1. Repository at ChSTU
  2. Випускні кваліфікаційні роботи
  3. Бакалавр
  4. 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання)
Please use this identifier to cite or link to this item: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5752
Title: Електропостачання підприємства з виробництва органо-мінеральних добрив
Authors: Кисельов, Владлен Борисович
Бородієнко, Назар Віталійович
Keywords: електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика
Issue Date: Jun-2024
Abstract: У випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання підприємства з виробництва органо-мінеральних добрив. Було проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. У розділі «Індивідуальне завдання» розроблено мікропроцесорну схему керування електрофільтром очищення від пилу атмосферних викидів. У розділі «Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових підприємств» зроблено розрахунок вартості встановлення та підключення цехових підстанцій підприємства. У розділі «Охорона праці» зроблено аналіз небезпек та шкідливостей, що виникають в приміщенні електротехнічного відділу та модернізації системи пожежної сигналізації у відділу.
URI: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5752
Appears in Collections:141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання)

Files in This Item:
File Description SizeFormat 
ВКРБ_Бородієнко.pdf
  Restricted Access		2.83 MBAdobe PDFView/Open Request a copy
Show full item record


Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.

Extracted text 
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ 
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНОЛОІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ 
Факультет  електронних  технологій, автотранспорту та машинобудування 
(назва факультету) 
Кафедра електротехнічних систем 
(повна назва кафедри) 
       
 «До захисту допущено» 
Завідувач кафедри ЕТС 
Олександр СИТНИК 
______________________ 
“_____” __________2024 р. 
 
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА 
 
до кваліфікаційної роботи  
 
б а к а л а в р  
                                                                                         (освітньо-кваліфікаційний рівень)  
 
ЧДТУ   А1   20010   49/04 
 
на тему: 
«Електропостачання підприємства з виробництва органо-
мінеральних добрив» 
 (назва теми згідно з наказом) 
 
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу, 
групи  ЕСЕ – 202 
Спеціальності: 
141 «Електроенергетика, електротехніка та            
електромеханіка» 
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності) 
 
Бородієнко Назар Віталійович  
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти) 
 
Керівник _____________    Владлен КИСЕЛЬОВ 
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)  
Рецензент ____________   _____________________  
                                                                                    (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ) 
 
 
 
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів 
без відповідних посилань 
Здобувач вищої освіти ______________ 
                                                                                                                                                  (підпис) 
 
Черкаси 2024 року 
Черкаський державний технологічний університет 
 
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування 
(повна назва) 
Кафедра електротехнічних систем 
                                            (повна назва) 
Спеціальність: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» 
 
 
ЗАТВЕРДЖУЮ 
Завідувач кафедри ЕТС 
Олександр СИТНИК 
______________________ 
“_____” __________2024 р. 
 
З А В Д А Н Н Я 
НА КВАЛІФІКАЦІЙНУ РОБОТУ 
 
                           Бородієнку Назару Віталійовичу___________                                      
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти) 
1. Тема кваліфікаційної роботи  
«Електропостачання підприємства з виробництва органо-мінеральних 
добрив» 
 
Керівник кваліфікаційної роботи        Кисельов Владлен Борисович, к.т.н., доцент       
                                                                                         (прізвище, ім’я, по батькові, науковий ступінь, вчене звання) 
 
Затверджені наказом Черкаського державного технологічного університету від  
« 20 »  лютого   2024 року  № 49/04       
 
2. Строк  подання кваліфікаційної роботи здобувачем вищої освіти ____________________ 
 
3. Вихідні дані до кваліфікаційної роботи: 1. Тип системи електропостачання – 
централізована; 2. Клас напруги ГПП – 110/10 кВ; 3. Встановлена потужність підприємства – 
11823,1 кВт; 4. Потужність КЗ на шинах енергосистеми – 4200 МВА; 5. Розміри цеху – 
72х60х5 м; 6. Кількість електроприймачів цеху – 41 шт; 7. Встановлена потужність силових 
електроприймачів цеху – 2475,3 кВт; 8. Індивідуальне завдання – Розробка мікропроцесорної 
схеми керування електрофільтром очищення від пилу атмосферних викидів; 9. Техніко-
економічні розрахунки – Розрахунок вартості встановлення та підключення цехових 
підстанцій підприємства; 10. Охорона праці – Модернізація системи пожежної сигналізації у 
відділу. 
 
4. Зміст розрахунково-пояснювальної записки (перелік питань, що їх належить 
розробити) 
1 Умови проектування 
2 Розрахунок електричних навантажень 
3 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства. Розрахунок живлячої мережі 
4 Вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності 
5 Вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання напругою 10 кВ 
6 Розрахунок струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В 
7 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП. Вибір високовольтної апаратури. 
Перевірка кабельних ліній 
8 Розрахунок системи електропостачання цеху 
9 Індивідуальне завдання – Розробка мікропроцесорної схеми керування електрофільтром 
очищення від пилу атмосферних викидів 
10 Техніко-економічні розрахунки – Розрахунок вартості встановлення та підключення 
цехових підстанцій підприємства 
11 Охорона праці. 
 
5. Перелік графічного матеріалу (з точним зазначенням обов’язкових креслень, 
плакатів)  
1 Генплан підприємства 
2 Однолінійна схема ГПП 110/10 кВ 
3 План ГПП 110/10 кВ 
4 Однолінійна схема електропостачання цеху 
5 План живлячих та розподільчих мереж цеху 
6 Однолінійна схема КТП 
7 Вид та план КТП 10/0,4 кВ 
6. Консультанти розділів кваліфікаційної роботи 
Прізвище, ініціали та посада Підпис, дата 
Розділ 
консультанта завдання видав завдання прийняв 
Охорона праці ст. викл. Олексій КОЖЕМ´ЯКІН    
 
7. Дата видачі завдання до кваліфікаційної роботи  21 лютого 2024 року 
 
КАЛЕНДАРНИЙ ПЛАН 
Строк  виконання 
№ Назва етапів виконання кваліфікаційної роботи 
етапів кваліфікаційної Примітка  
з/п  
роботи 
1 Умови проектування 24.02.24 – 01.03.24  
2 Розрахунок електричних навантажень 02.03.24 –06.03.24  
Вибір і обґрунтування схеми живлення  
3 07.03.24 – 10.03.24 
підприємства. Розрахунок живлячої мережі  
Вибір трансформаторів і засобів компенсації  
4 11.03.24 – 18.03.24 
реактивної потужності 
Вибір схеми внутрішньозаводського  
5 19.03.24 – 22.03.24 
електропостачання напругою 10 (6) кВ 
Розрахунок струмів короткого замикання в  
6 23.03.24 – 30.03.24 
мережах вище 1000 В 
Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП.  
7 Вибір високовольтної апаратури. Перевірка 01.04.24 – 12.04.24 
кабельних ліній. 
8 Розрахунок системи електропостачання цеху 13.04.24 – 05.05.24  
9 Індивідуальне завдання 06.05.24 – 10.05.24  
Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП  
10 11.05.24 – 16.05.24 
промислового підприємства 
11 Охорона праці 17.05.24 – 20.05.24  
12 Виконання креслень графічної частини роботи 21.05.24 – 07.06.24  
Підготовка доповіді та супровідних документів, 08.06.24 – 10.06.24  
13 
збір необхідних підписів 
 
 Здобувач вищої освіти-дипломник   ________________           Назар БОРОДІЄНКО   
                                          (підпис)                                         (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ) 
Керівник кваліфікаційної роботи          ________________             Владлен КИСЕЛЬОВ     . 
                                                                                                                          (підпис)                                         (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ) 
 
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ 
 
Система електропостачання промислового підприємства складається з 
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції, розподільчих 
пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у цехах. Призначена 
система для забезпечення вимог виробництва в передачі електроенергії від 
джерела живлення до місця споживання її у відповідній кількості та якості [1, 2]. 
Як відомо [3, 4], системи електропостачання промислових підприємств 
можна умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та комбіновані. 
Згідно з завданням на дипломне проектування система електропостачання 
промислового підприємства має бути централізованою. 
Основними чинниками при проектуванні системи електроспоживання є 
характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в першу чергу 
безперебійність електропостачання з урахуванням можливості забезпечення 
резервування, а також вимоги електробезпеки. Але незважаючи на те, що ці 
особливості та характеристики є головними чинниками при проектуванні 
системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію побудови раціональної 
СЕП вносять загальні вимоги до системи електропостачання, основні з яких 
приведемо нижче. 
Проектування системи електропостачання промислових підприємств 
проводимо згідно з [1, 4] та інших нормативних документів. 
Основними чинниками при проектуванні є характеристики джерел 
живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до 
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення 
резервування у технологічної частині проекту, вимоги електробезпеки. 
Схеми електропостачання промислових підприємств розробляємо з 
урахуванням наступних основних принципів [4]: 
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до 
споживачів електричної енергії. 
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на 
кожної напрузі має бути мінімально можливим. 
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по 
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у 
обґрунтованих випадках. 
г) Схеми електропостачання і електричних з'єднань підстанцій 
мають бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і 
резервування було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання 
та провідників. 
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. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 7 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
є) При побудові схеми електропостачання підприємства, електроприймачі 
якого вимагають резервування живлення, повинно проводитися секціонування 
шин у всіх ланцюгах системи розподілу електричної енергії, включаючи шини 
низької напруги цехових двохтрансформаторних підстанцій. 
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися під 
навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має бути 
обґрунтовано. 
ж) Потрібно застосовувати (вживати) , як правило, роздільну роботу ліній, 
трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена паралельна 
робота елементів електропостачання. 
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її 
місцезнаходження обумовлюється значеннями і характером навантаження та 
розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При цьому  враховуються 
також архітектурно-будівельні і експлуатаційні вимоги, розміщення 
технологічного обладнання, умови оточуючого середовища, вимоги 
вибухопожежної та екологічної безпеки. 
Система електропостачання промислового підприємства враховує 
черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно порушувати чи 
знижувати надійність електропостачання діючих виробництв. 
При проектуванні системи електропостачання промислового підприємства 
належить враховуємо потребу у електроенергії сторонніх близько розташованих 
споживачів. 
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати 
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання. 
Схемні та конструктивні рішення є максимально уніфіковані. 
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання 
відповідають ПУЕ. При цьому не допускається необґрунтованого віднесення ЕП 
до більш високої категорії, а саме: 
- ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що виконують 
допоміжні технологічні операції, частину обладнання інженерного забезпечення 
будівлі, відносимо до III категорії. 
Віднесення вказаних електроприймачів до II категорії приводе до 
необґрунтованого завищення не тільки потужності встановлених 
трансформаторів, але і вимог до резервування живлення споживачів. 
До II категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання, 
без якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час після 
аварійного режиму. 
- електроприймачі, відключення яких приводе до масового недовідпуску 
продукції , нерідко відносять не до II категорії, а до І категорій, що мотивується 
тім, що наносяться "значні збитки народному господарству". 
Зазначимо, що поняття "значні збитки народному господарству" відносяться 
до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного підприємства. 
Поняття "категорія електроприймача по надійності електропостачання" не 
відноситься до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць, корпусів і т. 
д. Це поняття правомірно тільки по відношенню до індивідуального ЕП. Для 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 8 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
споживача характерно лише поєднання в різних пропорціях електроприймачів 
категорій І, II та III. 
 
1.1 Характеристика об'єкта проектування 
 
Завод, електропостачання якого ми будемо проектувати в даній 
кваліфікаційній роботі бакалавра, займається виготовленням вантажних вагонів. 
При проектуванні системи електропостачання (СЕП) підприємства ми 
враховуємо основні вимоги "Норм технологічного проектування СЕП 
промислових підприємств", і відповідних розділів "Правил улаштування 
електроустановок 2010". 
Структура підприємства приведена на генплані (лист №1) і включає як цеха 
основного виробництва, так і допоміжні приміщення та підрозділи. 
При проектуванні системи електропостачання враховано рельєф 
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної енергії 
окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на підприємстві, 
характеристику оточуючого середовища. 
Головна понижуюча підстанція (ГПП) заводу розташована з врахуванням 
місця знаходження теоретичного центру електричного навантаження. При цьому 
було враховано домінуючий напрямок вітру. 
Основним високовольтним обладнанням заводу є понижуючі 
трансформатори цехових трансформаторних підстанцій. 
При розробці системи електропостачання заводу враховувалося, що всі 
підстанції заводу телемеханізовані та будуть працювати без чергового персоналу. 
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії 
 
Силові електроприймачі цеху хлориду калію живляться трифазним змінним 
струмом промислової частоти 50 Гц номінальною напругою 380 В. Однофазне 
обладнання складається з малопотужних установок, що включені на фазу 220 В. 
Вищих гармонік при експлуатації обладнання не виникає. Встановлена 
потужність та інші характеристики приведено у таблиці 1.1. 
 
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху 
№ Кількість, Встановлена 
cosϕ  
поз. Електроприймач шт. потужність, 
кВт 
1 2 3 4 5 
 Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В 
1 Насос холодної води 4 75 0,8 
2 Центрифуга 4 135 0,82 
3 Проміжна мішалка 4 48 0,85 
4 Охолоджувач 2 60 0,84 
5 Ковшовий елеватор 2 90 0,88 
6 Шнекова мішалка 2 200 0,87 
7 Завантажувальний бункер 2 20 0,95 
8 Сушильний барабан 2 90 0,85 
9 Шнековий конвеєр 1 48 0,76 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 9 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Продовж. табл. 1.1 
1 2 3 4 5 
10 Тельфер 1 22 0,9 
11 Автоматична фасувальна установка 1 17,3 0,84 
12 Теплофікаційний насос 4 72 0,84 
13 Вентилятор витяжний 8 7,5 0,81 
14 Вентилятор приточний 4 22 0,82 
  Σ = 41   
 Однофазні електроприймачі 
1 Компресор 3 1,4 0,9 
2 Термофен 3 1,8 0,9 
  Σ = 6   
 
В цеху хлориду калію на рівні технологічних зв’язків здійснюється 
відповідне резервування. 
Основне обладнання цеху відноситься до ІІ категорії. Як відомо [1], до ІІ 
категорії слід відносити обладнання без якого не можливе продовження роботи 
основного виробництва на час після аварійного режиму. 
Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних особливостей 
виробничих процесів. 
Виробничо -  сформоване електрообладнання живляться від власних 
розподільних пунктів РП. 
План цеху та розташування обладнання зображено на листі 5 графічної 
частини, а також на рисунку 1.1. 
 
Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 10 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Особливостями розташування обладнання у примащені цеху є такі, що 
потребують практично рівномірну освітленість цеху. 
Проектом передбачено загально-виробниче освітлення  380/220 В, та 
аварійне освітлення 220 В. 
Розміри цеху, електропостачання якого ми будемо розраховувати, складають 
:становлять 72×60×6 м. з площею освітлення S=4320 м2. 
 
1.3 Характеристика цехів об'єкта, особливості їх електропостачання 
 
Проектування електропостачання цехів неможливе без урахування 
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони розташовуються. 
При цьому ми виконуємо всі вимоги ПУЕ у цієї частини. 
Електроустановки заводу, електропостачання якого ми проектуємо, 
розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми). 
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься складське 
обладнання. Приміщення цехів заводу відносяться до так званих нормальних, 
тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не перевищує 60 % та 
відсутні умови, наведені уп. 1.1.10-1.1.12 ПУЕ. 
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється 
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах, проникати 
всередину машин, апаратів [5, 6]. 
Але ці цехи відноситься до приміщень з не струмопровідним пилом. 
 
1.4 Характеристика джерела живлення 
 
Живлення даного заводу здійснюється від районної підстанції (РПС) 
енергосистеми 110 та 220 кВ. 
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:  
• обрана номінальна напруга енергосистеми Uс=110кВ: 
• потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=4200 МВ • А; 
• довжина повітряної лінії Lпл = 30 км. 
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на границі 
балансової приналежності Qек = 455,4 квар в часи її максимуму навантаження. 
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах 
110кВ±5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню. 
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно договору 
про споживання електроенергії, який укладається з усіма підприємствами 
промислового району і енергопостачальною організацією. 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 11 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ 
 
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки 
провідників (шин, кабелів та ін.) і трансформаторів по пропускній спроможності 
і економічній густині струму, а також для розрахунку втрат і відхилення напруги, 
вибору апаратів захисту та засобів компенсації реактивної потужності. 
Правильне визначення електричних навантажень при проектуванні є 
основою для раціонального рішення всього комплексу питань електропостачання 
сучасного промислового заводу, у тому числі, окремого цеху. 
Поняття «розрахункове навантаження» випливає з визначення 
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи мережі 
і електрообладнання системи електропостачання. 
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часі 
 
І =  const =  Іроз . 
 
При змінному навантаженні, коли його графік має випадкових характер, 
використовується співвідношення 
 
1 t+Θ
IΘ(t) =  ∫ I(t) ⋅dt , 
Θ t
 
де Θ  – тривалість інтервалу усереднення (Θ ≤ t  ≤ T -  Θ ), що приймається для 
графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної Θ =  3 ⋅T0  (у решті 
випадків – Θ < 3 ⋅T0 ); 
T  – інтервал реалізації випадкового процесу; 
T0  – постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої 
температури (за час, рівний 3 ⋅T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого рівня). 
Умовно приймають T0 =10  хв., Θ =  30  хв. незалежно від перетину 
провідника, звідки і витікає поняття «півгодинний максимум».  
З наведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий 
струм» Іроз  – це такий струм, що приводе до такого ж максимального нагріву 
провідника або викликає такий же тепловий знос, що й початкове змінне 
навантаження I(t) .  
Значення Іроз  звичайно визначають з виразу 
 
Ppоз = 3 ⋅U ⋅ Ipоз ⋅cosϕ .                                  (2.1) 
 
В якості розрахункового навантаження приймають середнє навантаження 
PΘ  за активною потужністю впродовж часу Θ  
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 12 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
1 t+Θ
PΘ = P(t)dt . 
Θ ∫
t
 
Активне розрахункове навантаження Ppоз  аналогічне поняттю 
«розрахунковий максимум» Pmax  або «максимального навантаження» Imax = Iроз , 
тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилиних інтервалах 
усереднення.  
 
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів 
 
Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно проводити 
згідно методики [7], яка поширюється на всі галузі господарства, адаптована до 
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку. 
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку 
електричних навантажень промислового заводу в цілому. При таких розрахунках 
враховують ступень (рівень) системи електропостачання, оскільки розрахунки на 
кожній із них мають свою специфіку. На заводах середньої та великої потужності 
таких рівнів нараховують шість (рисунок 2.1). 
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина розрахункової 
потужності (Ppоз, цеху )як окремих цехів, так і заводу ( Ppоз, підпр ) у цілому. 
Розрахункова потужність Ppоз – це така потужність, при якій термін службі 
елементів системи електропостачання дорівнює розрахунковому. 
У розрахунках використовуються такі позначення та співвідношення: 
– номінальна потужність, Рном ; 
– паспортна потужність, Рпасп ; 
– встановлена потужність Ру . 
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп 
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для окремого 
електроприймача встановлена потужність дорівнює: 
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі 
 
pу = pном = pпасп ; 
 
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному режимі: 
 
pу = pном = pпасп ⋅ ТВ , 
 
де ТВ  – тривалість включення в частках одиниці (задається у паспорті, як 
правило, у відсотках).  
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 13 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
 
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання 
 
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебрична 
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у групу 
ЕП 
 
n
Рном =∑рном ,                                                 (2.2) 
1
 
де n  – кількість електроприймачів у групі. 
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебраїчна сума 
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу 
 
n n
Qном =∑qном =∑рном ⋅ tgϕ ,                                     (2.3) 
1 1
 
де tgϕ  – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної потужності. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 14 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається 
розрахунковою величиною Кв ⋅Рном , що відповідає значенню Кр , за 
співвідношенням: 
 
Рроз = Кp ⋅Кв ⋅Рном ,     (2.4)  
 
де Кр = f (Kв, nе, Ta )  – коефіцієнт розрахункової потужності, який залежить від 
коефіцієнту використання Кв  та ефективної кількості електроприймачів nе  та 
постійною часу нагріву мережі, для якої розраховують електричні навантаження.  
Згідно [7] прийняти наступні постійні часу нагріву: 
– Ta =10  хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі 
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр  для таких мереж приймають за 
номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1; 
– Ta = 2,05  год – для магістральних шинопроводів і цехових 
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр  приймають згідно таблиці 2.2; 
– Ta ≥ 30  хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові 
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова потужність 
для цих елементів визначається за умовою Кр =1. 
Відмітимо, що добуток Кв ⋅Рном  є проміжною допоміжною розрахунковою 
величиною, але не середнім значенням очікуваного навантаження, як це 
вважалося раніше. 
Величину ефективної кількості електроприймачів nе  визначаємо за 
співвідношенням 
 
2
 n 
∑Pном 
n =  1 
е n .     (2.5) 
∑n ⋅р2
ном
1
 
Величину nе  можна також визначати за спрощеним співвідношенням 
 
2 p
nе =
∑ ном .     (2.5) 
pном max
 
Якщо знайдене за співвідношенням (2.5) число nе n  ( n
n = nе . Якщо рном max / pном min ≤ 3 , де 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 15 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
pном min  – номінальна потужність найменшого електроприймача групи, тоді 
також приймаємо ne = n . 
 
