантаження 
підприємств. 
Заходи з компенсації реактивної потужності застосовують на основі 
техніко-економічних розрахунків, виконаних комплексно на базі єдиного 
перспективного плану розвитку даного району з урахуванням балансу 
реактивної потужності, виходячи із допустимих меж коливань напруги та 
спотворення форм кривої напруги і струму, встановлених ДСТУ EN 50160. 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    65   
      
     
 
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 [6, 10]. 
Згідно рекомендацій [10] для типового розміщення 
електроприймачів у цеху, практично рівномірної густині навантаження, 
відсутності РП високої напруги, приймаємо схеми компенсації з 
розташуванням засобів компенсації (конденсаторних батарей) на шинах 
цехової підстанції. 
Параметри КУ у інших цехах приведено у таблиці 4.1 – Вибір 
кількості та потужності цехових трансформаторів та НКБ 
Установку конденсаторів напругою 6 (10) кВ передбачають [6, 10]: 
– на цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 6 (10) кВ; 
– на розосереджених ПГУ або ГПП, безпосередньо від яких 
виконується розподіл електроенергії між цеховими підстанціями. 
Індивідуальна компенсація може бути допущена як виключення у 
потужних ЕП з низьким коефіцієнтом потужності та з великою кількістю 
годин роботи на рік. 
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [10]. 
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними 
даними є максимальна реактивна потужність  Qmах  та вхідна реактивна 
потужність  Qек , що погоджена з енергопостачальною організацією на 
межі балансової приналежності. 
Максимальна реактивна потужність  Qвк   на шинах розподільчої 
установки 10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована 
високовольтними батареями статичних конденсаторів, визначається за 
виразом 
Qвк  =   кнс  ⋅  Qmax +  ∆Qт -  Qек -  ∑Qнк.ф , 
 
 
де кнс   – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого 
навантаження промислового підприємства з максимумом навантаження 
енергосистеми (чисельні значення коефіцієнту   кнс   визначаються за 
довідковими даними); 
Qmax  – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар; 
 ∆Qт  – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторах, квар; 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    66   
      
     
 
 Qек  – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в 
часи її максимуму навантаження, квар; 
 ∑Qнк.ф  – сумарна встановлена потужність низьковольтних 
конденсаторів, квар (таблиця 4.1). 
Згідно отриманого значення приймаються до встановлення за 
довідковими даними високовольтні конденсаторні установки з 
потужністю, що дорівнює розрахунковому значенню, поділеному на 
кількість секцій шин підстанції, що проектується [6, 10].  
З енергосистемою узгоджено Qек = 1700 квар. 
 
Qвк = 0,9 ⋅3761,6+ 625−1700−1715 = 595,4квар . 
 
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення 
високовольтні конденсаторні установки з потужністю, що дорівнює 
розрахунковому значенню, поділеному на кількість секцій підстанції, а 
саме: дві конденсаторні установки марки УКЛ(П)56–10,5–300 УЗ, 
модернізовані [5]. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    67   
      
     
 
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО 
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ 
 
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції 
внутрішньозаводської мережі 
 
Електропостачання підприємств з незначним  електричним  
навантаженням здійснюється, як правило, від мереж енергосистеми 6-10 кВ. 
В якості приймальних пунктів можуть бути застосовані: 
- центральна розподільна підстанція (ЦРП) або розподільна підстанція 
(РП) при навантаженні порядку 5-15 МВт [8, 9]; 
- розподільчо-трансформаторна підстанція (РТП) при 
навантаженні підприємства, потужністю  кілька мегават. 
Живлення зазначених підстанцій від мереж енергосистеми може 
проводиться кабельними або повітряними лініями 6-10 кВ як по радіальної, 
так і за магістральною схемою розподілу електроенергії. Підстанції 
споруджуються окремостоящими  або зблокованими з іншими будівлями. 
Розподільчі установки 6-10 кВ ГПП і ПГВ є по суті основними 
розподільними підстанціями 6-10 кВ підприємства. Від РУ 6-10 кВ ГПП 
живляться вторинні РУ 6-10 кВ, електроприймачі 6-10 кВ і ТП 6-10 / 0,4 кВ. 
РУ 6-10 кВ ПГВ є, як правило, єдиною розподільної підстанцією великого 
цеху, корпусу або підприємства і від неї отримують живлення 
електроприймачі і ТП 6-10 / 0,4 кВ. Приміщення РУ 6-10 кВ ПГВ 
рекомендується прибудовувати або вбудовувати в виробничу будівлю [8, 9]. 
РУ 6-10 кВ двотрансформаторних ГПП, ПГВ рекомендується 
виконувати з двома одиночними секціонованими вимикачами системами 
шин, що підключаються до розщеплених обмоток понижуючих 
трансформаторів або до гілок здвоєного реактора з загальною точкою, 
встановленого на виведенні трансформатора без розщепленої обмотки [4, 8, 
9]. 
Вибір способу позацехового електропостачання слід виконувати на 
підставі техніко-економічних розрахунків порівнянних варіантів по мінімуму 
приведених витрат з урахуванням трудовитрат при виробництві 
електромонтажних робіт.  
Нами враховані наступні фактори [8, 9]: 
– надійності і зручності експлуатації (ремонтоздатність, додаткова 
прокладка ліній), 
– ступінь забрудненості повітря, грунту,  
– щільність забудови проммайданчика, рівень грунтових вод, 
– розміщення технологічних, транспортних та інших комунікацій, 
– вимоги пожежної безпеки,  
– перспективу розвитку мережі тощо. 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    70   
      
     
 
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують 
магістральною, радіальною або змішаною схемами [3, 6, 13]. 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 [8, 9]. 
 Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400–
630 кВ·А одержують живлення по одиночним радіальним лініям без 
резервування, якщо відсутні споживачі І та ІІ категорій і по умовам 
прокладки ліній можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції 
мають споживачів ІІ категорії, їх живлення повинно здійснюватися 
двокабельною лінією з роз’єднувачами на кожному кабелі [1, 4].  
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 [8, 9]. 
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів 
підстанцій; висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати 
технологічне устаткування без переобладнання мережі; використання 
уніфікованих елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними 
способами [8, 9, 13]. 
Магістральна схема менш надійна , ніж радіальна, так як при зникненні 
напруги на магістралі всі під'єднані до неї споживачі втрачають живлення.  
З урахуванням особливості розташування цехів відносно ГПП, 
категорії надійності споживачів, обираємо радіальну схему, приклад якої 
наведено на рисунку 5.1. 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    71   
      
     
 
 
 
Рисунок 5.1 – Одноступенева радіальна схема розподілення 
електроенергії 
 
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж 
 
При визначенні перерізу жил кабелів для живлення цехових ТП за 
розрахункову потужність кожного трансформатора приймають максимальне 
навантаження ( Рmax 10  і Qmax 10 ) з врахуванням втрат потужності в 
трансформаторі. Втрати активної ∆Рт  та реактивної ∆Qт  потужності в 
трансформаторі з достатньою для практики точністю приймають рівними 
відповідно 2 % и 10 % повної максимальної потужності із сторони низької 
напруги трансформатора [6] 
 
            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 [14] 
 
2 2
S Лi  = (Рmax 10 і ) + (Qmax 10 і ) , 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    72  
  
      
     
 
де Рmax 10 і , Qmax 10 і  – відповідно розрахункова активна і реактивна 
потужність лінії і-ого трансформатора з врахуванням втрат в 
трансформаторах, що розраховані за співвідношеннями %, 5.1 – 5.2). 
Розраховані дані заносимо у таблицю 5.1. 
 
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП 
Рроз 0,4  Qроз 0,4  Sном Т , Рmax 10 , Qmax 10 , S Л , 
ТП 
кВт квар кВ·А кВт квар кВ·А 
1 2 3 4 5 6 7 
ТП–1 (1 трансф.) 598,9 317,8 1000 618,9 417,8 746,7 
ТП–2 (2 трансф.) 486,1 269,9 1000 506,1 369,9 626,9 
ТП–3 (1 трансф.) 469,3 256,5 630 481,9 319,5 578,2 
ТП–4 (1 трансф.) 450,8 300,2 630 463,4 363,2 588,8 
ТП–5 (1 трансф.) 478,4 280,1 630 491,0 343,1 599,0 
ТП–6 (2 трансф.) 310,1 154,7 630 322,7 217,7 389,3 
ТП–7 (2 трансф.) 423,4 164,3 630 436,0 227,3 491,7 
ТП–8 (2 трансф.) 511,6 237,5 1000 531,6 337,5 629,7 
ТП–9 (2 трансф.) 370,8 164,7 630 383,4 227,7 445,9 
 
Розрахунковий струм у кабельної лінії на кожної ділянки (ГПП–ТП) в 
нормальному режимі визначається як [15] 
 
S
I Лі
роз, Лі  = . 
3 ⋅Uном
 
Для цеху, який обрано у якості прикладу 
 
I 746,7
роз Л ( ГПП - ТП 1 )  = = 43,1 А . 
3 ⋅10
 
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2 
(графа 4). 
Згідно економічної густини струму j ек  визначаємо стандартний 
переріз Fек  кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий 
струм Ідоп , значення якого заносимо у графу 6 таблиці 5.2. 
 
I
Fек = роз, Лі 43,1
= = 30,8 мм2 . 
j ек 1,4
 
Обираємо переріз кабелів для лінії (ГПП – ТП4) 45 мм2. 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    73   
      
     
 
За допомогою отриманих даних обираємо згідно каталогу [5] 
трижильний алюмінієвий кабель в свинцевій оболонці типу АСБГ (3×35), 
Іном каб =  115 А.  
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в 
нормальному режимі роботи за співвідношенням [1] 
 
Іроз, Л  ≤  Ідоп ⋅К1 ⋅К2 , 
  
де К1  – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та 
повітря К1 =1,05; 
К2  – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості числа кабелів 
прокладених паралельно К2 = 0,90; 
Ідоп  – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних 
умовах. 
 
43,1 ≤ 115 ⋅1,05 ⋅0,9 =108,6 А  
 
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається 
за виразом 
 
2 ⋅ Іроз Л ≤ Ідоп ⋅К1 ⋅К2 ⋅К3, 
 
де К3  – допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3 =1,25 . 
Для нашого випадку 
 
2 ⋅43,1 А =  86,2 А ≤ 115 ⋅1,05 ⋅0,9 ⋅1,25 =135,8 А , 
 
тобто умова виконується. 
 
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не 
більш 5% ⋅Uном  і визначається за виразом [6]: 
 
ΔU= 3 ⋅ Iроз Л ⋅LКЛ ⋅ (rо ⋅cosϕ + xо ⋅sinϕ) , 
 
де LКЛ  – довжина лінії, км; 
ro , xo  – відповідно питомий активний і реактивний опір лінії, Ом/км; 
cosϕ  – коефіцієнт потужності навантаження лінії. 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    74   
      
     
 
Значення cosϕ та sinϕ  знаходимо з відомого співвідношення, 
використовуючи дані таблиці 5.1 для відповідної кабельної лінії, наприклад: 
  
cosϕ= 618,9  = 0,829   ; sinϕ = 417,8  = 0,559 . 
746,7 746,7
Втрата напруги в кабельній лінії, що розглядається в якості прикладу, 
буде 
∆U = 1,732 ⋅43,1⋅0,22(1,24 ⋅0,829 + 0,099 ⋅0,559) =17,79 В . 
 
Таким чином, умова виконується, так як 
 
∆U = 17,8 ≤ 0,05 ⋅Uном = 50 В  
 
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній, 
обираємо за довідковими даними та заносимо їх в таблицю 5.2. 
 
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ 
Ділянка LКЛ ,  SЛ ,  Iроз Л ,  Fек , Ідоп ,  Прийнята 
кабелю 2 F , мм2 Марка кабелю 
м кВА А  мм  А 
1 2 3 4 5 6 7 8 
ГПП–ТП1 220 746,7 43,1 30,8 115 35 АСБГ(3×35) 
ГПП–ТП2 160 626,9 36,2 25,9 90 25 АСБГ(3×25) 
ГПП–ТП3 80 578,2 33,4 23,8 90 25 АСБГ(3×25) 
ГПП–ТП4 95 588,8 34,0 24,3 90 25 АСБГ(3×25) 
ГПП–ТП5 160 599,0 34,6 24,7 90 25 АСБГ(3×25) 
ГПП–ТП6 140 389,3 22,5 16,1 75 16 АСБГ(3×16) 
ГПП–ТП7 145 491,7 28,4 20,3 90 25 АСБГ(3×25) 
ГПП–ТП8 210 629,7 36,4 26,0 115 35 АСБГ(3×35) 
ГПП–ТП9 150 445,9 25,7 18,4 90 25 АСБГ(3×25) 
ГПП–БСК10 10 300,0 17,3 12,4 75 16 АСБГ(3х16) 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    75   
      
     
 
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ  
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В 
 
Розрахунок електромагнітних перехідних процесів у СЕП при коротких 
замиканнях, як найбільш характерних збудженнях, має важливе значення для 
проектування та експлуатації. Такий розрахунок передбачає знаходження 
значень струму та інших параметрів режиму КЗ у точці виникнення КЗ або в 
інших точках СЕП чи вітках мережі при заданих умовах [1] 
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для 
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ 
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього 
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого 
– в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з'єднаними у 
такій же послідовності. 
Розрахунок ведеться згідно Держстандарту [11].  
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 [1, 15].  
Загалом для СЕП великих підприємств урахування явищ, що 
характеризують процес КЗ, при розрахунку параметрів режиму – справа 
трудомістка. Точне визначення струмів та напруг КЗ являє собою громіздке 
завдання, розв'язуване з використанням методів розрахунку, орієнтованих на 
застосування засобів обчислювальної техніки [1, 4]. 
Для вирішення більшості практичних завдань проектування та 
експлуатації СЕП допустима деяка похибка у визначенні струмів КЗ, 
значення якої необхідно співвідносити з цільовим призначенням розрахунку. 
Тому можливе введення низки обмежень та припущень, що ідеалізують та 
спрощують опис процесу КЗ і дають змогу використовувати уточнені або 
спрощені методи розрахунку. 
 
6.1 Вихідні дані для розрахунків 
 
Загалом для СЕП великих підприємств урахування явищ, що 
характеризують процес КЗ, при розрахунку параметрів режиму – справа 
трудомістка. Точне визначення струмів та напруг КЗ являє собою громіздке 
завдання, розв'язуване з використанням методів розрахунку, орієнтованих на 
застосування засобів обчислювальної техніки [12]. 
Для вирішення більшості практичних завдань проектування та 
експлуатації СЕП допустима деяка похибка у визначенні струмів КЗ, 
значення якої необхідно співвідносити з цільовим призначенням розрахунку. 
Тому можливе введення низки обмежень та припущень, що ідеалізують та 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    76   
      
     
 
спрощують опис процесу КЗ і дають змогу використовувати уточнені або 
спрощені методи розрахунку [12]. 
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для 
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. Вона містить реальні 
елементи (на різних ступенях напруги) з електромагнітними зв'язками, 
опорами втрат і розсіювання. З можливістю застосування методів теорії 
електричних кіл у розрахунках струмів КЗ схему СЕП слід подавати у 
вигляді електричного контуру. При цьому вважають, що КЗ – симетричне і 
перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього здійснюють перехід 
від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого – в заміні окремих 
елементів електричними еквівалентами, з'єднаними у такій же послідовності. 
Розрахунок ведемо згідно чинного держстандарту  методом точного зведення 
в іменованих одиницях [12]. 
Точне зведення в іменованих одиницях виміру полягає в перерахуванні 
значень показників елементів на ступень напруги, який називають основним. 
Таким може бути будь-який ступень напруги СЕП, у тому числі – й 
фіктивний [12, 14]. 
Зведення значень параметрів режиму Ei , Ui , Ii  та опору zi елемента в 
іменованих одиницях з i–го ступеня напруги, віддаленого від основного 
кількома послідовно ввімкненими трансформаторами з фактичними 
коефіцієнтами трансформації n1, n2 , ..., nm , здійснюється за 
співвідношеннями [12]: 
 

E  =  Ei ⋅n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm ;                                   (6.1) 
 

U = Ui ⋅n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm ;                                    (6.2) 
 

I  =  Ii                                         ( 6.3) 
n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm
 
z  =  zi ⋅ (n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅n ).2m ,                              (6.4) 
 
  
де E, U, I, z  – зведені величини, а коефіцієнт трансформації ni  кожного 
трансформатора визначають як відношення напруги холостого ходу обмотки, 
зверненої до основного ступеня напруги, до напруги холостого ходу 
обмотки, зверненої до ступеня напруги, де міститься елемент, параметри 
якого зводяться. 
 Якщо первинні параметри режиму E* (ном) , U* (ном) , I* (ном)  та опір 
z* (ном)  елемента задані у відносних одиницях виміру щодо номінальних умов 
(номінальна напруга Uном  та потужність Sном  на i-му ступені напруги), то 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    77   
      
     
 
їхні зведені до основного ступеня напруги значення в іменованих одиницях 
виміру встановлюють за виразами [12]: 
 

E = E *(ном) i ⋅Uном ⋅n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm ;                            (6.5) 
 

U = U* (ном) i ⋅Uном ⋅n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm ;                            (6.6) 
 

I = I Sном
* (ном) i ;                             (6.7) 
3 ⋅Uном ⋅n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm
 
2
z = z U
 ном 2
* (ном) i ⋅ ⋅ (n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm ) ;                            (6.8) 
Sном
 
z = z Uном
 * ном і ⋅ ⋅ (n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅n )2m .                         (6.9) 
3 ⋅ I ном
 
 У схемі заміщення, де значення показників елементів зведені за 
вказаними співвідношеннями, обчислені значення параметрів режиму будуть 
натуральними тільки для основного ступеня напруги. Для іншого ж ступеня 
напруги СЕП натуральні значення струму та напруги визначають 
перерахуванням за відповідними коефіцієнтами трансформації 
трансформаторів між шуканим і основним ступенями [12, 15].  
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання є 
прийнята схема електропостачання, величина потужності короткого 
замикання на шинах районної підстанції та конкретні дані елементів схеми 
заміщення. 
Для розрахункової схеми (рисунок 6.1) складаємо схему заміщення, 
виходячи з розрахункових умов і враховуючи прийняті у стандарті [11, 12] 
припущення.  
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    78   
      
     
 
 
Рисунок 6.1 – Розрахункова схема розрахунку КЗ 
 
Схему складаємо однолінійною (рисунок 6.2). 
 