 
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 
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 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 16 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
 
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр  для 
різних Кв  в залежності від nе  на НН цехових трансформаторів і для 
магістральних шинопроводів напругою до 1000 В 
Коефіцієнт використання Кв  
nе  0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 і 
більше  
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0 
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0 
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97 
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93 
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91 
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9 
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85 
Більше 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8 
 
Значення коефіцієнту використання кв  за кожним окремим 
електроприймачем визначаємо за довідковими даними. 
Груповий коефіцієнт використання Кв  електроприймачів з різними ne  
знаходимо за формулою 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 17 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
n
∑квi ⋅рномi
  К = 1
в n      (2.6) 
∑рномi
1
 
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому (середньовиважений 
коефіцієнт) дорівнює 
 
n
∑Квi ⋅Рномi
Кв, цеху = 1
n .    (2.7) 
∑Рномi
1
 
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) для визначення розрахункової 
активної потужності прийме вигляд 
 
n
Рроз цеху = Кр ⋅ Кв, цеху ⋅Рном = Кр ⋅∑Квi ⋅Рномi .  (2.8) 
1
 
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховується за 
співвідношенням 
 
Qроз цеху = Кр ⋅∑Квi ⋅Рномi ⋅ tgϕі .   (2.9) 
і
 
До розрахункової активної та реактивної потужності силових 
електроприймачів напругої до 1 кВ повинно бути додане освітлювальне 
навантаження Pроз. оc , Qроз. оc . 
Повна розрахункова потужність Sроз  силових електроприймачів напругою 
до 1 кВ визначається за формулою 
 
 S 2 2
роз = Pроз +Qроз      (2.10) 
 
Результати розрахунків та вихідні дані цеху заносяться у відповідні місця 
таблиці 2.3, виконаної за формою Ф 636–92 [2]. 
Використовуючи вихідні дані таблиці 2.1, співвідношення (2.1) - (2.11) та 
графік рисунок 2.2 [7], розраховуємо в якості прикладу величину розрахункового 
активної та реактивної потужності окремого цеха , а саме цеху з виготовлення 
хлориду калію. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 18 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Результати розрахунків заносимо у відповідні графи таблиці 2.3, що 
виконана по формі Ф636-92. 
Визначимо номінальну групову потужність другої групи електроприймачів 
(центрифуги) Рном,2. При цьому, так як електроприймачі згруповані таким чином, 
що мають однакову величину коефіцієнта використання Кв та номінальну 
потужність, співвідношення (2.1) приймає вид 
 
n
Pном,1 = ∑pном ⋅n =135 ⋅4 = 540 кВт. 
1
 
Визначаємо розрахункову величину Кв ⋅ Рном,4 , для цієї ж групи, 
використовуючи значення Кв з таблиці 2.3 (стовпчик 5); значення додатку К .
в Рном, 
заносимо у стовпчик 8 таблиці 2.3. 
 
Кв ⋅Рном,2 = 0,8 ⋅540 = 432  кВт. 
 
Визначаємо чергову розрахункову величину таблиці 2.1, та заносимо її у 
відповідну графу таблиці 2.3. 
 
Кв ⋅ Рном,2 ⋅ tgφ = 0,8 ⋅540 ⋅ 0,7 = 301,5 квар . 
 
Проводимо аналогічні розрахунки для інших сформованих груп 
електроприймачів та заносимо результати розрахунків у таблицю 2.3. 
У графах 8 та 9 у підсумкової строки записуємо сумарні значення величин 
 
Кв ⋅ Рном та Кв ⋅ Рном ⋅ tgφ , 
 
а саме: 
 
∑Кв ⋅ Рном та ∑Кв ⋅ Рном ⋅ tgφ . 
 
Визначаємо величину ефективної кількості електроприймачів nе за 
спрощеним співвідношенням (2.5): 
 
n 2∑pном 2 ⋅2475,3
е = = = 24,7шт. 
pном м ax 200
 
Для розрахунку групового середньовиваженого коефіцієнту використання 
по цеху в цілому використовуємо формулу (2.7) 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 19 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
n
∑Кв, і ⋅ Рном і
К 1 2028,6
в, цеху = n = = 0,82 . 
∑Р 2475,3
ном і
1
 
По графіку рисунок 2.2 для визначених величин nе=25 та Кв, цеху = 0,82
знаходимо коефіцієнт розрахункової потужності Кр.цеху який дорівнює Кр,цеху =1,06. 
За співвідношенням (2.8) знаходимо розрахункову активну потужність 
цеху, який розраховуємо у якості прикладу 
 
n
Рр. цеху = Кр ⋅ Кв. цеху ⋅ Рно.цеху = Кр ⋅ ∑Кв. i ⋅ Рном і = 2028,6 ⋅1,06 = 2150,3кВт. 
1
 
Так,  як  величина ефективної кількості  електроприймачів nе>10, 
реактивна потужність силових електроприймачів напругою до 1 кВ по цеху 
визначається співвідношенням (1.9), тобто являє собою число підсумкової строки 
графи 9: 
Qр.цеху = ∑ (Кв ⋅ Рном ⋅ tgφ) =1310,4 квар. 
 
Повну розрахункова потужність Sпр силових електроприймачів напругою 
до 1 кВ по цеху визначається формулою (1.10) 
 
Sр.цеху = P2 2
р.цеху + Qр.цеху = 2150,32 +1310,42 = 2518,2кВА. 
 
Таким чином, нами виконано розрахунок повної потужності силових 
електроприймачів напругою до 1 кВ окремого цеха , а саме цеху з виготовлення 
хлориду калію. 
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших цехів. 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 20 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 21 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень 
від однофазних електроприймачів 
 
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути розподілені 
рівномірно по фазах.  
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені по 
фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності 
трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують як трифазні ЕП 
тієї ж сумарної потужності. Якщо нерівномірність перевищує 15 %, умовна 
трифазна номінальна потужність приймається рівної потроєної величині 
навантаження найбільш завантаженої фази .  
При кількості однофазних ЕП достатньою для практичних цілей точністю 
умовна трифазна номінальна потужність Рном.у(кВт), що визначається наступним 
чином 
 
Рном.у = 3 ∙ Рном.������������.ф або Рном.у = 3 ∙ ����пасп ∙ √ТВ ∙ ����������������пасп,            (2.11) 
 
де Рном.������������.ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт; 
����пасп  - паспортна потужність споживача, кВА; 
     ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці 
Так як однофазні електроспоживачі цеху розраховані лише на фазну 
напругу Uф=220 В і не мають постійного стаціонарного місця підключення, їх 
розрахунок ми будемо виконувати по формулі 2.11.  
В цеху використовується три компресора та три термофена, з наступними 
паспортними даними: 
����пасп = 1400 Вт;  ����������������пасп = 0,92; ТВ = 40% часу за одну годину роботи 
����пасп = 1800 Вт;  ����������������пасп = 0,9; ТВ = 40% часу за одну годину роботи 
 
6
Рном.у = ��3 ∙ 1,4 ∙ �0,4�+ �3 ∙ 1,8 ∙ �0,4� = 6,1 кВт ; 
1
 
����ном.у = ����ном.у ∙ ������������ = 6,1 ∙ 0,9 = 5,5 квар. 
 
 
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від 
освітлювальних систем 
 
В відповідності до категорій пожежозахисту приміщення, згідно ПУЕ 
(глава 6.5),  ми обираємо тип світильників, їх висоту підвісу, та розташування в 
робочій зоні цеху елеваторних зерносушильних машин. Загальні геометричні 
розміри виробничої зони цеху становлять 50×60×6, з площею освітлення  
S=3000 м2. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 22 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Для визначення електричних навантажень (ЕН) освітлювальних установок 
використовується метод питомої потужності. Для знаходження питомої 
фактичної потужності ЕН освітлювальних установок (Рп.о.ф.) використовуються 
слідуючи дані: тип світильника, коефіцієнт запасу к3., освітленість Еф, значення 
розрахункової висоти h, площа освітлювального приміщення S. По обраному типу 
світильника, площі освітлювального приміщення та висоті підвісу світильників 
визначається питома потужність загального рівномірного освітлення, 
необхідного для забезпечення норми освітленості. 
Для освітлення цеху ми використаємо стельові світильники ПВЛМ з 
чотирма лампами типу ЛТБ-65. Світильники розташовані під стелею на висоті 
h=5,8 м, від рівня підлоги 
Виконаємо розрахунки освітлювального навантаження цеху: 
Визначимо активну потужність освітлювальних установок Рм.о. згідно виразу 
 
Рм.о. = кп ⋅ Рп.о.ф ⋅S,                                      (2.12) 
 
де кп – коефіцієнт попиту освітлення [9]; 
S – площа приміщення, м2; 
 
Р (0,95⋅9,7 ⋅4320)
м.о. = = 40,2кВт, 
1000
 
Рп.о.ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м2, 
визначається за формулою 
 
Е
р = Р ⋅ ф к
⋅ з.ф
п.о.ф п.о.табл ⋅ к , (2.13) 
100 к р
з.табл                          
 
де Рп.о.табл – питома потужність освітлювальної установки [9], Вт/м2; 
Еф – фактична освітленість для виконуваного виду робіт [9], лк; 
кз.ф – фактичний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [9]; 
кз.табл – табличний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [9]; 
кр -  коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення [9]. 
 
рп.о.ф =14,5 200 1,8
⋅ ⋅ ⋅ 0,3 = 9,7  Вт/м2 
100 1,6
 
Реактивну потужність навантаження системи загального освітлення цеху 
визначаємо за виразом 
 
Qм.о = Рм.о ⋅ tgφо ,                                          (2.14) 
 
де tgφ0 – реактивна складова кута зсуву фаз. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 23 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Qм.о = 40,2⋅0,2 = 8  квар. 
 
Розрахунок освітлювального навантаження інших цехів та підрозділів заводу 
виконуємо аналогічно. Живлення зовнішньої системи освітлення заводу 
виконано від силового трансформатора, що живить будівлю управління. 
 
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової підстанції 
 
Сумарні активну та реактивну розрахункові потужності на шинах 0,4 кВ 
визначаємо за виразами 
 
P0,38 цеху = Рр. цеху + Рр. ос. цеху ,    (2.15) 
 
Q0,38 цеху = Qр. цеху +Qр. ос. цеху .    (2.17) 
Отримаємо 
 
P0,38 цеху = Рр. цеху + Рр.ос. цеху = 2150,4 + 40,2 = 2190,6  кВт, 
 
Q0,38 цеху = Qр. цеху + Qр.ос. цеху =1310,4 + 8 =1318,4  квар. 
 
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової 
підстанцій за виразом 
 
2 2
Sр.цеху = (Р0,38 цеху і ) + (Q0,38 цеху і ) ,                         (2.18) 
 
( )2 ( )2S 2 2
ТП5 = Р0,38 цеху + Q0,38 цеху = 2190,6 +1318,4 = 2301кВА. 
 
Дані розрахунків навантаження цехової підстанції S ТПі за формулою (2.18) по 
усім цехам заносимо у таблицю 2.4. 
 
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи 
електропостачання 
 
На вищих рівнях системи електропостачання заводу розрахункове 
(максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання розрахункових 
навантажень окремих груп електроприймачів (цехів, підрозділів) з урахуванням 
коефіцієнта одночасності збігання максимумів навантаження Ko . 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 24 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Коефіцієнта одночасності Ko  залежить від кількості приєднань на шинах 
РУНН ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв  і 
визначається за даними [5]. 
Приблизну потужність заводу (на шинах РУНН) SНН ГПП   визначаємо за 
формулою  
N 2 N 2
   
SНН ГПП = Ко ⋅ ∑P0,4 цехуi  + ∑Q0,4 цехуi  .                    (2.18) 
 i   i 
 
SНН.ГПП = 0,9 ⋅ 12235,32 + 7528,92 =12929,6 кВА  
 
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано 
розрахунок електричних навантажень по підприємству, а приблизна 
розрахункова потужність має значення SНН.ГПП =12929,6  кВА. 
Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.4. 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 25 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 26 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху  
та заводу. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій 
 
Картограмою навантажень називають план, на якому зображена картина 
середньої інтенсивності розподілу навантажень приймачів електроенергії. 
Картограму навантажень будуємо як на плані розташування приймачів 
електроенергії в цехах, так і на генеральному плані всього заводу. Якщо 
картограму будують на генеральному плані заводу, то як приймачі електроенергії 
розглядаємо самі цехи. 
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень на 
картограмі виконують різними способами [1, 6]. Найбільш простий з них 
складається в зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень 
приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. Як центр кола вибирають 
центр електричного навантаження (ЦЕН) приймача електроенергії, а радіус кола 
зв'язують із розрахунковою потужністю приймача електроенергії; значення його 
знаходять із умови рівності розрахункової середньої активної потужності групи 
електроспоживачів площі кола 
 
Р 2
р,0,38і = π ⋅ ri ⋅m  
 
де rp.i - радіус кола групи споживачів, π  = 3,14 ; m- кВт/мм2 – масштаб 
 
P
ri =
0,38 і ,                                              (2.19) 
π ⋅m
 
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають силовому, 
а також освітлювальному навантаженням: 
360 ⋅ P
α р, цеху i
с.н = ;                                             (2.20) 
Р0,38цеху
360 ⋅ P
αоc.н =
р, цеху i ,                                          (2.21) 
Р0,38 цеху
 
Розраховуємо на прикладі вибраного нами цеху вказані параметри 
картограми електричних навантажень 
 
Р
r = р0,38(ТП−1) 3699,6
ТП−1 = = 66,6  мм. 
3,14 ⋅m 3,14 ⋅ 266
 
Розрахункові значення заносимо у графу 8 таблиці 2.5. 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 27 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Таблиця 2.5 – Дані для побудови картограми ЕН 
Найменування  Рроз, цеху Р
 роз, ос, Р0,4 цеху m   r  
кВт кВт кВт В т/мм2 αc.н αoc.н  мм 
1 2 3 4 5 6 7 8 
Цех фосфатних добрив; Склад 
привозних сировинних 3624,4 75,2 3699,6 266 353 7 66,6 
компонентів 
Склад газообразного аміаку 454,2 10,3 464,5 266 352 8 23,6 
Цех первинної обробки руди; 
Склад готової продукції 1024,8 33 1057,8 266 349 11 35,6 
Пакувальний цех 416,2 7,5 423,7 266 354 6 22,5 
Цех виробництва хлориду калія 2150,4 40,2 2190,5 266 353 7 51,2 
Цех фосфоритного борошна 1451,6 68,9 1520,5 266 344 16 42,7 
Ремонтно-механічний цех; 
Автотранспортний цех 213,5 22,4 235,9 266 326 34 16,8 
Цех водо підготовки; Станція 
тепло водовідведення; Будівля 612,5 89,4 701,9 266 314 46 29 
управління 
Цех нейтралізаторів кислих 
добрив; Котельня 1875,5 65,4 1940,9 266 348 12 48,2 
 
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як точку 
з координатами: 
n
∑ (Pp.i ⋅ xi )
Х = i=1
n ;                                               (2.22) 
∑ Pp.i
i=1
n
∑ (Pp i ⋅ yi )
Y = i=1
n ,                                             (2.23) 
∑ Pp 
i=1 i
де Х,Y– координати центру електричних навантажень на генплані, мм; 
xi , yi – координати i-ого навантаження на генплані, мм;  
Pp i  – максимальне навантаження i-ого цеху, кВт. 
Дані,  необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразу (2.22), (2.23) 
заносимо у відповідні графи таблиці 2.6. Визначаємо координати ЦЕН 
 
n n
∑ (Pp.i ⋅ xi )
Х i=1 2611936 ∑ (Pp i ⋅ yi )
i=1 2071090
= n = = 213,5м, Y = n = =169,3  м. 
∑ P 12235,3 12235,3
p.i ∑ Pp 
i=1 i=1 i
 
Таким чином, нами розраховані дані для побудови картограми навантаження 
(таблиця 2.5) та координати ЦЕН (таблиця 2.6) які ми будемо використовувати 
при виборі місця розташування ГПП. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 28 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 29 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ЗАВОДУ. 
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ 
 
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення заводу 
 
При виборі головної схеми електропостачання заводу основними 
чинниками є характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в 
першу чергу вимоги до безперебійності електропостачання з урахуванням 
можливості забезпечення резервування у технологічної частині проекту, вимоги 
електробезпеки [2]. 
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її 
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером 
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану заводу. При цьому 
повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні вимоги, 
розміщення технологічного обладнання, умови навколишнього середовища, 
вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки. Схеми електричних з'єднань 
підстанцій і розподільчих установок повинні вибиратися виходячи з загальної 
схеми електропостачання заводу і задовольняти наступним вимогам: 
- забезпечувати надійність електропостачання споживачів і 
перетікання потужності по магістральним зв'язкам у нормальному і після 
аварійному режимах; 
- ураховувати перспективу розвитку; 
- допускати можливість поетапного розширення; 
- широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги 
протиаварійної автоматики; 
- забезпечувати можливість проведення ремонтних і 
експлуатаційних робіт на окремих елементах схеми без відключення 
сусідніх приєднаній. 
Система електропостачання промислового заводу повинна враховувати 
черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно порушувати чи 
знижувати надійність електропостачання діючих виробництв. 
При проектуванні системи електропостачання промислового заводу 
належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх близько розташованих 
споживачів. 
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати 
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання. 
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально уніфіковані. 
Узагальнюючі вище приведені міркування, а також загальні вимоги до 
систем електропостачання, що приведені у п. 1.1, обираємо схему ГПП, приведену 
на рисунку 3.1 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 30 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Рисунок 3.1 - Електрична частина ГПП 
 
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі 
 
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків 
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при забрудненій 
атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними документами.  
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони повинні 
відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого нагріву з 
урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а також режимів 
у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу струмів між лініями. 
Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається згідно ПУЕ. 
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною 
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами 
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірені, при 
необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності. 
На цьому етапі проектування попередньо визначається переріз живлячих 
ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном  РУВН і приблизна 
потужність SВН ГПП  на стороні ВН ГПП. 
Потужність SВН ГПП  визначається за формулою, у якої враховано втрати 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 31 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
потужності у силових трансформаторах ГПП 
 
2 2
 N   N 
SВН ГПП = Ко ⋅ ∑(P0,4 цеху і + ∆PT ) + ∑(Q0,4 цеху і + ∆QT ) .      (3.1) 
 i   i 
 
де ∆PT  і ∆QT  – втрати відповідно активної і реактивної потужності. 
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу 
 
S
І = ВН ГПП
роз ⋅К
2 ⋅  3 ⋅  U зав.Л ,   (3.2) 
ном
 
де Кзав.Л  – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН, 
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному режимах 
з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і безперебійності 
електропостачання. 
Вибраний стандартний переріз Fст  лінії живлення перевіряється на 
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм 
післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і 
мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів і умов: 
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А 
 
Іроз  ≤  к ⋅  Ідоп ,     (3.3) 
 
де Ідоп  – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А; 
к  – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру середовища; 
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення 
однієї з ліній живлення) 
 
2 ⋅  Іроз  ≤  к ⋅  кдоп  ⋅  Ідоп.Т ,    (3.4) 
 
де кдоп  – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25; 
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності, відповідно до місця 
розташування заводу, визначається величина стінки ожеледі, за її товщиною 
визначається мінімальна площа перерізу; 
– на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ у залежності від 
напруги. 
Використовуючи формули (3.1) – (3.4) обираємо для повітряної лінії провід  
певної марки з необхідним перерізом. 
Як розрахункова потужність приймаємо максимальна потужність з 
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в 
трансформаторі визначаються за виразом 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 32 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
∆Ртр = 0,02 ⋅Sпр;  
∆Qтр = 0,1 ⋅Sпр ,  
 
де Sпр. – приблизна повна потужність об’єкта проектування, кВА; 
 
∆Ртр = 0,02 ⋅12929,6 = 258,6 кВт, 
∆Qтр = 0,1 ⋅12929,6 =1292,9  квар . 
 
Загальне навантаження об’єкта визначається виразом 
 
Sрозр = 0,9 ⋅ (12235,3 + 258,6)2 + (7528,9 +1292,9)2 =13765,1  кВА. 
 
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо 
оцінюється згідно виразу 
 
S S
= ВН.ГПП
тр ;  
2 ⋅0,7
S 13765,1
тр = = 9832,2 кВА.
2 ⋅ 0,7  
 
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу 
 
І = 13765,1
розПЛ = 72,3 А , 
1,732 ⋅110
 
Переріз лінії живлення (мм2) визначаємо за виразом 
 
F І
ек = ,  
jек
 
де jек - нормоване значення економічної густини струму jек=1,4 А/мм2. 
 
F 72,3
ек = = 51,6мм2. 
1,4
 
Розрахунковий економічно вигідний переріз закругляємо до найближчого 
стандартного перерізу Fст. 
Вибраний переріз лінії живлення перевіряється на допустимий струм 
нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм після аварійного режиму, 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 33 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
на мінімальний переріз згідно механічної міцності і мінімальний переріз за 
умовою корони згідно виразів і умов: 
- на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А; 
 
Ір ≤ к ⋅ Ідоп , 
 
де Ідоп - допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А; 
к  -  коефіцієнт,   що   враховує   фактичну  розрахункову  температуру 
середовища к=1; 
За умовою корони – мінімальний переріз повітряної лінії 110 кВ  
складає 70 мм2.   
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для 
повітряної лінії провід АС-70 [1,6], для якого Ідоп=260 А. 
 