Рисунок 6.2 – Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ 
 
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є: 
– номінальна напруга енергосистеми UC =110 кВ: 
– потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ =1600 МВ ⋅А ; 
– довжина повітряної лінії lПЛ = 40 км . 
Середнє розрахункове значення питомого індуктивного опору складає 
для повітряних ліній напругою 6–220 кВ хПЛ, пит = 0,4 Ом/км . 
Для обраних кабельних ліній 
хкаб. пит = 0,099 Ом/км ; rкаб. пит =1,24 Ом/км  [19].  
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    79   
      
     
 
Необхідні дані по силовим трансформаторам беремо із каталогів після 
вибору типа трансформатора: 
– номінальна потужність S ном. Т = 6,3 МВ ⋅А ; 
– напруга КЗ UКЗ =10,5% ; 
U
– фактичний коефіцієнт трансформації n = ном В  = 115 . 
Uном Н 11
За основний ступень напруги приймаємо довільно першу ступень 
(рисунок 6.2). Розподіл елементів схеми за ступенями напруги буде 
наступним: 
– І ступень, (основна): ХС , ХПЛ . 
– ІІ ступень: ХТ , Х2 , X5, X7 , R2 , R5, R7 ,  
де ХТ  – індуктивний опір силового трансформатора, Х2 , X5, X7 , R2 , R5, R7   
– індуктивний та відповідно активний опори кабельних ліній Л2, Л5, 
Л7. 
Розрахуємо значення показників елементів схеми заміщення обраним 
методом, використовуючи для цього формули (6.1) – (6.9), які для 
індуктивних опорів мають вид: 
– приведений до основного ступеня індуктивний опір системи 
 
2
U2
2 (110 ⋅103
 )
Х = C
С (n) = 6 ⋅ (1)2 = 7,562 Ом ; 
SКЗ 1600 ⋅10
 
– приведений до основного ступеня індуктивний опір повітряної лінії 
  

ХПЛ = l 2 2
ПЛ ⋅хПЛ, пит ⋅ (n) = 45 ⋅0,4 ⋅ (1) =18 Ом ; 
 
– приведений до основного ступеня індуктивний опір силового 
трансформатора  
2
U2 (11⋅103
 ) 2
ХТ = UКЗ ном. Н (n)2 10,5
⋅ = ⋅ 
115 
6   = 220,4 Ом; 
100 Sном Т 100 6,3⋅10  11 
 
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної 
лінії Л2 

Х = х 2 115 2

2 каб. пит ⋅LКЛ 2 ⋅n =0,099 ⋅0,16 ⋅  =1,73 Ом ; 
 11 

Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    80   
      
     
 
 
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної 
лінії Л5 
2

Х 2
5= хкаб. пит ⋅LКЛ 5 ⋅n =0,099 0,16 115
⋅ ⋅ 
 11  =1,73 Ом; 
 
 
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної лінії 
Л7 
2

Х = х 2
7 каб. пит ⋅LКЛ 7 ⋅n = 0,099 0,145 115
⋅ ⋅ 
 =1,57 Ом; 
 11 

 
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л2 
 
2

R  = r 2 115 
2 каб. пит ⋅LКЛ 2 ⋅n  = 1,24 ⋅0,19 ⋅  = 24,7 Ом ; 
 11 

 
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л5 
 
2

R5  = r 2 115 
каб. пит ⋅LКЛ 5 ⋅n  = 1,24 ⋅0,16 ⋅   = 21,7 Ом ; 
 11 
 
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л10 
 
2

R7 = r 2 115 
каб. пит ⋅LКЛ 7 ⋅n  = 1,24 ⋅0,145 ⋅   =19,6 Ом . 
 11 
 
Таким чином, нами розраховано всі елементи схеми заміщення 
методом точного зведення в іменованих одиницях. 
 
6.2 Розрахунок струмів з трифазного короткого замикання в 
характерних точках 
 
Для найбільш характерних обраних точок короткого замикання К1–К5 
розраховуємо початкове значення періодичної складової струму КЗ, ударний 
струм. 
Струм короткого замикання визначаємо згідно закону Ома, який для 
 
зведених величин I, U, z  буде мате вид: 
 


I U
 КЗ = ,                                             (6.10) 
zΣ
 

де I КЗ  – зведений до основного ступеня струм КЗ короткозамкненого 
ланцюга;  
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    81   
      
     
 
zΣ  – сумарний зведений до основного ступеня опір коротко замкнутого 
ланцюга (одної фази);  

U  – зведена до основного ступеня фазна напруга енергосистеми:  
 

U = U 3
c ⋅n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅n
110 ⋅10
m = = 63510 В . 
3 3
 
 Відмітимо, що обчислені значення струму КЗ будуть натуральними 
тільки для основного ступеня напруги (І ступень). Для другого ступеня 
напруги СЕП натуральні значення струму та напруги визначають 
перерахуванням за відповідними коефіцієнтами трансформації 
трансформаторів між шуканим і основним ступенями згідно (6.3 ), а саме 
 

ІКЗ, і = ІКЗ, і ⋅n . 
 
 
Позначимо ZΣ(К1) - ZΣ(К5)  – сумарний приведений до основного 
ступеня опір короткозамкнених ланцюгів з точками замикання К1– К5 
відповідно. Знайдемо сумарний опір для кожної точці КЗ. 
Точка короткого замикання К1: 
 
   
Z∑ К1 ≡ Х∑ К1 = ХС + ХПЛ  = 7,562 + 18 =  25,56 Ом . 
 
Точка короткого замикання К2: 
 
    
Z∑ К2 ≡ Х∑ К2 = ХС +ХПЛ +ХТ = 7,56 + 18 + 220,4 ≈ 246 Ом . 
 
Точка короткого замикання К3: 
 
  2  2     2  2
Z∑ К3= Х∑ К3+ (R2 ) = (ХС +ХПЛ +ХТ +Х2 ) + (R2 ) =
 
= (7,56+18+ 220,4 +1,73)2 + (20,8)2 = 248,6 Ом
Точка короткого замикання К4: 
 
  2  2     2 
Z∑ К4 = Х∑ К4 + (R5 ) = (ХС +ХПЛ +ХТ +Х5 ) + (R5 )2 =
. 
= (7,56+18+ 220,4 +1,73)2 + (21,7)2 = 249 Ом
 
 
Точка короткого замикання К5: 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    82   
      
     
 
  2 (  )2 (     2  2
Z∑ К5 =  Х∑ К5+ R7 = ХС +ХПЛ +ХТ +Х7 ) + (R7 ) =
. 
= (7,56+18+ 220,4 +1,57)2 + (19,6)2 = 248,3 Ом
 
Знайдемо зведений струм короткого замикання для кожної точці КЗ. 
Точка короткого замикання К1: 
 


I U 63510
 КЗ (К1)  =  =  = 2484,7 А . 
z∑  К1 25,56
 
Точка короткого замикання К2: 
 


I  = U  = 63510
 КЗ (К2) = 258,2 А . 
z∑ К2 246
 
Точка короткого замикання К3: 
 


I  = U  = 63510
 КЗ (К3) = 255,47 А . 
z∑  К3 248,6
 
Точка короткого замикання К4: 
 


I КЗ (К4)  = U  = 63510
= 255 А . 
z∑ К4 249
 
Точка короткого замикання К5: 
 


I КЗ (К5)  = U  = 63510
= 255,8 А . 
z∑ К5 248,3
 
Натуральне значення струму КЗ у обраних точках буде: 
 
– точка короткого замикання К1: 
 

І  КЗ (К1)  =  ІКЗ (К1) ⋅n1 = 2484,7 ⋅1 = 2484,7 А ; 
 
– точка короткого замикання К2: 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    83   
      
     
 

І  =  І 115
КЗ (К2) КЗ (К2) ⋅n2 =  258,2 ⋅ = 2699,4 А ; 
11
 
– точка короткого замикання К3: 
 

ІКЗ (К3)  =  ІКЗ (К3) ⋅n2 = 255,47 ⋅10,455 = 2670,9 А; 
 
– точка короткого замикання К4: 
 

ІКЗ (К4)  = ІКЗ (К4) ⋅n2 = 255 ⋅10,455 = 2666 А ; 
 
– точка короткого замикання К5: 
 

ІКЗ (К5)  = І КЗ (К5) ⋅n2 = 255,8 ⋅10,455 = 2674,4 А . 
 
Таким чином, нами розраховані шукані величини IКЗ(К1) - IКЗ(К5)  
точним методом в іменованих одиницях. 
Розрахуємо ударний струм короткого замикання. 
При розрахунку ударного струму вважають [15, 12]: 
1) ударний струм наступає через 0,01 с після начала КЗ; 
2) амплітуда періодичної складової струму КЗ в момент t = 0,01c  
дорівнює амплітуді цієї складової в початковий момент КЗ. 
В простих радіальних електричних мережах ударний струм слід 
визначати згідно формули 
-0,01
   iу  = 2 ⋅ Iп 0 ⋅ (1 + e Ta )  =  2 ⋅ Iп 0 ⋅kу , 
 
де kу – ударний коефіцієнт, 
Та – стала часу затухання аперіодичної складової струму КЗ, с. 
У складних розгалужених електричних мережах ударний струм КЗ 
варто обчислювати методами вузлових напруг або контурних струмів (при 
нульових початкових умовах). 
При наближених розрахунках ударного струму КЗ в складних мережах 
допускається використовувати формулу [12] 
 
- 0,01
Та, ек
    iу  =  2  ⋅ Iп 0 ⋅ (1 + е ) , 
 
де Та, ек – еквівалентна стала часу затухання аперіодичної складової струму 
КЗ, с. 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ 84  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата      
      
     
 
Якщо точка КЗ розділяє схему на радіальні незалежні вітки, то при 
наближених розрахунках ударний струм КЗ слід визначати як суму ударних 
струмів окремих віток [12]: 
-0,01
m Ta,i
    iу  = Σ 2 ⋅ I ⋅ (1 + e ) , 
i = 1 п 0 i
 
де Iп0i  – початкове діюче значення періодичної складової струму КЗ в і-ої 
вітки.  
Розрахуємо ударний струм для точок короткого замикання К1– К5. Для 
цього використаємо указівки [12, 14], що для мереж напругою вище 1000 В, в 
яких нехтують активним опором, ударний коефіцієнт kу  = 1,8 . 
Таким чином для визначених місць короткого замикання ударний 
струм буде: 
– точка короткого замикання К1: 
 
iу (К1)  = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К1)  =  2 ⋅1,8 ⋅2484,7 = 6325 А , 
 
– точка короткого замикання К2: 
 
iу (К2)  = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К2)  =  2 ⋅1,8 ⋅2699,4 =  6871,6 А , 
 
– точка короткого замикання К3: 
 
iу (К3)  = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К3)  =  2 ⋅1,8 ⋅2670,9 =  6799 А , 
 
– точка короткого замикання К4: 
 
iу (К4)  = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К4)  = 2 ⋅1,8 ⋅2666 =  6786,5 А , 
 
– точка короткого замикання К5: 
 
iу (К5)  = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К5)  = 2 ⋅1,8 ⋅2674,4 =  6808 А . 
 
Визначені величини ударного струму та початкового значення 
періодичної складової струму КЗ заносимо у таблицю 6.1. 
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП 
Параметр Місце короткого замикання 
К1 К2 К3 К4 К5 

ІКЗ, А  2484,7 258,2 255,47 255 255,8 
ІКЗ, А  2484,7 2699,4 2670,9 2666 2674,4 
іy , А  6325 6871,6 6799 6786,5 6808 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    85   
      
     
 
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 
110 кВ 
 
Розрахунок струму однофазного короткого замикання здійснюємо у 
відносних одиницях. Для розрахункової схеми (рисунок 6.3), що містить 
точку А однофазного короткого замикання, складаємо схему заміщення 
(рисунок 6.4), користуючись рекомендаціями та припущеннями, вказаними у 
[11, 12, 15]. 
 
Рисунок 6.3 – Розрахункова схема однофазного КЗ 
 
У схема заміщення однофазного КЗ обґрунтовано нехтуємо активними 
складовими повного опору. 
 
Рисунок 6.4 – Схема заміщення однофазного КЗ 
Розрахунок ведемо у відносних одиницях. Базисну потужність довільно 
вибираємо Sб =100 МВ ⋅А , базисну напругу на першому (основному) ступені 
приймаємо Uб,1=110 кВ, базисний струм на цьому ступені буде 
 
 І  = Sб 100 ⋅106
б = ≈ 525 А . 
3 ⋅Uб,1 3 ⋅110 ⋅103
 
Модуль І(1)
КЗ  повного струму однофазного КЗ має зв’язок зі струмом 
І(1)
КЗ1  прямої послідовності однофазного КЗ співвідношенням: 
 
І(1) (1)
КЗ  = 3⋅ ІКЗ1.                                                  (6.11) 
 
У свою чергу, струм І(1)
КЗ1  прямої послідовності однофазного КЗ може 
бути визнано за допомогою метода симетричних складових, основне 
співвідношення якого у загальному вигляді має вид [12]: 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    86   
      
     
 

І(n) E

КЗ1 = А Σ
j(X + ΔX(n) ,                                          (6.12) 
1Σ )
 
 
де Е А Σ  – сумарна ЕРС джерел енергії;  
Х1Σ  – сумарний індуктивний опір схеми заміщення прямої послідовності 
відносно точці несиметричного КЗ; 
ΔХ(n)  – додатковий індуктивний опір, що визначається видом 
несиметричного КЗ (n) та параметрами схем заміщення зворотної і нульової 
послідовності. 
Для нашого випадку формула (6.12) прийме вид: 
 
І(1) Е*
КЗ1 = ⋅ Іб ,                                (6.13) 
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ
 
де Х*2Σ  – індуктивний опір зворотної послідовності; 
Х*0Σ  – індуктивний опір нульової послідовності. 
Величина Е = UC
* =1, тоді з урахуванням цього формула (6.13) 
Uб,1
прийме вид 
І(1)  = Іб
КЗ1 .                                   (6.14) 
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ
 
З методу симетричних складових також відомо, що індуктивний опір 
зворотної послідовності Х2  дорівнює індуктивному опору прямої 
послідовності Х1 [14]. У такому разі, з урахуванням того, що всі елементи 
схеми заміщення знаходяться на одному ступені напруги, а розрахунок 
проводимо у відносних одиницях, буде справедлива рівність: 
 
Х*1= Х* 2  
 
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії Х* 0, ПЛ  
визначається через опір прямої послідовності повітряної лінії Х*1, ПЛ  з 
врахуванням коефіцієнта n  за співвідношенням 
 
Х* 0, ПЛ  =  n ⋅Х*1, ПЛ . 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    87   
      
     
 
Величина коефіцієнту n  залежить від конструктивного виконання лінії 
і для одноланцюгової лінії зі сталевими тросами має значення n=3. Таким 
чином,  
Х* 0, ПЛ  =  3⋅Х*1, ПЛ                                 (6.15) 
 
Модуль І(1)
КЗ  повного струму однофазного КЗ [12, 15]: 
 
І(1) 3
КЗ  = ⋅ Іб .                              (6.16) 
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ
 
У цьому співвідношенні невідомою величиною є сумарний 
індуктивний опір нульової послідовності Х*0Σ . Величина Х*0Σ  складається з 
опору нульової послідовності системи Х* 0, С , опору нульової послідовності 
повітряної лінії Х* 0, ПЛ , а також опору нульової послідовності 
двообмоткового трансформатора Х* 0, Т  , обмотки якого з’єднані за схемою 
Y0 /Δ . 
Опір Х* 0, Т  залежить від конкретної схеми з’єднання обмоток [12] і для 
нашого випадку: 
Х* 0 Т  = Х*1 Т  = Х* Т  = UКЗ  = 0,105 . 
100
 
Опір нульової послідовності повітряної лінії Х* 0, ПЛ  визначено 
формулою (6.15). Таким чином, невідомою залишається лише одна складова, 
а саме опір нульової послідовності системи Х* 0, С . Для визначення цієї 
величини використаємо відоме співвідношення (6.15), але записане не для 
точки А, а для короткого замикання на шинах підстанції (системи):   
 
І(1) 3
КЗ, С  =  ⋅ І . 
Х*1С + Х + Х б
* 2 С * 0 С
 
Зв’язок між потужністю трифазного та однофазного коротких 
замикань[12]: 
 
S(1)
КЗ = k ⋅S(3)
КЗ  
 
де k  – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ від шин районної 
підстанції, 0 ≤ k ≤1,5  і при КЗ у точці А (поблизу трансформатора ГПП) 
k ≈1,2 . Тоді 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    88   
      
     
 
(1) (3)
І(1) S
 = КЗ k ⋅S
 = КЗ
КЗ С . 
3 ⋅UС 3 ⋅UС
 
Отримаємо: 
Х  = 3 Іб ⋅ 3 ⋅UС 3
* 0 С ⋅ - 2Х
k S(3) * С   =  ⋅X* C - 2X* C , 
⋅ КЗ k
 
тобто 
Х  = Х  3 - 2* 0 С * С  k  .  
 
 
Таким чином, ми маємо усі складові сумарного опору Х* 0 Σ  нульової 
послідовності у точці А. Для визначення Х* 0 Σ  складемо схему заміщення 
(рисунок 6.5) нульової послідовності при однофазному короткому замиканні 
у точці А. 
 
Рисунок 6.5 – Схема заміщення нульової послідовності 
 
З цієї схеми сумарний опір Х* 0 Σ  нульової послідовності станове  
 
(Х* 0 С + Х* 0 ПЛ ) ⋅ХХ  =  Х + Х + Х   =  * 0 Т
* 0 Σ * 0 С * 0 ПЛ * 0 Т . 
Х* 0 С + Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т
 
Таким чином, нами для заданої електричної розрахункової схеми та 
конкретної схеми з’єднання обмоток силового трансформатора одержані 
співвідношення, що дозволяють розрахувати модуль І(1)
КЗ  повного струму 
однофазного короткого замикання. Далі обчислюємо чисельні значення 
складових отриманих виразів. 
Сумарний індуктивний опір схеми заміщення прямої послідовності 
відносно точці несиметричного КЗ Х1Σ , а також індуктивний опір зворотної 
послідовності Х*2Σ  будуть: 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    89   
      
     
 
 
Х*1∑  = Х  = Х + Х  = Sб
* 2∑ * С * ПЛ + lПЛ ⋅х Sб
S ПЛ, пит ⋅ 2 =
КЗ Uб
100 ⋅106 6 . 
= 6 + 45 ⋅0,4 100 ⋅10
2 = 0,0625+ 0,148 = 0,2105
1600 ⋅10 (110 ⋅103 )
 
Необхідні для визначення Х* 0∑  компоненти формули (1.50) 
дорівнюють відповідно: 
 
Х  = Х  3 2 0,0625 3
− = − 2* 0 С * С  k   = 0,03125; 
  1,2 

 
Х Sб 100 ⋅106
* 0 ПЛ  =  3⋅Х* ПЛ = 3⋅ lПЛ ⋅хПЛ, пит ⋅ 2 = 3⋅45 ⋅0,4 = 0,4464  
Uб ( 2
110 ⋅103 )
 
Х  =  Х  = UКЗ, % 10,5
* 0 Т * Т = = 0,105  
100 100
 
Отже 
 
(Х* 0 С + Х* 0 ПЛ ) ⋅Х* 0 Т (0,03125+ 0,4464) ⋅0,105
Х* 0∑  =  = = 0,086  
Х* 0 С + Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т 0,03125+ 0,4464 + 0,105
 
Таким чином, модуль І(1)
КЗ  повного струму однофазного короткого 
замикання 
 
І(1)  = 3 І 3
КЗ ⋅ б = ⋅525 1575
= = 3106,5 А
Х*1∑ + Х*2∑ + Х*0∑ 0,2105+ 0,2105+ 0,086 0,507
  
Нами знайдено шукане значення модуля  повного струму однофазного 
короткого замикання: І(1)
КЗ = 3106,5 А . 
 
 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    90   
      
     
 
7  ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. 
ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ.  
ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ 
 
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП 
 
Підстанції комплектні трансформаторні блокові на напругу 110 кВ 
(КТПБ 110 кВ) призначені для прийому, перетворення, розподілу і транзиту 
електричної енергії трифазного змінного струму промислової частоти 50 Гц 
при номінальних напругах 110 кВ і використовуються для електропостачання 
великих мережевих підстанцій, промислових і комунальних споживачів, 
сільськогосподарських районів і великих будівництв [5, 6]. 
КТПБ 110 кВ призначені для зовнішньої установки на висоті не більше 
1000 м над рівнем моря і роботи в умовах, відповідних виконань УХЛ 
категорії розміщення I і ожеледі згідно з «Правилами улаштування 
електроустановок». 
Основні параметри і характеристики КТПБ відповідають значенням, 
що наведені в таблиці.  
КТПБ складається з відкритих розподільних пристроїв (ВРП) з 
елементами ошиновки, кабельних конструкцій, загально станційного пункту 
управління (ЗПУ), елементів гнучкої ошиновки 10 (6) кВ, комірок 
трансформаторів власних потреб (ТВП) і розподільчих  установок   6 (10), 
35 кВ зовнішньої установки. У районах півночі комірки КРУ розміщуються 
тільки в закритих розподільних пристроїв (ЗРП). В якості КРУ 10 (6) кВ 
можуть застосовуватися осередку серії КНВ-10, камери КСО-202 [5].   
ОРУ виконуються з блоків зі змонтованими апаратами високої напруги 
і елементів ошиновки. Залежно від реалізованої схеми підстанції, до складу 
ВРУ 110 кВ входять наступні блоки  [5] : 
- Блок ОПН; 
- Блок ізоляторів БІ; 
- Блок вимикача БВ; 
- Блок роз'єднувача БР; 
- Блок трансформаторів струму БТС; 
- Блок трансформаторів напруги БТН; 
- Блок прийому ПЛ БП. 
Конструкція блоків прийому ПЛ 110 кВ забезпечує портальний прийом 
із застосуванням гірлянд і натяжних пристроїв, а також безпортальний 
прийом безпосередньо на блок прийому ПЛ  [5].  
Кабельні конструкції в КТПБ передбачені двох типів:  
- наземні із залізобетонних елементів, для основних кабельних 
потоків. 
- підвісні, з металевими лотками, заводський поставки для 
одиночних кабелів і кабельних зв'язків в межах ВРП  [5, 6]. 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    91   
      
     
 
Залежно від виконання КТПБ, призначення і від кліматичних умов, 
схеми головних кіл виконуються окремо. Схеми допоміжних кіл 
відповідають типовим рішенням і схемами, спеціально розробленим для 
КТПБ з вимикачами на 110 кВ  [5]. 
Електрична міцність ізоляції головних і допоміжних ланцюгів КТПБ 
110 кВ відповідає вимогам ДСТУ, відповідно з яким ізоляція повинна 
витримувати випробувальну напругу. 
Устаткування, що  передбачене в схемах електричних з'єднань 
головних кіл елементів КТПБ,  узгоджується з Замовником поставка 
наступного обладнання. Додатково вибираються  [5]: 
- силові трансформатори; 
- силові і контрольні кабелі, а також кабелі зв'язку; 
- спуски з ПЛ 35-110 кВ до блокам прийому; 
- натяжні і підтримуючі гірлянди; 
-  труби для прокладки кабелів; 
- затискачі типу АШМ; 
- збірні залізобетонні елементи; 
- рейки для установки силових трансформаторів. 
 
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН 
 
Апарати, які застосовують в електроустановках, повинні задовольняти 
умовам довготривалої номінальної роботи, режиму перевантаження 
(форсований режим) та режиму можливих коротких замикань[1,3]. 
Апарати також повинні відповідати умовам навколишнього 
середовища, виду установки (відкрита чи закрита), температурі, вологості, 
запиленості та іншим показникам. 
До силової апаратури мережі живлення відносяться комутаційні 
апарати РУВН (вимикачі і роз’єднувачі та ін.), які вибираються по 
максимальному струму і номінальній напрузі і перевіряються на 
електродинамічну і термічну стійкість до струмів КЗ  [5]. Результати вибору 
зводяться в таблицю 7.1. 
Вимикач вважається правильно вибраним, якщо каталожні дані більше 
(дорівнюють) розрахунковим.  
Роз’єднувач вибирається аналогічно, тільки відсутня перевірка на 
допустимий струм відключення.  
У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою 
апаратурою є високовольтні вимикачі і роз’єднувачі  [5].  
Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо 
обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою 
таблиці 7.1, у якої в першу графу заносяться відповідні розрахункові дані, і 
графу 2 – відповідні каталожні дані [5], а графа 3 містить умови вибору 
апаратів. Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії ВГТ–110II*–
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    92   
      
     
 
40/2500У1 з допустимим нижнім робочим значенням температури 
оточуючого повітря – 45°С, допустимою швидкістю вітру до 40 м/с, 
сейсмічності – до 9 балів та приводом пружинного типу. 
Результати вибору зводимо в таблицю 7.1. 
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача  
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору 
1 2 3 
Uном  = 110 кВ  Uном к  = 110 кВ  Uном  ≤  Uном к  
Іроз = 17,36 А  І  ном = 2500 А  Іроз ≤ Іном  
іy  = 6,88 кА   I mах дин  = 102 кА  іу ≤  Imax дин   
I n t  = 2,695 кА  І в і д к л  =  40 кА  I  n t ≤ Iв і д к л  
В = І2
К П ⋅ tК = (2,695 ⋅103)2 ⋅0,035 = IT = 40 кА;  t = 3 с;  
 T  ВК ≤  І2
Т ⋅ tT  
= 0,254 ⋅106  В2 ⋅с I2
T ⋅ tT = 4800 ⋅106  В2 ⋅с
 
В таблиці 7.1: 
ВК  – тепловий імпульс струму короткого замикання; 
ІТ  – нормований струм термічної стійкості апарата; 
tT  – нормований час термічної стійкості апарата; 
Imax дин  – амплітудне значення повного струму електродинамічної 
стійкості вимикача. 
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [19]. 
Алгоритм вибору роз’єднувача відрізняється від алгоритму вибору 
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка 
струму відключення. 
Результати вибору зводимо в таблицю 7.2. 
Попередньо по номінальним даним обираємо роз’єднувач серії РГН–
110/1000 УХЛ1  [5]. 
 
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача 
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору 
1 2 3 
Uном  = 110 кВ  Uном к  = 110 кВ  Uном  ≤  Uном к  
Іроз = 17,36  А  І  ном = 1000 А  Іроз ≤ Іном  
іy  = 6,793 кА   I mах дин  = 80 кА  іy ≤  Imах дин   
В = І2 ⋅ t = (2,695 ⋅103)2
К П К ⋅0,035 = IT = 40 кА;  tT = 3 с;  
 
6 2 2 6 2  ВК ≤  І2
Т ⋅ tT  
= 0,254 ⋅10  В ⋅с IT ⋅ tT = 4800 ⋅10  В ⋅с
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    93   
      
     
 
Остаточно, по даним таблиці обираємо роз’єднувач серії РГН–110/1000 
УХЛ1, який на протязі терміну експлуатації (30 років) не вимагає технічного 
обслуговування [5]. 
 
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН  
 
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі. 
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі 
живлення. Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач 
навантаження вакуумний типу ВВЭ–10–20/1000 У3 з вбудованим 
електромагнітним приводом [5]. 
При розрахунках розрахункового струму ввідного вимикача 10 кВ 
значення Іроз  визначаємо за співвідношенням 
 
S
І ВН ГПП 6616 ⋅103 В ⋅А
роз = = 3 = 382 А. 
 3 ⋅Uном 1,732 ⋅10 ⋅10  В
 
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ 
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору 
1 2 3 
Uном  = 10 кВ  Uном к  = 10 кВ  Uном  ≤  Uном к  
І  роз = 382 А  І  ном = 1000 А  Іроз ≤ Іном  
іy  = 6,927 кА   I mах дин  = 52 кА  іу ≤  Imах дин   
I n t  = 2,721 кА  І в і д к л  =  20 кА  I  n t ≤ Iв і д к л  
ВК = І2 3 2
П ⋅ tК = (2,721⋅10 ) ⋅0,055 = IT = 20 кА;  tT = 3 с;  
  В ≤  І2 ⋅ t  
= 0,428 ⋅106  В2 ⋅с I2
T ⋅ tT =1200 ⋅106  В2 ⋅с К Т T
 
При розрахунках розрахункового струму секційного вимикача 10 кВ 
значення Іроз  визначаємо за співвідношенням 
 
S
І ВН ГПП 6616 ⋅103 В ⋅А
роз, с е к ц. = = 3 = 191 А . 
2 ⋅  3 ⋅Uн 2 ⋅1,732 ⋅10 ⋅10  В
  
Попередньо по номінальним даним обираємо секційний вимикач 
вакуумний типу ВВЭ–10–20/630 У3 з вбудованим електромагнітним 
приводом [5]. 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    94   
      
     
 
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ 
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору 
1 2 3 
Uном  = 10 кВ  Uном к  = 10 кВ  Uном  ≤  Uном к  
І  роз  секц  = 191  А  І  ном = 630 А  Іроз  секц ≤ Іном  
іy  = 6,927 кА   I mах дин  = 80 кА  іу ≤  Imах дин   
I n t  = 2,721 кА  І в і д к л  =  20 кА  I  n t ≤ Iв і д к л  
В = І2 3
К П ⋅ tК = (2,721⋅10 )2 ⋅0,055 = IT = 20 кА;  tT = 3 с;  
  
6 2 2 6 В ≤  І2 ⋅ t  
= 0,428 ⋅10  В ⋅с IT ⋅ tT =1200 ⋅10  В2 ⋅с К Т T
 
7.4 Вибір трансформаторів струму 
 
Трансформатори струму, для живлення вимірювальних приладів, 
вибираються []: 
– за номінальною напругою 
 
Uвст ≤ Uном; 
 
– за номінальним струмом 
 
Іроб.max ≤ І1ном , 
 
причому номінальний струм повинен бути якомога ближче до робочого 
струму установки, так як недовантаження первинної обмотки призводить до 
збільшення похибок; 
– за конструкцією і класу точності; 
– по електродинамічної стійкості. 
Слід враховувати, що електродинамічна стійкість у каталогу може 
задаватися у двох формам: задано номінальний струм електродинамічної 
стійкості iдин  або кратність номінального струму електродинамічної 
стійкості Кдин . 
Умови перевірки на електродинамічну стійкість аналогічні умовам, що 
використовуються при виборі вимикачів, але конкретна форма залежить від 
параметра, яким стійкість задана у каталозі  [5]. 
Термічна стійкість у каталогу також може задаватися у одній з двох 
форм  [1, 6]:  
– задана кратність номінального струму термічної стійкості Ктер  і 
допустимий час tтер  протікання струму Iтер ;  
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    95   
      
     
 
– задано номінальний струм термічної стійкості Iтер  і допустимий час 
tтер  його протікання. 
Далі виконують перевірку за відомими методиками на термічну 
стійкість. 
Для забезпечення обраного класу точності необхідно проводити 
розрахунок і перевірку навантаження вторинної обмотки і його 
співвідношення з нормованим для даного класу точності. 
Для зручності вихідні дані та результати розрахунків представляють у 
вигляді таблиці, наприклад таблиця 7.3 
Трансформатори струму вибирають за номінальною напругою, 
первинному та вторинному струмам, за родом встановлення, конструкції, 
класу точності та перевіряємо на термічну стійкість при короткому замиканні 
таблиця 1.12.  
Попередньо обираємо трансформатор струму [19] напругою 10 кВ типу 
ТШЛП–10К  [5]. 
Таблиця 7.5 – Вибір трансформаторів струму напругою 10 кВ ТШЛП–10К 
Розрахункові дані Каталожні дані 
Uном  = 10 кВ  Uном к  = 10 кВ  
І  роз = 382 А  І  ном к = 1000 А  
і дин  =  kдин ⋅ 2 ⋅ І ном к =
іy  = 6,927 кА  = 30 ⋅1,4 ⋅1000 кА =  
=  42 ⋅103 кА
В = І2
К П ⋅ tК = (2,721⋅103)2 ⋅0,12 = IT = 31,5 кА;  t
 T = 4  с;  
 
= 0,888 ⋅106  В2 с I2 6
⋅ T ⋅ tT = 3969 ⋅10  В2 ⋅с
 
Номінальний струм вторинної обмотки I2H = 5 A , допустима потужність 
S2H  вторинної обмотки при cosϕ = 0,8  клас точності 0,5 складає 15 ВА  [5].  
Сумарний опір приладів 
 
ΣS
r прил.
прил.= I 2 ,  
2Н
 
де Sприл = 7  ВА – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники 
активної та реактивної енергії та ін.).  
rк −  опір контактів rк = 0,1  Ом. 
 
 r 14
прил.= 2 =0,28  Ом. 
5
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    96   
      
     
 
Опір з'єднувальних проводів: 
 
S 2
2Н   -  I2Н (r  +  r )
r пров  = прил к
I2 ;  
2Н
 
r  = 15 - 25 ⋅ (0,28 + 0,1)
пров  = 0,22Ом. 
25
 
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp = lпров = 25 м. 
Переріз з'єднувальних проводів 
 
l
F = p. ⋅ρ
пров. ; 
rпров.
 
F  = 25 ⋅0,02
пров.  = 2,27 мм2. 
0,22
 
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом 
F = 2,5 мм2 . 
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф . 
 
rпров.ф + rприл. < rн = 0,6  Ом; 
 
0,2 + 0,28 = 0,48 < 0,6. 
 
Обраний трансформатор струму забезпечить допустиму похибку в 
межах класу точності 0,5  [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 [5]: 
– за напругою встановлення 
 
Uвст ≤ Uном; 
 
– за конструкцією і схемою з'єднання; 
– за класом точності; 
– за вторинному навантаженню: 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    97   
      
     
 
S2Σ ≤ S2ном , 
 
де S2ном  – номінальна потужність вторинної обмотки у обраному класі 
точності. При визначенні потужності враховується схема з'єднання. 
Результати розрахунку навантаження основної обмотки 
трансформатора для зручності подають у вигляді таблиці 7.6 
В мережі 10 кВ приймаємо попередньо до встановлення трансформатор 
напруги типу НТМИ–10–66УЗ [5]. Розрахунок навантаження основної 
обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6. 
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги 
Потужність, Потужність, що 
що cosφ споживається 
Прилад Тип споживається  
котушкою, tgφ P, Q, S, 
Вт Вт вар ВА 
Вольтметр Э–365 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028 
Лічильник А1800 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048 
Всього:  3  0,048 0,061 0,077 
 
Якщо номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі 
точності 0,5 S2H =120  В⋅А більше Sф  (В⋅А), тоді він буде працювати з 
допустимою похибкою. 
 
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість 
 
Переріз кабелю на термічну стійкість до струмів трифазного короткого 
замикання перевіряють за співвідношенням [5]: 
 
I ⋅  t
F  = ∞ пр
min , 
С
 
де tпр  – приведений час; 
С – коефіцієнт, що відповідає різниці теплоти, яка в провіднику після і до 
короткого замикання (для кабелів з алюмінієвою жилою С = 85)  [1].  
Приведений час можна визначати по виразу 
 
tпр = tзах + tвідкл , 
 
де tзах  – тривалість дії захисту, с; 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    98   
      
     
Кількість 
Котушок, 
шт. 
 
tвідкл  – тривалість дії апаратури, що відключає лінію. 
У нашому випадку: 
 
tпр = tзах + tвідкл = 0,08 + 0,055 = 0,135 с . 
 
У такому разі 
 
I∞ ⋅  t
F  = пр  = 2674,4 ⋅ 0,135
min  = 11,56 мм2 . 
С 85
 
Таким чином, для кабельна лінія що перевіряється,  переріз якої 50 мм², 
задовольняє умовам термічної стійкості до струмів трифазного короткого 
замикання. 
Перевірку інших високовольтних кабельних лінії виконуємо 
аналогічним чином, при необхідності змінюючи переріз до найближчого 
більшого стандартного. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    99   
      
     
 
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ 
 
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 
1000 В, з якої найбільш поширена – напруга 380 кВ  [4]. 
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі 
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори [4]: 
– вимоги до надійності електропостачання і резервування,  
– режими роботи електроприймачів,  
– розміщення їх по території цеху,  
– номінальні струми та напруги, 
– вплив мікроклімату виробничих приміщень.  
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за конструкцією  
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.  
По способам ізоляції мережі діляться на дві групи: такі, що виконані 
голими проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і такі, що 
виконані кабелями і ізольованими проводами (електропроводки).  
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного призначення 
та конструктивного виконання. 
 