72,5 ≤1 ⋅120А ; 
 
- на допустимий струм в після аварійному режимі (режим 
відключення однієї з ліній живлення) 
 
2 ⋅ Ір ≤ к ⋅ кдоп ⋅ Ідоп  
 
де кдоп - допустиме короткочасне перевантаження, кдоп = 1,25; 
 
2 .72,5<1,07.1,25.120А; 
 
- на мінімальний переріз згідно механічної міцності - згідно з місцем 
розташування заводу визначається величина стінки ожеледі за її товщиною і по 
[10] визначається мінімальна площа перерізу; 
- на мінімальний переріз за умовою корони - мінімальний переріз 
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм . 
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для 
повітряної лінії провід АС-70 [13]. 
 
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 заводу, втрати напруги мають 
істотно різну величину. 
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу напруги. 
Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х 
повітряної лінії більше активного опору R: X > R , причому для ЛЕП напругою 
220 кВ і вище справедливе співвідношення: Х R .  
Тому при значних протяжностях таких ліній або при роботі мереж, що 
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проектних, значення кутів 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 34 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
зсуву δ  стають великими, як правило, близько 15− 25 , зі збільшенням δ  до 
35− 55  при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі потужностей, близьких до 
нормативних по статичній стійкості. У цих випадках врахування поперечної 
складової δU/ /  вносить уточнення в розрахунки напруги, що істотно 
перевищують погрішності інформації про параметри мережі, а тому аналіз 
електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної складової 
падіння напруги.  
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X ≤ R , кут δ  невеликий (менше 
2 − 3 ).  
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці 
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних 
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.2). 
На рисунку 3.2 S1, S2  – повна потужність у началі і кінці ділянки 
(комплексні значення); Rн , Хн  – опір навантаження (активний і індуктивний). 
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії ∆U/
ф  
 
∆U/
ф = Iа ⋅R + Iр ⋅X = I ⋅ (R cosϕ+Xsinϕ) .                       (3.5) 
 
 
Рисунок 3.2 – Схема заміщення фази ділянки мережі 
 
 
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги 
в лінії δU/ /
ф  
δU/ /
ф = Iа ⋅X − Iр ⋅R = I ⋅ (X ⋅cosϕ−R ⋅sinϕ) .                    (3.6) 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 35 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 

Знаючи складову падіння напругу ∆Uф , можна визначити, відповідно, 
вектор напруги на початку ділянки 
 
 
Uф1 = Uф2 + ∆Uф = Uф2 + ∆U′ф + jδU//
ф =
                 (3.7) 
= U jδ
ф2 + (IaR + IpX)+ j(IaX − IpR) = Uф1 ⋅e ,
 
де модуль U1ф  цієї напруги  
 
Uф1 = (Uф2 + δU/
ф)2 + (δU/ / )2
ф    (3.8) 
 
та його фаза δ  
 
δU/ /
δ = arctg ф
U + δU/ .     (3.9) 
ф2 ф
 

Таким чином, визначено параметри падіння напруги ∆Uф . Втрата 
напруги» ∆Uф, для ділянки електричної мережі 
 
 
∆Uф = Uф1 − Uф2 .                                  (3.10) 
 
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі має 
вид  
 
Рисунок 3.3 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної 
мережі 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 36 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для будь-
якої  кількості ділянок лінії отримаємо 
 
n
∆U/ / = 3 ⋅U/ /
ф = 3 ⋅∑(Ii ⋅ ri ⋅cosϕi + Ii ⋅xi ⋅sinϕi ) .          (3.11) 
i=1
 
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна 

вважати, що падіння напруги ∆U1дорівнює його поздовжній складовій ∆U/ . Тоді 
втрати напруги ∆U приблизно визначається за формулою 
 
∆U ∆U/ = 3 ⋅ (I ⋅R + I ⋅X) = PіR +QіX PіR +QіX
 a p ≈ ,  (3.12) 
Uі Uном
 
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу 
підставляється номінальна напруга Uном  ділянки. 
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими формулами. 
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП визначаються за 
загальним виразом 
 
 П = П0 ⋅L ,                                               (3.13) 
 
де Π{r0 , x0}  – значення подовжнього або поперечного параметра, віднесеного до 
1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).  
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по емпіричній 
формулі, Ом/км 
 
D
X0 = 0,144 ⋅ lg cp + 0,0157 ⋅µ = Х/
0 +Х/ /
0 ,                      (3.14) 
rдр
 
де Dcp  – середньогеометрична відстань між фазами; 
rдр  – радіус проводу; 
µ  – магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів – µ =1, 
для сталі – µ1 .  
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp , 
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij  і 
визначається з формули 
 
D 3
cp = D12 ⋅D13 ⋅D23 , м.                                       (3.15) 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 37 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах 
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній 
площині, жили трьохжильного кабелю – по вершинах рівностороннього 
трикутника. (Значення Dcp  і rпр  повинні мати однакову розмірність). 
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних 
проводів rпр  можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і 
сталевої частини проводу ( Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування на 
15 – 20 %, тобто 
 
rпр = (1,15÷1,20) ⋅ F+ Fcт .                            (3.16) 
π
 
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км 
 
R ρ
0 = ,                                               (3.17) 
F
 
де ρ  – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом ⋅мм2 / км;  
F – переріз фазного проводу (жили), мм2 .  
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти 
ρ = 29,5÷31,5 Ом ⋅мм2 / км , для міді ρ =18,0÷19,0 Ом ⋅мм2 / км . 
Для визначення складових струму використовують відомі співвідношення: 
 
Ia =
Pі ;   I = Qі (3.18) 
3 ⋅U p
і 3 ⋅Uі                                  
Проектна потужність заводу Рі=10402,3 кВт;  Qі=6369,4 квар,  R0=0,34 
Ом/км, Х0=0,318 Ом/км при Dср=0,8м. 
Тоді для ділянки мережі: 
 
R = R0 ⋅L,  R=0,34 ⋅30=10,2 Ом,  
Х = Х0 ⋅L,  Х=0,318 ⋅30=9,5 Ом. 
 
Активну і реактивну складову струму обчислюємо з формулою (3.8) 
I = 12235,3
a = 64,2 А;  
3 ⋅110
I = 7528,9
р = 39,5 А.  
3 ⋅110
 
Використовуючи формули (3.3) і (3.4) визначимо повздовжню і поперечну 
складову падіння напруги 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 38 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
∆U'
ф = 64,2 ⋅10,2 + 39,5 ⋅9,5 =1030,1 В. 
δU"" = 64,2 ⋅10,2 − 39,5 ⋅9,5 = 291,5 В.  
 
Модуль напруги на початку ділянки визначимо за формулою (3.5); 
 
∆U = (110 +1,03)2 ⋅106
ф1 + (0,29)2 ⋅106 =111,0 кВ.  
 

Модуль падіння напруги ∆Uф визначається співвідношенням (3.7) 
 

∆Uф = (1,03)2 ⋅106 + (0,29)2 ⋅106 =1070,05 В. 
 
Втрата напруги розраховується за співвідношенням (3.6) 
 
∆Uф =111⋅103 −110 ⋅103=1,0 ⋅103  В.  
 
Відносні втрати напруги від системи до ГПП заводу при проектній 
потужності Р1=8312,9 кВт; Q1=5440,9 квар складає 
 
∆U
∆U(%) = ф %;  
∆Uном
3
∆U(%) 1,0 ⋅10
= 3 ⋅100=0,9 %;  
110 ⋅10
 
Таким чином, вибрані параметри повітряної лінії задані практично без 
втрат напруги передавати розрахункову потужність на завод. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 39 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ 
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ 
 
4.1 Вибір трансформаторів головної понижуючої підстанції 
 
Трансформатори ГПП повинні забезпечити надійне електропостачання в 
нормальному, аварійному і післяаварійному режимі. 
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з 
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в 
трансформаторі визначаються за виразами 
 
∆РТ = 0,02 ⋅Sпр;                                              (4.1) 
 
∆QТ = 0,1⋅Sпр ,                                             (4.2) 
 
де Sпp(6 ст.)  – приблизна повна потужність об’єкта, що визначається на 6 ступені, 
кВА. 
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом 
 
N 2
   N 2

Snp(6 ст.) ≈ SВН ГПП = Ко ⋅ ∑(P0,4 цеху і + ∆PT ) + ∑(Q0,4 цеху і + ∆QT )  (4.3) 
 i   i 
 
Номінальна потужність SТ  кожного з двох трансформаторів ГПП 
попередньо оцінюється згідно виразу 
 
S
S = np(6 ст.)
Т .                                           (4.4) 
2 ⋅0,7
 
По отриманому значенню потужності вибирається номінальна потужність 
трансформатора Sном Т . Якщо різниця між потужностями SТ іSном Т незначна 
(±10 %) , то для розгляду приймається один варіант, в іншому випадку 
розглядається варіант з більшою і меншою стандартною потужністю 
трансформатора відносно SТ . 
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в 
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів) 
використовується упорядкований типовий графік навантаження, в якому 
максимальне навантаження буде відповідати Sпp(6 ст.) об’єкта, згідно чого 
робиться масштаб по осі навантажень (рисунок 4.1). 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 40 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Попередньо вибираємо трансформатор ТДН-10000/110 із номінальними 
параметрами Sном ТР=10 МВ А, Uном В=115 кВ, Uном Н=11 кВ, UКЗ=10,5%,   ∆РХХ= 17,5 кВт,  ∆РКЗ= 
50 кВт . 
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в 
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів) 
використовується упорядкований типовий графік навантаження [13], в якому 
максимальне навантаження буде відповідати Sрозр об'єкта, згідно чого робиться 
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).  
S кВА
14500
14000 Sмакс
13500 13765
13000
12500
12000 12389
11500
11000
11012
10500
Sн.тр
10000
9500 9904
9636
9000
8500
8000 8259 8259
7500
7000
6500 6883
6000
5500
5506 5506 5506
5000
4500
4000
4130 4130
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
1 2 4 5 6 8 11 14 16 19 22 23 24
t год
 
 
Рисунок 4.1 – Упорядкований добовий графік навантаження для  
вибору трансформаторів ГПП 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 41 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначаємо згідно 
виразу 
n
∑ (S2
i ⋅Δt i )
К 1 1=i
1 = ;
n                                            (4.5) 
Sн.тр ∑Δt i
i=1
 
де Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА; 
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора, за  
яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора, шт; 
Δtі – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує  
потужність трансформатора, год; 
Sі – потужності, що відповідають цім проміжкам часу Δtі , МВА. 
 
((5,5 ⋅1) + (4,13 ⋅1) + (4,13 ⋅ 2) + (5,5 ⋅1) + (9,9 ⋅1) +
К 1 +(9,6 ⋅3) + (8,2 ⋅3) + (8,2 ⋅3) + (6,8 ⋅1) + (5,5 ⋅1))
1 = = 0,54. 
10 (1+1+ 2 +1+1+ 3 + 3 + 3 +1+1)
 
Коефіцієнт перевантаження трансформатора К2 визначаємо за більшим 
значенням із двох величин К`2 та К``2. 
Величину К`2 обчислюємо за формулою, згідно виразу 
 
m
∑ (S2
i ⋅Δt
1 i )
К`
2 = 1=i ;                                      (4.6) 
S m
н.тр ∑Δt i
i=1
 
де m – кількість ступенів потужності графіка навантаження, за  
яких його більше від номінальної потужності трансформатора; 
 
К` 1 ((12,3 ⋅ 2) + (11 ⋅ 2) + (13,7 ⋅3))
2 = = 0,35. 
10 (2 + 2 + 3)
 
Величину К``2 визначаємо за виразом 
К`` 0,9 ⋅Sрозр
2 = ,  
Sн.тр
К`` 0,9 ⋅13765,1
2 = =1,24 . 
10000
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 42 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі 
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1 за 
допомогою таблиць [6] визначаємо допустиме систематичне перевантаження 
К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним перевантаженням, 
коли виконується умова 
К2доп≥К2 
1,4≥1,24. 
 
На основі розрахунків обраний нами трансформатор може систематично 
перевантажуватися у вибраних умовах 
 
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням 
компенсації реактивної потужності 
 
Цехові трансформаторні підстанції ТП, що живлять силові та, як правило, 
освітлювальні  електроприймачі, є  основними електроустановками систем 
розподілення електроенергії напругою до 1000 В. 
Цехові трансформаторні підстанції підрозділяються за кількістю, 
одиничною потужністю, схемі з'єднання, способу охолодження трансформаторів, 
схемі розподільчого пристрою низької напруги. 
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, головним чином, 
вимогами надійності живлення споживачів [4]. 
Електроприймачі І категорії необхідно 6живити від двотрансформаторних 
підстанцій. Двотрансформаторні підстанції рекомендується також 
використовувати для живлення споживачів II категорії. 
Живлення окремо споруджених об'єктів загальнозаводського призначення 
рекомендується виконувати від двохтрансформаторних підстанцій. 
Потужність трансформаторів двохтрансформаторних підстанцій слід 
визначати таким чином, щоб при відключенні одного трансформатора було 
забезпечено живлення електроприймачів, що вимагають резервування у після 
аварійному режиму з урахуванням перевантажувальної здібності 
трансформаторів. 
При значній кількості трансформаторів цехових ТП та розосередженого 
навантаження вибір одиничної потужності допускається користуватися 
критеріями: 
- при питомої густині навантаження до 0,2 кВА/м2 - 1000, 1600 кВА; 
- при питомої густині навантаження 0,2-0,5 кВА/м2 - 1600 кВА; 
- при питомої густині навантаження більше ніж 0,5 кВА/м2 - 2500, 1600 кВА. 
Але ж ці критерії чинні лише при рівномірному навантаженні. 
Для енергоємних підприємств рекомендується уніфіковувати одиничні 
потужності трансформаторів. 
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів 
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів (НБК) 
у такій послідовності на прикладі обраного раніше цеху. 
Вибір виконується у два етапи: 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 43 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
1)Вибирається економічне оптимальне число цехових 
трансформаторів NТЕ та економічне оптимальне значення потужності НБК 
QНК1. 
2) Визначається додаткова потужність НБК QНК2  з метою 
оптимального зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі 
напругою 10 кВ. 
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає 
 
QHK = QHK1 + QHK2,                                        (4.7) 
 
де QНК1 та QНК2 - сумарні потужності НБК, які визначаються на першому 
та другому етапах. 
Вибір оптимальної кількості цехових трансформаторів 
Потужність цехових трансформаторів рекомендується визначати за 
питомою густиною навантаження, кВА/м2 
 
S
δ = ТПцеху
s ;                                                  (4.8) 
S
 
де SТПцеху - в даному випадку максимальне навантаження цеху, кВА; 
S- площа приміщення, м2. 
δ 2301
s = = 0,53. 
4320
 
Мінімальне  число цехових трансформаторів Nmin однакової потужності SН.ТР, що 
призначені для живлення технологічно зв’язаних навантажень: 
 
P
N м
min = + ΔN;                                     (4.9) 
к з ⋅Sн.тр
 
де  Рм. – максимальне  активне навантаження даної ТП, кВт; 
кз – коефіцієнт завантаження трансформатора, (для двохтрансформаторних 
підстанцій приймається 0,7 – 0,75), а (для  однотрансформаторних – 0,95); 
Sн.тр  –  номінальна потужність трансформатору, кВА; 
∆N – дробовий додаток до найближчого цілого числа. 
 
N 2190,5
min = + 0,18 = 2 шт , 
0,75 ⋅1600
 
Економічну кількість трансформаторів Ne знаходимо за виразом 
 
Nе =Nmin +m,     Ne = 2 + 0 = 2  шт.                   (4.10) 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 44 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [11]  
у функції Nmin, ∆N. 
За рахунок ∆N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax.Т, яка 
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона  за 
виразом 
 
Qmax .T = (Nе ⋅ кз.ф ⋅S 2 2
н.тр) - Рр.0,38 ;                             (4.11) 
 
де кз.ф – фактичний коефіцієнт завантаження,  
 
к S
= мТП
з.ф ,                                                (4.12) 
Ne ⋅Sн.тр
к 2301
з.ф = = 0,72 . 
2 ⋅1600
Q = (2 ⋅ 0,72 ⋅1600)2 2
max.T - 2190,6 = 704,6  квар. 
 
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів  QНК1  
складе: 
Q = Q _
НК1 м0,38 QmaxТ ;                                             (4.13) 
 
де Qм0,38  – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш 
     завантажену зміну, квар. 
 
QHK1 =1318,5 - 704,6 = 613,9  квар,  
 
При QНК1 ≤ 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не 
потрібно. У нашому випадку QНК1 ≥0квар, тобто встановлювати батареї потрібно. 
Вибір потужності конденсаторних батарей для зниження втрат 
потужності у трансформаторах. 
Додаткова потужність статичних конденсаторів QНК2 з врахуванням 
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою 
 
QHK2 = Q _ Q _
м0,38 HK1 γ ⋅ N е ⋅Sн.тр ;      (4.14) 
 
де γ– розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників К1 К2, 
схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі (для радіальної мережі 
γвизначається згідно рисунок 4.8, для магістральної схеми - рисунок 4.9. для 
двоступеневої схеми живлення трансформаторів від РП 6-10 кВ, на яких відсутні 
К
джерела реактивної потужності γ = р1 [11]). 
60
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 45 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько та 
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної 
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній роботі 
- 12, при однозмінній - 24. Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та 
потужність трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з даними 
таблиці 4.7 у залежності від потужності трансформаторів та довжині живлячої 
лінії [11]. 
 
Q _
HK2 =1318,5 − 613,9 (0,18 ⋅ 2 ⋅1600) =128,6  квар, . 
 
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2<0квар додатково встановлювати 
конденсаторні батареї не потрібно. 
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає 
 
QHK = QHK1 + QHK2,                                           (4.15) 
QНК=613,9+128,6=742,5  квар. 
 
По результатам розрахунків, згідно ПУЕ (глава 5.6), вибираємо дві 
конденсаторні установки марки УКЛН - 0,38-300-150 У3 потужністю 300 квар і 
напругою живлення 0,38 кВ.  
Аналогічно проводимо розрахунки для інших цехів і результати заносимо 
у таблицю 4.1. 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 46 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
4.3 Компенсація 
реактивної потужності на 
підприємстві 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 47 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Компенсація реактивної потужності є невід'ємною частиною завдання 
електропостачання заводу. Компенсація реактивної потужності одночасно з 
поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових підприємств є одним 
з основних способів скорочення втрат електроенергії. 
Нові "Правила користування електричною та тепловою енергією" передбачають 
нормування споживання реактивної потужності Q безпосередньо у іменованих 
одиницях, тобто поряд з нормуванням активної потужності нормується і 
реактивна. 
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно "Вказівок щодо 
проектування компенсації реактивної потужності у електричних мережах 
промислових підприємств [11]. 
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними даними є 
максимальна реактивна потужність Qм  та вхідна реактивна потужністьQек , що 
погоджена з енергопостачальною організацією на межі балансової 
приналежності. 
Максимальна реактивна потужність на шинах розподільчого пункту 10 кВ 
підстанції, яка повинна бути скомпенсована високовольтними батареями 
статичних конденсаторів визначається за виразом: 
 
Qек = кн.с ⋅Qм + ∆Q _ _
тр Qек ΣQнкф ,                        (4.16) 
 
де кнс – коефіцієнт, що враховує не співпадіння за часом найбільшого 
навантаження заводу з максимумом навантаження енергосистеми  
(для нашого випадку кнс =0,89) 
Qм – розрахункова реактивна потужність заводу, квар; 
∆Qтр  – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторі ГПП, квар; 
∑Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних конденсаторних 
батарей, квар. 
Qек  – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою 
в часи її максимуму навантаження, квар. 
 
Qек = 0,92 ⋅ 7529 +1292,9 + 455,42 − 3275 = 5400 квар. 
 