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання цеху 
 
Цехові мережі виконують за радіальною, магістральною або змішаною 
схемами [4, 6, 13]. Кожний вид схем має свою найбільш доцільну область 
застосування.  
На рисунку 8.1 приведена проста радіальна схема цехової електричної 
мережі. 
 
 
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    100   
      
     
 
 Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми 
живлення використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше 
розповсюдженні змішані схеми [4, 6, 13]. 
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способів їх виконання 
здійснюється при проектуванні на основі вивчення технології виробництва, 
умов оточуючого середовища, вимог електробезпеки та пожежної безпеки 
згідно ПУЕ [1]. 
Розміщення технологічного обладнання на плані цеху, надійність 
електропостачання електроприймачів, номінальні напруги, потужності 
електроприймачів, відстань від центру живлення, характер навантаження та її 
розподіл по площі цеху є визначальними факторами при виборі схеми та 
конструкції цехової мережі [4, 6, 13]. 
 З врахування всіх факторів, що впливають на вибір схеми живлення, 
обираємо радіальну схему. Живлення розподільчих пунктів здійснюємо 
кабелями.  
 Наявність на КТП і поблизу від неї комутаційно-захисних апаратів, 
окремих приєднаній дозволяє простіше вирішувати задачі автоматизації в 
цеховій електричній мережі.  
 Усі споживачі можуть лишитися живлення тільки при ушкодженні на 
збірних шинах ТП що малоімовірне внаслідок достатньо надійної конструкції 
шаф комплектної трансформаторної підстанції (КТП) [13]. 
 
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем 
 
8.2.1 Загальні відомості 
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної 
та електричної частин [7]. 
В світлотехнічної частині нами вирішуються наступні завдання: 
обираються типи джерел світла і світильників, намічають найбільш доцільні 
висоти встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні 
характеристики освітлювальних установок. 
 
8.2.2 Розрахунок освітленості 
Розрахунок освітлення цеху проводимо методом світлового потоку [7] 
(методом коефіцієнту використання). 
Розраховуємо освітлення цеху, розміри якого А×В×Н = 82×38×10 , 
освітлення виконано лампами типа ДРЛ с світильниках РСП05/ГОЗ. В 
подальшому використаємо позначення, приведені на рисунки 8.2. В нашому 
випадку hp  = 0,8 м;   hc  = 1,2 м . 
 
Ф к3 ⋅Е= min ⋅S ⋅z ,                                           (8.1) 
N ⋅η
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    101   
      
     
 
де кз  – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [7]; 
Еmin  – мінімальна освітленість, лк; 
S  – площа освітлювального приміщення, м2 ; 
E
z  – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z = cp =1,1…1,15 ;  
Emin
N  – прийнята кількість світильників, т..; 
η – коефіцієнт використання світлового потоку. 
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається по 
довідковим таблицям [7] в залежності від типу прийнятого світильника, 
коефіцієнтів відбиття від поверхонь приміщення і від індексу приміщення 
“і”, останній визначається за виразом  
 
i A ⋅B
= ,                                             (8.2) 
(A + B) ⋅h
 
де А, В, h – відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу 
світильника, м. 
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається 
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника 
не повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не 
перевищувати більше ніж на 20 % розрахункового значення. В противному 
разі змінюється кількість світильників і розрахунок повторюється. 
Приймаємо λе = Lв / h =1, тоді отримаємо відстань між світильниками 
 
Lв = λе ⋅h.   
 
Розраховуємо кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад 
розміщення світильників приведений на рисунку 8.2. 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    102   
      
     
 
 
 
Рисунок 8.2 –– Розміщення світильників цеху 
 
Після прийняття схеми розміщення світильників проводиться перевірка 
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим 
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу [7] 
 
n
Фсв ⋅µ ⋅∑ei
Е = i=1 , 
1000 ⋅к3
 
де Фсв  – світловий потік прийнятого світильника, лм; 
µ  – коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників, 
µ =1,11,2 ; 
n
∑ei  – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових 
i=1
ізолюкс, лк; 
n  – кількість врахованих світильників. 
Намітимо розміщення в світильників цеху, в першу чергу висоту 
підвісу h . 
 
h = H - hр  - hс   =  10 -  0,8 -  1,2 =  8 м . 
 
Для прийнятого світильника, що має глибоку криву сили світла (буква 
Г в позначенні світильника), знаходимо значення λ  – λ=1. 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    103   
      
     
 
Відстань між світильниками 
 
La  = λ ⋅h = 1⋅8 =  8 м . 
 
При La  = 8 м  в ряду можна розмістити 9 світильників, тоді  
2 ⋅ l = 62 −8 ⋅7 = 6м, 
           де l = 6  м. 
Приймаємо число рядів світильників рівним 8, тоді Lb  = 6 м , а 
величина  
La  = 8  =  1,33 ≤  1,5. 
Lb 6
 
 
Отримаємо кількість світильників в цеху N = 64.  
Розрахуємо індекс приміщення за виразом (8.2): 
 
і = 62 ⋅48
= 3,38 . 
8 ⋅ (62 + 48)
 
Для приміщення з індексом і = 4,2  та коефіцієнтом відбиття 
ρп  = 0,7;   ρс  = 0,5;   ρр  = 0,1 коефіцієнт використання світлового потоку 
світильників КВ =0,69. Для мінімальної освітленості Emin  = 200 лк та 
коефіцієнту запасу КЗ  = 1,5 світловий потік Фсв   відповідно до виразу (8.1) 
складає  
 
Ф =  200 ⋅1,5 ⋅2976 ⋅1,15
св = 23592 лм. 
62 ⋅0,68
 
 
Обираємо лампу ДРЛ 400 з потужністю 400 Вт, що має світловий потік 
Fн о м = 24000 лм [20].  
Визначимо відхилення обраного значення світлового потоку від 
розрахованого: 
F  - F
Δ(%) = р ном ⋅100 %   
Fр
 
Δ(%) 23592  -  24000
= ⋅100 %  =  1,7 %  
23592
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    104  
  
      
     
 
Обрана лампа за світловим потоком відрізняється від розрахункового 
на 8,2 % , що допустимо.  
Активна потужність системи освітлення складає: 
 
Рос Σ = PДРЛ ⋅N  
 
Рос Σ = 400 ⋅64 = 25600  Вт. 
 
Реактивна потужність системи освітлення дорівнює: 
 
Qmax оc = Pmax оc ⋅ tgϕ0  
 
Qmax оc = 25,6 ⋅0,2 = 5,12 квар. 
 
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок 
Цехові мережі електричного освітлення повинні відповідати всім 
вимогам ПУЕ до мереж напругою до 1 кВ та ще специфічним вимогам. Це 
обумовлено їх значною довжиною та доступністю, необхідністю 
забезпечення нормального ходу технологічного процесу, безпеки людей та 
пожежної безпеки [7]. 
 
 
 
 
 
 
Рисунок 8.3 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок 
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема 
 
 
При двотрансформаторних підстанціях (рисунок 8.4) забезпечується 
більш висока надійність освітлення, коли частина освітлювальних установок 
живиться від одного трансформатора, а друга – від іншого [7].  
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    105  
  
      
     
 
 
Рисунок 8.4 – Схема живлення освітлювальної установки від 
двотрансформаторної підстанцій 
 
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 [7]. 
Для освітлювальних установок з лампами розжарювання розрахункова 
потужність ( Рроз , кВт) визначається виразом 
 
n
Рроз = кп ⋅∑Рномі ,
i=1  
 
де кп  – коефіцієнт попиту; 
n
∑Рном  – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт; 
і
i=1
n  – кількість груп світильників. 
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно 
враховувати втрати в ПРА 
 
n
Рроз = кп ⋅кдод ⋅∑Рномі ,
i=1  
 
де кдод  – коефіцієнт додаткових втрат, що складає для люмінесцентних ламп 
зі стартерною схемою запалювання 1,25; при безстартерних схемах 
запалювання 1,3; для ламп ДРЛ – 1,12; ДРИ, ДНаТ – 1,15, ДКсТ – 1,1. 
Коефіцієнти попиту для розрахунку навантажень робочого освітлення 
в живильній мережі приведені в таблиці 8.1 [7]. 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    106   
      
     
 
Таблиця 8.1 – Значення коефіцієнтів попиту для різних споживачів 
Характеристика споживачів кп  
Дрібні будівлі виробничого характеру  1,0 
Виробничі будівлі, що складаються з окремих великих прольотів 0,95 
Виробничі будівлі, що складаються з декількох окремих 
приміщень 0,85 
Проектні і конструкторські організації 0,85 
Школи, ПТУ  0,8 
Підприємства суспільного харчування  0,8 
Підприємства побутового обслуговування  0,8 
Готелі і заклади керування 0,7 
 
Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок мережі 
аварійного освітлення приймається рівним 1,0. 
Для обраної нами системи освітлення розрахункова потужність 
дорівнює: 
 
Рроз ос = 0,95 ⋅1,12 ⋅25,6 = 27,2 кВт. 
 
Для цеха обираємо схему живлення освітлювальної установки, що 
приведена на рисунку 8.5. 
 
Рисунок 8.5 – Схема живлення освітлювальної установки: 
1 – магістральні щитки робочого освітлення; 2 – групові щитки робочого освітлення 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    107   
      
     
 
Загальна кількість світильників в цеху N = 40  розподілена на 4 групові 
щитки робочого освітлення рівномірно по 10 штук. Світильники кожного 
групового щитка рівномірно розподілені по фазах. 
При цьому виконані умови щодо максимальної довжини трифазних  
 Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим 
струмом навантаження є  
 
Ідоп > Іроз , 
 
де Іроз  – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А. 
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний 
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі. Розрахунковий 
струм в залежності від системи виконання мережі визначається виразами:  
– для однофазних двопроводних мереж (1ф + N) 
 
P 3
I = роз ⋅10
pоз ; 
Uф ⋅cosϕ
 
– для двофазних двопроводних мереж (2ф + N) 
 
P 3
I = роз ⋅10
pоз ; 
2 ⋅Uф ⋅cosϕ
 
– для трифазних чотирипроводних мереж (3ф + N) 
 
P ⋅103 3
I = роз Pроз ⋅10
pоз = , 
3 ⋅Uл ⋅cosϕ 3⋅Uф ⋅cosϕ
 
де Рроз  – розрахункова потужність, кВт; 
Uф, Uл  – відповідно фазна і лінійна напруга, В; 
cosϕ  – коефіцієнт потужності, для мереж з лампами розжарювання 
cosϕ =1; для мереж з люмінесцентними лампами cosϕ = 0,95; для 
газорозрядних ламп типу ДРЛ, ДРИ, ДНаТ з конденсаторами cosϕ = 0,9 ; без 
конденсаторів – cosϕ = 0,57 . 
Враховуючі, що кількість світильників, що підключається на одну фазу 
групової мережі не повинна перевищувати для ламп ДРЛ 20 штук, 
приймаємо симетричне розподілення ламп : ЩО1 – 20 штук, ЩО2 – 20 штук. 
Групові лінії освітлювальної мережі цеху виконуємо у вигляді 
трифазних чотирипроводних мереж (3ф + N). 
Розрахунковий струм провідника від шин 0,4 кВ до магістральних 
щитків робочого освітлення при обраної схемі визначається за 
співвідношенням: 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    108   
      
     
 
I 1 Pроз ос
pоз = ⋅ . 
2 3⋅Uф ⋅cosϕ
 
I 1 27,2 ⋅103
pоз = ⋅ = 22,9 А. 
2 3⋅220 ⋅0,9
 
Обмеження на групові щитки, що використовуються за радіальною 
схемою, складають 200 А. Таким чином, для обраної радіальної схеми та 
прийнятого розподілу ламп між щитками для обраної схеми, вимоги щодо 
даного обмеження, виконуються. 
Згідно отриманих вихідних даних, а також перерізу алюмінієвих 
двожильних кабелів, що відповідає розрахунковому струму Ipоз = 22,9 А 
обираємо алюмінієвий чотирижильний кабель типу АППВ (4х6) з 
допустимим струмом 40 А [5]. 
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги. 
Метою розрахунків є забезпечення припустимих рівнів напруг на 
джерелах світла [7]. 
Зниження напруги щодо номінальної пов'язано зі зменшенням 
світлового потоку світильників і, у кінцевому рахунку, рівнів освітленості на 
робочих місцях. 
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної 
мережі (%) визначається виразом  
 
∆U M
= ,                                              (8.3) 
C ⋅F
 
де М – момент освітлювального навантаження, кВт⋅м (рисунок 8.6); 
С – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної 
системи мережі і матеріалу провідника [7]; 
F – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2. 
 
Рисунок 8.6 – Схеми підключення світильників 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    109   
      
     
 
Таблиця 8.2 – Значення коефіцієнта С 
Напруга Коефіцієнт С для 
мережі, Система мережі і роду струму провідників 
В мідних алюмініє
вих 
380/220 Трифазна з нульовим проводом 77 46 
380/220 Двофазна з нульовим проводом 34 20 
220 Однофазна двопровідна змінного або постійного 
струму 12,8 7,7 
220/127 Трифазна з нульовим проводом 25,6 15,5 
220 Трифазна трипровідна 25,6 15,5 
220/127 Двофазна з нульовим проводом 11,4 6,9 
127 Однофазна двопровідна змінного струму 4,3 2,6 
110 Двопровідна змінного або постійного струму 3,2 1,9 
36 Трифазна 0,68 0,42 
36 Двопровідна змінного або постійного струму 0,34 0,21 
24 Те ж 0,153 0,092 
12 Те ж 0,038 0,023 
 
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від 
схеми підключення світильників і їхньої потужності.  
Розрахуємо моменти освітлювального навантаження М для найбільш 
віддалених ділянок і світильників.  
Для ділянки 1 (рисунок 8.6) – від шин РУНН підстанції до групового 
щитка робочого освітлення в кінці цеху [7]: 
 
−M1 = P1 ⋅L1  , 
де P 1
1 = ⋅Pроз ос  потужність групового щитка робочого освітлення, 
4
L1 =  18 м – відстань від ТП до групового щитка робочого освітлення. 
 
1
−M1 = ⋅24,2 ⋅18 =109  кВт∙м. 
4
 
Для ділянки 2 (рисунок 8.6) – від шин РУНН підстанції до для найбільш 
віддалених світильників:  
 
−M L
2 = P2 ⋅L0 + P ⋅ (L0 + )  , 
2
P
де P = роз ос
2 ,  
4
P 24,2
2 = = 6,05 кВт. 
4
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    110   
      
     
 
L0  = 46м – відстань від ТП до останньої восьмої освітлювальної магістралі, 
L = 25 м – довжина магістралі, 
 
P
P2 =
роз ос ; 
40
 
P 24,2
2 = = 0,605 кВт. 
40
 
Таким чином 
 
−М2 = 6,05 ⋅46+ 0,605(46+12,5) = 63,2  кВт∙м. 
 
Втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної мережі згідно (8.3) 
складають: 
Для першої ділянки: 
 
U 109
∆ 1 = = 0,4 %. 
46 ⋅6
 
Для другої ділянки: 
 
U 63,2
∆ 2 = = 0,23 % . 
46 ⋅6
 
Таким чином, вимоги до напруги в найбільш віддалених лампах 
внутрішнього освітлення цеху промислового підприємства – бути не нижче 
97,5 % Uном  – виконується.  
 
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву 
 
Деякі мережі та її елементи перевірці на економічну густину струму, 
згідно ПУЕ [1] не підлягають, що треба окремо проаналізувати та 
обов’язково вказати ( у вигляді переліку або таблиці). 
 Вибір перерізу провідників здійснюється за таблицях [1]. При цьому 
повинно виконуватися умова 
 
Ipоз ≤ Iдоп , 
 
де Iдоп  – допустимий тривалий струм навантаження в кабелі, проводі и шині 
для даного перерізу згідно ПУЕ. 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    111   
      
     
 
  Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху слід також 
враховувати за допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3. 
 Обраний переріз провідника по умовам нагріву довготривалим струмом 
необхідно перевіряти по нагріву струмом післяаварійного режиму відповідно 
до схеми цехової мережі. Отримані дані заносимо у таблицю. 
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних 
характеристик ( кількості приєднаних електроприймачів , сумарного струму 
І  роз, РП  споживачів, що приєднані до РП, тощо). І  роз, РП  визначається за 
виразом [6] 
 
І роз, РП   =  ∑  Ipозі ⋅КПі ,                                    (8.4) 
 
де КПі  – 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. 
 
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж 
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів 
кабелів, проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи 
електропостачання на напрузі до 1 кВ [6].  
Вибір перерізів провідників за технічними умовами включає [6]: 
– вибір за умовою теплового нагрівання; 
– за їх пропускною спроможністю та умовами захисту; 
– за втратами напруги; 
– за термічною стійкістю до струмів КЗ; 
– механічну міцність; 
– за умовою виникнення корони. 
Необхідно оцінити вплив і врахування цих факторів при виборі 
перерізу для кабельних і повітряних ліній, так як перелічені фактори по-
різному впливають залежно від номінальної напруги, конструктивного 
виконання (кабель, шинопровід), призначення мережі (силова, рухливих ЕП, 
освітлювальна тощо). Тому рішення слід приймати для кожного конкретного 
випадку на підставі вимог і довідкових даних ПУЕ та інших нормативних 
документів [6]. 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    112  
  
      
     
 
 
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 [1,4]. 
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині 
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в 
цілому [1, 14] за співвідношенням (2.1) 
 
P
I роз
pоз  = , 
3 ⋅Uном ⋅cosφ
 
де Рном  – номінальна потужність згідно з завданням, кВт ; 
Uном  = 0,38  кВ. 
Умовами вибору ліній живлення [1] є виконання співвідношення 
 
І  роз  ≤  Ку. п ⋅ Ітр. доп Л ,                                    (8.5) 
 
Де Ітр. доп Л  – допустимий тривалий струм лінії живлення, А; 
Ку.п  – коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21 
ПУЕ. 
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на 
допустимий тривалий струм залежно від температури (табл. 1.3.3 ПУЕ), 
співвідношення прийме вид 
 
І  ном доп. Л  ≥   Іmах  = 1,25 ⋅ Іроз ,                              (8.6) 
 
Переріз провідників однофазної цехової мережі обираємо згідно 
величині розрахункового струму за співвідношенням 
 
I Pном
pоз (однофаз)  = ,                                (8.7) 
Uном ⋅cosφ
 
де Рном  – номінальна потужність згідно з завданням, кВт; 
Uном  = 0,38 (0,22)  кВ – лінійна або фазна напруга відповідно. 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    113   
      
     
 
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі 
живлення споживачів цеху, обираємо за каталожними даними [19] кабелі і 
результати заносимо в таблицю 8.3. 
 
Таблиця 8.3 – Вибір перерізу живлячого кабелю 
Найменування Рном , cosϕ   І  роз , Imax ,  Ітр. доп, 
електроприймачів Марка 
кВт А А А 
1 2 3 4 5 6 7 
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В 
Прес двоударний 21,8 0,88 37,5 46,9 62 АВВГ(4х16) 
Фасонно-відрізний 
верстат 6,0 0,78 11,7 14,6 19 АВВГ(4х2,5) 
Трубовідрізний  верстат 46,4 0,84 83,7 104,6 109 АВВГ(3х35)+(1х25) 
Прес-ножиці 32,4 0,80 61,4 76,7 82 АВВГ(4х25) 
Гільотина 85,8 0,81 160,5 200,6 219 АВВГ(4х120) 
Трубозгинальний 
верстат 23,2 0,84 41,8 52,3 46 АВВГ(4х10) 
Вентилятор припливний 11,0 0,87 19,2 23,9 27 АВВГ(4х4) 
Вентилятор витяжний 3,6 0,81 6,7 8,4 19 АВВГ(4х2,5) 
Тельфер 3,8 0,90 6,4 8,0 19 АВВГ(4х2,5) 
Радіально-свердлильний 
верстат 13,2 0,88 22,7 28,4 27 АВВГ(4х4) 
Листогиб механічний 62,0 0,80 117,4 146,8 167 АВВГ(3х70)+(1х35) 
Відрізний ножовочний 
верстат 6,8 0,88 11,7 14,6 19 АВВГ(4х2,5) 
Довбальний верстат 25,2 0,85 44,9 56,1 67 АВВГ(3х16)+(1х10) 
Однофазні електроприймачі 
Індукційна піч ІПП -1 6,0 0,56 28,2 35,3 43 АВВГ(2х4) 
Індукційна піч ІПП -2 4,0 0,51 20,6 25,7 33 АВВГ(2х2,5) 
Індукційна піч ІПП -3 5,2 0,62 20,7 25,9 33 АВВГ(2х2,5) 
Індукційна піч ІПП -4 8,5 0,65 34,4 43 43 АВВГ(2х4) 
Електропіч ПЕ-1 5,5 0,75 33,3 41,6 43 АВВГ(2х4) 
Електропіч ПЕ -2 8,2 0,8 45,6 57 72 АВВГ(2х10) 
Електропіч ПЕ -3 7,5 0,7 48,7 60,8 72 АВВГ(2х10) 
 
Вибір розподільчих пунктів проводимо  згідно співвідношення (8.4). 
Для нашого випадку КПі = 0,7 . 
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за 
умовами І  роз, РП ≤  І ном доп . 
Таблиця 8.4 – Вибір перерізу ввідних кабелів 
І роз, РП ,  І ,  
Найменування РП тр. доп Марка 
А А 
1 2 3 4 
РП1 294 313 АВВГ(3х185)+(1х95) 
РП2 294 313 АВВГ(3х185)+(1х95) 
РП3 294 313 АВВГ(3х185)+(1х95) 
РП4 120 126 АВВГ(4х50) 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    114   
      
     
 
РП5 121 126 АВВГ(4х50) 
РП6 76,8 82 АВВГ(4х25) 
РП7 206 219 АВВГ(4х120) 
Конденсаторна установка 303 313 АВВГ(3х185)+(1х95) 
  
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів, неізольованих 
та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких 
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно 
відрізняється від зазначеної в 1.3.12–1.3.15 і 1.3.22 ПУН, застосовуємо 
коефіцієнти, наведені в табл.. 1.3.3 ПУЕ. 
 Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху враховуємо за 
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3. 
 В умовах післяаварійного режиму перевірку ввідних кабелів до 
розподільчих пунктів РП не здійснюємо, так як при включенні АВР на шинах 
0,38 кВ, релейний захист автоматично відключає таку кількість споживачів, 
що підключені до секцій шин РУНН, що післяаварійний струм не 
перебільшує І  роз, РП .  
 
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги 
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 [1, 4]. 
Перевіримо обрану цехову мережу на допустимі відхилення напруги у 
найбільш віддалених потужних споживачів. 
Повний розрахунок відхилення напруги послідовно уздовж ланцюга 
РУ НН ГПП – потужний споживач включає в себе визначення відхилення 
напруги на двох ділянках – Л1 та Л2. 
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.7 
 
Рисунок 8.7 – Розрахункова схема 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    115  
  
      
     
 
 
Наша мета – визначення відхилення напруги цехової мережі від КТП 
до споживача, тобто на ділянці Л2 
Відхилення напруги δU  відносно Uном  в любої точці мережі 
розраховується згідно співвідношення [2, 6] 
 
δU  =   ΔUЦЖ (%)  +  ΔUТ (%)  -  ∑ΔU(%) ,                  (8.7) 
 
де  ΔUЦЖ (%)   – відхилення в центрі живлення, 
  ΔUТ (%)   – додаток, що створюється цеховим трансформатором, 
 ∑ΔU(%)  – сума втрат напруги від центра живлення до розрахункової 
точці мережі. 
Співвідношення (8.7) для нашого випадку з врахуванням того, що 
напруга на затискачах найбільш віддалених електроприймачів не повинна 
бути нижче 0,95Uном , має вид 
 
Uном   - ΔUТ  - ΔUЛ2 ≥ 95% ,                              (8.8) 
 
де   ΔUТ,   ΔUЛ2  – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми 
(рисунок 8.7). Втрату напруги на ділянці Л2 віл шин цехової підстанції до 
віддаленого споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить 
споживача від РП, так як його переріз менш ніж переріз кабелю від шин ТН 
до РП. Отримані таким чином відхилення напруги будуть більш реальних, 
але в тому разі, коли і вони не будуть перевищувати норму, реальні 
відхилення тем більш будуть задовольнять нормі. 
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються формулою (3.4), яка для 
нашого випадку має вигляд: 
 
∆U =  3 ⋅ Iроз Л ⋅LКЛ ⋅ (rо ⋅cosϕ + xо ⋅sinϕ) . 
 
Визначимо втрату напруги    ΔUЛ2 найбільш потужного 
електроприймвча цеха (гільйотина), для якого Іроз  =  160,5 А, переріз 
кабелю лінії Л2 F =  120 мм2 , питомий активний та індуктивний опір, 
розрахований згідно [19] відповідно r0  =  0,28Ом/км,   х0  =  0,26 Ом/км, 
LКЛ 2  =  40  м. 
 
ΔUЛ2(В) = 3 ⋅160,5 ⋅0,04 ⋅ (0,28 ⋅0,95+ 0,26 ⋅0,31) =4,22 В. 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    116   
      
     
 
Тобто 
ΔUЛ2(%) = 4,22
⋅100% =1,11% . 
380
 
Знайдемо втрати напруги ΔUТ  на цеховому трансформаторі згідно 
формули [ 6]: 
 
ΔUТ  = SМ ⋅ (UА ⋅cosφ + UР ⋅sinφ) , 
SномТ
 
деSМ  – максимальне навантаження одного трансформатора - S  1
М =  SТП  , 
2
SномТ  – номінальна потужність трансформатора, 
U  = ΔРКЗ
А ⋅100%  – активна складова напруги КЗ, 
SномТ
 
UР  =   U2
КЗ  -   U2
А  – реактивна складова напруги КЗ. 
 
Для трансформатора мережі, яка розраховується, ∆РКЗ  =  5400 Вт, 
UКЗ  =   4,5%, S 1
Н. Т  =  630 кВ∙А, SМ  =  S
2 ТП  =   305  кВ∙А, 
cosϕ = 0,9; sinϕ = 0,433. 
Розрахуємо активну і реактивну складові напруги КЗ: 
 
UА  = 5400
⋅100% = 1,35% ; UР  =  (4,5)2 − (1,35)2 = 4,37% . 
400000
 
Втрати напруги ΔUТ  на цеховому трансформаторі складуть: 
 
ΔUТ  = 993 (1,35 ⋅0,9 + 4,37 ⋅0,433) = 2,37% . 
630
 
З врахуванням отриманих даних співвідношення (8.8) прийме вид 
 
100% + 5% – 2,37% – 1,11% = 101,52 % ≥ 95 %. 
 
Таким чином, відхилення напруги уздовж ланцюга “РУ НН КТП – 
віддалений потужний споживач” не виходить за допустимі значення. 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    117  
  
      
     
 
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ 
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних 
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф та інш.). 
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб з 
врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних 
комплектних установок [1, 14]. 
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 [1, 14, 6]. 
У якості орієнтир при виборі струму І  ном, РП розподільчого пункту РП 
служить розраховане за формулою значення струму І  роз, РП  [5]. 
Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання автоматичних 
вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом автоматичних 
вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають приєднанні 
електроприймачі. 
Далі за довідковими даними [5] обирається конкретний тип НКУ, 
вказуються його технічні характеристики, включаючи напругу, номінальний 
струм, апарати захисту тощо, у тому числі конструктивне виконання та 
особливості застосування. 
У якості РП цеху обираємо пункти розподільчі серії ПР11 (рисунок 
8.8), що використовуються для прийому і розподілу електроенергії, захисту 
різних установок напругою до 660 В змінного струму частотою 50 Гц від 
перевантажень і струмів короткого замикання, а також нечастих (до шести 
разів на годину) оперативних включень і виключень електричних ланцюгів.  
Пункт розподільний ПР11 застосується для пусків асинхронних електричних 
двигунів. ПР11 забезпечує захист людей від ураження електричним струмом, 
так як він укомплектований пристроями захисту життя УЗО (устройство 
защитного отключения). Пункт розподільний ПР11 створений на основі 
безкаркасноі конструкції, на петлі встановлюються двері і замикається 
замком. [5]  
Усередині шафи монтується рама шасі з певним набором автоматичних 
вимикачів. На рамі шасі мається нульова шина з затискачами (зажимами) для 
підключення нульових жив ліній передач. Додатково можлива установка 
ізольованою нейтралі. Струмопровідні частини всередині шафи закриваються 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    118   
      
     
 
металевим екраном, монтується за допомогою 4-х затискачів. При 
п'ятипровідних схемах розподільної шафи ПР11 в шасі встановлюються дві 
шини РЕ і N. Контроль над ввідним та фідерними автоматами можливий 
тільки при відкритих дверях пункту розподільного ПР11 [5]. 
Конструкція пункту розподільного ПР11 передбачає вхід і вихід 
живильних ліній, що відходять як зверху так і знизу. Для вимірювання 
напруги на вході встановлюється шафа з вольтметром. При замовленні 
необхідно уточнити: кінцеве значення діапазону вимірювань, частоту струму 
і спосіб підключення. Пункти розподільчі ПР11 поставляються 
укомплектованими і готовими до експлуатації. Монтаж шаф навісного 
виконання здійснюється за допомогою анкерів [5]. 
 
 
   
Рисунок 8.8 – Пункт розподільчий ПР11 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    119   
      
     
 
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В 
 
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за 
методикою, передбаченою ДСТУ IEC 60909-0:2007  [11]. Методика 
призначена для розрахунку струмів КЗ, необхідних для вибору і перевірки 
електрообладнання по умовам КЗ, для вибору комутаційних апаратів, уставок 
релейного захисту і заземлювальних пристроїв згідно ПУЕ.  
Розрахунку для вибору и перевірки електрообладнання по умовам КЗ 
підлягають [12] : 
1) начальне значення періодичної складової струму КЗ; 
2) аперіодична складова струму КЗ; 
3) ударний струм КЗ; 
4) дійсне значення періодичної складової струму в довільний 
момент часу, аж до розрахункового часу розмикання ушкодженого кола. 
 Елементи СЕП, які попали в короткозамкнений ланцюг, зазнають 
термічного й електродинамічного впливу струмів. Якщо величина цього 
впливу перевищує допустиму, елемент ушкоджується і завдає СЕП збитків.  
 Щоб запобігти цьому, треба [12]: 
а) визначити величину струмів КЗ; 
б) перевірити допустимість цих струмів для вибраного обладнання і 
струмопровідних частин і при необхідності, обрати інший елемент. 
 Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за 
методикою, передбаченою ДСТУ IEC 60909-0:2007. Стандартом встановлено 
методику розрахунків максимальних і мінімальних значень струму при 
симетричних і несиметричних КЗ. Методика призначена для розрахунку 
струмів КЗ, необхідних для вибору і перевірки електрообладнання по умовам 
КЗ, для вибору комутаційних апаратів, уставок релейного захисту і 
заземлювальних пристроїв згідно ПУЕ. Величини, що підлягають 
визначенню і допустимі погрішності їх розрахунку залежать від вказаних 
вище цілей.  
Струм КЗ електроустановках напругою до 1 кВ рекомендується 
розраховувати в іменованих одиницях. У схемі заміщення параметри 
елементів розрахункової схеми належить привести до ступеня напруги 
мережі, на якої знаходиться точка КЗ. 
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання наступна [12]: 
1) відповідно до принципової схеми обираємо умови розрахунку; 
2) складаємо розрахункову та схему заміщення; обчислюємо параметри її 
елементів; 
3) вибрати метод розрахунку струму КЗ; 
4) здійснюємо розрахунок; 
5) оцінюємо одержані результати. 
Розрахункова схема містить реальні елементи (на різних ступенях 
напруги) з електромагнітними зв'язками, опорами втрат і розсіювання.  
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    120   
      
     
 
З можливістю застосування методів теорії електричних кіл у 
розрахунках струмів КЗ схему СЕП слід подавати у вигляді електричного 
контуру. При цьому вважають, що КЗ – симетричне і перехідний процес 
аналізується в одній фазі [12].  
Для того, щоб була можливість застосування методів теорії 
електричних кіл у розрахунках струмів КЗ, схему СЕП слід подавати у 
вигляді електричного контуру. Для цього здійснюють перехід від 
розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого – в заміні окремих 
елементів електричними еквівалентами, з'єднаними у такій же послідовності. 
Особливістю розрахунків струмів КЗ в електроустановках напругою до 
1 кВ, крім зазначених нижче, є находження, як правило, всіх елементів 
короткозамкненого кола на одному ступені напруги, що позбавляє 
необхідності приводити значення еквівалентів схеми заміщення до цього 
ступеню [12]. 
Розрахункове місця КЗ визначають на основі принципіальної схеми. 
Такими місцями мають бути точки КЗ, що знаходяться поблизу споживачів, 
обладнання та елементи мережі (шини РУ, РП тощо), в яких встановлюють 
апаратуру, яку слід перевіряти на дію струмів КЗ.  
Місце КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ в більшості систем 
електропостачання промислових підприємств характеризується як значно 
електрично віддалене від джерел електроенергетичної системи, Установлена 
потужність цих електроустановок звичайно помітно перевищує споживану. В 
цьому випадку на стороні низької напруги знижувальних трансформаторів 
амплітуду періодичної складової струму КЗ від енергосистеми можна 
вважати незмінною. Ці ознаки обґрунтовують припущення, що 
електроустановки напругою до 1 кВ промислових підприємств увімкнені до 
джерела необмеженої потужності через еквівалентний індуктивний опір ХС  
[12]. 
При розрахунках в іменованих одиницях напруга U  приймається на 
5 % вище номінальної напруги мережі, тобто при Uном =380 кВ 
U =1,05 ⋅Uном =400 В. Шуканий струм короткого замикання визначається 
співвідношенням [12]: 
I 1,05 ⋅U
= ном
КЗ  , 
3 ⋅ZΣ
 
де ZΣ  – сумарний повний опір до точки КЗ.  
 
Сумарний повний опір до точки КЗ  
 
ZΣ = r2
Σ +X2
Σ , 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    121   
      
     
 
де rΣ , XΣ  – відповідно сумарне активний і реактивний опір прямої 
послідовності короткозамкненого ланцюга. Ці опори, як правило, 
вимірюються в мОм. 
Ударний струм визначається за формулою [12]: 
 
i = Ку ⋅ 2 ⋅ ІКЗ  , 
 
де Ку  – ударний коефіцієнт.  
Розрахункова схема КЗ цехової мережі приведена на рисунку 8.9. 
 
8.4.1 Розрахунок начального значення періодичної складової струму 
трифазного КЗ 
Розрахункова схема КЗ цехової мережі представлена на рисунку 8.9. 
 
 
Рисунок 8.9 – Розрахункова схема КЗ цехової мережі 
 
Схема заміщення для складеної розрахункової схеми приведена на 
рисунку 8.10.  
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    122   
      
     
 
 
Рисунок 8.10 – Схема заміщення прямої послідовності для розрахунку КЗ 
в цехової мережі 
 
На схемі заміщення введені позначення: 
XC  – індуктивний еквівалентний опір системи, зведений до нижчої 
напруги, через який підключено трансформатор КТП; 
rT  – активний опір прямої послідовності знижувального 
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі; 
ХT  – індуктивний опір прямої послідовності знижувального 
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі; 
 rК  – активний опір контактних з’єднань вимикача QF1; 
 rQF1 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF1; 
 ХQF1 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача 
QF1; 
 rTA – активний опір первинної обмотки трансформатору струму; 
 ХTA  – індуктивний опір первинної обмотки трансформатору струму; 
 rQF2  – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF2; 
 ХQF2  – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача 
QF1; 
 rКQ  – активний опір контактних з’єднань вимикача QF2 зі стороні 
кабелю L1 ; 
 rКL1 – активний опір контактних з’єднань кабелю L1 ; 
 rL1 – активний опір кабелю L1 ; 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    123   
      
     
 
 XL1 – реактивний опір кабелю L1 ; 
 rQF3  – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF3; 
 ХQF3  – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача 
QF3; 
rКL2  – активний опір контактних з’єднань кабелю L2   
rL2  – активний опір кабелю L2  ; 
XL2  – реактивний опір кабелю L2 . 
 
Розрахуємо послідовно необхідні опори елементів короткозамкненого 
ланцюга. 
Індуктивний опір системию. 
Еквівалентний індуктивний опір ХС  для нашого випадку визначається 
формулою [12, 14]: 
U2
  XC = ср НН ,        
3 ⋅ Iном відк ⋅Uср. ВН
 
де Iотк.ном  - номінальний струм відключення вимикача, що встановлений на 
стороні вищої напруги понижуючого трансформатора.   
 