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення [2] два комплекти 
високовольтних блоків статичних конденсаторів. Марки прийнятих блоків 
статичних конденсаторів УКЛ-10,5-2700 У3. Сумарна ємність блоків статичних 
конденсаторів складає  ΣQБСК10=5400 квар, при номінальній напрузі живлення 
10,5 кВ. 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 48 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО 
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) кВ 
 
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі 
 
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують магістральною, 
радіальною або змішаною схемами [5]. Вибір схеми визначається категорією 
надійності споживачів електроенергії, їх територіальнім розміщенням, 
особливостями режимів роботи. 
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх за 
потужних заводах, розташованих у різних напрямках від ГПП. Радіальні схеми 
забезпечують глибоке секціонування усієї системи електропостачання, від 
джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій. 
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється не 
менш чім двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій джерела 
живлення. 
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-630 
кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без резервування, 
якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам прокладки ліній можливий 
її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції мають споживачів II категорії, 
їх живлення повинно здійснюватися двокабельною лінією з роз'єднувачами на 
кожному кабелі. 
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг перед 
магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і обслуговуванні, 
безпеку роботи. 
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних 
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для 
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні 
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу. 
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються при 
живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при 
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості 
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи. 
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують 
споживачам під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть 
поєднуватись до РУ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до 
трансформаторів. 
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів підстанцій; 
висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати технологічне 
устаткування без переобладнання мережі; використання уніфікованих елементів, 
які дозволяють вести монтаж індустріальними способами. 
Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна, так як при зникненні 
напруги на магістралі всі під'єднанні до неї споживачі втрачають живлення. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 49 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
З урахуванням особливості розташування цехів відносно ГПП, категорії 
надійності споживачів, обираємо радіальну схему, приклад якої наведено на 
рисунку 5.1. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Рисунок 5.1 - Одноступенева радіальна схема розподілення електроенергії 
 
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж 
 
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ, згідно ПУЕ (розділ 3.3.35 – 2.3.53),  
вибираємо за економічною густиною струму з перевіркою на умови нагріву 
довготривалим розрахунковим струмом в нормальному та післяаварійному 
режимах, на допустиму втрату напруги і на термічну стійкість до струмів 
короткого замикання. 
За розрахункову потужність кожного трансформатора приймаємо 
максимальне навантаження з врахуванням втрат потужності в трансформаторі. 
Дані для розрахунків беремо з таблиці 1.4. Втрати активної ΔР т та реактивної 
∆Qт  потужності в трансформаторі з достатньою для практики точністю 
приймаємо рівними відповідно 2% і 10% повної максимальної потужності із 
сторони низької напруги трансформатора 
 
Рм10 = Рр0,38 + ∆Рт = Рр0,38 + 0,02 ⋅Sн.тр ,                       (5.1) 
 
Qм10 = Qр0,38 + ∆Qт = Qр0,38 + 0,1 ⋅Sн.тр                         (5.2) 
 
де Рр0,38;  Qр0,38  – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ 
Дані для розрахунків (Рр0,38 ,  Qр0,38 , Sн.тр  ) беремо з таблиці 4.1 та заносимо у 
таблицю 1.5 (графа 2, 3 і 4 відповідно). 
Величини Рм10Qм10 розраховуємо за співвідношеннями (5.1) і (5.2) та заносимо 
у графи 5 і 6 табл. 5.1 відповідно. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 50 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Для прикладу 
 
Рм10=2190,5+0,02.1600=2222,5  кВт , 
 
QМ10=1318,5+0,1.1600=1478,5  квар. 
 
Розрахункову потужність радіальної лінії визначаємо згідно електричної 
схеми живлення і розрахункових потужностей  по виразу 
 
S = (Р 2 2
Л м10 ) + (Qм10 ) ,                                         (5.3) 
 
S = 2222,52 2
Л(ГПП−ТП5) +1478,5 = 2669,4 кВА. 
 
де Рм10 і Qм10 – відповідно розрахункова активна і реактивна потужність лінії  
кожного з трансформаторів, що живиться від цієї лінії; 
Дані розрахунків по цьому та інших ТП заносимо до таблиці 5.1 (графа8). 
Отримані тільки таким чином значення SЛ будуть коректними для визначення 
перерізу живлячих кабельних ліній. 
 
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП 
 
Кільк. Р , Q
№ ТП т-рів р0,38  р0,38 ,  Sн.тр , Рм10 ,  Qм10 ,  Sл  
шт. кВт квар кВА кВт квар кВА 
 
ТП-1 4 3699,6 2153,4 1600 3731,6 2313,4 4390,5 
ТП-2 2 464,5 289,2 400 472,5 329,2 575,9 
ТП-3 2 1057,8 635 1000 1077,8 735,0 1304,6 
ТП-4 1 423,7 264,5 630 436,3 327,5 545,5 
ТП-5 2 2190,5 1318,5 1600 2222,5 1478,5 2669,4 
ТП-6 2 1520,5 906,1 1600 1552,5 1066,1 1883,3 
ТП-7 1 235,9 137 400 243,9 177 301,3 
ТП-8 2 701,9 473,9 630 714,5 536,9 893,8 
ТП-9 2 1940,9 1351,2 1600 1972,9 1511,2 2485,2 
ТП-1 4 3699,6 2153,4 1600 3731,6 2313,4 4390,5 
 
Розрахунковий струм у кабельної лінії на кожної ділянки (ГПП-ТП5) в 
нормальному режимі визначається як 
 
S
I Л,і
р.Л,і = (5.4) 
 3 ⋅Uн                                              
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 51 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Для цеху, який обрано у якості прикладу 
 
I 2669,4
р.Л,(ГПП−ТП5) = =154,3  А. 
3 ⋅10
 
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2 (графа 4). 
 
Згідно економічної густини струму  jеквизначаємо стандартний переріз Fек 
кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий струм Ідоп, значення 
якого заносимо у графу 6 таблиці 5.2. 
 
F І 154,3
ек = = =110,2мм2. 
jек 1,4
 
Розрахунковий переріз кабелів для лінії (ГПП – ТП5) Fек=110,2 мм2, тому ми 
приймаємо найменший переріз кабелю марки АСБГ, що має переріз 120 мм2, 
Іном.каб=270 А. 
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в 
нормальному режимі роботи за співвідношенням [6] 
 
Iр.Л ≤ Iдоп ⋅К1⋅K2 ; 
 
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та  
     повітря К1=1,05; 
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості  кабелів 
 прокладених паралельно К2=0,9; 
Ідоп – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних  
умовах 
154,3≤ 305 ⋅1,05 ⋅ 0,9 = 275А. 
 
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається за 
виразом 
 
2 ⋅ I л ≤ Iдоп ⋅К1⋅K 2 ⋅К3  
 
де К3 - допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3=1,25  
Для нашого випадку 
 
2 ⋅154,3≤ 305 ⋅1,05 ⋅ 0,9 ⋅1,25 = 311А 
 
тобто умова виконується. 
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не більше 
(5%.Uн=52,5 В) і визначається за виразом  
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 52 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
∆U = 3 ⋅ Ір.Л ⋅Lкл (r0 ⋅ cosφ + x0 ⋅ sin φ),                           (5.5) 
 
де L – довжина лінії, км; 
r0,x0 -  відповідно питомий активний та реактивний опір лінії, Ом/км; 
cosφ – коефіцієнт потужності навантаження лінії 
Значення cosφ та sinφ знаходимо з відомого співвідношення, 
використовуючи дані таблиці 1.5 для відповідної кабельної лінії.  
Для лінії ГПП–ТП5 
сosφ Р
= м10 2222,5
= = 0,82 , 
Sл 2669,4
 
sin φ Qм10 1478,5
= = = 0,56  
Sл 2669,4
 
Втрата напруги в кабельної лінії, що розглядається у якості прикладу, буде 
∆U = 3 ⋅154,4 ⋅ 0,21 ⋅ (0,256 ⋅ 0,82 + 0,063 ⋅ 0,56) = 9,76В. 
Таким чином, умова виконується, так як 
∆U = 9,76 ≤ 0,05 ⋅Uном = 52  В. 
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній і дані 
заносимо в таблицю 5.2. 
 
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ 
Ділянка Lкл, SЛ, IрЛ, Fек, Iдоп, Прийнята F 2 
 кабелю м кВА А мм2 А мм2 Прийнята F, мм
ГПП-ТП1 180 4390,5 253,8 181,3 4×165 50 *4АСБГ(3×50) 
ГПП-ТП2 165 575,9 33,3 23,8 135 35 АСБГ(3×35) 
ГПП-ТП3 230 1304,6 75,4 53,9 165 50 АСБГ(3×50) 
ГПП-ТП4 80 545,5 31,5 22,5 115 25 АСБГ(3×25) 
ГПП-ТП5 110 2669,4 154,3 110,2 305 150 АСБГ(3×150) 
ГПП-ТП6 60 1883,3 108,9 77,8 240 95 АСБГ(3×95) 
ГПП-ТП7 130 301,3 17,4 12,4 90 25 АСБГ(3×16) 
ГПП-ТП8 280 893,8 51,7 36,9 135 35 АСБГ(3×35) 
ГПП-ТП9 270 2485,2 143,7 102,6 305 150 АСБГ(3×150) 
ГПП-БСК10 10 2700 148,6 106,2 305 150 АСБГ(3×150) 
 
де БСК10 – ємкісна потужність блока статичних конденсаторів 10 кВ,  
    що  встановлені в приміщені КРУН-10 кВ ГПП. 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 53 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
6 РОЗРАХУНОКСТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ 
ВИЩЕ 1000В 
 
6.1 Вихідні дані для розрахунків 
 
Основною причиною порушення нормального режиму роботи СЕП 
є виникнення короткого замикання в мережі або в елементах електрообладнання 
внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій обслуговуючого 
персоналу. 
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання, згідно ПУЕ 
(розділ 1.4.9 – 1.4.13), є прийнята схема електропостачання та величина 
потужності короткого замикання на шинах районної підстанції. Розрахункова 
схема мережі і схема заміщення зображені на рисунках 6.1 і 6.2 
Величинами вихідних даних для розрахунку струмів короткого замикання 
є прийнята схема електропостачання, величина потужності короткого замикання 
на шинах районної підстанції та конкретні дані елементів схеми заміщення. 
Т2 
Т4 
Т3 
 
Рисунок 6.1 - Розрахункова схема розрахунку КЗ 
 
Для розрахункової схеми (рисунок 6.1) складаємо схему заміщення, 
виходячи з розрахункових умов і враховуючи прийняті у стандарті [15] 
припущення. Схему складаємо однолінійною. 
каб.лін 2 
каб.лін 4 
каб.лін 3 
 
 
Рисунок 6.2 - Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ 
 
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є: 
- номінальна напруга енергосистеми UС=110 кВ: 
- потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=4200 МВА; 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 54 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
- довжина повітряної лінії lл=30 км. 
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш 
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту. 
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі опори 
схеми заміщення приводяться до базисних умов. 
За базисні умови приймаємо: 
Sб =100 МВА, Uб1 =115 кВ, Uб2 =10,5 кВ  
 
S
I = б
б ,  
3 ⋅ Uб
I 100
б1 = = 0,5кА, 
3 ⋅115
I 100
б1 = = 5,5кА. 
3 ⋅10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях: 
– електричної системи 
Х S
= б
с ,  
Sк.з.
Х 100
с = = 0,024 . 
4200
– повітряної лінії 110, кВ 
Rпл = r0л ⋅ l
Sб
л ⋅ 2 , ) 
Uб1          
 
Rпл = 0,38 ⋅30 100
⋅ 2 = 0,086;  
115
де lл– довжина повітряної лінії, км; 
r0л, x0л– активні та індуктивні опори повітряної лінії, Ом/км 
X S
пл = x ⋅ l ⋅ б
0л л ,  
U2
б1
Х 0,066 30 100
пл = ⋅ ⋅ = 0,015. 
1152
– трансформатора ГПП 
U
Х кз Sб
тр = ⋅ ,. 
100 Sн.тр
де Uкз – напруга короткого замикання трансформатора, %; 
Sн.тр  – номінальна потужність трансформатора, МВА; 
Х 10,5 100
тр = ⋅ =1,05.
100 10  
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 55 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних  
точках 
 
В точці К1 
Визначаємо сумарний реактивний і активний опір до розглядаємої точки к.з  
і визначаємо повний опір 
Струм короткого замикання в розглядаємій точці визначаємо за виразом 
І
І = б1
кз(К1) , 
Х 2 2
сум(К1) + R сум(К1)
І 0,5
кз(К1) = =5,29  кА ; 
0,0392 + 0,0862
Хсум(К1) = Хс + Хпл , 
Хсум(К1) = 0,024 + 0,015 = 0,039; 
R сум(К1) = R пл , 
Rсум(К1) = 0,086  
 
Ударний струм короткого замикання в точці К1 визначаємо за виразом: 
і уд(К1) = 2 ⋅ Ікз(К1) ⋅ к уд(К1) ;  
 
де куд– ударний коефіцієнт, що визначаємо за виразом 
R
−3,14( сум(К1) )
к Хсум(К1)
уд(К1) =1+ е ,  
3,14(0,086
− )
куд(К1) =1 + 2,718 0,039 =1,10.  
іуд(К1) = 2 ⋅5,29 ⋅1,1 = 8,12  кА.  
В точці К2 
І
І б2
кз(К2) = , 
Х 2 2
сум(К2) + R сум(К2)
І 5,5
кз(К2) = =5,04кА 
1,0892 + 0,0862
 
Хсум(К2) = Хс + Хпл + Х тр , 
Хсум(К2) = 0,024 + 0,015 + 1,05 =1,089; 
R сум(К2) = R пл , 
Rсум(К2) = 0,086  
Ударний струм короткого замикання в точці (К2) визначаємо за виразом: 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 56 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
і уд(К2) = 2 ⋅ Ікз(К2) ⋅ к уд(К2) ;  
іуд(К2) = 2 ⋅5,04 ⋅1 =7,07  кА. 
R
3,14( сум(К2)
− )
к уд(К2) =1+ е Хсум(К2) ,  
−3,14(0,086 )
к =1 + 2,718 1,089
уд(К2) =1.  
 
В точці К3 
 
І
І б2
кз(К3) =  
Х 2 2
сум(К3) + R сум(К3)
І 5,5
кз(К3) = =3,83 кА, 
1,552 + 0,8552
Хсум(К3) = Хс + Хпл + Х тр + Х л1 , 
Хсум(К3) = 0,024 + 0,015 + 1,05 + 0,066 =1,155; 
R сум(К3) = R пл + R л1 , 
Rсум(К3) = 0,086 + 0,769 = 0,855 . 
 
Ударний струм короткого замикання в точці (К3) визначаємо за виразом: 
 
і уд(К3) = 2 ⋅ Ікз(К3) ⋅ к уд(К3) ;  
іуд(К3) = 2 ⋅3,83 ⋅1,03 =5,53 кА. 
Rсум(К3)
−3,14( )
к =1+ е Хсум(К3)
уд(К3) ,  
3,14(0,855
− )
к =1 + 2,718 1,155
уд(К3) =1,03.  
 
В точці К4 
 
І
І б2
кз(К4) =  
Х 2 + R 2
сум(К4) сум(К4)
І 5,5
кз(К4) = = 4,58  кА, 
1,1522 + 0,3422
Хсум(К4) = Хс + Хпл + Х тр + Х л2 , 
Хсум(К4) = 0,024 + 0,015 + 1,05 + 0,063 =1,152 ; 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 57 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
R сум(К4) = R пл + R л2 , 
Rсум(К4) = 0,086 + 0,256 = 0,342 . 
 
Ударний струм короткого замикання в точці (К4) визначаємо за виразом: 
 
іуд(К4) = 2 ⋅ Ікз(К4) ⋅ куд(К4) ,  
іуд(К4) = 2 ⋅4,58 ⋅1,01 = 6,49  кА 
R
3,14( сум(К4)
− )
к Х
=1+ е сум(К4)
уд(К4) ,  
−3,14(0,342)
к 1,152
уд(К4) =1 + 2,718 =1,01 . 
 
В точці К5 
 
І
І б2
кз(К5) = , 
Х 2 2
сум(К5) + R сум(К5)
І 5,5
кз(К5) = = 2,75  кА, 
1,1612 + 1,6252
Хсум(К5) = Хс + Хпл + Х тр + Х л3 , 
Хсум(К5) = 0,024 + 0,015 + 1,05 + 0,072 =1,161 ; 
R сум(К5) = R пл + R л3 , 
Rсум(К5) = 0,086 + 1,54 =1,625 . 
 
Ударний струм короткого замикання в точці (К5) визначаємо за виразом: 
 
іуд(К5) = 2 ⋅ Ікз(К5) ⋅ куд(К5) ,  
іуд(К5) = 2 ⋅2,75 ⋅1,06 = 4,09  кА. 
R
−3,14( сум(К5) )
к Х
уд(К5) =1+ е сум(К5) ,  
3,14(1,626
− )
к 1,161
уд(К5) =1 + 2,718 =1,06.  
 
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1. 
 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 58 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Таблиця 6.1 – Струми  короткого замикання  в СЕП 
Точкак.з Хк, в.о. Rк, в.о. Zк, в.о. Ік.з. кА іуд. кА 
К1 0,039 0,086 0,09 5,29 8,12 
К2 1,089 0,086 1,09 5,04 7,07 
К3 1,155 0,855 1,44 3,83 5,53 
К4 1,152 0,342 1,20 4,58 6,49 
К5 1,161 1,626 2,00 2,75 4,09 
 
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ 
 
Для розрахунку струму однофазного замикання на землю приймаємо 
електричну схему трансформатора 110/10 кВ і складаємо схему заміщення 
(рисунок 6.3 а; в) з струмом короткого замиканням в точці А. На базі цих схем 
приводимо схему нульової послідовності (рисунок 6.4). Розрахунок ведемо у 
відносних одиницях. 
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної ліні визначаємо через 
опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n, величина якого 
залежить від конструктивного виконання лінії, згідно виразу 
 
х л0 = n ⋅ x пл ,                                            (6.11) 
 
де n - коефіцієнт вибирається залежності від типу монтажу лінії, n=3,5 для 
одноланцюгової  лінії без тросів. 
 
х л0 = 3,5 ⋅ 0,034 = 0,12 
А
Sк.з
а).
А
Хс Хл Хтр1 Хтр2
в).
 
Рисунок 6.3 – Електрична схема і схема заміщення для  розрахунку 
однофазного КЗ 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 59 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
А
Хс0 Хл0 Хтр1 0 Хтр2 0
Uл 0
 
Рисунок 6.4 – Схема для розрахунку опору нульової послідовності 
 
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від схеми 
з’єднання обмоток трансформатора - при схемі з’єднання зірка з нульовим 
виводом-трикутник (рисунок 6.4) мають ті ж значення, як і прямої послідовності. 
Однофазний струм короткого замикання на шинах 110 кВ заводської 
підстанції визначаємо через трифазний струм КЗ 
 
S(1)
к = k ⋅S(3)
к ,                                           (6.12) 
 
де к – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ, від шин районної 
підстанції, 0 ≤ k ≤1,5 , при КЗ, у віддаленій точці (поблизу 
трансформатора ГПП) k=1,5. 
 
S(1)к =1,5 ⋅4200 = 6300 . 
 
Струм однофазного к.з, на шинах підстанції визначаємо виразом: 
 
(1) S(1)
I к
kc = ,  
3 ⋅ U1
 
де U1 -  номінальна напруга на шинах підстанції,U1=110 кВ. 
 
I(1) 6300
kc = =33,1кА. 
3 ⋅110
 
Опір нульової послідовності системи ( xco у відносних одиницях)визначаємо 
з виразу 
 
I (1)кc 3 ⋅1
= ; 
Iб x c1 + x c2 + x co
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 60 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
з цього виразу находимо xС0 
 
3 ⋅1 ⋅ І
х б
со = − х с1 − х с2 ,  
І(1)
кс
 
де хс1, хс2  – відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи, 
 
х с1 = х с2 = х с . 
х 3 ⋅1 ⋅5,5
со = − 0,024 − 0,024 = 0,45 . 
33,1
 
Згідно з рисунком 6.4 визначаємо результативний опір схеми нульової 
послідовності для однофазного струму к.з, як паралельне з’єднання двох гілок 
 
хо = (хсо + х ло ) х тр1о + х тр2о , 
х (0,45 + 0,05) ⋅ (1,05 + 1,05)
0 = = 0,4 . 
(0,45 + 0,05) + (1,05 + 1,05)
 
Струм однофазного к.з,  у віддаленій точці визначаємо за виразом 
І (1)
3 ⋅1 ⋅ I
kA1 =
б
х рез1 + х рез2 + х о  
 
хрез1 = хрез2 = хс1 + хл1 = 0,024 + 0,015 = 0,039 , 
І(1) 3 ⋅1 ⋅5,5
kА1 = = 34,1 кА
0,039 + 0,039 + 0,4  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 61 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР 
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ 
 
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП 
 
В розділи приводяться дані, які стосуються конструкції та особливості 
компоновки як самої  комплектної трансформаторної підстанції (КТП), так і 
розподільчих установок високої і низької напруги. Вказується область 
застосування КТП, основні вимоги до місць встановлення,характеристика 
ізоляції, категорії розміщення тощо. 
Приводяться основні параметри і характеристики КТП. Вказується склад 
підстанції, при необхідності – особливості схеми головних кіл. Матеріали можуть 
ілюструватися фрагментами розрізу підстанції (або іншими кресленнями) та 
зображеннями окремих елементів підстанції. 
 