X (400)2
   C = = 0,5мОм. 
3 ⋅20 ⋅103 ⋅10 ⋅103
 
Активний та індуктивний опір силових трансформаторів 
Активний та індуктивний опір прямої послідовності знижувального 
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі, 
розраховують за формулами [12, 14]: 
P ⋅U2
r = к. ном НН. ном ⋅106
Т 2  
SТ.ном
 
2
  2
x 2 100 ⋅Pк.ном UНН.ном 4
T = Uк −   ⋅ ⋅10    
 SТ.ном  SТ.ном
 
де ST.ном  – номінальна потужність трансформатора, кВ∙А; 
Рк ном  – втрати короткого замикання, кВт; 
UНН.ном  – номінальна напруга обмотки низької напруги трансформатора, 
кВ; 
Uк  - напруга короткого замикання, %. 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    124   
      
     
 
Параметри обраного трансформатора: 
ST.ном = 630 кВ∙А; 
Рк ном  = 7,6 кВт; 
Uк = 5,5%. 
r 7,6 ⋅ (0,4)2
T = 2 ⋅106 = 3,1 мОм. 
(630⋅)
 
x (5,5)2 100 ⋅7,6 2
 (0,4)2
= − ⋅ ⋅104
T   =13,6  мОм. 
 630  630
 
Активний та індуктивний опір нульової послідовності трансформатора 
цехової КТП, обмотки якого з’єднані по схемі ∆ / Y0 , при розрахунках КЗ в 
мережі низької напруги приймаємо рівними відповідним активним та 
індуктивним опорам прямої послідовності. 
Активний опір контактних з’єднань. 
 Згідно [12] приймаємо наступні значення активних опорів контактних 
з’єднань комутаційних апаратів і кабелів: 
- rК = rКQ  = 1,0 мОм; 
- rКL1= rКL2 = 0,1 мОм. 
Активні та індуктивні опори котушок автоматичних вимикачів. 
Розрахунок струмів короткого замикання в електроустановках 
напругою до 1 кВ слід вести з урахуванням індуктивних і активних опорів 
котушок розчіплювачів максимального струму автоматичних вимикачів, при 
цьому приймати значення активних та індуктивних опорів нульової 
послідовності рівними відповідним опорам прямої послідовності. Значення 
опору котушок розчіплювачів автоматичних вимикачів обираємо в 
залежності від номінального струму вимикача згідно [12]: 
- rQF1 = 0,25 мОм; 
- rQF2  = 0,65 мОм; 
- rQF3  = 2,15 мОм; 
- ХQF1 = 0,1 мОм; 
- ХQF2  = 0,17 мОм; 
- ХQF3  = 1,2 мОм. 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    125   
      
     
 
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 [12]: 
- rTA  = 1,7 мОм; 
- ХTA  = 2,7 мОм. 
Активний та індуктивний опір кабелю. 
Значення параметрів прямої (зворотної ) і нульової послідовностей 
кабелю, який використовується в короткозамкненому ланцюгу, приймаємо 
згідно [12]. 
rL1 = r0 ⋅L1  
XL1 = x0 ⋅L1  
rL2 = r0 ⋅L2  
XL2 = x0 ⋅L2  
З урахуванням питомих значень, параметри кабелів дорівнюють:  
rL1 = 0,32 ⋅16 = 5,12  мОм; 
XL1 = 0,057 ⋅16 = 0,912  мОм; 
rL2 =1,54 ⋅3 = 4,62  мОм; 
XL2 = 0,062 ⋅3 = 0,186  мОм. 
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого 
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К3»: 
 
rΣ(К3) = rT + rК + rQF1+ rК + rTA + rК + rQF2 + rКQ + rКL1+ rL1+ rКL1+ rQF3+ rКL2 + rL2 . 
 
rΣ(К3) =3,1+ 1,0 + 0,25 + 1,0 + 1,7 + 1,0 + 0,65 + 1,0 + 0,1+ 5,12 + 0,1 + 
+2,15 +0,1 + 4,62 = 21,89 мОм. 
 
XΣ(К3) = XC + ХT + ХQF1+ ХTA + ХQF2 + XL1+ ХQF3+ XL2 . 
 
XΣ(К3) = 0,5 + 13,6 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 0,912 + 1,2 + 0,186 = 19,4 мОм. 
 
  
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    126   
      
     
 
Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «трансформатор 
цехової КТП – точка К3 »: 
 
  ZΣ(К3) = (21,89)2 + (19,4)2 = 29,25  мОм. 
 
Струм короткого замикання (начальне дійсне значення періодичної 
складової трифазного струму КЗ Iп0 = IКЗ(К3)  ) у точці (К3): 
 
   I 1,05 ⋅380
КЗ(К3) = = 7876  А. 
3 ⋅29,25 ⋅10−3
 
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого 
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К2 (РП1)»: 
 
rΣ(К2) = rT + rК + rQF1+ rК + rTA + rК + rQF2 + rКQ + rКL1+ rL1+ rКL1, 
 
rΣ(К2) = 3,1+ 1,0 + 0,25 + 1,0 + 1,7 + 0,65 + 1,0 + 0,1+ 5,12 + 0,1 = 15,02 мОм. 
 
XΣ(К2) = XC + ХT + ХQF1+ ХTA + ХQF2 + XL1, 
 
XΣ(К2) = 0,5 + 13,6 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 0,912 = 18 мОм. 
 
ZΣ(К2) = (15,02)2 + (18)2 = 23,4  мОм. 
 
Струм короткого замикання у точці (К3): 
 
   I 1,05 ⋅380
КЗ(К2) = −3 = 9845 А. 
3 ⋅23,4 ⋅10
 
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого 
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К1 (шини 0,4 кВ КТП)»: 
 
rΣ(К1) = rT + rК + rQF1+ rК + rTA , 
 
rΣ(К1) =3,1+ 1,0 + 0,25 + 1,0 + 1,7 = 7,05 мОм. 
 
XΣ(К1) = XC + ХT + ХQF1+ ХTA , 
 
XΣ(К1) = 0,5 + 13,6 + 0,1 + 2,7  = 16,9 мОм. 
 
Z = (7,05)2
Σ(К1) + (16,9)2 =17,94  мОм. 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    127   
      
     
 
Струм короткого замикання у точці (К3): 
 
   I 1,05 ⋅380
КЗ(К1) = =12841 А. 
3 ⋅17,94 ⋅10−3
 
 Отримані значення струму КЗ заносимо до таблиці 8.5. 
 Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ 
Найбільше начальне значення аперіодичної складової струму КЗ ia0  в 
загальному випадку вважають рівним амплітуді періодичної складової 
струму в начальний момент КЗ 
 
    ia0 = 2 ⋅ IКЗ      (4.11) 
 
ia0(К1) = 2 ⋅12841=18106  А; 
 
ia0(К2) = 2 ⋅9845 =13881 А; 
 
ia0(К3) = 2 ⋅7876 =11105  А. 
 
В радіальних мережах аперіодичну складову струму КЗ в довільний 
момент часу iat  розраховують за формулою 
 
     i = i ⋅e−t /Ta
at a0 ,    (4.12) 
 
де t – час, с; 
Ta  – стала часу затухання аперіодична складова струму КЗ, с, яка 
дорівнює [12, 15] 
  T xΣ
a = ,        (4.13) 
ωc ⋅ rΣ
 
де xΣ  и rΣ  – результуючі індуктивний і активний опір ланцюга КЗ, Ом; 
ωc  – синхронна кутова частота напруги мережі, рад/с. 
Ударний струм трифазного КЗ iуд  [12, 14]: 
 
iуд = 2 ⋅ Iп0 ⋅Kуд ,      (4.14) 
 
де K (1 sin e−t /T
уд = + ϕк ⋅
уд a )  – ударний коефіцієнт, що може бути визначений 
за кривими рисунка1 [14], які визначають значення Kуд  в залежності від 
X
відношення Σ,i  ; 
rΣ,i
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    128   
      
     
 
ϕк  – кут здвигу по фазі напруги або ЕРС джерела і періодичної складової 
струму КЗ, що розраховується за співвідношенням 
 ϕк = arctg x1Σ ;      (4.15) 
r1Σ
tуд  – час від начала КЗ до появи ударного струму,с, що дорівнює  
 
   t 0,01π / 2 + ϕ
уд =
к .       (4.16) 
π
 
 Для визначення ударного коефіцієнту Kуд  використаємо дані  [12]. 
X
Попередньо розрахуємо параметр Σ,i для кожної точці короткого 
rΣ,i
замикання. 
 
XΣ(K1) 16,9
= = 2,4; 
rΣ(K1) 7,05
 
XΣ(K2) 18
= =1,2 ; 
rΣ(K2) 15,02
 
XΣ(K3) 19,4
= = 0,89 . 
rΣ(K3) 21,9
 
 Відповідно до розрахованих параметрів ударний коефіцієнт складає: 
 
Kуд(К1) =1,22 ; 
 
Kуд(К2) =1,1; 
 
Kуд(К3) =1,05. 
 
Таким чином, ударний струм у місцях К1, К2, К3: 
 
iуд(К1) = 2 ⋅12841⋅1,22 = 22155  А, 
 
iуд(К2) = 2 ⋅9845 ⋅1,1=15162  А, 
 
iуд(К3) = 2 ⋅7876 ⋅1,05 =11578  А. 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    129   
      
     
 
Таблиця 8.5 – Струми короткого замикання у розрахованих точках 
Параметр Місце короткого замикання 
 К1 К2 К3 
IКЗ , А 12841 9845 7876 
iуд , А 22155 15162 11578 
 
 8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ 
Аналіз приведених вище особливостей розрахунку струму однофазного 
короткого замикання показує, що величина цього стуму головним чином 
залежить від опору (потужності) трансформатору. Так як нами обрано у 
якості цехової ТП комплектну трансформаторну підстанцію КТП, все 
обладнання якої – шафи високої і низької напруги зі встановленими у них 
автоматами, шинами і другими елементами – розраховано на довготривалий 
нормальний режим і відповідає вимогам стійкості до струмів КЗ у мережі 
низької напруги трансформатора даної потужності. Таким чином, такий вибір 
комплектного обладнання дозволяє задовольняти автоматично вимогам 
стійкості до дії струмів КЗ, у тому числі, однофазних. А це означає, що у 
даному разі відпадає необхідність у розрахунку однофазного КЗ для 
подальшої перевірки обладнання на стійкість. 
 
8.5 Захист цехових електричних мереж 
 
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави 
3.1 ПУЕ [1].  
Місця встановлення та розташування апаратів захисту 
регламентуються гл.3.1 ПУЕ. 
 
8.5.1 Вибір апаратів захисту 
Перевантаження є менш небезпечне і в ряді випадків допускається 
відмовлятися від застосування захисту провідників від перевантаження. 
При вибору автоматичних вимикачів дотримуємося наступних вимог: 
– номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги 
мережі; 
– відключаюча здатність повинна бути розрахована на максимальні 
струми КЗ, що протікають по елементу, що захищається;  
– номінальний струм розчиплювача повинен бути не менше 
найбільшого розрахункового струму навантаження, що тривало протикає по 
елементу, що захищається [1]:  
 
Iном.розч ≥ Iроз ;                                          (8.9) 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    130  
  
      
     
 
– автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному 
режимі роботи елементу, що захищається, тому струм уставок сповільненого 
спрацювання розчиплювачив, що регулюються, слід обирати по умові [1]:  
 
Iном.розч ≥ (1,1−1,3) ⋅ Iроз                                      (8.10) 
 
(для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим розчиплювачом 
достатньо виконання попередньої умови); 
– при допустимих короткочасних перевантаженнях елементу, що 
захищається, автоматичний вимикач не повинен спрацьовувати; це 
досягається вибором уставки миттєвого спрацювання електромагнітного 
розчиплювача за умовою [1]: 
 
Iном.розч.е ≥ (1,25−1,35) ⋅ iп                                 (8.11) 
 
де іп  – пусковий струм окремого ЕП.   
Захист кабельних ліній як окремих електроприймачів, так і кабелів 
розподільчих пунктів здійснюємо автоматичними вимикачами [1]. 
Вибір обраного типу автоматичного вимикача проводимо за умови [1, 3] 
 
ІН В. А. ≥  Іроз ;                                             (8.12) 
 
ІН Т. Р. ≥  1,1⋅ Іроз ;                                      (8.13) 
 
ІН Е.Р.  ≥  1,25 ⋅ ІП ,                                     (8.14) 
 
де ІН А. В.  – номінальний (установчій) струм автоматичного вимикача; 
Іроз  – номінальний струм розчиплювача вимикача (незалежно від його 
виду); 
 ІН Т.Р.  – номінальний струм теплового розчиплювача; 
 ІН Е.Р.  – номінальний струм електромагнітного розчиплювача; 
ІП  – струм пікового навантаження: ІП = (5− 7) ⋅ Іроз . Значення ІП  
відповідає піковому струму групи електроприймачів. 
При виборі типу вимикача орієнтуємося попередньо на апарати серії 
ВА: автоматичні вимикачі, що призначені для групового захисту 
розподільчих пунктів, мають дві системи захисту – електротеплову і 
електромагнітну, та виконані згідно ДСТУ зі ступенем захисту не нижче 
ІР30. 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    131   
      
     
 
Для автоматичних вимикачів серії ВА [5], що виконані в стандарті DIN, 
струм електромагнітного розчиплювача в залежності від характеристики (С, 
В чи D) виконується співвідношення:  ІН Е.Р.  ≈ (3...5)·  ІН Т.Р. ;  
 ІН Е.Р.  ≈ (5...10)·  ІН Т.Р.  або  ІН Е.Р.  ≈ (10...14)·  ІН Т.Р. . 
Керуючись вказаними вище критеріями: формулі (8.9) – (8.14), , згідно 
каталожним даних [5] обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо 
в таблицю 8.6. 
Таблиця 8.6 – Вибір автоматичних вимикачів 
1,25 ⋅ іп  
І , 1,1⋅ I
Найменування електроприймачів роз роз , або Тип ІНА.В. ,  ІНТ.Р. , 
А А 1,25 ⋅ Iп   апарату А А 
А 
1 2 3 4 5 6 7 
                 Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В 
Прес двоударний 37,5 41,3 262,5 ВА47–29 63 50 
Фасонно-відрізний верстат 11,7 12,9 81,9 ВА47–29 63 13 
Трубовідрізний  верстат 83,7 92,1 585,9 ВА88–32 125 100 
Прес-ножиці 61,4 67,5 429,8 ВА47–100 100 80 
Гільотина 160,5 176,6 1123,5 ВА88–35 250 200 
Трубозгинальний верстат 41,8 46,0 292,6 ВА47–29 63 40 
Вентилятор припливний 19,2 21,1 134,4 ВА47–29 63 25 
Вентилятор витяжний 6,7 7,4 46,9 ВА47–29 63 8 
Тельфер 6,4 7,0 44,8 ВА47–29 63 6 
Радіально-свердлильний верстат 22,7 25,0 158,9 ВА47–29 63 25 
Листогиб механічний 117,4 129,1 821,8 ВА88–35 200 160 
Відрізний ножовочний верстат 11,7 12,9 81,9 ВА47–29 25 16 
Довбальний верстат 44,9 49,4 314,3 ВА47–100 80 63 
Однофазні електроприймачі 
Індукційна піч ІПП -1 28,2 31,02 35,3 ВА47–29 63 40 
Індукційна піч ІПП -2 20,6 22,7 25,7 ВА47–29 63 32 
Індукційна піч ІПП -3 20,7 22,8 25,9 ВА47–29 63 32 
Індукційна піч ІПП -4 34,4 37,8 43 ВА47–29 63 40 
Електропіч ПЕ-1 33,3 36,6 41,6 ВА47–29 63 40 
Електропіч ПЕ -2 45,6 50,1 57 ВА47–29 63 63 
Електропіч ПЕ -3 48,7 53,6 60,8 ВА47–29 63 63 
Розподільчі пункти 
Розподільчий пункт РП–1 294 323,4 2058,0 ВА88–37 400 400 
Розподільчий пункт РП–2 294 323,4 2058,0 ВА88–37 400 400 
Розподільчий пункт РП–3 294 323,4 2058,0 ВА88–37 400 400 
Розподільчий пункт РП–4 120 132 840,0 ВА88–35 200 160 
Розподільчий пункт РП–5 121 133,1 847,0 ВА88–35 200 160 
Розподільчий пункт РП–6 76,8 84,5 537,6 ВА88–32 125 100 
Розподільчий пункт РП–7 206 226,6 1442,0 ВА88–35 250 250 
Конденсаторна установка 303 333,3 2121,0 ВА88–37 400 400 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    132   
      
     
 
 
 Після визначення типу і параметрів вимикачів, обрана схема 
головних з’єднань комплектної трансформаторної підстанції КТБ буде мати 
вид, що приведений на графічної частині. 
 
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність 
Обрані лінії перевіряються на захищеність згідно умови [1]: 
 
Ксх ⋅ Ідоп ≥ Кзах ⋅ Ізах , 
 
де Ксх  – поправний коефіцієнт, що дорівнює одиниці для умов цеху; 
Ідоп  – тривалий допустимий струм провідника, А; 
Кзах  – коефіцієнт захисту, що дорівнює 1,0 для теплового та 0,22 для 
електромагнітного розчиплювачів; 
Ізах  – струм спрацювання апарату захисту, А. 
 
Для прикладу перевіримо лінію «радіально-свердлильний верстат», для 
якої Іроз = 22,7 А , Ідоп = 27 А,  Ізах =25 А.  
 
1⋅27 А ≥1⋅25 А . 
 
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної 
підстанції 
 
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги 
згідно  [2]  
 
 т 
δ ⋅U1 = Ет − ∆UТ +∑Uм + ∆Uсп  ≥ −5,  
 i=1 
 
де Ет  – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях 
трансформатора, %; 
∆UТ  – втрата напруги в трансформаторі, %; 
n
∑Uм  – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача, 
i=1
%; 
n  – кількість послідовних магістралей до споживача; 
∆Uсп  – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %; 
−5 %  – припустиме усталене відхилення напруги згідно [2]. 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    133   
      
     
 
При необхідності, може бути задіяно «додаток» δUT  , яка створюються 
цеховим трансформатором. Значення «добавки» δUT  регулюється зміною 
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта 
трансформації, за співвідношенням 
 
U2 = U W2
1 . 
W1
 
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які 
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі. 
Значення δUT , залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.7 
Таблиця 8.7 
Відгалуження наближено точно 
+5 0 0,25 
+2,5 2,5  
0 5,0 5,25 
-2,5 7,5  
-5,0 10 10,8 
 
Нами проведено розрахунок втрат напруги у мережі 10 і 0,38 кВ: а саме 
– п. 5.2 (Розрахунок перерізу розподільчих мереж) і п. 8.3.3 (Розрахунок 
електричної мережі за втратами напруги). 
Так як відхилення по напрузі  нами не виявлено, то нема потреби у 
зміні відгалужень трансформатора. 
 