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН 
 
У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою 
апаратурою є високовольтні вимикачі і роз'єднувачі. 
Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо 
обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою 
таблиці 1.8, у якої в першу графу заносимо відповідні розрахункові дані, і графу 
2 - відповідні каталожні дані, а графа 3 містить умови вибору апаратів. 
Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії 
ВГТ-110ІІ*-40/2500У1 з допустимим нижнім робочим значенням 
температури оточуючого повітря - 45°С, допустимою швидкістю вітру до 40 м/с, 
сейсмічності - до 9 балів та приводом пружинного типу. 
Результати вибору зводимо в таблицю 7.1 
 
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача   
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору 
1 2 3 
Uн=110 кВ Uном=110 кВ Uн ≤ Uном  
Iр=61,4 А Iном=2500 А Ір ≤ Іном  
іу =8,12 кА Im.дин= 102 кА іу ≤ Іm.дин  
Іn.t =5,29 к А Iвідкл. =40 кА Іn.t ≤ Івідкл  
Вк = І2
n ⋅ tк = (8,12 ⋅103 )2 ⋅0,035 І = 40 кА; t = 3 с;
 Т Т  В ≤ І2 ⋅ t
= 2,35 ⋅106  В2 ⋅ с І2 ⋅ t = 4800 ⋅106  В2 ⋅с к Т T  
Т Т
де  ІТ – нормований струм термічної стійкості апарата; 
Вк – тепловий імпульс струму короткого замикання; 
Im.дин – амплітудне значення повного струму електродинамічної стійкості 
вимикача; 
tТ – нормований час термічної стійкості апарата. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 62 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [13]. 
Алгоритм вибору роз'єднувача відрізняється від алгоритму вибору 
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка струму 
відключення. 
Попередньо по номінальним даним обираємо роз'єднувач серії РГН-
110/1000 УХЛ1. 
 
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача   
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору 
1 2 3 
Uн=110 кВ Uном=110 кВ Uн ≤ Uном  
Iр=61,4 А Iном=1000 А Ір ≤ Іном  
іу =8,12 кА Im.дин= 80 кА іу ≤ Іm.дин  
В 2 3 2 І = 40 кА; t = 3 с;
к = Іn ⋅ tк = (8,12 ⋅10 ) ⋅0,035  Т Т  2
= 2,35 ⋅106  В2 ⋅ с І2
Т ⋅ tТ = 4800 ⋅106  В2 ⋅с Вк ≤ ІТ ⋅ tT  
 
Остаточно, по даним таблиці 1.9 обираємо роз'єднувач серії РГН-110/1000 
УХЛ1, який на протязі терміну експлуатації (30 років) не вимагає технічного 
обслуговування [18]. 
 
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 NEO ВВ/N10M-630A з вбудованим електромагнітним приводом 
[13]. 
При розрахунках розрахункового струму ввідного вимикача 10 кВ значення 
Ір   визначаємо за співвідношенням 
 
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ 
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору 
1 2 3 
Uн=10 кВ Uном=10 кВ Uн ≤ Uном  
Iр=747,2 А Iном=1000 А Ір ≤ Іном  
іу =6,82 кА Im.дин= 52 кА іу ≤ Іm.дин  
Іn.t =4,83 к А Iвідкл. =20 кА Іn.t ≤ Івідкл  
В = І2 ⋅ t = (6,82 ⋅103 )2
к n к ⋅0,055 =  ІТ = 20 кА; tТ = 3 с;
 2
= 5,52 ⋅106  В2 ⋅ с І2
Т ⋅ tТ =1200 ⋅106  В2 ⋅с Вк ≤ ІТ ⋅ tT  
При розрахунках розрахункового струму секційного вимикача 10 кВ 
значення Ір визначаємо за співвідношенням 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 63 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
S
І розр 12929,6 ⋅103
р.секц = = = 373,6 А.
2 ⋅ 3 ⋅Uн (2 ⋅ 3 ⋅10) ⋅103
 
 
Попередньо по номінальним даним обираємо секційний вимикач 
вакуумний типу ВВЗ-10-20/630 УЗ з вбудованим електромагнітним приводом 
[13]. 
 
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ 
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору 
1 2 3 
Uн=10 кВ Uном=10 кВ Uн ≤ Uном  
Iр=373,6 А Iном=630 А Ір ≤ Іном  
іу =7,07 кА Im.дин= 80кА іу ≤ Іm.дин  
Іn.t =5,04 к А Iвідкл. =20 кА Іn.t ≤ Івідкл  
В = І2 ⋅ t = (7,07 ⋅103 )2
к n к ⋅0,055 І
 Т
= 20 кА; tТ = 3 с;
 2
= 2,75 ⋅106  В2 ⋅ с І2
Т ⋅ tТ =1200 ⋅106  В2 ⋅с Вк ≤ ІТ ⋅ tT  
 
7.4 Вибір трансформаторів струму 
 
Трансформатори струму, згідно ПУЕ (розділ 1.6.6 – 1.6.8), вибираємо за 
номінальною напругою, первинному та вторинному струмам, за родом 
встановлення, конструкції, класу точності та перевіряємо на термічну стійкість 
при короткому замиканні таблиця 6.1. 
Попередньо обираємо трансформатор струму напругою 10 кВ типу ТШЛП-
10К 
 
Таблиця 7.5 – Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ 
Розрахункові дані Каталожні дані 
Uн=110 кВ Uном=10 кВ 
Iр=747,2 А Iном=1000 А 
і = k ⋅ 2 ⋅ І =
іу =7,07 кА дин дин ном1  
= 30 ⋅1,4 ⋅1000 кА=42 ⋅103  кА
В = І2 ⋅ t = (7,07 ⋅103 )2 ⋅0,055 = ІТ = 31,5 кА; t = 4 с;
к n к  Т  
= 2,75 ⋅106  В2 ⋅ с І2
Т ⋅ tТ = 3969 ⋅106  В2 ⋅с
 
Номінальний струм вторинної обмотки I2Н =5 А, допустима потужність S2Н  
вторинної обмотки при cosϕ = 0,8  клас точності 0,5 складає 15, ВА. 
Сумарний опір приладів, Ом: 
ΣS
 r = прил
прил ,                                           (7.1) 
I 2
2Н
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 64 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
де Sприл  – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної та 
 реактивної енергії та ін.),Sприл = 7 (ВА). 
 
r 7
прил = = 0,28 . 
52
 
Опір контактів rк = 0,1 Ом. 
Опір з'єднувальних проводів, Ом: 
 
S − I2 (r
r = 2Н 2Н прил + rк )
пров ,                                                (7.2) 
I2
2Н
r 15− 52 ⋅ (0,28+ 0,1)
пров = = 0,22. 
52
 
Довжина проводів lпров = 25 м. 
 
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp = lпров = 25  м. 
Переріз з'єднувальних проводів, мм2: 
 
 l ⋅ρ
F p
пров . = ,                                                (7.3) 
rпров .
F 25 ⋅ 0,02
пров = = 2,27.  
0,22
 
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом F = 2,5  мм2 . 
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф . 
 
rпров.ф + rприл. < rн = 0,6  Ом, 
0,2+0,28=0,48<0,6. 
 
Якщо виконується умова тоді обраний трансформатор струму забезпечить 
допустиму похибку в межах класу точності 0,5. 
 
 
 
7.5 Вибір трансформаторів напруги 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 65 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ1.6.9,  
трансформатор напруги типу НТМИ–10–66УЗ. Розрахунок навантаження 
основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6. 
 
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги 
Потужність, що Потужність, що  
cosφ
Прилад Тип споживається Кількість  споживається 
котушкою, Вт котушок tgφ P, Q, S, 
Вт вар ВА 
Вольтметр ЭВ0302 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028 
Лічильник СЛ -7000 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048 
Всього:       -             - 3         - 0,048 0,061 0,077 
 
Так як номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі 
точності 0,5 ⋅S2H =120 ВА більше ніж Sф = 0,077ВА, трансформатор напруги 
буде працювати з допустимою похибкою. 
 
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість 
 
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до 
струмів короткого замикання, згідно ПУЕ (розділ 1.4.16 – 1.4.18),  визначаємо за 
співвідношенням [2]: 
 
l∞⋅ t
F пр
min = ,                                                    (7.4) 
С
 
де tпр – приведений час дії струмів КЗ, А; 
tt∞ – ударний струм КЗ, що діє на вибраний нами відрізок лінії, кА; 
С – коефіцієнт, що відповідає різниці теплоти, яка в провіднику після і до 
короткого замикання (для кабелів з алюмінієвою жилою С = 85 ). 
Приведений час можна визначити по виразу 
 
tпр=tзах+tвідкл 
 
де tзах – тривалість дії захисту, с; 
tвідкл – тривалість дії вимикаючої апаратури, с. 
 
tпр=0,08+0,055=0,135 с. 
 
У такому разі 
 
F 3830 ⋅ 0,135
min = = 16,5 мм2 . 
85
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 66 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Розглянутий нами відрізок кабельної лінії (ГПП-ТП1), що має переріз  F=50 
мм2  повністю задовольняє умовам термічної стійкості, під час дії ударних 
струмів к.з. 
Аналогічно виконуємо перевірку інших відрізків високовольтних кабельних 
ліній, що застосовуються в нашому проекті. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ 
 
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1000 В, 
з якої найбільш поширена – напруга 380 В. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 67 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі 
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори: 
– вимоги до надійності електропостачання і резервування,  
– режими роботи електроприймачів,  
– розміщення їх по території цеху,  
– номінальні струми та напруги, 
–  вплив мікроклімату виробничих приміщень.  
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за конструкцією 
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.  
За способами ізоляції мережі діляться на дві групи: такі, що виконані 
голими проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і такі, що виконані 
кабелями і ізольованими проводами (електропроводки).  
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного призначення та 
конструктивного виконання. 
 
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху 
 
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способів їх виконання 
здійснюється при проектуванні на основі вивчення технології виробництва, умов 
оточуючого середовища, вимог електробезпеки та пожежної безпеки згідно ПУЕ. 
У цьому підрозділі бакалаврської роботи на основі всебічного аналізу і 
виявлення основних визначальних факторів (таких, як, наприклад розміщення 
технологічного обладнання на плані цеху, надійність електропостачання 
електроприймачів, характер навантаження та її розподіл по площі цеху та багато 
інших) вибирається конкретний вид схеми. Кожний вид схем має свою найбільш 
доцільну область застосування.  
На рисунку 8.1 приведена проста радіальна схема цехової електричної 
мережі. 
Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми живлення 
використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше розповсюдженні 
змішані схеми, але для конкретного випадку саме така «рафінована» схема може 
виявитися найбільш раціональною. 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 68 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі 
 
 
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем 
 
8.2.1 Загальні відомості 
 
На промислових заводах близько 10% енергії, що споживається, 
витрачається на електричне освітлення. 
Правильне виконання освітлювальних установок сприяє раціональному 
використанню електроенергії, поліпшенню якості продукції, знижує 
втомлюваність працівників, зменшує кількість аварій та випадків травматизму. 
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної та 
електричної частин [9]. 
В світлотехнічній частині вирішуються наступні завдання: обираються 
типи джерел світла і світильників, намічаються найбільш доцільні висоти 
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні характеристики 
освітлювальних установок. 
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження 
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір 
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі. 
Першим етапом проектування системи освітлення об’єкту є його аналіз, 
необхідний для отримання повного уявлення про об’єкт освітлення. На другому 
етапі обирається вид і система освітлення. 
Норми освітлення побудовані на основній класифікації робіт, основною 
ознакою яких є найменший розмір об’єктів, шинопроводів розрізняти в 
залежності від розряду робіт, що виконуються; коректуються рівні освітленості, 
якісні показники освітлювальних установок (показник засліпленості 
(дискомфорту), пульсації освітленості, передача кольору, нерівномірність 
розподілу освітленості) [9]. 
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш 
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням можливих 
обмежень, а також принцип розміщення світильників. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 69 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
При проектуванні світлотехнічної частини слід також враховувати умови 
експлуатації освітлювальної установки. 
Штучне освітлення проектується двох видів: загальне і комбіноване, коли 
до загального додається місцеве освітлення робочих місць. Якість і економічність 
освітлювальних установок залежить від правильності вибору системи освітлення. 
Систему загального освітлення застосовуються для освітлення всього 
приміщення, в тому числі і робочих поверхонь. Загальне освітлення може 
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним розміщенням 
світильників під стелею освітлюваного приміщення. Освітлення з рівномірним 
розміщенням світильників застосовують, якщо в виробничих приміщеннях 
технологічне устаткування розміщене рівномірно по всій площі з однаковими 
умовами зорової роботи і необхідно забезпечити рівномірне освітлення. Якщо в 
приміщеннях є робочі поверхні, що вимагають різних умов освітлення, то для 
створення на них необхідної освітленості світильники розміщують локалізовано, 
залежно від розміщення робочих поверхонь або виробничого устаткування. 
Локалізоване освітлення необхідно передбачати в приміщеннях із 
стаціонарним крупним устаткуванням (венткамери, пічні відділення тощо), у 
приміщеннях, де робочі місця розміщені групами, зосереджені на окремих 
дільницях, а також у приміщеннях, на різних дільницях яких виконуються роботи 
різної точності, що вимагають неоднакових рівнів освітленості. 
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого) застосовують у 
приміщеннях з точними зоровими роботами, які вимагають високого ступеня 
освітленості. Освітленість робочих місць, що створюють світильники загального 
освітлення при комбінованій системі, має становити 10% від нормованої для 
комбінованого освітлення. Використання в приміщеннях тільки місцевого 
освітлення нормами заборонено. 
За функціональним призначенням електричне освітлення поділяють на 
робоче, аварійне і спеціальне (чергове), охоронне, вказівне. 
Робоче освітлення влаштовують в усіх приміщеннях. Воно створює на 
робочих поверхнях нормовану освітленість. 
Аварійне освітлення необхідне там, де при раптовому вимиканні робочого 
освітлення можливі вибух або пожежа, масовий травматизм, тривале порушення 
технологічного процесу, а також порушення роботи відповідних об’єктів 
(водопостачання, вузли зв’язку, пожежні пости, електрощитові і т. 70тощо.). Це 
освітлення називають аварійним освітленням для продовження роботи, воно має 
створювати на робочих місцях 5%  нормованого робочого освітлення при системі 
загального освітлення, але не менш як 2 лк. 
 
8.2.2 Розрахунок освітленості 
 
Розрахунок освітлення цеху може проводиться методом світлового потоку 
(методом коефіцієнту використання), або іншим відомим методом. Для прикладу 
нижче приведено розрахунки методом світлового потоку: 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 70 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Ф кз ⋅Еmin ⋅S ⋅ z= ,                                           (8.1) 
N ⋅ η
 
де кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [9]; 
Еmin  – мінімальна освітленість, лк; 
S– площа освітлювального приміщення, м2; 
E
z  – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z = cp =1,1…1,15 ;  
Emin
N  – прийнята кількість світильників, шт.; 
η– коефіцієнт використання світлового потоку. 
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається по довідковим 
таблицям в залежності від типу прийнятого світильника, коефіцієнтів відбиття від 
поверхонь приміщення і від індексу приміщення “і”, останній визначається за 
виразом  
 
i A ⋅B
= ,                                           (8.2) 
(A + B) ⋅h
 
де А, В, h – відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу світильника, 
м. 
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається 
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника не 
повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не перевищувати 
більше ніж на 20 % розрахункового значення. В противному разі змінюється 
кількість світильників і розрахунок повторюється. 
Приймаємо λе = Lв / h =1, тоді отримаємо відстань між світильниками 
 
Lв = λе ⋅h.                                               (8.3) 
 
Розраховуємо кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад 
розміщення світильників приведений на рисунку 8.2. 
Після прийняття схеми розміщення світильників проводиться перевірка 
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим 
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу 
 
n
Фсв ⋅µ ⋅∑ei
Е = i=1 ,                                           (8.4) 
1000 ⋅к3
 
де Фсв  – світловий потік прийнятого світильника, лм; 
µ  – коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників, µ =1,11,2
; 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 71 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
n
∑ei  – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових ізолюкс, 
i=1
лк; 
n  – кількість врахованих світильників. 
 
 
 
Рисунок 8.2 – Приклад розміщення світильників цеху: 
hc  – відстань від стелі до світильника, Lв  – відстань між світильниками, 
          l  – відстань від крайнього ряду до стіни; Lа  – відстань між рядами 
 
Виконаємо розрахунок освітлення цеху методом світлового потоку. 
Виходячи із розряду зорової праці, згідно ПУЕ (розділ 6.1.1 – 6.1.11), по нормам 
освітленості [9] визначаємо  освітленість системи загального освітлення цеху 
Ен = 200 лк. 
 
F К ⋅Е
= з min ⋅S ⋅z
p ,                                                (8.5) 
N ⋅Кв
 
де Кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [9]; 
Emin – мінімальна освітленість, лк; 
S – площа освітлювального приміщення, м2; 
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z=1,1 – 1,15; 
N – прийнята кількість світильників, шт; 
Кв – коефіцієнт використання світлового потоку. 
З таблиці 10.4 [9] приймаємо λе=Lв/h=1, тоді отримаємо відстань між 
світильниками 
Lв = λе ⋅ h,                                                       (8.6) 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 72 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Lв =1 ⋅ 5,8 = 5,8  м. 
 
Приблизну кількість світильників визначаємо за виразом 
N A ⋅B
= ,                                                          (8.7) 
L2
в
N 72 ⋅ 60
= 2 =128  шт. 
5,8
 
Коефіцієнт використання світлового потоку визначаємо по довідниковим 
таблицям [22], в залежності від прийнятого типу світильника, коефіцієнтів 
відбиття, від поверхонь приміщень і від індексу приміщення, що визначається за 
виразом 
і А ⋅В
= ;
h(А + В)
                                    (8.8) 
і 72 ⋅ 60
= = 5,64.
5,8 ⋅ (72 + 60)
 
де h – висота підвісу світильника, м. 
 
F 1,6 ⋅ 200 ⋅ 4320 ⋅1,15
p = =18537  лм. 
128 ⋅ 0,67
 
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймаємо 
світильник типу РСП07 з одною лампою типу ДРЛ, Рл=0,4 кВт, що має світловий 
потік Фл=23000 лм. Загальний світловий потік від світильника буде становити 
Фсв=23000 лм 
Обрані лампи за світловим потоком відрізняється від розрахункового на 
 
Fcв − F
% р 100% 23000 −18537
∆ = ⋅ = ⋅100% = 0,24%
Fр 18537 (8.9) 
                
 
що є допустимо. 
Згідно результатів  проведеного розрахунку ми можемо зробити висновки, 
що встановлена в приміщенні цеху світлова арматура загального призначення з 
лампами типу ДРЛ в повній мірі задовольняє вимогам СНіП ІІ-4-79, що до 
загальних вимог освітленості в робочій зоні цеху. 
 
 
 
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 73 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Відповідно до ПУЕ для живлення світильників загального освітлення 
повинна застосовуватися напруга не вище 380/220 В змінного струму при 
заземленій нейтралі і не вище 220 В змінного струму при ізольованій нейтралі і у 
мережах постійного струму. 
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище  220В, 
що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від висоти їхньої 
установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У приміщеннях з 
підвищеною небезпекою і особливо небезпечних при установці світильників 
загального освітлення з лампами розжарювання на висоті менше ніж 2,5 м при 
відсутності спеціальної конструкції світильника (що виключає доступ до лампи 
без застосування інструмента) використовується напруга не вище 42 В. 
Світильник з люмінесцентними лампами на напругу 127–220 В  
допускається встановлювати на висоті менше ніж 2,5 м від підлоги за умови 
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин. 
Для живлення ксенонових, дугових, натрієвих ламп, розрахованих на 
напругу 380 В, і пускорегулюючих апаратів для газорозрядних ламп, що мають 
спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з послідовним з’єднанням ламп), 
застосовується напруга не вище 380 В, у тому числі фазна напруга системи 
660/380 В із заземленою нейтраллю при дотриманні наступних умов: 
- введення у світильник чи ПРА має виконуватися проводом або кабелем з 
мідними жилами і ізоляцією, розрахованою на напругу не менше, ніж 660 
В; 
- забороняється вводити у світильник двох чи трьох проводів різних фаз 
системи 660/380; 
- нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою застосовуваної 
напруги «380 В» при установці світильника в приміщеннях підвищеною 
небезпекою і особливо небезпечних; 
- забезпечення одночасного відключення усіх фазних проводів, що 
вводяться у світильник; це стосується і багатолампових світильників 
системи 380/220 В, за винятком світильників, які встановлюються в 
приміщеннях без підвищеної небезпеки. 
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами 
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В в приміщеннях без 
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною небезпекою і 
особливо небезпечних. Допускається застосування напруги до 220 В для 
світильників спеціальної конструкції: тих, що являються складовою частиною 
аварійного освітлення, під’єднаного до незалежного джерела живлення; тих, що 
встановлюються  у приміщеннях з підвищеною небезпекою (але не особливо 
небезпечних). 
Для місцевого освітлення допускається застосовувати світильники з 
люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В за умови неможливості 
випадкових доторкань до їх струмоведучих частин. Застосування 
люмінесцентних ламп місцевого освітлення в сирих, особливо сирих, жарких і 
приміщеннях з хімічно активним середовищем допускається тільки в арматурі 
спеціальної конструкції. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 74 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в приміщеннях 
з підвищеною небезпекою й особливо небезпечних має застосовуватись напруга 
не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах – не вище 12 В. 
Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати: 
- необхідний рівень надійності живлення; 
- регламентовані рівні напруги і постійність напруги джерела живлення; 
- простоту і зручність експлуатації; 
- економічність установки. 
У більшості випадків освітлювальні навантаження живляться від силових 
цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ із заземленою нейтраллю 
вторинної обмотки. 
Використання самостійних освітлювальних трансформаторів обмежується 
випадками, коли характер силового навантаження не дає можливості забезпечити 
необхідну якість напруги, коли використовується для силових навантажень 
напруга вище 380 В і коли система напруг 380/220 або 220/127 В неприпустима 
для освітлювальної установки за умовами безпеки. 
В освітлювальних мережах розрізняються лінії живлення та групові лінії. 
Лінія живлення з’єднує джерело живлення з груповими щитками освітлення. 
Групові лінії слугують для приєднання світильників до групових щитків. 
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати захисту на 
кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ струм захисних апаратів на 
групових лініях не повинен перевищувати 25 А за винятком ліній, що живлять 
лампи розжарювання одиничною потужністю 500 Вт і більше або газорозрядні 
лампи потужністю 125 Вт і більше; у цьому випадку струм захисного апарата не 
повинен перевищувати 63 А. 
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення 
освітлювальних установок (рис. 8.3). Радіальні схеми використовуються при 
високих навантаженнях групових щитків (близько 100–200 А) і забезпечують 
більш високу надійність живлення. Магістральні схеми дозволяють 
заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на розподільчих пунктах, 
однак мають меншу надійність живлення. Змішані схеми одержали найбільше 
поширення через їхню гнучкість. 
 