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної 
підстанції 
 
Електропостачання сучасних промислових підприємств базується, в 
основному, на використанні комплектного крупноблочного обладнання: 
комплектних трансформаторних підстанцій, комплектних розподільчих 
установок різних напруг та призначення, комплектних струмопроводів, 
щитків, тощо [5,6]. 
При використанні комплектного обладнання підвищується якість 
систем електропостачання, надійність її роботи, зручність і безпека 
обслуговування, забезпечується швидке розширення та мобільність 
електрогосподарства. 
План і розріз обраної конкретної підстанції приводиться у графічної 
частині дипломної роботи. 
Комплектна трансформаторна підстанція, що обрана намив в якості джерела 
живлення у цехової мережі, складається з силових трансформаторів, ввідних 
шаф зі сторони високої напруги, розподільчих установок низької напруги. 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    134   
      
     
 
Для нашого випадку з врахуванням розмірів приміщення, у якому 
розташовано КТП, обрано однорядне виконання підстанції.  
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 [5]. 
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. 
На рисунку 8.11 приведена типова комплектна трансформаторна 
підстанція внутрішньоцехового розташування. 
 
 
 
 
Рисунок 8.11 – Типова комплектна трансформаторна підстанція 
внутрішньоцехового розташування 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    135   
      
     
 
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо 
комплектну трансформаторну підстанцію 2КТПЦ Мінського 
електротехнічного заводу. 
 Обрана двотрансформаторна підстанція 2КТПЦ-630/10/0,4-04 У3 
призначена для надійного електропостачання промислових об’єктів, має 
потужність трансформаторів 630 кВ∙А, з захистом і автоматикою, що 
виконана на мікропроцесорних блоках типу БМРЗ-0.4.  
  Склад підстанції 2КТПЦ-630/10/0,4-04 У3 [5]: 
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 однорядне виконання. 
Для прикладу на рисунку 8.12 приведено загальний вид шафи 
секційного вимикача, на рисунку 8.13 - загальний вид шафи управління [5].  
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    136   
      
     
 
 
 
Рисунок 8.12 – Загальний вид шафи секційного вимикача:  
1 – шафа секційного вимикача; 2 – відсік збірних шин; 3 – клапан розвантаження;  
4 – відсік клемного блоку; 5 - відсік секційного вимикача; 6 – відсік релейного блоку;  
7 – відсік шинок управління; 8 – відсік шин 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    137   
      
     
 
 
 
Рисунок 8.13 – 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 
ТМГ11 (трансформатор масляний герметичний), що виготовляється у 
герметичному гофробаку і не потребує обслуговування на протязі всього 
терміну експлуатації. Загальний вид трансформатору серії ТМГ приведено на 
рисунку 8.14. 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    138   
      
     
 
 
  
 
Рисунок 8.14 – Загальний вид трансформатору серії ТМГ 
  
 Конструкція і компоновка трансформаторної підстанції 2КТПЦ-
630/10/0,4-04 У3 приведено на графічної частини дипломної роботи. 
Для нашого конкретного випадку обрана однорядна компоновка 
підстанції, що більш відповідає реальним умовам цеху, для якого 
проектується система електропостачання. 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    139   
      
     
 
У складі підстанції використовується вимикач навантаження, 
загальний вигляд якого приведено на рис.8.15. 
 
                           
                                     
Рисунок 8.15 – Вимикач навантаження 
  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    140   
      
     
 
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ  -  Лінійна арматура СІП 
 
ЗАТИСКАЧ НАТЯЖНИЙ ЗН 1.1 
 
Застосування: затискач натяжний застосовується для анкерного 
кріплення 2-х самоутримних ізольованих проводів відгалужувальних 
повітряних ліній до стін будівель та опор за допомогою гаків. З’ємна скоба 
дозволяє кріпити затискач на гаки, кронштейни та конструкції (рисунок 9.1) 
[5]. 
 
 
 
Рисунок 9.1 – Затискач натяжний ЗН 1.1 
 
Переваги конструкції: 
• з’ємна скоба. 
Будова: 
• затискаючі вкладки – поліамід, наповнений скловолокном, стійкий до 
ультрафіолетового випромінювання, впливу вологи та перепадів температур; 
• бокові пластини – нержавча сталь; 
• скоба – нержавіючий калібрований провід; 
• метизи – гаряче цинкування або гальванізація. 
 
ЗАТИСКАЧ НАТЯЖНИЙ ЗН 2.1 
 
Застосування: затискач натяжний застосовується для анкерного 
кріплення 4-х самоутримних ізольованих проводів відгалужувальних 
повітряних ліній до стін будівель та опор за допомогою гаків. З’ємна скоба 
дозволяє кріпити затискач на гаки, кронштейни та конструкції (рисунок 9.2). 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    141   
      
     
 
 
 
Рисунок 9.2 – Затискач натяжний ЗН 2.1 
 
Переваги конструкції: 
• з’ємна скоба. 
Будова: 
• затискаючі вкладки – поліамід, наповнений скловолокном, стійкий до 
ультрафіолетового випромінювання, впливу вологи та перепадів температур; 
• бокові пластини – нержавіюча сталь; 
• скоба – нержавіючий калібрований провід; 
• метизи – гаряче цинкування або гальванізація. 
 
ЗАТИСКАЧІ НАТЯГАЛЬНІ КЛИНОВІ ЗНК 
 
Застосування: затискачі натягальні клинові застосовуються для 
анкерного кріплення 2-х (ЗНК 1.1) та 4-х (ЗНК 9.1) самоутримних 
ізольованих проводів відгалужувальних повітряних ліній до стін будівель та 
опор за допомогою гаків. З’ємна скоба дозволяє кріпити затискач на гаки, 
кронштейни та конструкції (рисунок  9.3). 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    142   
      
     
 
 
 
Рисунок 9.3 – Затискач натяжний клиновий ЗНК 1.1 
 
Переваги конструкції: 
• з’ємна скоба; 
• монтаж без інструменту. 
Будова: 
• корпус – поліамід, наповнений скловолокном, стійкий до 
ультрафіолетового випромінювання, впливу вологи та перепадів температур; 
• скоба – нержавіючий калібрований провід. 
 
ЗАТИСКАЧ НАТЯЖНИЙ ЗН 1.2 
 
Застосування: затискач натяжний застосовується для анкерного 
кріплення 2-х самоутримних ізольованих проводів відгалужувальних 
повітряних ліній до стін будівель та опор за допомогою гаків (рисунок 9.4). 
 
 
  
Рисунок 9.4 – Затискач натяжний  ЗН 1.2 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ 143  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата      
      
     
 
Переваги конструкції: 
• ручка клинового типу. 
Будова: 
• затискаючі вкладки та клин на ручці – поліамід, наповнений 
скловолокном, стійкий до ультрафіолетового випромінювання, впливу 
вологи та перепадів температур; 
• бокові пластини – алюмінієве литво; 
• ручка – нержавча сталь або сталь гарячого цинкування; 
• метизи – гаряче цинкування або гальванізація. 
 
ЗАТИСКАЧ НАТЯЖНИЙ ЗН 1.5 
 
Застосування: затискач натяжний застосовується для анкерного 
кріплення 2-х самоутримних ізольованих проводів відгалужувальних і 
магістральних повітряних ліній до стін будівель та опор за допомогою гаків 
(рисунок 9.5). 
 
 
 
Рисунок 9.5 – Затискач натягальний ЗГ 1.5 
 
Переваги конструкції: 
• універсальність у застосуванні (затискач натяжний/підтримувальний). 
Будова: 
• затискаючі вкладки – поліамід, наповнений скловолокном, стійкий до 
ультрафіолетового випромінювання, впливу вологи та перепадів температур; 
• бокова пластина – сталь гарячого цинкування; 
• ручка – сталь гарячого цинкування; 
• метизи – гаряче цинкування або гальванізація. 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    144   
      
     
 
ГАКИ ПРОХІДНІ ГП 
 
Застосування: гаки прохідні застосовуються для підвішування 
натягальних та підтримувальних затискачів. Монтуються в наскрізних 
отворах дерев’яних і залізобетонних опор (рисунок 9.6). 
 
 
 
Рисунок 9.6 – Гаки прохідні 
 
Переваги конструкції: 
• зручний монтаж. 
Будова: 
• гак – пруток гарячого цинкування; 
• шайба – сталь гарячого цинкування; 
• метизи – гаряче цинкування або гальванізація. 
 
ГАКИ НАКРУЧУВАЛЬНІ ГН 
 
Застосування: гаки накручувальні застосовуються для підвішування 
натягальних та підтримувальних затискачів. Монтуються в парі з гаками 
прохідними (рисунок 9.6 а). 
 
 
 
Рисунок 9.6 а – Гаки накручувальні 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    145   
      
     
 
 
Переваги конструкції: 
• зручний монтаж. 
Будова: 
• гак – пруток гарячого цинкування. 
 
ГАКИ ПІД СТРІЧКУ ГС 
 
Застосування: гаки під стрічку застосовуються для підвішування 
натягальних та підтримувальних затискачів до всіх типів опор. Монтуються 
за допомогою нержавіючої стрічки та скрепи (рисунок 9.7). 
 
 
 
Рисунок 9.7 – Гаки під стрічку 
 
Переваги конструкції: 
• використання на всіх типах опор; 
• наявний отвір для заземлення. 
Будова: 
• гак – пруток гарячого цинкування; 
• пластини – сталь гарячого цинкування. 
 
ГАК МОНТАЖНИЙ ГМ 12 
 
Застосування: гак монтажний застосовується для підвішування 
натягальних затискачів на відгалуженнях від ПЛІ до вводу в будівлю. 
Монтується за допомогою дюбель-болтів до стін будівель чи інших плоских 
поверхонь (рисунок 9.8). 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    146   
      
     
 
 
 
Рисунок 9.8 – Гак монтажний 
 
Переваги конструкції: 
• використання на всіх плоских поверхнях. 
Будова: 
• гак – пруток гарячого цинкування; 
• пластина – сталь гарячого цинкування. 
 
ГАКИ РОЗПІРНІ ГР 
 
Застосування: гаки розпірні застосовуються для підвішування 
натягальних затискачів на відгалуженнях від ПЛІ до вводу в будівлю. 
Монтуються за допомогою розпірної втулки в отворах будівель (рисунок 
9.9). 
 
 
 
Рисунок 9.9 – Гаки розпірні 
 
Переваги конструкції: 
• зручний монтаж. 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    147   
      
     
 
Будова: 
• гак – пруток гарячого цинкування; 
• шайба – сталь гарячого цинкування; 
• розпірні втулки – сталь гарячого цинкування; 
• метизи – гаряче цинкування або гальванізація. 
 
ГАК БАНДАЖНИЙ ГБ 12 
 
Застосування: гак бандажний застосовується для підвішування 
натягальних та підтримувальних затискачів на трубо стійках (рисунок 9.10). 
 
                                    
 
Рисунок 9.10 – Гак бандажний 
 
Переваги конструкції: 
• використання трубостійки діаметром від 50 – 100 мм. 
Будова: 
• гак – пруток гарячого цинкування; 
• пластини – сталь гарячого цинкування; 
• метизи – гаряче цинкування або гальванізація. 
 
ЗАТИСКАЧ ПІДТРИМУВАЛЬНИЙ ЗП 3.1 
 
Застосування: затискач підтримувальний застосовується для 
проміжного кріплення самоутримних ізольованих проводів на прямих 
ділянках лінії та на кутах повороту лінії до 30 градусів. Конструкція 
затискача дає можливість легкого знімання і зворотнього встановлення 
прижимної пластини, що зручно під час монтажу проводів (рисунок 9.11). 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    148   
      
     
 
 
 
Рисунок 9.11 – Затискач підтримувальний 
 
Переваги конструкції: 
• відкидна прижимна пластина; 
• широкий діапазон використовуваних перерізів СІП; 
• монтаж без інструменту. 
Будова: 
• вкладка та прижимна пластина – поліамід, наповнений скловолокном, 
стійкий до ультрафіолетового випромінювання, впливу вологи та перепадів 
температур; 
• підвіска – стальний калібрований пруток гарячого цинкування; 
• метизи – гаряче цинкування або гальванізація. 
 
ЗАТИСКАЧ ПІДТРИМУВАЛЬНИЙ КУТОВИЙ ЗП 3.2 
 
Застосування: затискач підтримувальний кутовий застосовується для 
проміжного кріплення самоутримних ізольованих проводів на опорах з кутом 
повороту лінії до 90° (рисунок 9.12). 
 
 
 
Рисунок 9.12 – Затискач підтримувальний кутовий 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    149   
      
     
 
Переваги конструкції: 
• відкидна прижимна пластина; 
• широкий діапазон використовуваних перерізів СІП; 
• монтаж без інструменту. 
Будова: 
• вкладка та прижимна пластина – поліамід, наповнений скловолокном, 
стійкий до ультрафіолетового випромінювання, впливу вологи та перепадів 
температур; 
• підвіска – стальний калібрований пруток гарячого цинкування; 
• коромисло – сталь гарячого цинкування; 
• метизи – гаряче цинкування або гальванізація. 
 
ЗАТИСКАЧІ ВІДГАЛУЖУВАЛЬНІ ЗВ 1 
 
Застосування: затискач відгалужувальний ЗВ 1.2.2 застосовується на 
самоутримних ізольованих проводах для підключення відгалужень від ПЛІ. 
Затискач відгалужувальний ЗВ 1.1.2 застосовується для підключення 
відгалужень від неізольованих ЛЕП та для виконання з’єднань СІП з 
контуром повторного заземлення нульового проводу. Монтаж вказаних 
затискачів проводиться без застосування спеціального інструменту (рисунок 
9.13). 
 
 
 
Рисунок 9.13 – Затискач відгалужувальний 
 
Переваги конструкції: 
• зривна гайка; 
• герметичність контактних з’єднань; 
• можливий монтаж під напругою. 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    150   
      
     
 
Будова: 
• корпус – поліамід, наповнений скловолокном, стійкий до 
ультрафіолетового випромінювання, впливу вологи та перепадів температур; 
• проколюючі зубці – алюмінієвий сплав; 
• ковпачок і ущільнювачі – полімер, стійкий до ультрафіолетового 
випромінювання, впливу вологи та перепадів температур; 
• метизи – гаряче цинкування або гальванізація. 
 
ЗАТИСКАЧІ ВІДГАЛУЖУВАЛЬНІ ЗВ 2 
 
Застосування: затискач відгалужувальний ЗВ 2.1.1 застосовується для 
підключення відгалужень від неізольованих ЛЕП, для виконання з’єднань 
СІП з контуром повторного заземлення нульового проводу та живлення 
світильників вуличного освітлення. Затискач відгалужувальний ЗВ 2.2.1 
застосовується на самоутримних ізольованих проводах для підключення 
відгалужень від ПЛІ. Монтаж проводиться за допомогою тримача затискачів 
та динамометричного ключа (рисунок 9.14). 
 
 
 
Рисунок 9.14 – Затискач відгалуживальний ЗВ 2.2.1 
 
Переваги конструкції: 
• застосування з алюмінієвими та мідними проводами; 
• універсальність у застосуванні; 
• допускається монтаж під напругою. 
Будова: 
• корпус – полімер, стійкий до ультрафіолетового випромінювання, 
впливу 
вологи та перепадів температур; 
• проколюючі зубці – латунь луджена; 
• метизи – гальванічне цинкування. 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    151   
      
     
 
ЗАТИСКАЧІ РОЗГАЛУЖУВАЛЬНІ SL 29 
 
Застосування: затискач розгалужувальний SL 29.4 застосовується для 
підключення одночасно двох, а затискач SL 29.8 – чотирьох споживачів з 
однієї точки відгалуження (рисунок 9.15). Вказані затискачі застосовуються 
тільки в парі із відгалужувальними затискачами ЗВ 1.2.1, Р2Х95, Р3Х95, Z 
1061, Z 2061. 
 
 
 
Рисунок 9.15 – Затискач розгалужувальний 
 
Переваги конструкції: 
• зменшення кількості проколювань ПЛІ. 
Будова: 
• корпус – полімер, стійкий до ультрафіолетового випромінювання, 
впливу 
вологи та перепадів температур; 
• проколюючі зубці – алюмінієвий сплав; 
• метизи – гаряче цинкування або гальванізація. 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    152   
      
     
 
ЗАТИСКАЧІ РОЗГАЛУЖУВАЛЬНІ 
 
Застосування: Затискач розгалужувальний для розгалуження проводу 
застосовується для підключення одночасно двох, або чотирьох абонентів з 
однієї точки відгалуження. Монтуються на ПЛІ в парі із затискачами 
відгалужувальними (рисунок 9.16). 
 
 
 
Рисунок 9.16 – Затискач розгалужувальний 
 
Переваги конструкції: 
• зменшення кількості проколювань ПЛІ; 
• зривна гайка; 
• герметичність контактних з’єднань; 
• можливий монтаж під напругою. 
Будова: 
• корпус – поліамід, наповнений скловолокном, стійкий до 
ультрафіолетового випромінювання, впливу вологи та перепадів температур; 
• проколюючі зубці – алюмінієвий сплав; 
• метизи – гаряче цинкування або гальванізація. 
 
ЗАТИСКАЧІ РОЗГАЛУЖУВАЛЬНІ TT2D, TT4D 
 
Застосування: затискач розгалужувальний TT2D застосовується для 
підключення одночасно двох, а затискач TT4D – чотирьох споживачів з 
однієї точки відгалуження (рисунок 9.17). 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    153   
      
     
 
 
 
Рисунок 9.17 – Затискач розгалужувальний TT2D 
 
Переваги конструкції: 
• зменшення кількості проколювань ПЛІ; 
• зривна гайка; 
• герметичність контактних з’єднань; 
• можливий монтаж під напругою; 
Будова: 
• корпус – поліамід, наповнений скловолокном, стійкий до 
ультрафіолетового випромінювання, впливу вологи та перепадів температур; 
• проколюючі зубці – алюмінієвий сплав; 
• метизи – гаряче цинкування або гальванізація. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    154   
      
     
 
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП 
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА 
 
 При рішенні задач оптимізації промислового електропостачання 
виникає необхідність у порівнюванні достатньо великої кількості варіантів. 
Багатоваріантність вирішення задач електропостачання промислових 
підприємств, існуючі суттєві відмінності між варіантами за капітальними 
вкладеннями і експлуатаційними витратами потребують техніко-економічних 
розрахунків під час проектування і експлуатації систем електропостачання 
[13]. 
Варіанти схем електропостачання підприємства або окремих його 
вузлів в конкретних умовах можуть різнитися напругою живильної і 
розподільної мережі, потужністю трансформаторів та їх кількістю, 
конструктивним виконанням електричних мереж тощо. Тому прийняття 
найбільш раціонального рішення здійснюється в результаті порівнянь 
декількох рівноцінних за технічними показниками варіантів. 
За наявністю необхідних статистичних даних з аварійності 
електрообладнання та елементів мереж, тривалості й вартості їх планових і 
аварійних ремонтів в техніко-економічних розрахунках враховується 
вартісна оцінка надійності. 
Робота приймачів електричної енергії залежить від її якості. У разі 
зміни якості електричної енергії змінюється режим роботи споживачів, в 
результаті чого змінюється продуктивність виробничих механізмів, що може 
викликати зниження рівня якості продукції аж до її браку. Зниження 
показників якості електричної енергії пов’язано з додатковими втратами 
потужності і енергії, що повинно враховуватися при техніко-економічних 
розрахунках. 
Трансформаційні процеси в економіці України і функціонування 
вітчизняної енергетики в ринкових умовах господарювання спричиняють 
необхідність застосування нових методів техніко-економічних розрахунків, 
які б враховували інвестування в технічні рішення, річні витрати, прибуток 
під час впровадження різних технічних рішень тощо [13]. 
Техніко–економічні розрахунки необхідні на етапах проектування та 
експлуатації систем електропостачання, складання перспективного плану 
розвитку електричної мережі чи електроенергетичної системи, техніко-
економічного обґрунтування варіантів спорудження чи реконструкції 
об’єктів, суттєвого покращення якостей окремих типів обладнання 
електропередачі та устаткування підстанцій [13]. 
Розрахунки такого роду необхідні також при реконструкції діючих 
систем електропостачання та обґрунтуванні доцільності впровадження 
енергозберігаючих заходів та проектів. 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    155   
      
     
 
Техніко-економічні розрахунки виконуються при виборі [13, 6]: 
- найбільш раціональної схеми електропостачання цехів та 
підприємства у цілому; 
- економічно обґрунтованої кількості, потужності і режиму 
роботи трансформаторів як цехової, так і головної 
понижуючої підстанцій підприємства; 
- раціональних напруг у системі зовнішнього і внутрішнього 
електропостачання підприємства; 
- економічно доцільних засобів компенсації реактивної 
потужності і місця розташування компенсуючих установок; 
- електричних апаратів, ізоляторів і струмоведучих частин; 
- перерізу проводів, шин, кабелів у залежності від технічних та 
економічних чинників; 
- доцільної потужності власних електростанцій і генераторних 
установок. 
Основною метою техніко-економічних розрахунків є визначення 
оптимального варіанту схеми, параметрів мережі і її елементів. Критерієм 
оптимальності обраного варіанту служить рівень приведених річних витрат. 
При техніко-економічних розрахунках систем промислового 
електропостачання слід дотримуватися наступних умов порівнянності 
варіантів [13]: 
1) технічних, за якими можуть зрівнюватися тільки взаємозамінні 
варіанти при оптимальних режимах роботи і оптимальних параметрах, 
що характеризують кожен варіант, що розглядається; 
2) економічних, за якими розрахунок варіантів, що зрівнюються, ведеться 
стосовно до однакового рівня цін. 
   Кожен з отриманих варіантів повинен відповідати вимогам, що 
пред’являються до систем електропостачання. 
При проектуванні електропостачання обирають найбільш доцільний 
варіант виконання системи на основі всебічного аналізу технічних і 
економічних показників. 
До технічних показників відносяться надійність, зручність 
експлуатації, тривалість спорудження, об’єм поточних і капітальних 
ремонтів, рівень автоматизації тощо. 
Основними економічними показниками є капітальні вкладення та 
щорічні експлуатаційні витрати [13]. 
Економічні (вартісні) показники у більшості випадків є вирішальними 
при техніко–економічних розрахунків. Але, якщо розглянуті варіанти 
рівнозначні, перевагу віддають кращому у технічному відношенню варіанту.  
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    156   
      
     
 
Тема: «Додаткові втрати в системах електропостачання при зниженні 
якості електричної енергії».  
Вихідні дані. Від шин 10 кВ підприємства живляться високовольтні 
асинхронні двигуни загальною потужністю 2000 кВт, низьковольтні – 
5000 кВт, синхронні двигуни – 2500 кВт, трансформатори цехові 10/0,4 кВ – 
загальною потужністю 17500 кВА, пічні трансформатори 11000 кВА, 
конденсатори силові – 5500 квар; на ГПП встановлено два трансформатори 
110/10 кВ потужністю 25 МВА кожен (рисунок 10.1). 
Коефіцієнт несиметрії на шинах 10 кВ при роботі несиметричних 
навантажень – 6 %, гармонічні складові напруги: U3 = 8  %, U5 = 3,5  %, 
U7 = 4  %, U11 = 3 %. 
Визначити додаткові втрати активної потужності в елементах системи 
електропостачання. 
Розв’язок.  
У разі зниження рівня якості електричної енергії відбувається збільшення 
активного опору струмам вищих гармонік і зростання втрат, а також поява 
додаткових втрат при виникненні струмів зворотної послідовності. 
Для асинхронних двигунів додаткові втрати активної потужності 
визначають виразом [5] 
 
 ∞ 2 
∆Pа.д = кад ⋅ 2,41⋅ ε2 + 2∑ Uν
U  ⋅Pном ,   (10.1) 
 ν=2 ν ⋅ ν 
 
де εU  – коефіцієнт несиметрії напруг, що дорівнює відношенню напруги 
зворотної послідовності до номінальної; 
ν  – номер вищої гармоніки; 
Uν  – відношення напруги ν–ї гармоніки до номінальної; 
Pном  – номінальна активна потужність двигуна; 
кад  – коефіцієнт додаткових втрат при несиметричній і несинусоїдній 
напрузі. 
Значення коефіцієнта кад  визначається залежно від потужності 
двигуна: до 5 кВт – від 4,0 до 3,0; від 5 до 100 кВт – від 3,0 до 1,0; більше 100 
кВт – від 1,0 до 0,4. 
Для кожного діапазону визначають сумарну потужність двигунів і 
середнє значення кад , а потім кад  для сумарної номінальної потужності всіх 
асинхронних двигунів 
 
кад = к Рн1 к Р
+ н2 Рн3
ад1 Р ад2 + к
Р ад3 . 
нΣ нΣ РнΣ
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    157  
  
      
     
 
Додаткові втрати від несиметрії напруг для синхронних машин 
визначають виразом [5] 
∆Р′ 2
с.м. = к′с.м. ⋅ εU ⋅Рном ,    (10.2) 
 
де к′с.м.  – коефіцієнт додаткових втрат (для двигунів і генераторів з 
заспокійливою обмоткою к′с.м. = 0,681 і без заспокійливої обмотки – 0,273; для 
генераторів і синхронних компенсаторів к′с.м. =1,856  і 1,31 відповідно). 
Додаткові втрати в синхронних машинах від несинусоїдності напруги 
мають вираз [6] 
∞ U2
∆Р′с′.м. = к′с′.м. ⋅Рном ⋅ ∑ ν ,                                 (10.3) 
ν=2 ν ⋅ ν
 
де к′с′.м.  дорівнює для явнополюсних двигунів і генераторів з заспокійливою 
обмоткою 1,121 і без заспокійливої обмотки – 0,403; для генераторів і 
синхронних компенсаторів – 1,767 і 1,947 відповідно. 
Додаткові втрати від несиметрії і несинусоїдності напруг в силових 
конденсаторах визначають виразом [13] 
 
 ∞ 
∆Рдод = Qном ⋅ tgδ ε
2
 U + ∑ ν⋅U2
ν  ,                          (10.4) 
 ν=2 
 
де Qном  – номінальна реактивна потужність конденсаторної установки; 
tgδ  – тангенс кута втрат на основній частоті. 
Додаткові втрати в трансформаторах, у разі несиметрії напруг і 
обумовлені вищими гармоніками, визначають відповідно виразами [13] 
 
2  ∆Рм 
∆Ртр = εU ∆Р0 + 2  ,     (10.5) 
 Uкз 
 
∞ ∞ 2
∆Ртр = ∆Р ∆Р 1+ 0,05ν
0 ⋅ ∑ U2 + 0,607 ⋅ м ⋅ ∑ U2
ν 2 ,  (10.6) 
ν=2 Uкз ν=2 ν ν ν
 
де ∆Р0 , ∆Рм  – втрати холостого ходу і під навантаженням в симетричному 
номінальному режимі; 
Uкз  – напруга к.з., відн. од. 
Невідповідність показників якості електричної енергії нормативним 
значенням викликає додаткові втрати електроенергії в лініях 
електропередачі. 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    158   
      
     
 
Втрати потужності в лініях пропорційні квадрату струму (обернено 
пропорційні квадрату напруги). Загальні втрати потужності у разі відхилення 
напруги можуть бути визначені за виразом [10] 
 
2
∆P = ∆P 100
ном ⋅
 
  , 
100+V 
 
де ∆Pном  – втрата потужності при номінальній напрузі, кВт; 
V  – відхилення напруги від номінального значення, %. 
Таким чином, для зменшення втрат в лініях електропередачі доцільно 
підвищувати напругу. 
Для ліній електропередачі при коливаннях напруги і зміні частоти має 
місце незначне збільшення втрат, яким можна знехтувати. 
Додаткові втрати потужності в лініях електропередач, що викликані 
несиметрією і несинусоїдністю, визначають за виразом 
 
 ∞ 
∆P = 3⋅ І2 + 3⋅ І2 +1,41⋅ ∑ ( ν ⋅ І2 ) ⋅R ⋅10−3
л дод  1 2 ν  − ∆Pл,  
 ν=2 
 
де I1, I2  – діюче значення струмів прямої і зворотної послідовності; 
Iν  – діюче значення струму v–ї гармоніки;  
R  – опір фази лінії; 
∆Pл  – втрати потужності в лінії при проходженні симетричних 
синусоїдних струмів, кВт. 
Можна прийняти ∆Pл = 3⋅ I2
1 ⋅R ⋅10−3 , тоді вищенаведений вираз набере 
вигляду 
 
 ∞ 
∆P 2
л дод = 3⋅ І2 +1,41⋅ ∑ ( ν ⋅ І2
ν ) −3
 ⋅R ⋅10 .  
 ν=2 
 
Заходи щодо підвищення якості електричної енергії приводять до 
зниження втрат потужності в лініях [10]: 
– шляхом симетрування струмів навантажень фаз: 
 
∞
∆Pл.c = R ⋅10−3 ⋅ ∑ (I2 2
in − Iik ) , 
ν=2
 
де Iin , Iik  – струмові навантаження фаз до і після симетрування; 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    159   
      
     
 
– шляхом зниження струмів зворотної послідовності I2n , I2k  
 
∆Pл.o = 3⋅R ⋅10−3 ⋅ (I2 − I2
2n 2k ) ; 
 
– шляхом зниження струмів і напруги вищих гармонік 
 
∞
∆P −3 2 2
л.г = R ⋅10 ⋅ ∑ αν ⋅ (Iνn − Iνk ) , 
ν=2
 
де αν  – коефіцієнт. 
Вводячи допущення, що струми зворотної і нульової послідовності 
пропорційні відповідним напругам, можна записати 
 
I2 = εu ⋅ I;  Iν = Uν ⋅ I,  
 
де U
ε 2
u =  – коефіцієнт несиметрії напруги; 
Uном
U2  – напруга зворотної послідовності; 
Uν  – відносне значення модуля напруги v–ї гармоніки на затискачах 
споживача. 
Тоді вираз додаткових втрат потужності в лінії набере вигляду [10] 
 
 ∞
2 
∆Pл дод = 3⋅ εu +1,41⋅ ∑ ( ν ⋅U2
ν ) ⋅ I2
 ⋅R ⋅10−3.  
 ν=2 
 
Додаткові втрати від несиметрії і несинусоїдності: 
– асинхронних двигунів згідно з (10.1) 
 
  2 2 2 2 
ΔP 2
а.д = 2,29×2,41⋅0,06 + 2 0,08 0,035 0,04 0,03
⋅  + + + +×  
  3 3 5 5 7 7 11 11 

×7000 =185,7  кВт; 
 
– синхронних двигунів за виразами (10.2), (10.3) 
 
  2
ΔP 0,68 0,062 1,12 0,08 0,0352 0,042 0,032 
с.д =  ⋅ + ⋅  + + + +×  
  3 3 5 5 7 7 11 11 

×2500 =10,27 кВт; 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    160   
      
     
 
 
– цехових трансформаторів за виразами (10.5), (10.6) 
 
  2 2
ΔPтр цех = 2,67 0,062 1,62 1+ 0,05 ⋅3
⋅ + ⋅  ⋅0,082 1+ 0,05 ⋅5
+ ⋅0,0352 +  
  3 3 5 5
1+ 0,05 ⋅72
0,042 1+ 0,05 ⋅112 
+ ⋅ + ⋅0,032 ×17500 = 239,2 кВт; 
7 7 11 11 

 
– пічних трансформаторів згідно з (10.5) 
 
∆Ртр пічних = (0,67 ⋅0,062 + 0,407 ⋅2,5 ⋅10−3 ) ⋅11000 = 35 кВт; 
 
– трансформаторів зв’язку з енергосистемою згідно з (10.5) 
 
∆Р 2
тр зв = (0,5 ⋅0,06 + 0,304 ⋅2,5 ⋅10−3 ) ⋅50000 =128 кВт. 
 
Тут врахована потужність трансформаторів ГПП, що становить 50 % 
від сумарної відповідно до частки заводу у завантаженні цих трансформаторів, 
спільної для двох або більше підприємств; 
– конденсаторів силових згідно з (10.4) 
 
ΔРк.с. = 0,003⋅ (0,062 + 3⋅0,082 + 5 ⋅0,0352 + 7 ⋅0,042 +11⋅0,032 ) ×5500 = 0,8 кВт. 
 
Сумарні додаткові втрати в елементах системи електропостачання 
підприємства  
 
∆Рсум = ∆Ра.д + ∆Рс.д + ∆Ртр цех + ∆Ртр піч + ∆Ртр зв + ∆Рк.с. , 
 
∆Рсум =185,7 +10,27 + 239,2 + 35+128+ 0,8 = 599 кВт. 
 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    161   
      
     
 
 
 
Рисунок 10.1 – Схема електропостачання підприємства 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ  
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    162   
      
     
 
СПИСОК ВИКОРИСТАННИХ ДЖЕРЕЛ 
 
1. ПРАВИЛА УЛАШТУВАННЯ ЕЛЕКТРОУСТАНОВОК. 
Міненерговугілля УКРАЇНИ. Видання офіційне. Київ 2017. 617 с. Режим 
доступу до ресурсу: https://art-energetyka.com.ua. 
2. ДСТУ EN 50160:2023 (ЕN 50160:2022, IDТ) Національний 
стандарт України. Характеристики напруги електропостачання в 
електричних мережах загальної призначеності. 
3. Шестеренко В.С. Системи електроспоживання та 
електропостачання промислових підприємств. Підручник. – Вінниця: Нова 
Книга, 2004. – 656 с. 
4. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015. Настанова з проектування  систем 
електропостачання  промислових підприємств.   Київ. Мінрегіон. 2016. 
5. Електрообладнання енергетичних установок.[Електронний ресурс]: 
навіч. Посібник/ М.І. Погожих, А.О. Пак, О.Г. Дьяков, М.А. Чеканов. – 
Електрон. Дані. – ХДУХТ, 2019. Режим доступу: 
https://elib.hduht.edu.ua/bitstream/123456789/4500/1/2019.1_%D0%BF%D0%BE
%D0%B7.85.pdf. 
6. Бурбело, М. Й. Системи електропостачання. Елементи теорії та 
приклади розрахунків : навчальний посібник / М. Й. Бурбело, О. О. Бірюков, 
Л. М. Мельничук – Вінниця : ВНТУ, 2011. – 204 с. 
7. Посібник з дисципліни «Споживачі електричної енергії» частина 
1 «Електричне освітлення». Черкаський державний технологічний 
університет. – Черкаси: ЧДТУ, 2014. Соловей О.І., Ситник О.О., Самойлик 
О.В., Семко І.Б., Курбака Г.В., Борисова Н.І.  
8. СОУ-Н ЕЕ 20.178:2008.  Схеми принципові електричні 
розподільчих установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних 
підстанцій. Настанова. 
9. СОУ-Н ЕЕ 40.1-00100227-101:2014 Норми технологічного 
проектування енергетичних систем і електричних мереж 35 кВ і вище. 
10.  Шкрабець Ф.П. Електропостачання: навч.посіб. М-во освіти і 
науки України, Нац. Гірн. ун-т. Дніпропетровськ: НГУ, 2015. 540 с. 
11.  ДСТУ IEC 60909-0:2007 Струми короткого замикання у 
трифазних системах змінного струму. Частина 0. Обчислення сили струму 
(IEC 60909-0:2001, ITD). 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    171  
  
      
     
 
12.  Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для 
вузів. / Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. – 
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с. 
13.  Маліновський А.А., Хохулін Б.К. Основи електроенергетики та 
електропостачання: підручник. Львів: В-во національного університету 
«Львівська політехніка», 2009. 436 с. 
14. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи 
бакалавра для здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141 
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм навчання 
[Електронний ресурс] / [Упоряд. : Ситник О.О., Яценко І.В., Ключка К. М., 
Самойлик О.В.] ; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. – 
Черкаси : ЧДТУ, 2022. –   98 с. – Назва з титульного екрана. 
15. «Системи електропостачання промислового підприємства 
(елементи дипломного проєктування);: навч.посіб. / [Ситник О.О., Самойлик 
О.В., Семко І.Б., Ткаченко В.Ф. ]. – Черкаси : ЧДТУ, 2023. – 180 с. 
 
 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ   А1   21019   63/03-03   ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    172
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