 
Рисунок 8.3 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок: 
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема 
Для здійснення живлення освітлювальних установок обираю радіальну 
схему для забезпечення високої надійності живлення. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 75 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Систему аварійного освітлення планується живити перехресним способом, 
тобто від іншого трансформатора по відношенню до трансформатора робочого 
освітлення (рисунок 8.4). 
 
Рисунок 8.4– Схема живлення освітлювальних установок від 
двотрансформаторної підстанції 
 
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення 
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на 
підставі світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості 
світильників, тобто відповідно до встановленої потужності світильників. 
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно 
враховувати втрати в ПРА: 
 
����
����роз = кп ∙ кдод ∙�����ном���� ,                                      (8.10) 
����=1
 
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, для ламп LHK  кдод = 1,12 [9]. 
Згідно коефіцієнт попиту для дрібних будівель виробничого характеру 
складає кп = 1,0.Коефіцієнт попиту для групової  
мережі освітлення і всіх ланок мережі аварійного освітлення приймається  
рівним 1,0. 
128
����роз = 0,95 ∙ 1,12 ∙�(128 ∙ 0,4) = 51,2 кВт. 
����=1
 
 
 
 
 
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за допустимим 
струмом навантаження 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 76 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Провідники освітлювальної мережі повинні задовольняти вимоги у 
відношенні гранично допустимого нагрівання при нормальних режимах роботи. 
Нагрівання провідників викликається проходженням по них електричного 
струму.  
Межі нагрівання суворо нормуються ПУЕ, при цьому кожному перерізу 
проводу або кабелю в залежності від його конструкції і способу прокладання 
відповідає допустимий нормований струм (Iдоп, А).  
У практичних розрахунках користуються готовими таблицями  з 
допустимими тривалими навантаженнями, що нормовані ПУЕ і нормативною 
документацією. 
Зазначені таблиці складені для визначення температурних режимів повітря 
і землі, що складають відповідно +25°С та +15°С. Якщо фактичні температури 
відрізняються від табличних, користуються коефіцієнтами перерахунку, що 
наведені в ПУЕ. 
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим 
струмом навантаження є: 
 
����доп > ����роз,                                                         
 
де ����роз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А. 
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний 
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі.  
Розрахунковий струм для трифазних мереж визначається за виразом: 
 
���� 3
роз ∙ 10 ����роз ∙ 103
����роз = =
√3 ∙ ����л ∙ cos���� 3 ∙ ����ф ∙ cos���� ,                         (8.11) 
 
де ����роз – розрахункова потужність, кВт; 
����ф,����л – відповідно фазна і лінійна напруга, В; 
cos���� – коефіцієнт потужності, для газорозрядних ламп з конденсаторами 
cos���� = 0,9.  
 
51,2
����роз = = 86,5 А. 
√3 ∙ 0,38 ∙ 0,9
 
Визначений показник струму використаємо для вибору кабельно-
провідникової продукції та комутуючого обладнання. 
 
 
 
 
8.2.4 Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 77 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Даний метод розрахунку передбачає забезпечення допустимих рівнів 
напруг на джерелах світла. 
Зниження напруги щодо номінальної пов’язане зі зменшенням світлового 
потоку світильників і, як наслідок, рівнів освітленості на робочих місцях. 
Збільшення напруги щодо номінальної пов’язане з додатковою витратою 
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо 
важливе для ламп розжарювання. 
Відповідно до ГОСТ 13109-97 напруга в найбільш віддалених лампах 
внутрішнього освітлення промислових підприємств, а також прожекторних 
установок зовнішнього освітлення повинна бути не нижча 97,5%Uном, а в 
найбільш віддалених лампах аварійного і зовнішнього освітлення, виконаного 
світильниками – не нижча 95%Uном.  
У мережах 12–42 В допускаються втрати напруги до 10% Uном, якщо 
рахувати від відводів джерел   живлення.   Найбільша   напруга   ламп  не   повинна  
перевищувати 105%Uном. 
На затисках газорозрядних ламп напруга не повинна бути нижчою 90%Uном, 
на інших лампах – не нижчою 88%Uном. 
Величина допустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від  
джерела живлення до найбільш віддаленої лампи повинна складати: 
 
∆����м = ����хх − ∆����тр − ����������������,                                      
 
де ∆����м – допустима втрата напруги в мережі; 
����хх – напруга холостого ходу трансформатора (на 5% вища від 
номінальної); 
∆����тр – втрата напруги в трансформаторі; 
���������������� – мінімально допустима напруга на затисках лампи. 
Розрахунок допустимої величини втрати напруги в освітлювальній мережі 
в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися і в 
іменованих одиницях (вольтах). 
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається за виразом: 
 
∆����тр = ���� ∙ ��������� ∙ cos���� + �������� ∙ sin�����,                         (8.12) 
 
 де ��������,�������� – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого замикання 
трансформатора (����КЗ), %; 
cos���� – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга 
трансформатора; 
���� – коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення розрахункового 
навантаження трансформатора до його номінальної потужності). 
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання 
трансформатора (%) визначаються за виразами: 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 78 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
100 ∙ ����
���� = КЗ
���� ���� ;                                                 (8.13) 
ном.тр
�������� = �����2
КЗ − ����2
а ,                                              (8.14) 
 
де ����КЗ – втрати потужності короткого замикання трансформатора, Вт; 
����ном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА. 
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без урахування 
індуктивного опору провідників. 
 
100 ∙ 7,5
�������� = 1600 = 0,47 %; 
�������� = �7,52 − 0,472 = 7,48 %; 
∆����тр = 0,87 ∙ (0,75 ∙ 0,9 +7,48 ∙ 0,44) = 3,45 %;  
∆����м = 105− 3,45 − 97,5 = 4,1 %. 
 
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної 
мережі (%) визначається за виразом: 
 
����
∆���� = ���� ∙ ���� ,                                                   (8.15) 
 
де ���� – момент освітлювальногонавантаження, кВт∙м; 
���� – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної 
системи мережі і матеріалу провідника [13]; 
���� – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2. 
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від 
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими 
співвідношеннями.  
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для кожної 
окремої ділянки: 
�������� = �������� ∙ �������� ,                                                     (8.16) 
де �������� – відстань між лініями живлення світильників; 
�������� – потужність лінії. 
 
Рисунок 4.1 – Схема підключення світильників 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 79 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
���� = ����1 ∙ ����1 + ����2 ∙ ����2 + ����3 ∙ ����3 + ����4 ∙ ����4 + ����5 ∙ ����5 + ����6 ∙ ����6 + 
+����7 ∙ ����7 + ����8 ∙ ����8 + ����9 ∙ ����9; 
���� = 6 ∙ 2,64 + 12 ∙ 2,64 + 18 ∙ 2,64 + 24 ∙ 2,64 + 30 ∙ 2,64 + 36 ∙ 2,64 + 
+42 ∙ 2,64 + 48 ∙ 2,64 + 54 ∙ 2,64 = 712,8 кВт ∙ м; 
712,8
∆����1 = 54 ∙ 16,8 = 0,78 %. 
 
От же умова виконується, втрата напруги у найбільш віддаленій точці 
перевищує 5%. Тому ми встановлюємо щиток освітлення в безпосередній 
близькості від КТП і першої лінії освітлювальної мережі. 
 
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву 
 
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів, 
шинопроводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1 кВ. 
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової 
електричної мережі, номінальна напруга мережі Uном , результати розрахунку 
навантаження цеху. 
Для мереж напругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу 
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників, їх 
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів короткого 
замикання. 
В цьому підрозділі необхідно визначити мережі та її елементи, що не 
підлягають перевірці на економічну густину струму. Їх треба окремо 
проаналізувати та обов’язково вказати ( у вигляді переліку або таблиці). 
Вибір перерізу провідників здійснюється за таблицях [13] або згідно 
технічної документації на них (що є більш прийнятним) . При цьому повинна 
виконуватися умова 
 
Ipоз ≤ Iдоп ,      (8.17) 
 
де Iдоп  – допустимий тривалий струм навантаження в кабелі, проводі и шині для 
даного перерізу згідно ПУЕ. 
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів, 
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких 
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно 
відрізняється від зазначеної в 1.3.12-1.3.15 і 1.3.22 ПУЕ, слід застосовувати 
коефіцієнти, наведені в таблиці 1.3.3 ПУЕ. 
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху слід також враховувати за 
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно ПУЕ. 
Обраний переріз провідника по умовам нагріву довготривалим струмом 
необхідно перевіряти за нагрівом струмом післяаварійного режиму відповідно до 
схеми цехової мережі. Отримані дані заносяться у таблицю. 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 80 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж 
 
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів кабелів, 
проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи 
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні забезпечувати 
допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що нормуються стандартом 
по якості електроенергії. Для кожної ділянки цехової мережі за розрахованим 
півгодинним максимумом навантаження і значенням максимального пускового 
або пікового струму вибирається переріз провідника, а також тип і значення 
уставок апаратів захисту від ненормальних режимів в мережі: тривалих, не 
передбачених перевантажень мережі і коротких замикань. 
Вихідними даними для проведення розрахунків є: 
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів захисту; 
– Uном  мережі;  
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки мережі 
Рmax ;  
– пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми;  
– номінальні потужності ЕП. 
Вибір перерізу провідника пов’язаний з вибором апаратів захисту, тому 
вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів виконується 
спільно. 
Потрібно врахувати вимоги ПУЕ щодо особливості вибору перерізу 
провідників для мереж напругою до 1 кВ, а саме: акцентувати на те, які вимоги 
та умови є визначальними – економічні, нагрів провідників, їх механічна 
міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів КЗ. 
Вказати, які силові мережі до 1 кВ згідно рекомендацій ПУЕ не підлягають 
розрахунку по економічної густини струму. 
Вказати, чи враховується фактор економічної густини струму зв’язку зі 
спільним живленням силового та освітлювального навантажень 
Вибір перерізів провідників за технічними умовами включає: 
– вибір за умовою теплового нагрівання; 
– за їх пропускною спроможністю та умовами захисту; 
– за втратами напруги; 
– за термічною стійкістю до струмів КЗ; 
– механічну міцність; 
– за умовою виникнення корони. 
Необхідно оцінити вплив і врахування цих факторів при виборі  
перерізу для кабельних і повітряних ліній, так як перелічені фактори по - 
різному впливають залежно від номінальної напруги, конструктивного виконання 
(кабель, шинопровід), призначення мережі (силова, рухливих ЕП, освітлювальна 
тощо). Тому рішення слід приймати для кожного конкретного випадку на підставі 
вимог і довідкових даних ПУЕ та інших нормативних документів. 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 81 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами нагріву 
та захисту 
 
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам щодо 
гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а й 
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих нерівномірностей 
розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При перевірці на нагрів 
приймається півгодинний максимум струму, найбільший з середніх півгодинних 
струмів даного елемента мережі. 
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи електроприймачів 
в якості розрахункового струму для перевірки перерізу провідників по 
нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить від відповідного 
режиму (повторно-короткочасний, короткочасний, тривалий). 
Вимоги для нормальних навантажень та післяаврійних перевантажень 
стосуються кабелів і встановлених на них з’єднувальних та кінцевих муфт й 
окінцевань. 
Основною умовою вибору перерізу провідників є величина нагрівання їх 
електричним струмом у нормальному, форсованому та аварійному режимах. 
Якщо температура нагрівання перевищить допустиму, то залежно від величини 
перевищення й тривалості часу, елемент може бути пошкоджений, що 
спричинить порушення нормальної роботи системи, а в гіршому випадку 
(загоряння ізоляції) може привести до пожежі. Тому для всіх видів провідників та 
умов їх застосування головним у виборі перерізу є нагрівання, яке визначається 
двома ефектами теплового впливу: максимально допустимою температурою та 
тепловим зносом ізоляції для даного режиму й класу ізоляції. 
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням, 
використовують сумарний вплив на строк служби провідника максимальної 
температури і тривалості зносу ізоляції за розглянутий період. При різких піках 
навантаження більшу небезпеку становить можливість перевищення 
максимально допустимої температури. Якщо графік навантаження рівномірний, 
більшу вагу має складова теплового зносу ізоляції. 
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового 
струму ( Іmax  або Іроз ), від того, чи потрібно захищати мережу від 
перевантаження чи ні, від температурних умов навколишнього середовища, 
характеру приміщення і типу ізоляції провідника. Перш за все необхідно вибрати 
марку провідника, визначитися з умовами його прокладки і потім виконувати 
розрахунок. 
Мінімально допустимий переріз провідника – такий переріз, при якому 
провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює максимальній тривало 
допустимій Qтр. доп , нагрівається струмом КЗ до гранично допустимої 
температури за умовами термічної стійкості. 
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне струмове 
навантаження за півгодинний інтервал часу Imax = Ipоз  , обчислене за формулою 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 82 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
P
Ipоз  = роз                                       (8.18)  
3 ⋅Uном ⋅cosφ
 
Вибір перерізу провідників виконується за таблицями гл.1.3 ПУЕ «Тривало 
допустимі навантаження», при цьому повинна бути виконана умова 
 
 
Imax = Ipоз ≤ Iдоп ,                                           (8.19 ) 
 
де Ідоп  – тривало допустимий струм навантаження на проводи, кабелі та шини 
для даного перерізу за ПУЕ (або технічними характеристиками конкретних 
виробів). 
При прокладанні декількох кабелів і більше чотирьох проводів в одній 
трубі, траншеї, лотку, коробі і т.п. в розрахункову формулу (8.14) вводиться 
коефіцієнт Кпрокл , поправочний коефіцієнт на умови прокладки проводів і 
кабелів 
І Imax
доп ≥ .                                            (8.20)  
Кпрокл
 
Згідно ПУЕ допустимі тривалі струми для кабелів, які прокладають у 
блоках, слід визначати за емпіричною формулою 
 
Iдоп.бл = a ⋅b ⋅c ⋅ Iдоп ,                                          (8.21) 
 
a, b, c – поправочні коефіцієнти (табл. ПУЕ) 
Поправочні коефіцієнти застосовуються до груп однотипних проводів і 
кабелів, що мають однакову допустиму температуру нагрівання. 
Для груп проводів і кабелів, що мають різні максимальні температури 
нагріву, допустиме струмове навантаження розраховується з поправочних 
коефіцієнтів, що належать до тієї частини проводів і кабелів, у яких допустима 
температура мінімальна. 
Якщо у частині ізольованих проводів і кабелів в групі навантаження не 
перевищує 30 % допустимого, то вони виключаються із загального числа при 
визначенні поправочного коефіцієнту для іншої частини групи. 
Допустимі струмові навантаження для кола залежать від числа провідників. 
У багатофазній збалансованій системі спільно прокладений нейтральний 
провідник не враховується. В цьому випадку допустиме навантаження 
чотирижильного кабеля приймається як для трьохжильного, з тим же перерізом 
фазних провідників. Чотири і п’ятижильні кабелі можуть мати більше допустиме 
струмове навантаження, якщо навантажені тільки три фазні проводи. 
Якщо нейтральний провідник пропускає струм, який є наслідком 
дисбалансу фазних струмів, то збільшення тепловиділення в нейтральному 
провіднику компенсується його відповідним зменшенням в одному або декількох 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 83 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
фазних провідниках. В цьому випадку переріз всіх провідників вибирається по 
найбільш навантаженому проводу. 
Якщо не потрібно вводити поправочні коефіцієнти для струму в 
нейтральному провіднику в залежності від характеру навантаження фазних 
провідників, нейтральний провідник вибирається відповідно до параметрів кола 
Необхідність введення поправочних коефіцієнтів для струмів може бути 
наслідком наявності істотних струмів вищих гармонік в трифазному колі. Якщо 
гармонічна складова перевищує 15 %, нейтральний провідник вибирається 
перерізом не нижче фазного. 
Оскільки струм в нейтральному провіднику визначається струмами фазних 
провідників, то струми вищих гармонік в ньому взаємно не компенсується. 
Найбільш значущою з гармонік є третя гармоніка. Діюче значення струму третьої 
гармоніки в нейтральному проводі може перевищувати діюче значення струму 
промислової частоти в фазних провідниках.  
У цьому випадку струм в нейтральному провіднику є визначальним при 
розрахунках допустимого струмового навантаження кола. Вплив гармонік 
враховується поправочними коефіцієнтами. Поправочні коефіцієнти, що наведені 
в МЕК60364-5-52:2009 «Електроустановки низьковольтні. Частина 5-52. Вибір і 
монтаж електроустаткування. електропроводки», надані для збалансованої 
трифазної системи; слід вказати, що ситуація погіршується, якщо в трифазній 
системі навантажені тільки дві фази. У цьому випадку струм вищих гармонік в 
нейтральному провіднику буде визначатися струмом дисбалансу. Така ситуація 
призведе до перевантаження нейтрального провідника. 
Поправочні коефіцієнти застосовуються для випадку, коли нейтральний 
провідник є жилою чотирьох- або п’ятижильного кабелю, виконаний з того ж 
матеріалу і має той же переріз, що і фазні провідники.  
Поправочні коефіцієнти відносяться до струмів третьої гармоніки. Якщо 
очікуються значні вищі гармоніки, такі як 9-я, 12-я тощо, тобто вони становлять 
понад 15 %, поправочний коефіцієнт повинен бути зменшений. Якщо дисбаланс 
між фазними навантаженнями перевищує 50 %, то поправочний коефіцієнт може 
бути зменшений. Розрахунковий поправочний коефіцієнт для визначення 
допустимого струмового навантаження для кабелів з трьома робочими 
провідниками приймається, як для кабелю з чотирма робочими провідниками, у 
якого струм в четвертому проводі викликаний гармоніками. Поправочні 
коефіцієнти також враховують фактор нагріву фазних провідників струмами 
гармонік. 
Коли значення струму в нейтральному провіднику очікується вище, ніж 
фазний струм, розмір кабелю визначається по нейтральному провіднику. 
Якщо переріз кабелю визначено по нейтральному провіднику, то необхідно 
зменшити розрахункове навантаження для трьох робочих провідників. 
Якщо струм в нейтральному провіднику більше, ніж 135 % фазного струму 
і переріз кабелю вибирається по нейтральному провіднику, то три фазних 
провідника не можуть бути повністю завантажені. Зменшення тепловиділення 
фазними провідниками компенсує тепловиділення нейтрального провідника в 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 84 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
такій мірі, що немає необхідності застосовувати інші поправочні коефіцієнти 
щодо трьох робочих провідників. 
За відсутності спеціальних вимог необхідно виконувати такі вказівки: 
Площа поперечного перерізу нейтрального провідника повинна бути, 
принаймні, рівною площі поперечного перерізу лінійних провідників у наступних 
випадках: 
– в однофазних двопровідникових колах, незалежно від площі поперечного 
перерізу провідника; 
– в багатофазних колах, де площа поперечного перерізу лінійних 
провідників - менше або дорівнює 16 мм2  по міді або 25 мм2 по алюмінію;  
– в трифазних схемах, де частка струмів третьої гармоніки і гармонік, 
кратним трьом, лежить в межах від 15 % до 33 %. 
Для багатофазних кіл, де площа поперечного перерізу лінійних провідників 
більше, ніж 16 мм2  по міді або 25 мм2  по алюмінію, площа поперечного перерізу 
нейтрального провідника може бути нижче площі поперечного перерізу лінійних 
провідників (звичайно не нижче 50 %), якщо виконуються одночасно такі умови: 
– навантаження кола в нормальному режимі розподілено рівномірно між 
фазами, третя гармоніка не перевищує 15% струму лінійного провідника; 
– нейтральний провідник захищається від надструмів; 
– площа поперечного перерізу нейтрального провідника – не менш 16 мм2  
по міді або 25 мм2  по алюмінію. 
Відносно нульових робочих провідників в чотирипровідній системі 
трифазного струму ПУЕ містить наступне формулювання: вони повинні мати 
провідність не менше ніж 50 % провідності фазних провідників; у необхідних 
випадках вона має бути збільшеною до 100 % провідності фазних провідників.  
Вибраний переріз провідника за умовами нагріву тривалим струмом 
перевіряється по нагріванню струмом післяаварійного режиму Ітр. ав  (в умовах 
двотрансформаторних цехових ТП і декількох кабелів одної лінії): 
Для подальшого вибору апаратів попередньо визначимо струм на 
затискачах вторинної обмотки силового трансформатора цехової ТП за 
співвідношенням 
 
ΣS
І = н.тр ⋅ к з
р ;                                             (8.22) 
3 ⋅ Uн
 
де ΣSн.тр – загальна потужність силових трансформаторів цеху, кВА; 
кз - коефіцієнта завантаження трансформаторної підстанції(таблиця 1.4),. 
 
І 3200 ⋅ 0,72
р = = 3507,4  А  
3 ⋅ 0,38
 
Визначимо силові елементи схеми живлення цеху на стороні 0,4 кВ. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 85 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Тип ввідного автоматичного вимикача приймаємо згідно каталожних даних [21]в 
залежності від типу шафи за умовами 
 
Ін.а≥І .
н.т.р                            Ін.т.р>1,1 Ір 
             4000 ≥4000 А,           4000>1,1.3507,4=3855,2 А, 
 
де Ін.а– номінальний струм автоматичного вимикача А; 
Ін.тр– номінальний струм теплового розчіплювача автоматичного вимикача  
    (каталожні дані), А 
Приймаємо ввідний автоматичний вимикач виробництва компанії NEO 
ВВ/N10M-630A. Для забезпечення секціонування, в аварійному режими роботи, 
ми застосуємо, секційний вимикач згідно співвідношення: 
 
0,5⋅(ΣSн.тр ⋅кІ з)
р.СВ = ;                                             (8.23) 
3 ⋅Uн
І 0,5 ⋅ (3200 ⋅ 0,72)
р.СВ = =1752,3 А . 
3 ⋅ 0,38
 
Тип секційного автоматичного вимикача приймаємо згідно каталожних 
даних [21]в залежності від типу шафи за умовами 
 
Ін.а≥Ін.т.р                            Ін.т.р>1,1.Ір 
             2500 А ≥2000 А,           2000 А >1,1.1752,3=1927,6 А, 
 
де Ін.а– номінальний струм автоматичного вимикача А; 
Ін.тр– номінальний струм теплового розчіплювача автоматичного вимикача  
    (каталожні дані), А 
Приймаємо секційний автоматичний вимикач виробництва компанії ВА 88-
43 , Iн=800 A. 
Вибір перерізу шин по напрузі 0,4 кВ згідно [1] виконуємо за умови 
 
І .
д.д>Ір кз 
4000 А>3507,4.1А, 
 
де кз – коефіцієнт запасу для шин 0,4 кВ дорівнює кз=1; 
Ід.д – довго тривало  допустимий струм на шинах 0,4 кВ, А; 
Приймаємо шинопровід типу ШМА-68П; Ід.д=4000 А; Uн =0,4 кВ. 
Вибір струмоведучих частин 
Основним завданням розрахунку цехових електричних мереж є вибір 
перерізу кабелів, проводів шино проводів і захисних апаратів згідно ПУЕ (розділ 
2.1.31 – 2.1.51). 
Для мереж напругою до 1000 В основними вимогами, що визначають вибір 
перерізу провідників, є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 86 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
провідників, механічна міцність, втрата напруги, термічна стійкість до струмів 
КЗ. 
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині 
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в 
цілому за співвідношенням 
 
І РН
р = ,
3 ⋅U ⋅cosϕ                                                (8.24) 
н
 
де Рн - номінальна потужність згідно з завданням, кВт ; Uн= 0,38кВ. 
 
Ір ≤ Ку.н ⋅ ІН.ДОП.Л  
 
Умовами вибору ліній живлення [5,6] є виконання співвідношення 
де І НДОПЛ   - допустимий тривалий струм лінії живлення, А; 
Куп - коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21 
ПУЕ. 
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на 
допустимий тривалий струм залежно від температури (таблиця 1.3.3 ПУЕ), умова 
прийме вид 
ІН.ДОП.Л ≥ Іmax1, 25 ⋅ Ip  
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі живлення 
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.1. 
 
Таблиця 8.1 – Розрахункова таблиця вибору ліній живлення цеху 
Назва споживача Рн Iр, Imax., Iн.доп.л 
кВт А А А Марка 
1 2 3 4 5 6 
Насос холодної води 75 142,6 178,3 200 АВВГ(3×70)+(1×35) 
Центрифуга 135 250,4 313 345 АВВГ(3×185)+(1×95) 
Проміжна мішалка 48 85,9 107,4 115 АВВГ(3×25)+(1×16) 
Охолоджувач 60 108,7 135,8 165 АВВГ(3×50)+(1×25) 
Ковшовий елеватор 90 155,6 194,5 200 АВВГ(3×70)+(1×35) 
Шнекова мішалка 200 349,7 437,1 480 2АВВГ(3×95)+(1×50) 
Завантажувальний бункер 20 32 40 50 АВВГ(3×6)+(1×4) 
Сушильний барабан 90 161,1 201,3 240 АВВГ(3×95)+(1×50) 
Шнековий конвеєр 48 96,1 120,1 135 АВВГ(3×35)+(1×16) 
Тельфер 22 37,2 46,5 50 АВВГ(3×6)+(1×4) 
Автоматична фасувальн установка 17,3 31,3 39,2 50 АВВГ(3×6)+(1×4) 
Теплофікаційний насос 72 130,4 163 165 АВВГ(3×50)+(1×25) 
Вентилятор витяжний 7,5 14,1 17,6 19 АВВГ(4×2,5) 
Вентилятор приточний 22 40,8 51 65 АВВГ(3×10)+(1×6) 
Щиток освітлення 51,2 86,5 108 115 АВВГ(3×25)+(1×16) 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 87 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Продовж. табл. 8.1 
1 2 3 4 5 6 
Компресор (220 В) 1,4 6,8 8,5 32 АПвВГ (2х2,5) 
Термофен (220 В) 1,8 8,2 10,3 32 АПвВГ (2х2,5) 
Конденсаторна установка 300 квар 456 570 630 АВВГ (3х120)+(1х70) 
 
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних 
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); номінального струму автоматичних 
вимикачів, та струму теплових розчіплювачів, які захищають    приєднанні 
електроприймачі; сумарного струму Ір РП споживачів, що приєднані до РП, який 
визначається за виразом 
 
Ір.РП =∑ ІН ⋅КН ,  
 
де Кн - коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують 
споживачі. Для нашого випадку Кн = 0,7. 
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [2], за умовами 
 
Ір.РП ≤ ІН.ДОП  
 
Вибрана кабельно-провідникова продукція, живлення споживачів цеху, 
прокладена в кабельних каналах підлоги цеху. 
 
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги 
 
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної має 
становити не більше ±5 % Uном . Для освітлювальних мереж промислових 
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від +5   до 
−2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення ±5 % Uном
. Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту асинхронних 
електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його зменшення 
може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення зниження напруги 
призводить до різкого зменшення світлового потоку. 
Розрахунок цехової мережі за умовами допустимої втрати напруги і 
побудова епюри відхилення напруги виконується для кола ліній від шин ГПП або 
ЦРП до затискачів одного найбільш віддаленого від цехової ТП або найбільш 
потужного ЕП для режимів максимальних і мінімальних навантажень 
(визначається з добового графіка навантажень), а в випадку 
двохтрансформаторної підстанції – і післяаварійного. 
Як відомо, існує залежність r0 i x0  від перерізу проводів і кабелів, якою 
можна скористатися при розрахунках. 
Як правило у розрахунковому ланцюгу «ГПП – найбільш віддалений 
потужний споживач» присутня трансформаторна підстанція ТП. 
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.4. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 88 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Рисунок 8.4 – Розрахункова схема 
 
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних 
та максимальних навантажень. 
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш 
віддалених електроприймачів не повинна бути не нижче 0,95 ∙ ����ном. В режимі 
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої 
границі напруги. При цьому напруга на шинах ТП не повинна перевищувати 5% 
номінальної напруги, тобто ���� ∙ ����1 ≤ 5%. 
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за 
мінімальні – 30% від максимальних. 
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги: 
 
����
���� ∙ ����1 = �������� − �∆����тр + �����м + ∆����сп� ≥ −5,                   (8.25) 
����=1
 
де �������� – величина додаткової напруги на регульованих відгалуженнях 
трансформатора, %; 
∆����тр – втрата напруги в трансформаторі, %; 
∑����м – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача, %; 
���� – кількість послідовних магістралей до споживача; 
∆����сп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %; 
−5% - припустиме усталене відхилення напруги згідно [14]. 
Знайдемо відхилення напруги до найбільш віддаленого споживача. 
Оскільки напруга на затискачах найбільш віддалених споживачів повинна  
становити не менше 0,95 ∙ ����ном,формула 8.25. матиме вигляд: 
 
����ном − ∆����т − ∆����л ≥ 95 %,                                              (8.26) 
 
де ∆����т – втрати напруги у трансформаторі. ����т = 3,28 %; 
∆����л – втрати напруги у лінії, що живить споживача: 
 
δ ⋅U1 =15 − (4,29 + 30,2 + 5) = −24,5 ≥ −5% ⋅Uн = −525 В  
 Величину ΔUтр (%) знаходимо за виразом: 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 89 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
S
ΔU тр = м (U
S a ⋅ cos φ + U p ⋅ sin φ),  
н.тр
 
де Sм - максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора, кВ;  
Sнтр - номінальна потужність трансформатора, кВА; 
Uа- активна складова напруги к.з трансформатора, %; 
 
100 ⋅ΔP
U кз
a = ,  
Sн.тр
U 100 ⋅18
a = =1,125 В , 
1600
 
Uр- реактивна складова напруги к.з трансформатора, %: 
 
U = U2 − U2
p кз a ,  
Up = 5,52 −1,1252 = 5,4 В.  
ΔU 2433,8
тр = (1,125 ⋅ 0,95 + 5,4 ⋅ 0,31) = 4,16 . 
1600
 
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги: 
 
δ ⋅U 2 = E m − к з (ΔU тр + ΔUм ) − ΔU cп ≤ +5% , 
 
де кз = 0,3 - коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень; 
+ 5 % - припустиме усталене підвищення напруги від Uн=19 В, згідно [11]: 
 
δ ⋅U2 =15 − 0,3 ⋅ (4,17 + 9,76) − 5 = 5,8 ≤ +5% ⋅Uн = 525 В . 
 
Згідно виконаних розрахунків ми маємо можливість пересвідчитись, що 
можлива зміна навантаження цехового трансформатора ні як не буде 
відображатися на зміні величини потенціалу напруги у найвіддаленішого 
споживача. 
Оскільки відхилення напруги не перевищує допустимого значення, обирати 
відпайки для цехової КТП не потрібно. 
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ 
 
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних 
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф та інш.). 
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів 
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв 
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма внутрішніми 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 90 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на єдиній 
конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних приєднань тощо. 
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб з 
врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних 
комплектних установок. 
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ необхідно 
здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність робочій напрузі і 
струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі, заданому класу точності, 
умовам експлуатації тощо), так і за умовами роботи в разі короткого замикання з 
урахуванням термічних і електродинамічних впливів, комутаційної 
спроможності. 
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних 
характеристик (кількості приєднаних електроприймачів, сумарного струму 
І роз, РП  споживачів, що приєднані до РП, тощо). І роз, РП  визначається за виразом 
 
І роз, РП   =  ∑  Іном ⋅КП ,                                      (8.41) 
 
де КП  – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують 
споживачі. Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання 
автоматичних вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом автоматичних 
вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають приєднанні 
електроприймачі. 
Далі за довідковими даними обирається конкретний тип НКУ, вказуються 
його технічні характеристики, включаючи напругу, номінальний струм, апарати 
захисту тощо, у тому числі конструктивне виконання та особливості 
застосування. 
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних 
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); номінального струму автоматичних 
вимикачів, та струму теплових розчіплювачів, які захищають    приєднанні 
електроприймачі; сумарного струму  Ір РП споживачів, що приєднані до РП, який 
визначається за виразом 
 
Ір.РП =∑ ІН ⋅КН ,  
 
де Кн - коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують 
споживачі. Для нашого випадку Кн = 0,7. 
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [2], за умовами 
Ір.РП ≤ ІН.ДОП  
 
 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 91 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Таблиця 8.2 – Вибір перерізу ввідних кабелів РП 
Найменування РП Ір.РП ,А  Іmax ,А  ІН.ДОП.Л ,А  Марка 
1 2 3 4 5 
Розподільчий пункт РП-1 399,3 499,1 540 2АВВГ(3×120)+(1×70) 
Розподільчий пункт РП-2 940,8 1176 1220 4АВВГ(3×150)+(1×70) 
Розподільчий пункт РП-3 370 462,5 540 2АВВГ(3×120)+(1×70) 
Розподільчий пункт РП-4 340,7 425,9 540 2АВВГ(3×120)+(1×70) 
Розподільчий пункт РП-5 410 512,5 540 2АВВГ(3×120)+(1×70) 
Розподільчий пункт РП-6 79 98,8 115 АВВГ(3×25)+(1×16) 
Розподільчий пункт РП-7 114,2 142,8 165 АВВГ(3×50)+(1×25) 
 
Вибрана кабельно-провідникова продукція, живлення споживачів цеху, 
прокладена в кабельних каналах підлоги цеху. 
 
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання мережі до 1000В 
 
Розрахунок струмів короткого замикання в цехових мережах, тобто 
мережах напругою до 1000 В має свої особливості, які регулюються 
міждержавним стандартом [15] та керуючими вказівками [1]. 
При розрахунку струму трифазного КЗ в установках напругою до 1 кВ варто 
враховувати не тільки індуктивні й активні опори всіх елементів 
короткозамкненого ланцюга, але й активні опори всіх перехідних контактів у 
цьому ланцюзі (на шинах, на уведеннях і висновках апаратів, рознімні контакти 
апаратів і контакт у місці короткого замикання). 
Для обраної ділянки мережі 0,38 кВ розрахункова схема та схема заміщення 
схема, що призначені для розрахунку струмів короткого замикання, приведені на 
рисунок 8.5. 
Активну складову опору трансформатора rтр (Ом) розраховуємо за виразом 
 
ΔР ⋅103
rтр = к.з ,                                                (8.42) 
3 ⋅ І2
н.тр
 
де ΔРкз – потужність КЗ трансформатора, кВт; 
 
r 18 ⋅103
тр = ⋅10−3 = 0,0024  Ом. 
3 ⋅2433,8
 
Ін.тр – номінальний струм вторинної обмотки трансформатора, А; 
 
S
І н.тр 3
н.тр = ⋅10 ,                                         (8.43) 
3 ⋅ Uн
І 1600 3
н.тр = ⋅10 = 2433,8  А. 
3 ⋅380
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 92 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Рисунок 8.5 - Розрахункова схема і схема заміщення прямої 
послідовності частини мережі 0,38 кВ 
 
Повний опір дорівнює 
 
U ⋅ U 2 ⋅10−3
z к.з. н
тр = ,                                       (8.44) 
100 ⋅Sн.тр
z 5,5 ⋅3802 ⋅10−3
тр = = 0,0049 Ом. 
100 ⋅1600
 
Індуктивна складова опору трансформатора хтр (Ом) 
 
х тр = z 2 2
тр − rтр ,                                          (8.45) 
хтр = 0,00492 − 0,00242 = 0,0042 Ом. 
Визначимо повний опір схеми заміщення до точки короткого замикання К1 
 
n 2 m
Z 
(К1) =  ∑ r   
i  +  ∑ x i  ,                                       (8.46) 
 i=1   i=1 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 93 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Z = (r + r 2 2
(К1) тр ав + rтс + rш + rпр ) + (х тр + х ав + х тс + х ш ) ,  
(0,0024 + 0,00014 + 0,00002 + 0,00003 + 0,00008)2 +
Z(К1) = = 0,0026  Ом.  
+(0,0042 + 0,00008 + 0,00002 + 0,000014)2
 
Величину струму к.з, в розрахунковій точці К1 визначаємо за виразом 
 
U
І(3) 0
к.з.(К1) = ,                                            (8.47) 
3 ⋅ Z
 
де U0 – напруга х.х вторинної обмотки трансформатора, В,U =1,4.
0 Uн; 
Z – повний опір до точки к.з; 
 
І(3) 399
к.з.(К1) = = 38,07 кА.
3 ⋅ 0,008  
 
Для визначення струму к.з, в розрахунковій точці К2, до опорів точки К1 
додамо сумарні опори точки К2, згідно виразу 
 
Z 2 2
(К2) = (∑ r(К1) + rш + rав + rл + rав + rпр ) + (∑ х (К1) + х ш + х ав + х л + х ав ) ,
(0,00267 + 0,0001 + 0,0001 + 0,0223 + 0,00017 + 0,00008)2 +
Z(К2) = = 0,0259 . 
+(0,00431 + 0,00013 + 0,00025 + 0,0000306 + 0,00065)2
 
де активний rл (Ом) і індуктивний хл (Ом) опір кабельної лінії знаходимо за 
виразами 
 
l л ⋅103
rл = ,                                               (8.48) 
γ ⋅ F
 
де lл – довжина кабельної лінії, Ом; 
γ – провідність матеріалу, (АL=0,032 км/Ом.мм2); 
F – поперечний перетин провідника, мм2. 
 
r 0,005 ⋅1000
л = = 0,0223  Ом . 
32 ⋅ 70
х л = l л ⋅ х 0 ,                                                         (8.49) 
 
хл = 0,005 ⋅ 0,0000057 = 0,00000029 Ом. 
Величину струму к.з, в розрахунковій точці К2 визначаємо за виразом 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 94 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
І(3) U0
к.з.(К2) = ,                                         (8.50) 
3 ⋅ Z (К2)
І(3) 399
к.з.(2) = = 8,9  кА.  
3 ⋅ 0,0259
 
Таким чином, струм однофазного короткого замикання значно меньше 
струмів як трифазного, так і двофазного короткого замикання. 
 
8.5 Захист цехових електричних мереж 
 
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави 3.1 
ПУЕ [2]. 
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом 
режими роботи: 
– збільшення струму внаслідок перевантаження; 
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів; 
– збільшення струму внаслідок короткого замикання. 
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі, такий 
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.  
У підрозділі повинно бути ретельно проаналізовано і вказані всі мережі, що 
захищаються від перевантаження. 
Вказується окремі мережі, у яких забороняється встановлення апаратів 
захисту. 
Приводяться критерії, за якими допускається відмовлятися від 
застосування захисту провідників від перевантаження. 
Повинен бути наведений перелік мереж, що згідно ПУЕ мають бути 
захищеними від перевантаження, у тому числі силові і освітлювальні мережі, 
мережі всередині приміщень (залежно від способу прокладення та характеристик 
ізоляції). 
 
8.5.1 Вибір апаратів захисту 
 
Захист кабельних ліній, що живляться РП та окремі електроприймачі, як 
правило, здійснюється автоматичними вимикачами. 
Умовами їх вибору є вирази 
 
Ін.т.р ≥1,1 ⋅ Ір ;  
Ін.е.р ≥1,25 ⋅ Іп ;  
 
де Ін.т.р.,Ін.е.р.  -  номінальний струм відповідного теплового та електромагнітного 
розчіплювача, А; 
Іп – пікове навантаження, Іп=(5-7.Ір), А. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 95 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
При виборі типу вимикача орієнтуємося попередньо на апарати виробництва 
компанії ВА . Ці  автоматичні вимикачі, призначені для групового захисту 
розподільчих пунктів, мають дві системи захисту — електротеплову і 
електромагнітну, та виконані згідно ГОСТ 14254-96 зі ступенем захисту не нижче 
ІР30. 
Для автоматичних вимикачів, що виконані в стандарті DIN, струм 
електромагнітного розчіплювача в залежності від характеристики (С, В чи 
D)виконується співвідношення: 
 
Ін.е.р ≈ (3...5) ⋅ Ін.т.р;  Ін.е.р ≈ (5...10) ⋅ Ін.т.р  або Ін.е.р ≈ (10...14) ⋅ Ін.т.р.  
 
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних 
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.3. 
 
Таблиця 8.3 – Розрахунок та вибір позиційних автоматичних вимикачів 0,4 кВ 
.
Найменування обладнання Ір, 1,1  Ір Тип Ін, Ін.т.р, Ін.е.р, 
А А апарату А А А 
1 2 3 4 5 6 7 
Насос холодної води 142,6 156,9 ВА88-33 160 160 1600 
Центрифуга 250,4 275,5 ВА88-37 400 315 4000 
Проміжна мішалка 85,9 94,5 ВА47-100 100 100 1000 
Охолоджувач 108,7 119,5 ВА88-32 125 125 1250 
Ковшовий елеватор 155,6 171,1 ВА88-35 250 200 2500 
Шнекова мішалка 349,7 384,7 ВА88-37 400 400 4000 
Завантажувальний бункер 32,0 35,2 ВА47-29 63 40 500 
Сушильний барабан 161,1 177,2 ВА88-35 250 200 2500 
Шнековий конвеєр 96,1 105,7 ВА88-32 125 125 1250 
Тельфер 37,2 40,9 ВА47-29 63 50 500 
Автоматична фасувальна установка 31,3 34,5 ВА47-29 63 40 500 
Теплофікаційний насос 130,4 143,4 ВА88-33 160 160 1600 
Вентилятор витяжний 14,1 15,5 ВА47-29 63 20 500 
Вентилятор приточний 40,8 44,9 ВА47-29 63 50 500 
Щиток освітлення 86,5 95,1 ВА47-100 100 100 1000 
Компресор (220 В) 6,8 7,48 ВА47-29 63 3 150 
Термофен (220 В) 8,2 9 ВА47-29 63 3 150 
Розподільчий пункт РП-1 570,4 627,5 ВА88-40 800 630 8000 
Розподільчий пункт РП-2 1344 1478,4 ВА88-43 1600 1600 16000 
Розподільчий пункт РП-3 528,6 581,4 ВА88-40 800 630 8000 
Розподільчий пункт РП-4 486,7 535,4 ВА88-40 800 630 8000 
Розподільчий пункт РП-5 585,7 644,3 ВА88-40 800 800 8000 
Розподільчий пункт РП-6 112,9 124,1 ВА88-32 125 125 1250 
Розподільчий пункт РП-7 163,1 179,5 ВА88-35 250 200 2500 
Конденсаторна установка 456 501,6 ВА88-40 800 630 8000 
 
Вибрані,згідно ПУЕ (розділ 1.4.19 – 1.4.22), автоматичні вимикачі 
встановлені сталевих шафах силових РП, що знаходяться в безпосередній 
близькості від сформованих груп технологічного електрообладнання. 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 96 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність 
 
Обрані лінії перевіряються за захищеність за умовою: 
 
����сх ∙ ����доп ≥ ����зах ∙ ����зах,                                          (8.51) 
 
де ����сх – поправочний коефіцієнт; для умов цеху ����сх = 1; 
����доп – тривалий допустимий струм провідника, А; 
����зах – коефіцієнт захисту; для теплового розщіплювача ����зах = 1; 
����зах- струм спрацьовування апарату захисту, А. 
Для прикладу перевіримо лінію, для якої  Ір=250,4 А, Ідоп.л=315 А, Ізах=400 А. 
 
1 ∙ 315 ≥ 1 ∙ 250,4 А. 
 
Таким чином мережа захищена. 
 
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції 
 
Оскільки серед електроприймачів цеху, як правило, відсутні 
електроприймачі, що значно впливають на якість електроенергії, то обрану 
цехову мережу перевіряють на допустимі відхилення напруги у споживачів. 
Хід розрахунків залежить від схемі електропостачання цеху, але в цілому 
виконується в наступному порядку.  
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних 
та максимальних навантажень. 
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш 
віддалених електроприймачів не повинна бути нижче 0,95 ⋅Uном . В режимі 
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої 
границі напруги. При цьому напруга на шинах 0,4 кВ ТП не повинна 
перевищувати 5 % номінальної напруги, тобто δ ⋅U1 ≤ 5%.  
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за 
мінімальні – 30 % від максимальних. 
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги 
згідно ДСТУ EN IEC 61000-4-11:2022 
 
 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
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 97 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
n  – кількість послідовних магістралей до споживача; 
∆Uсп  – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %; 
−5 %  – припустиме усталене відхилення напруги згідно [13]. 
При необхідності, може бути задіяна «добавка» δUT  , яка створюються 
цеховим трансформатором. Значення «добавки» δUT  регулюється зміною 
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта трансформації, 
за співвідношенням 
 
U U W2
2 = 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 
 
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай 
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної 
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного обладнання 
підвищується якість систем електропостачання, надійність її роботи, зручність і 
безпека обслуговування, забезпечується швидке розширення та мобільність 
електрогосподарства. 
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних 
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування 
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини 
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер електричних 
апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення утворюються  
простими у будівельному відношенні. Повністю закриті комплектні установки 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 98 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
можна розташовувати безпосередньо у виробничих приміщеннях без 
улаштування будівельних оболонок. 
На рисунку 8.6 приведена комплектна трансформаторна підстанція 
внутрішньоцехового розташування.  
 
 
Рисунок 8.6 – Типова комплектна трансформаторна підстанція 
внутрішньоцехового розташування 
 
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо 
комплектну трансформаторну підстанцію 2КТП  Харківського електротехнічного 
заводу. 
Обрана двотрансформаторна підстанція  2КТП–1600/10/0,4 УЗ призначена 
для надійного електропостачання промислових об’єктів, має потужність 
трансформаторів 1000 кВ∙А, з захистом і автоматикою. 
Склад підстанції 2КТПЦ-1600/10/0,4-04 У3: 
– Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН). 
– Силовий трансформатор. 
– Кожух виводів силового трансформатору. 
Розподільча установка низької напруги (РУНН), що складається з 
наступного обладнання: 
– шафа вимикача робочого вводу; 
– шафа секційного вимикача; 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 99 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
– шафа ліній, що відходять; 
– шафа автоматизованої конденсаторної установки; 
– шафа управління. 
5. Шинна перемичка.  
 Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна трансформаторна 
може бути виконана як однорядною, так і дворядною. З врахуванням 
особливостей цеху, обираємо компактне дворядне виконання. 
Для прикладу на рисунку 8.7 приведено загальний вид шафи секційного 
вимикача, на рисунку 8.8 – загальний вид шафи управління.  
 
 
 
Рисунок 8.7 – 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 20010 49/04 ПЗ 100 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
 
Рисунок 8.8 – 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 ТМ 11 
(трансформатор масляний), що виготовляється у герметичному гофробаку і не 
потребує обслуговування на протязі всього терміну експлуатації. Загальний вид 
трансформатору серії ТМЗ приведено на рисунку 8.9. 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 101 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
  
 
Рисунок 8.9 – Загальний вид трансформатору серії ТМГ 
  
 Конструкція і компоновка трансформаторної підстанції 2КТПЦ-
1600/10/0,4-04 У3 приведено на графічної частини дипломної роботи. 
Для нашого конкретного випадку обрана дворядна компоновка підстанції, 
що більш відповідає реальним умовам цеху, для якого проектується система 
План КТП наведений на аркуші 7 (Компоновка КТП) графічної частини 
випускної роботи. 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 102 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – розробка мікропроцесорної схеми 
керування електрофільтром очищення від пилу атмосферних викидів 
 
Функціональна блок-схема мікропроцесорної схеми керування 
електрофільтром очищення від пилу атмосферних викидів. На рисунку 9.1 
представлена функціональна блок-схема мікропроцесорної схеми керування 
електрофільтром очищення від пилу атмосферних викидів. 
 
 
220 B Âèñî êî ÷àñòî òí èé Ñòàá³ë³çî âàí å  Ï åðø èé ñêëàäåí èé Âèñî êî ÷àñòî òí èé Ñòàá³ë³çàòî ð
Ì ³êðî êî í òðî ëåð
çàãî ðî äæóâàëüí èé ô ³ëüòð äæåðåëî  æèâëåí í ÿ òðàí çèñòî ðí èé êëþ ÷ ô î ðì óâà÷ ³ì ï óëüñ³â í àï ðóãè
 
 
 
220 B Ñòàá³ë³çî âàí å Äðóãèé ñêëàäåí èé Áëî ê âèñî êî âî ëüòí î ¿
Ôî ðì óâà÷  
äæåðåëî  æèâëåí í ÿ
 òðàí çèñòî ðí èé êëþ ÷ ³î í ³çàö³¿
 
Рисунок 2.1 - Блок-схема мікропроцесорної схеми керування 
електрофільтром очищення 
 
Розроблюваний пристрій складається з таких блоків та вузлів.  
Високочастотний загороджувальний фільтр призначений для усунення 
високочастотних мережевих перешкод для захисту оптопари. Стабілізовані блоки 
живвлення – призначені для перетворення мережевої змінної напруги 220 В у 
постійну стабілізовану напругу живлення різноманітних блоків та схем 
пристрою.  
Основу схеми складає мікропроцесор DD1 для стабільної роботи якого в 
схемі використано формувач тактових імпульсів – генерація керуючих роботою 
мікропроцесора імпульсів. Складені транзисторні ключі верхньої ланки схеми 
необхідні для прискорення розрядки вхідних ємкостей польових транзисторів 
високочастотного формувача імпульсів, а складені транзисторні ключі нижньої 
ланки схеми – призначені для швидкого відкриття складених транзисторних 
ключів верхньої ланки схеми.  
Стабілізатором напруги є низьковольтний кремнієвий стабілітрон, котрий 
виступає як джерело опорної напруги і на основі якого розроблено стабілізоване 
високовольтне джерело живлення основного виконавчого блоку схеми, а саме – 
блоку високовольтного іонізатора, який і представляє собою основний 
виконавчий елемент електрофільтру.   
Опис електричної принципової мікропроцесорної схеми керування 
електрофільтром очищення від пилу атмосферних викидів. Електрична 
принципова мікропроцесорна схема керування електрофільтром очищення від 
пилу атмосферних викидів показана на рисунку 9.2.  
Основним елементом управління силовими транзисторами схеми є 
мікросхеми малого ступеня інтеграції, і не завжди можливо отримати саме ті 
послідовності імпульсів які хотілося б. До того ж в потужних блоках живлення 
після вхідного випрямляча стоять конденсатори достатньо великого номіналу, 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 103 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
заряджати які треба поступово. Та і захист силових транзисторів можна 
організувати досить просто використовуючи той же контролер.  
VT1
R5
VD1 U1
R30
R6
VD7 С3 R27
VT15
VD17..VD20 L1 С17
С16
VD2 FU1
R13 +
VD8 С11
DD1
VT3 6 17
RB0 CPU RA0
VT7
7
RB1
R9 R23
VD3 8 2
RB2 RA3 R33
FU2
9
RB3 VD14
С1
10 VT13 DA1 DA2
RB4 VD21
R2
12 16 С9 Тр3
С4 R10 RB6 OSC1
VD22..VD25
VT8 13
RB7 R29
Тр1 VT4 R14 ZQ1 + + +
С12 С13 С14
14 15
VCC OSC2
5 4
GND MCLR
С6 С7
VD4 R19 R28
R3 С5
С2
VD5
VD9 R11 VT9
R15
C15
VT5 VD13
VD10
VD6 VD11 R24 R26
C8 VT14
R22
R7 R16
VT2 R31
VT12
VS1 Tp2
VT11 FV1
R21 R25 VD15 FV2
R8 R17 R20 C9 +
VD16 R32
VD12
VT6
R1 R4
R12 VT10
R18
С2
 
Рисунок 9.2 - Електрична принципова мікропроцесорна схема керування 
електрофільтром  
 
Мережева напруга пройшовши через високочастотний загороджувальний 
фільтр L1 поступає на випрямляч VD17-VD20. Мережева напруга поступає так 
само на трансформатор Тр3, потім діоди VD22-VD25 на стабілізатор напруги 
DА2 з якого живляться світлодіод оптрона U1 і транзисторні ключі VT13-VT15. 
Ця ж напруга перетвориться стабілізатором на мікросхемі DA1 для живлення 
контролера DD1 і ключів VT7-VT8. Пульсуюча напруга частотою 100 Гц 
перетвориться формувачем на VT13, R33, R28, R29 в негативні імпульси 
тривалістю приблизно 1 мс у моменти переходу через нуль мережевої напруги і 
поступають на вхід INT контролера.  
Після деякої затримки викликаною виходом усіх режимів контролера в 
нормальний режим, на виході RA0 мікросхеми DD1 починають з'являтися 
позитивні імпульси тривалістю 12 мкс, які відкривають транзистор VT15, а також 
оптотирістор U1 в кінці півхвилі мережевої напруги. Приблизно протягом трьох 
секунд ці імпульси плавно зміщуються до моменту переходу через нуль 
мережевої напруги. Таким чином ми маємо плавне наростання напруги на ємкості 
C11 від нуля до максимуму. Це необхідно для запобігання виходу з ладу як 
діодного моста VD17-VD20 так і самої ємності. Після досягнення робочої 
напруги на виході контролера формуються відкриваючі і закриваючі імпульси 
згідно алгоритму показаному на рисунку 9.3.  
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 104 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
+
220 B
 
 
Рисунок 9.3 – Алгоритм роботи контролера  
 
Складені ключі на транзисторах VT3, VT4, VT7, VT8 необхідні для 
прискорення розрядки вхідних ємкостей польових транзисторів.  
А ключі на транзисторах VT5, VT6, VT9, VT10 для їх швидкого відкриття. 
При використанні кварцу ZQ1 на частоту 4 МГц транзисторні ключі 
відкриваються з частотою 25 кГц. У моменти відкриття транзисторів VT1, VT2 
залежно від споживаної потужності на резисторах R1, R5 відбувається падіння 
напруги.  
Як тільки воно досягне рівня 0,6 В контролер перейде в режим переривання 
програми по RB6, RB7, і відключить оптодиністор, закриє польові транзистори і 
включить світлодіод VD14 - аварія. У такому стані він знаходитиметься скільки 
завгодно довго поки не буде відключено живлення або не скинутий по входу 
MCLR.  
Трансформатор Tр3 первинна обмотка якого розрахована на 220 В а 
вторинна на 9-12 В і струм 150 мА. Трансформатор Tр1 намотаний на складених 
в троє феритових кільцях М2000НМ розміром К54х32х6. Первинна обмотка 
намотана джгутом з 4-х дротів і містить 2х45 витків дроту ПЭВ2 діаметром 0,6 
мм. Вторинна намотана джгутом з 16-ти дротів і містить 2х10 вітків дроту ПЭВ2 
діаметром 0,7 мм. Замість TO132-40 можна застосувати ТО125-12,5. Транзистори 
КТ315 можна замінити на КТ3102; КТ361 на КТ3107. Діоди КД105А будь-які на 
струм 200-500 мА. Електролітичні конденсатори типу К50-35, решта КМ. 
Резистори типу МЛТ. Щоб уникнути наведень, дроти йдуть від резисторів R4, R6 
до входу RB6, RB7 повинні бути якомога коротше. Якщо ці входи 
використовуватися не будуть то їх слід замкнути з нульовим дротом. На виході 
RB5 присутня послідовність (рисунок 2.3), її можна використовувати для 
комутації навантаження після того, як транзистори перемкнулися.   
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 105 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП 
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Розрахунок вартості встановлення та 
підключення цехових підстанцій підприємства 
 
Визначити вартість встановлення цехової трансформаторної підстанції 
(ТП) до якої входить вартість основних складових ТП, їх транспортування до 
місця встановлення та вартість установки і підключення елементів ТП між собою 
і до КМ з урахуванням формул та таблиць укрупнених показників вартості на ТП 
та монтажні роботи, таблиця 10.1 [17]. 
 
Таблиця 10.1 – Вартісні показники встановлення ТП 
Вартісні показники 
Елементу Транспортування, Установки та/або 
Елемент ГПП ТП, С  С  = 0,15.С  підключення до КМ, 
ТПі трТП ТП СустТП = 0,25.СТП 
грн. грн. люд.-днів грн. 
Трансформатор силовий:      
- 400 кВА 3 112 200 50 490 6 841500 
- 630 кВА 3 165 600 74 520 6 1242000 
- 1000 кВА 2 265 300 79 590 4 1326500 
- 1600 кВА 10 926 000 1 389 000 20 23150000 
Конденсаторна установка       
УК3-0,38-75 У3 3 4 240 1 908 3 31800 
УК4-0,38-100 У3 2 7 800 2 340 1 39000 
УКБ-0,38-150 У3 3 11 580 5 211 3 86850 
УКБН-0,38-200-50 У3 2 13 340 4 002 4 66700 
УКМ-0,415-250-50 У3 4 11 470 6 882 8 114700 
УКЛН-0,38-300-150 У3 4 14 200 8 520 8 142000 
Трансформатор струму 18 1 260 3 402 2 56700 
Всього С  = Σ (n .
ТП i СТПі  + СтрТП + СустТП) = 1512886000 грн. 
 
Після запуску і тестування ТП, приймальна комісія оформлює акт передачі 
ТП в експлуатацію. При цьому вартість роботи приймальної комісії [17]: Сп.к =  
441600 грн. 
Дані по вартості встановлення та підключення ТП наведені в таблиці 10.2. 
 
Таблиця 10.2 - Витрати на встановлення та підключення ТП 
Стаття витрат Су ма, грн. 
Витрати на придбання складових елементів ТП, СТП 107932200 
Витрати на транспортування елементів ТП, Стр,ТП 16258650 
Вартість підряду на установку і підключення до КМ, СустТП 27097750 
Вартість роботи приймальної комісії, Сп.к 441600 
Разом 151730200 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 106 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
Кількість, 
ni  шт 
 
Загальний обсяг капітальних вкладень в будівництво та монтаж системи 
зовнішнього електропостачання підприємства наведено в таблиці 6.8.   
 
Таблиця 6.8 - Розрахунок капітальних вкладень в будівництво та монтаж 
системи зовнішнього електропостачання підприємства  
Статті витрат Одиниця Кількість 
виміру одиниць Вартість, грн. 
1. Монтаж лінії електропостачання:    
- повітряні; м 30000 75272400 
- кабельні м 1515 9601120,72 
2. Встановлення та підключення:    
- ввідної підстанції; шт. 1 305820560,8 
- цехових підстанцій шт. 18 151730200 
Разом за системою електропостачання – – 542424290,52 
Витрати на проектування, непередбачені 
роботи й витрати (2% ≤ 3% ≤ 4%) від – – 16272720,89 
попереднього разом 
Всього за проектом – – 558697020,41 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 107 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
11 ОХОРОНА ПРАЦІ 
 
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають на виробничій 
дільниці з ремонту та наладки електротехнічного обладнання 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ 
 
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та 
доповнене. – Х.: , 2017. – 736 с. 
2. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт України. 
Характеристики напруги електропостачання в електричних мережах 
загальної призначеності. 
3. Електропостачання промислових підприємств. Посібник для курсового та 
дипломного проектування / Шестеренко В.Є., Шестеренко О.В. – Київ, 2013. 
– 424 с. 
4. Електропостачання промислових підприємств : Підручник для студентів 
електромеханічних спеціальностей / В.І. Мілих, Т.П. Павленко. – Харків : 
ФОП Панов А. М., 2016. – 272 с. 
5. Бурбело М.Й., Бірюков О.О., Мельничук Л.М. Системи електропостачання. 
Елементи теорії та приклади розрахунків. Вінниця: ВНТУ, 2011. 204 с. 
6. Коліушко Д. Г. Проєктування систем електропостачання промислових 
підприємств: навч.-метод. посібник до виконання курсового проєкту за 
курсом "Електропостачання промислових підприємств та енергозбереження": 
для студентів дистанц. форми навчання за спец.141– Електроенергетика, 
електротехніка та електромеханіка за освітньою програмою 03 
"Електропривід, мехатроніка та робототехніка" / Д. Г. Коліушко, Л. В. 
Асмолова ; Нац. техн. ун-т "Харків. політехн. ін-т". – Харків: ПромАрт, 2021. 
– 96 с. 
7. Споживачі електричної енергії. Електричне освітлення : навч. посіб. / О. І. 
Соловей, А. В. Чернявський, О. О. Ситник, В. Ф. Ткаченко, Г. В. Курбака ; за 
ред. Солов’я О. І.; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. – 
Черкаси : ФОП Гордієнко Є.І., 2018. – 132 с. 
8. СОУ-Н ЕЕ 20.178:2008. Схеми принципові електричні розподільчих 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 108 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних підстанцій. 
9. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проектування систем 
електропостачання промислових підприємств. 
10. СОУ-Н МПЕ 40.1.20.510:2006 Методика визначення економічно доцільних 
обсягів компенсації реактивної енергії, яка перетікає між електричними 
мережами електропередавальної організації та споживача. 
11. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для вузів. / Г.Г. 
Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. – Дніпропетровськ, 
2002. – 597 с. 
12. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015 «Настанова з проектування систем 
електропостачання промислових підприємств». 
13. Букович Н. В. Розрахунок струмів короткого замикання електроенергетичних 
систем. Львів : Вища шк., 2008. 248 с. 
14. Зорін В.В., Штогрин Є.А., Буйний Р.О. Електричні мережі та системи. Ніжин: 
Аспект-Поліграф, 2011. 224 с. 
15. Струми короткого замикання у трифазних системах змінного струму. Ч. 0. 
Обчислення сили струму (ІЕС 60909- 0:2001, IDТ). Видання офіційне. Київ: 
Держспоживстандарт України, 2009. 51 с. 
16. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра для 
здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141 
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм навчання 
[Електронний ресурс] / [Упоряд. : Ситник О.О., Яценко І.В., Ключка К. М., 
Самойлик О.В.] ; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. – 
Черкаси : ЧДТУ, 2022. – 98 с. 
17. Соловей О.І. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання 
промислових підприємств / О.І. Соловей, О.О. Ситник, В.П. Розен, В.В. 
Демиденко, Г.В. Курбака, А.В. Чернявський та С.М. Мильніченко // Черкаси: 
ЧДТУ, 2012, с. 247. 
18. Методичні вказівки до виконання розділу «Охорона праці» в дипломних 
проектах (випускних роботах) бакалаврів /Укл.: В.І.Биков, О.С.Кожем’якін, 
В.Л.Цікановський, С.В.Ротте – Черкаси: ЧДТУ, 2014. – 33 с. 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20010 49/04 ПЗ 109 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата