Система електропостачання заводу холодильного обладнання

Мигаль, Олександр Олександрович
Please use this identifier to cite or link to this item: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5755
Title:	Система електропостачання заводу холодильного обладнання
Authors:	Кисельова, Ганна Олексіївна Мигаль, Олександр Олександрович
Keywords:	електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика
Issue Date:	Jun-2024
Abstract:	У даній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проєктування електропостачання заводу холодильного обладнання. Проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. Кваліфікаційна робота бакалавра виконана у відповідності до вимог методичних рекомендацій з використанням сучасної довідкової літератури, всі розрахунки та креслення електричної частини відповідають вимогам ДСТУ та ЄСКД.
URI:	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5755
Appears in Collections:	141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання)
Files in This Item:
File	Description	Size	Format
Мигаль_Диплом.pdf Restricted Access		2.11 MB	Adobe PDF	View/Open Request a copy
Show full item record
Extracted text
 
 
       
 
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ 
 
Системою електропостачання називають сукупність взаємопов’язаних 
електроустановок, призначених для забезпечення споживачів електричною 
енергією. 
Раціонально виконана сучасна система електропостачання 
промислового підприємства повинна задовольняти технічним і економічним 
вимогам, а саме: 
• надійність електропостачання; 
•       якість електроенергії, що задовольняє вимогам діючім державним 
стандартам;  
•       економічність; 
•       можливість частих перебудов технології виробництва і розвитку 
підприємства; 
•        забезпечення безпеки робіт як для електротехнічного персоналу, 
так і не електротехнічного; 
•        відсутність шкідливого впливу на навколишнє середовище. 
Ці вимоги повинні забезпечуватися при проектуванні і експлуатації 
системи електропостачання промислового підприємства (СЕП ПП). 
СЕП ПП - частина енергосистеми і в енергетичному плані більш проста 
(більш низькі напруги, менша потужність і протяжність ліній, відсутність 
замкнутих контурів тощо) і більш складна в плані використання та 
перетворення електроенергії в технологічних цілях промислового 
виробництва. Електроприймачі, як електрична частина технологічних 
агрегатів, входять невід’ємними елементами в СЕП ПП і багато в чому 
визначають роботу цієї системи і її параметри. 
 
1.1 Характеристика об’єкта проектування 
 
Згідно з завданням на дипломний проект об’єктом, електропостачання 
якого проектується, є лісопереробний комбінат. Продукцією комбінату є 
відциліндровані колоди, сухі пиломатеріали (дошка, дошка для підлоги, брус, 
профільований брус, клеєний брус, рейка, євровагонка), деревно-плитні 
матеріали (фанера, ДВП, ДСП) та деревні паливні гранули.    
Технологічний цикл переробки деревини включає в себе: 
– лінію сортування круглого лісу. Оскільки виробнича територія 
підприємства має обмежені розміри, тому складування круглого лісу та його 
сортування виконується за територією підприємства. Ділянка сортування 
обладнана автоматичною сортувальною лінією ЛТ-182. Високоточне та 
високопродуктивне сортування лісоматеріалів дозволяє максимально 
збільшити відсотковий вихід товарних пиломатеріалів а також знизити 
працезатрати та вплив людського фактору на процес сортування; 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 6 
 
 
 
       
 
 – виробництво пиломатеріалів – організоване на базі цеху, в якому 
встановлено лінію дискового пиляння та лінію ланцюгового пиляння. Лінія 
дискового пиляння призначена для переробки тонкомірного лісоматеріалу, 
лінія ланцюгового пиляння – для переробки товстомірного лісового 
матеріалу; 
 – сушіння готових пиломатеріалів – організоване на базі 3 сушильних 
приміщень, кожне з яких містить по 4 сушильні конвективні камери 
італійського виробництва. Номінальний об’єм завантаження кожної камери – 
100 м3 по умовному пиломатеріалу; 
 – виробництво дерево-плитних матеріалів – базується на цехах 
виробництва фанери, ДСП та ДВП. Усі цехи обладнані сучасними 
автоматизованими лініями виробництва, які забезпечують високу якість 
продукції при найменшому можливому використанні як сировини, так і 
енергетичних ресурсів; 
 – виробництво деревних паливних гранул. Оскільки жодне сучасне 
виробництво не може відбуватися без відходів, постає нагальна проблема по 
їх утилізації. Оскільки відходами переробки деревини є тирса, найбільш 
раціональним є використання її для виробництва паливних гранул. Це дає 
можливість екологічно чисто утилізувати відходи виробництва та 
забезпечити споживачів екологічно чистим паливом. Виробництво гранул 
організоване на базі цеху, в якому встановлене обладнання для виробництва 
тирси, змішувальне обладнання та преси високого тиску. 
У відповідності з практикою проектування, будівництва та експлуатації 
промислових підприємств будівлі цехів, що входять за технологічних умов в 
ту чи іншу виробничу групу, розміщуємо компактно в одній зоні з 
мінімально допустимими санітарними та протипожежними розривами між 
ними при як найменшій протяжності доріг та інженерних мереж. Таким 
чином площа підприємства по функціональному використовуванню ділиться 
на  передвиробничу, виробничу, підсобну, складську, територію 
обслуговуючих та допоміжних виробництв. 
 
1.2 Характеристика електроприймачів електричної енергії (на 
прикладі окремого цеху) 
 
Згідно плану розташування основних та допоміжних цехів можна 
розбити територію підприємства на категорії щодо надійності 
енергозабезпечення. 
Згідно ПУЕ (пункти 1.2.17 – 1.2.20) до 1-ї категорії надійності 
електропостачання відносяться лише ті електроприймачі, перерва в 
електропостачанні яких може викликати небезпеку для життя та здоров’я 
людей чи нанести значні збитки, пов’язаний з ушкодженням устаткування, 
масовим браком продукції чи тривалим розладом складного технологічного 
процесу. До таких споживачів належать сушильні камери, цехи по 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 7 
 
 
 
       
 
виробництву фанери, ДСП та ДВП а також цех по виробництву деревних 
паливних гранул. Тільки ці електроприймачі повинні забезпечуватися 
живленням від двох незалежних джерел, і перерва їхнього електропостачання 
допускається лише на час автоматичного включення резерву. 
До споживачів 2-ї та 3-ї категорії відносяться допоміжні цехи, перерва в 
роботі яких не призведе до зупинки технологічного процесу, псування 
обладнання, погіршення екологічного стану чи виникнення загрози для 
людського життя. До таких споживачів належать лінія сортування круглого 
лісу, цехи з виробництва пиломатеріалів, ремонтно-механічний цех, цех 
нестандартного обладнання, складські приміщення, їдальня, 
заводоуправління.  
У визначенні незалежного джерела для живлення споживачів першої 
категорії згідно ПУЕ (пункт 1.2.10) сказано, що таким є джерело, „на якому 
зберігається напруга при зникненні її на інших джерелах”. При цьому 
зрозуміло, що напруга цього джерела повинна бути на рівні, достатньому для 
усталеної роботи електроприймачів протягом часу дії релейних захистів та 
автоматики в живильній енергосистемі і на підприємстві.  
Основним фактором, що впливає на ступінь резервування, є питома 
вага електроприймачів різних категорій. Якщо переважають навантаження 1-
ї та 2-ї категорій, то автоматичне резервування потрібно передбачати, 
починаючи з вищих сходинок електропостачання. Якщо ж питома вага 
електроприймачів 1-ї категорії невелика, то доцільні більш дешеві рішення за 
допомогою резервних перемичок невеликої потужності. Іноді таке 
резервування доцільно виконувати не на підстанції, щоб не ускладнювати її, 
а на цехових силових пунктах, до яких приєднані електроприймачі 1-ї 
категорії. Живлення цих пунктів здійснюється від різних підстанцій чи 
секцій підстанцій, для перемикання застосовується найпростіша автоматика. 
Для зменшення витрат на резервування розподіл електричних навантажень 
по категоріях виконується по електроприймачам, а не по цехах в цілому. 
Невідповідальні споживачі 3-ї категорії живляться лише від одного з 
вводів ПГВ, та мають резервування завдяки резервній перетинці на низькій 
стороні 0,4 кВ. 
 
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху 
№  
Електроприймач Кількість, Встановлена 
поз. шт. потужність, cosϕ 
кВт 
1 2 3 4 5 
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В 
1 Торцювальна маятникова 
пила 1 7,5 0,86 
2 Лобзиковий верстат 1 5,5 0,83 
3 Рейсмусовий верстат 1 12 0,72 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 8 
 
 
 
       
 
Продовження таблиці 1.1 
4 Шліфувальний 
двострічковий верстат  1 4,5 0,82 
5 Пневмоукладач 3 69 0,8 
6 Фугувальний верстат 1 9 0,83 
7 Стрічковий транспортер 5 225 0,75 
8 Фрезерний верстат 1 7,5 0,8 
9 Чьотирьохсторонній 
стругальний верстат 1 18 0,86 
10 Двосторонній шипорізний 
верстат 1 4,2 0,8 
11 Підйомна платформа 2 84 0,74 
12 Щітковий агрегат 1 6 0,82 
13 Двосторонній 
клеєнамазуючий верстат 1 11,5 0,82 
14 Однопролітний прес з 
сушаркою 1 105 0,9 
15 Автомат розпилки щита 1 65 0,86 
16 Свердлильно пазовий 
верстат 2 44 0,83 
17 Напівавтомат 
проколювання 1 32 0,7 
18 Автомат свердління 1 3 0,82 
19 Автомат обробки 
різьблення 1 5 0,83 
20 Автомат обробки фігур 1 6 0,75 
21 Верстат прошивки 2 6 0,86 
22 Вентилятор витяжний 6 30 0,75 
23 Вентилятор приточний 4 220 0,8 
  Σ=43 Σ=980   
 Однофазні електроприймачі 
1 Прес запресовки 
металевих вставок 1 15 0,8 
2 Прес запресовки 
металевих вставок 1 15 0,8 
3 Прес запресовки 
металевих вставок 1 15 0,8 
4 Прес склеювання 1 12 0,8 
5 Прес склеювання 1 12 0,8 
6 Прес склеювання 1 12 0,8 
  Σ=6 Σ=81   
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 9 
 
 
 
       
 
1.3 Характеристика цехів об’єктів, особливості їх 
електропосточання 
 
Об’єкт, який проектується є сукупним виробничим комплексом з 
переробки продуктів лісозаготівлі. На території підприємства розміщено: 
− 12 виробничих цехів, з них 6 належать до 1-ї категорії з надійності 
електропостачання, інші 6 – до 2-ї та 3-ї групи; 
− 3 сушильні камери, що належать до 1-ї категорії з надійності 
електропостачання;  
− 13 допоміжних цехів, складських приміщень та невиробничих цехів, 
вони всі належать до споживачів 2-ї та 3-ї категорії.  
Живлення кожного з цехів, що належать до 1-ї групи з надійності 
електропостачання, виконується двома кабельними лініями 10 кВ. Якщо при 
проектуванні цех має двохтрансформаторну підстанцію, то окремий кабель 
живить кожен трансформатор. Якщо ж цехова підстанція 
одноторансформаторна, то другий кабель 10 кВ є резервним, а резервування 
живлення виконано на стороні 0,4 кВ.  
Живлення споживачів 2-ї та 3-ї категорії виконується одним кабелем  
10 кВ. Резервування виконується лише на стороні 0,4 кВ від джерела 
живлення сусіднього цеху, якщо об’єкт має однотрансформаторну 
підстанцію та від другого трансформатора через резервну перемичку. 
Оскільки проектований комбінат є підприємством з переробки 
деревини, всі цехи основного виробництва мають у повітрі робочої зони 
частки деревного пилу. Цей пил, зважаючи на його фізичну природу, може 
проникати всередину електричних апаратів, викликаючи тим самим 
пошкодження, які можуть привести до порушення технологічного процесу 
виробництва та навіть припинення електропостачання споживачів. Для 
унеможливлення цього все електрообладнання комбінату повинне мати 
ступінь захисту не менше ІР54, електродвигуни – категорію розміщення У3 
(при роботі їх в приміщенні) та У1 (при роботі ззовні приміщень). Силові 
шафи повинні мати ущільнення по контуру та сальникові ущільнення в 
місцях введення та виведення провідників.  
 
1.4 Характеристика джерела живлення 
 
Електропостачання лісопереробного комбінату здійснюється рівнем 
напруги 110 кВ централізованим типом згідно ПУЕ (розділ 4.2), здійснено від 
двох незалежних вводів районних розподільчих пунктів повітряними лініями 
довжиною l = 7 км, Sкз = 2000 МВА, Qен = 12992 квар. 
Для забезпечення сталого рівня безпеки, як навколишнього 
середовища, так і працівників, доцільно забезпечити безперервне живлення 
заводу від власної ПГВ, що буде розташована в центрі теоретичного 
навантаження заводу. 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 10 
 
 
 
       
 
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ  
 
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки 
провідників (шин, кабелів та ін.) і трансформаторів по пропускній 
спроможності і економічній густині струму, а також для розрахунку втрат і 
відхилення напруги, вибору апаратів захисту та засобів компенсації 
реактивної потужності. 
Правильне визначення електричних навантажень при проектуванні є 
основою для раціонального рішення всього комплексу питань 
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі, 
окремого цеху. 
Поняття «розрахункове     навантаження» випливає з визначення 
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи 
мережі і електрообладнання системи електропостачання. 
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часі 
 
I = const = Iроз  
 
При змінному навантаженні, коли його графік має випадковий 
характер, використовується співвідношення  
 
 
 
де Θ  − тривалість інтервалу усереднення (Θ ≤ t ≤ T − Θ),  що приймаються 
для графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної Θ = 3 ⋅ T0  (у 
решті випадків −Θ < 3⋅ T0);  
 T − інтервал часу нагріву провідника до максимальної допустимої 
температури (за час, рівний 3 ⋅ T0 ,  провідник нагрівається до 95% сталого 
рівня) 
Умовно приймають T0 =10 хв., Θ = 30хв. Незалежно від перетину 
провідника, звідки і витікає поняття «півгодинний максимум». 
З наведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий 
струм» Iроз - 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 Iроз  звичайно визначають з виразу 
(2.1) 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 11 
 
 
 
       
 
 В якості розрахункового навантаження приймають середнє 
навантаження PΘ за активною потужністю впродовж часу Θ  
 
 
 
 Активне розрахункове навантаження Pроз  аналогічне поняттю 
«розрахунковий максимум» Pmax або «максимального навантаження» 
Imax = Imax ,  тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилинних 
інтервалах усереднення. 
 
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових 
електроприймачів 
 
Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно 
проводити згідно методики [5], яка поширюється на всі галузі господарства, 
адаптована до сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх 
методів розрахунку. 
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку 
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких 
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, 
оскільки розрахунки на кожній із них мають свою специфіку. На 
підприємствах середньої та великої потужності таких рівнів нараховують 
шість (рисунок 2.1). 
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина 
розрахункової потужності (Pроз,цеху ) як окремих цехів, так і підприємства 
(Pроз,підпр )  у цілому. Розрахункова потужність Pроз  - це така потужність, при 
якій термін служби елементів системи електропостачання дорівнює 
розрахунковому. 
У розрахунках використовуються такі позначення та співвідношення: 
– номінальна потужність, Pном;  
– паспортна потужність, Pпасп;  
– встановлена потужність Pу.  
У розрахунку використанні загальноприйняті позначення: для груп 
електроприймачів – P, для одного електроприймача p. При цьому для 
окремого електроприймача встановлена потужність дорівнює:  
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі  
Pу = pном = рпасп;  
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 12 
 
 
 
       
 
режимі: 
 
Pу = pном = рпасп ⋅ ТВ,  
 
де ТВ – тривалість включення в частках одиниці (задається у паспорті, як 
правило, у відсотках). 
 
 
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання 
 
 Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебрична 
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у 
групу ЕП  
 
n
Рном = ∑Рном,                                                 (2.2) 
1
 
де n − кількість електроприймачів у групі, шт. 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 13 
 
 
 
       
 
Рном = 7,5,  Вт 
 
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. 
 
Qном = 7,5 ⋅ 0,59 = 4,425 , квар 
 
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається 
розрахунковою величиною , що відповідає , за співвідношенням: 
 
Рроз = Kp ⋅ Kв ⋅ Pном,                                          (2.4) 
Рроз =1,05 ⋅ 0,7 ⋅ 7,5 = 5,513, Вт 
 
де Kp = f (Kв,ne,Ta )  − коефіцієнт розрахункової потужності, який залежить 
від коефіцієнту використання Kв  та ефективності електроприймачів ne  та 
постійною часу нагріву мережі, для якої розраховують електричні 
навантаження. 
Згідно [5] прийняти наступні постійні часу нагріву: 
−Ta  =10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі 
шинопроводи, пункти, щити. Значення Kp  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 Kp  приймають згідно таблиці 
2.2; 
−Ta  ≥ хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові 
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова 
потужність для цих елементів визначається за умовою Kp =1.  
Відмітимо що добуток Kв ⋅ Pном  є проміжною допоміжною 
розрахунковою величиною, але не середнім значенням очікуваного 
навантаження, як це вважалося раніше. 
Величину ефективної кількості електроприймачів ne  визначаємо за 
співвідношенням 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 14 
 
 
 
       
 
2∑P
n = ном
e .                                           (2.5) 
Pном max
n 2 ⋅979,7
e = ≈19,  
105
 
Значення коефіцієнту використання кв  за кожним окремим 
електроприймачем визначаємо за довідниковими даними. 
Груповий коефіцієнт використання Kв  електроприймачів з різними ne  
знаходимо за формулою 
n
∑кв ⋅ p
і номі
К 1
в = n ,                                        (2.6) 
∑pномі
1
К 0,7 ⋅ 7,5
в = = 0,7,  
7,5
 
 
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження Кр  для 
різних Кв у залежності від nе 
 
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр для 
різних Кв у залежності від nе для живлячих мереж напругою до 1000 В 
nе Коефіцієнт використання Кв 
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 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 15 
 
 
 
       
 
Продовження таблиці 2.1 
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0 
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0 
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0 
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0 
6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0 
7 2,49 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,0 1,0 
8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,0 1,0 
9 2,27 1,71 1,43 1,16 1,09 1,07 1,01 1,0 1,0 
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0 
11 2,11 1,61 1,35 1,1 1,06 1,04 1,0 1,0 1,0 
12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,05 1,03 1,0 1,0 1,0 
13 1,99 1,52 1,29 1,06 1,04 1,01 1,0 1,0 1,0 
14 1,94 1,49 1,27 1,05 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 
15 1,89 1,46 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
17 1,81 1,41 1,21 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
18 1,78 1,39 1,19 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
 
 
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 16 
 
 
 
       
 
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр 
для різних Кв у залежності від nе на НН цехових трансформаторів і для 
магістральних шинопроводів напруги 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 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8 
50 
 
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому (середньо-
виважений коефіцієнт) дорівнює 
 
n
∑Kв ⋅ p
і номі
Кв,цеху = 1
n ,                                        (2.7) 
∑pномі
1
К 718
в.цеху = = 0,73,  
980
 
 З урахуванням співвідношення  для визначення розрахункової активної 
потужності прийме вигляд  
 
n
Рроз.цеху = Kp ⋅ Kв,цеху ⋅ Pном = Kp ⋅∑Kв ⋅ Pном,                       (2.8) 
і
1
Рроз.цеху =1,05 ⋅ 718 = 754,  Вт 
 
 Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховується за 
співвідношенням  
Qном = Кр ⋅∑Кв ⋅ Р ⋅ tgϕ ,                                    (2.9) 
і ном і
1
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 17 
 
 
 
       
 
 Розрахункова реактивна потужність визнається так: 
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від ne : 
при ne ≤10                                             Qном = Кр ⋅∑Кв ⋅ Рном ⋅ tgϕі ,  
і
1
при ne > 10                                           Qном = ∑Кв ⋅ Рном ⋅ tgϕ
і і ,  
1
Qном =545 квар 
 
До розрахункової активної та реактивної потужності силових 
електроприймачів напругою 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: 
 
Sроз = P 2 + Q 2
роз роз ,                                       (2.10) 
S = 7542
роз + 5452 = 930,  кВА 
 
Результати розрахунків за формулами (2.) – (2.10) та вихідні данні дані 
цеху заносяться у відповідні місця таблиці 2.3, виконаної за формулою Ф 
636–92 [2]. 
 
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних 
навантажень від однофазних електроприймачів   
 
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути по 
можливості розподілені рівномірно по фазах. 
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені 
по фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної 
потужності трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують 
як трифазні ЕП тієї ж сумарної потужності. Якщо нерівномірність перевищує 
15 %, умовна трифазна номінальна потужність приймається рівною потроєній 
величині навантаження найбільш завантаженої фази.  
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних 
цілей точність, умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт) 
визначається так: 
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулою 
 
Рном у = 3 ⋅ Рном max ф  або Рном у = 3 ⋅Sпасп ⋅ ТВ ⋅ cosϕпасп ,           (2.11) 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 18 
 
 
 
       
 
де Рном max ф  − номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт; 
       Sпасп  − паспортна потужність кВ ⋅ А,  
      ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці; 
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна 
трифазна номінальна потужність Рном у  при кількості електроприймачів від 
одного до трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі 
трифазної системи, визначається за формулами:  
• при одному електроприймачі 
 
Рном у = 3 ⋅ Рном;                                          (2.12) 
 
• при двох або трьох електроприймачах 
 
Рном у = 3 ⋅ Рном max ф.                                       (2.13) 
 
При числі однофазних ЕП більше трьох і однакових значеннях Кв і 
cosϕ, включених на фазну і лінійну напругу, максимальне розрахункове 
навантаження визначається за формулою 
 
Рном у = 3 ⋅ Кв ⋅ Кр ⋅ Рном max ф.                                 (2.14) 
 
 Величина ne при визначенні Кр для однофазних ЕП визначається за 
формулою 
 
2 ⋅∑P
n = ном ф
e ,                                           (2.15) 
3 ⋅ рном max ф
 
де ∑Pном ф  − сума номінальних потужностей однофазних ЕП даного 
розрахункового вузла, кВт;  
       рном max ф  −  номінальна потужність найбільшого ЕП однофазного 
струму, кВт. 
Якщо кількість однофазних ЕП з різними Кв і cosϕ більше трьох і при 
включенні їх на фазну і лінійну напругу вони розподіляються по фазах по 
можливості рівномірно, то визначаються середні навантаження за найбільш 
завантажену зміну по кожній фазі. 
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається додаванням 
середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і однофазних 
навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним зведенням 
останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги. 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 19 
 
 
 
       
 
 
Р '
∑(а) = ∑Кв,і ⋅ Раb,i ⋅ρ(ab)a,i + ∑Кв,і ⋅ Раc,i ⋅ρ(ac)a,i + ∑Kв,i ⋅ Раo,i  
Р = ∑К ⋅ Р ⋅ρ + ∑К '
∑(b) в,і аb,i (ab)a,i в,і ⋅ Рbc,i ⋅ρ(bc)b,i + ∑Kв,i ⋅ Рbo,i  
Р '
∑(c) = ∑Кв,і ⋅ Раb,i ⋅ρ(ac)c,i + ∑Кв,і ⋅ Рbc,i ⋅ρ(bc)c,i + ∑Kв,i ⋅ Рco,i       (2.16) 
Q '
∑(а) = ∑Кв,і ⋅ Раb,i ⋅ q(ab)a,i + ∑Кв,і ⋅ Раc,i ⋅ q(ac)a,i + ∑Kв,i ⋅ Qаo,i  
Q∑(b) = ∑К ⋅ Р ⋅ q '
в,і аb,i (ab)a,i + ∑Кв,і ⋅ Рbc,i ⋅ q(bc)b,i + ∑Kв,i ⋅ Qbo,i  
Q '
∑(c) = ∑Кв,і ⋅ Раb,i ⋅ q(ac)c,i + ∑Кв,і ⋅ Рbc,i ⋅ q(bc)c,i + ∑Kв,i ⋅ Qco,i ,     (2.17) 
 
де Кв, К′в − коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму 
роботи; 
значення інших параметрів приведено для фази а: 
– Раb, Pас − навантаження, що включенні на лінійну напругу 
відповідно між фазами ab і ac;  
– Рао,Qao − навантаження, що приєднані на напругу фази а (між 
фазним та нульовим проводами); 
– ρ(ab)a , ρ(aс)a , q(ab)а , q(ac)a − коефіцієнти зведення навантажень, 
що включені на лінійну напругу до фази а (визначаються за довідниковими 
данними, наприклад [5]). 
 
Таблиця 2.4 − Коефіцієнти зведення однофазного навантаження, 
включеного на лінійну напругу, до навантаження, віднесеного до однієї 
фази трифазного струму і фазної напруги 
Коефіцієнти Коефіцієнт потужності навантаження cosφ 
зведення 0,3 0,4 0,5 0,6 0,65 0,7 0,8 0,9 1,0 
ρ( аb )а , , ρ( bс )b , ρ( са )с 1,4 1,17 1,0 0,89 0,84 0,8 0,72 0,64 0,5 
ρ( аb )b , , ρ( bс )с , ρ( са )а –0,4 –0,17 0 0,11 0,16 0,2 0,28 0,36 0,5 
q( аb )а , , q( bс )b , q( са )с 1,26 0,86 0,58 0,38 0,3 0,22 0,09 –0,05 –0,29 
q(аb)b,, q( bс )с , q(са)а 2,45 1,44 1,16 0,96 0,88 0,8 0,67 0,53 0,29 
 
Примітка. Пунктом 1.1.30 ПУЕ [2] запроваджується буквено-цифрове 
позначення шин змінного трифазного струму напругою до 1 кВ у вигляді: L1 
(замість «а»), L2 (замість «b») та L3 (замість «c»). Але у довідковій 
літературі, як правило, використовується попереднє позначення шин у 
вигляді букв «а», «b», «с». У таблицях коефіцієнтів зведення однофазного 
навантаження також використовуються індекси «а», «b», «с». 
 Однофазними електроприймачами в цеху є: 
– Прес запресовки металевих вставок 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 20 
 
 
 
       
 
– Прес запресовки металевих вставок 
– Прес запресовки металевих вставок 
– Прес склеювання 
– Прес склеювання 
– Прес склеювання 
Розрахуємо умовну трифазну номінальну потужність Ру  для групи 
однофазних електроприймачів, потужність яких приведена до ТВ=100%, що 
підключені наступним чином 
1. Pa.o =15 Вт; Kв,a,o = 0,3;cosϕ = 0,8;   
2. Pb.o =15 Вт; Kв,b,o = 0,3;cosϕ = 0,8;   
3. Pc.o =15 Вт; Kв,c,o = 0,3;cosϕ = 0,8;   
4. Pab =12 Вт; Kв,ab = 0,7;cosϕ = 0,8;   
5. Pac =12 Вт; Kв,ac = 0,7;cosϕ = 0,8;   
6. Pbc =12 Вт; Kв,bc = 0,7;cosϕ = 0,8;   
Визначаємо навантаження фаз, використовуючи відповідні коефіцієнти 
зведення навантажень з таблиці 2.4. 
 
Р∑(а) = 0,7 ⋅12 ⋅ 0,72 + 0,7 ⋅12 ⋅ 0,72 + 0,3 ⋅15 =16,596,  кВт 
P∑(b) = 0,7 ⋅12 ⋅ 0,28 + 0,7 ⋅12 ⋅ 0,28 + 0,3 ⋅15 = 9,204,  кВт 
Р∑(c) = 0,7 ⋅12 ⋅ 0,72 + 0,7 ⋅12 ⋅ 0,28 + 0,3 ⋅15 =12,9. кВт 
 
 Середнє реактивне навантаження, віднесене до фаз А, В, С дорівнює 
відповідно: 
 
Q∑(а) = 0,7 ⋅12 ⋅ 0,09 + 0,7 ⋅12 ⋅ 0,67 + 0,3 ⋅15 ⋅ 0,75 = 9,759,  квар 
Q∑(b) = 0,7 ⋅12 ⋅ 0,67 + 0,7 ⋅12 ⋅ 0,09 + 0,3 ⋅15 ⋅ 0,75 = 9,759,  квар 
Q∑(c) = 0,7 ⋅12 ⋅ 0,09 + 0,7 ⋅12 ⋅ 0,09 + 0,3 ⋅15 ⋅ 0,75 = 4,887.  квар 
 
Визначення для найбільш завантаженої фази (а) 
 
Q
tg ∑(ф), a
a, ф = ,  
P∑(ф), a
tg 9,759
a, ф = = 0,59. 
16,596
 
 Визначається найбільш завантажена фаза (фаза a); 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 21 
 
 
 
       
 
Нерівномірність навантаження по фазах за формулою 
 
p
∆p = ном макс ф − pном мін ф ,  
pном мін ф
p 16,596 − 9,204
∆ = = 0,8. 
9,204
 
 Еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних 
електроприймачів (фази a) 
 
Рном у = 3 ⋅ P∑(a);  Qном у = 3 ⋅ Q∑(a).  
Рном у = 3 ⋅16,596 = 49,788;  Вт Qном у = 3 ⋅9,759 = 29,277.  квар 
 
 Середньо-виважене значення для найбільш завантаженої фази (a); 
 
Р
К = ∑(а)
в(а) Р P P ,   
1.ab + 2.ab + bc + P
2 b,o
К 16,596
в(а) = 12 12 12 = 0,5.  
+ + +15
2
 
 Ефективну кількість однофазних електроприймачів визначаємо по 
співвідношенню (2.15): 
 
2 ⋅∑P
ne(0) = (0) ,  
3 ⋅ рmax(0)
∑P(0) =16,596 + 9,204 +12,9 = 38,7,  Вт 
n 2 ⋅38,7
e(0) = ≈ 2,  
3 ⋅16,596
 
 При відомих ne(0)  та Кв(а)  з таблиці 2.1, яка є актуальною і для 
однофазних навантажень, отримаємо значення К р . 
 Умовна розрахункова активна потужна потужність однофазних ЕП для 
випадку, що розглядається, дорівнює  
 
Рроз у = Кр ⋅ Кв(а) ⋅ Ру,  
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 22 
 
 
 
       
 
Рроз у =1,60 ⋅ 0,5 ⋅ 49,788 = 39,83. 
Розрахункова реактивна потужність визнається так: 
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від ne : 
 
при ne ≤10                                             Qном = Кр ⋅∑Кв ⋅ Рном ⋅ tgϕі ,   (2.18) 
і
1
при  ne > 10                                            Qном = ∑Кв ⋅ Рном ⋅ tgϕі ,         (2.19) 
і
1
Qроз у =1,1⋅1,60 ⋅ 0,5 ⋅ 49,788 ⋅ 0,75 = 32,86.  квар 
 
 Повна умовна розрахункова потужність Sроз у  силових однофазних 
електроприймачів напругою до 1 кВ визначається формулою: 
 
S 2 2
роз у = Pроз у + Qроз у ,  
Sроз = 39,832 + 32,862 = 51,64.  кВА
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 23 
 
 
 
       
  
Таблиця 2.3 – Розрахунок електричних навантажень (формa Ф 636–92) 
Вихідні дані Розрахункові величини Кое- Розрахункова потужність 
за завданням технологів за довідковими  
даними  фіцієнт    
 розра-   
  кое- коефіцієнт 
 кіль- номінальна (встановлена)  
фіці- потужності хунко- активна, реак- повна, 
потужність, кВт cos  / tg К ⋅ Р вого Ppоз цеху тивна, 
найменування кість єнт ϕ ϕ в ном К ⋅ Р ⋅ tg S
ϕ розцеху 
в ном наван- Q
електроприй- ЕП, вико-  таження  розцеху  
n одного 
мачів , ЕП, загальна рис- 
cosϕ tgϕ  кВт квар кВ∙А 
шт. Pном = n ⋅ рном тання, 
pном Кр 
Кв 
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 
Торцювальна 
маятникова пила 1 7,5 7,5 0,7 0,86 0,59 5,25 3,098     
Лобзиковий 
верстат 1 5,5 5,5 0,6 0,83 0,67 3,3 2,211     
Рейсмусовий 
верстат 1 12 12 0,7 0,72 0,96 8,4 8,064     
Шліфувальний 
двострічковий 1 4,5 4,5 0,8 0,82 0,7 3,6 2,52     
верстат  
Пневмоукладач 3 23 69 0,3 0,8 0,75 20,7 15,525     
Фугувальний 
верстат 1 9 9 0,6 0,83 0,67 5,4 3,618     
Стрічковий 
транспортер 5 45 225 0,9 0,75 0,88 202,5 178,2     
Фрезерний 
верстат 1 7,5 7,5 0,7 0,8 0,75 5,25 3,938     
Чьотирьохсторон
ній стругальний 1 18 18 0,7 0,86 0,59 12,6 7,434     
верстат 
Двосторонній 
шипорізний 1 4,2 4,2 0,7 0,8 0,75 2,94 2,205     
верстат 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн.З Арк. № докум ПідписдПі Дата 24 
        
 
 
 
       
  
Продовження таблиці 2.3 
Підйомна 
платформа 2 42 84 0,5 0,74 0,91 42 38,22     
Щітковий 
агрегат 1 6 6 0,4 0,82 0,7 2,4 1,68     
Двосторонній 
клеєнамазуючий 1 11,5 11,5 0,4 0,82 0,7 4,4 3,22     
верстат 
Однопролітний 
прес з сушаркою 1 105 105 0,9 0,9 0,48 94,5 45,36     
Автомат 
розпилки щита 1 65 65 0,5 0,86 0,59 32,5 19,175     
Свердлильно 
пазовий верстат 2 22 44 0,5 0,83 0,67 22 14,74     
Напівавтомат 
проколювання 1 32 32 0,4 0,7 1,02 12,8 13,056     
Автомат 
свердління 1 3 3 0,4 0,82 0,7 1,2 0,84     
Автомат обробки 
різьблення 1 5 5 0,7 0,83 0,67 3,5 2,345     
Автомат обробки 
фігур 1 6 6 0,7 0,75 0,88 4,2 3,696     
Верстат 
прошивки 2 3 6 0,5 0,86 0,59 3,54 3,54     
Вентилятор 
витяжний 6 5 30 0,9 0,75 0,88 27 23,76     
Вентилятор 
приточний 4 55 220 0,9 0,8 0,75 198 148,5     
   980    718 545 1,05 7 5 4  545 930 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн.З Арк. № докум ПідписдПі Дата 25 
        
 
 
 
       
 
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від 
освітлювальних систем 
 
Розрахунок освітлення виконаємо на прикладі цеху з виробництва 
фанери. Приміщення відноситься до категорії пожежонебезпеки „Г”. Тип 
світильників, висоту їх підвісу та розташування в робочій зоні цеху будемо 
обирати згідно ПУЕ (розділ 6.5) у відповідності до категорії пожежного 
захисту приміщення. 
Згідно табличних даних [6] визначаємо нормативну освітленість даного 
приміщення  з урахуванням того, що над кожною виробничою установкою 
встановлено світильник місцевого призначення. Для даного приміщення вона 
складе Еф = 300 лк. Світильник поставляється разом з обладнанням і є 
комплектуючою складовою цього обладнання. При розрахунку освітлення 
приміщення, освітленістю і потужністю світильників місцевого призначення 
нехтуємо тому, оскільки їх потужність є складовою частиною сумарної 
потужності самого обладнання над яким встановлено світильник. 
Для цього приміщення, виходячи із умов його використання, умов 
навколишнього середовища, геометричних розмірів виробничої площини 
будівлі (А=24 м (ширина) та В=24 м (довжина)), обираємо світильники 
загального призначення типу ПВЛМ-2 з двома лампами типу ЛХБ-80. 
Максимальна активна потужність освітлювальної установки Рmax ос  
визначимо згідно виразу 
 
Рmax ос = Рроз, ос ,цеху = кп ⋅ Рп.ос.ф ⋅S,  
 
де кп  − коефіцієнт попиту освітлення; 
     S – площа приміщення, м2;  
    Рп, ос, ф  − питома фактична потужність освітлювальної установки, Вт м2 ,  
визначається за формулою 
 
Е
Р ф кз.ф
п, ос, ф = Рп, ос, табл ⋅ ⋅ ⋅ кρ ,  
100 кз.табл
 
де Рп, ос, табл  − питома потужність освітлювальної установки, Вт м2 ;  
     Еф  − фактична норма освітленості для виконуваного виду робіт, лк; 
     кз.ф  − коефіцієнт запасу фактичний для виконуваного виду робіт; 
     кз.табл  − коефіцієнт запасу табличний для виконуваного виду робіт; 
     кρ  − коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення. 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 26 
 
 
 
       
 
 Для газорозрядних ламп максимальна реактивна потужність 
 
Qmax oc = Qроз, ос, цеху = Рmax ос ⋅ tgϕ0,   
 
де tgϕ0  − відповідно cosϕ0  для кожного типу ламп.  
Визначаємо сумарну потужність Рmax ос  освітлювальної установки за 
формулою: 
 
Рmax ос = ω⋅S,  
Рmax ос =10 ⋅576 = 5760. Вт 
 
де ω  − питома потужність, Вт/м2; обирається в залежності від рівня 
освітленості, площі приміщення, типу світильника, висоти його підвісу і 
потужності лампи; 
       S − площа приміщення, м2; 
 Розраховуємо максимальну активну потужність освітлення методом 
коефіцієнта попиту, який приймаємо Кп = 0,9  за формулою  
  
Рроз, ос ,цеху = Рmax ос ⋅ Кп,   
Рроз, ос ,цеху = 5,76 ⋅ 0,9 = 5,184. кВт 
 
Максимальна (розрахункова) реактивна потужність освітлення 
 
Qроз, ос, = Рmax ос ⋅ tgϕ0,  
Qроз, ос, = 5,184 ⋅ 0,2 =1,04.  квар 
 
Проектом передбачається: загальне робоче освітлення 380/220В; 
аварійне освітлення 220В. 
 
2.4  Розрахунок електричних навантажень на шинах цехової 
підстанції 
 
Сумарні активна та реактивна розрахункові потужності на шинах 
низької напруги (НН) трансформаторної підстанції (ТП) визначаються за 
виразами  
 
РНН ТП = Рроз, цеху + Рроз, ос, цеху + Рроз у ,                     (2.20) 
РНН ТП = 754 + 5,184 + 39,83 = 799.  кВт 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 27 
 
 
 
       
 
QНН ТП = Qроз, цеху + Qроз, ос, цеху + Qроз у.                    (2.21) 
QНН ТП = 545 +1,04 + 32,86 = 579.  квар 
 
Одночасно визначаємо розрахункове навантаження SТП  на шинах 
цехової підстанції за виразом  
 
S = (Р )2
НН ТП НН ТП + (Q 2
НН ТП )                          (2.22) 
SНН ТП = (799)2 + (579)2 = 987  кВа 
 
та заносимо у графу 12 таблиці 2.5. 
 Аналогічно для кожного і-го цеху розраховуємо за співвідношеннями 
(2.20) − (2.22)  РНН ТП ,  QНН ТП ,  SНН ТП  та отримані значення заносимо у 
і і і
таблицю 2.5. 
 
 2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях систем 
електропостачання 
 
 На вищих рівнях електропостачання підприємства розрахункове 
(максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання розрахункових 
навантажень окремих груп електроприймачів (цехів, підрозділів) з 
урахуванням коефіцієнта одночасності збігання максимумів навантаження 
К0  (коефіцієнт незбігу) 
 Коефіцієнта одночасності К0  залежить від кількості приєднань на 
шинах розподільчої установки низької напруги (РУНН) головної 
понижувальної підстанції (ПГВ) та середньозваженого коефіцієнту 
використання Кв  і визначається за даним [3]. Коефіцієнт незбігу у часі 
розрахункових навантажень різних груп ЕП беруть за статистичними 
галузевими даними, яка лежить в межах від 0,85 до 0,95 [5]. 
 Приблизну потужність підприємства (заводу) на шинах РУНН SНН ГПП  
визначаємо за формулою 
 
N N
SНН ГПП = К0 ⋅ (∑P 2
НН ТП ) + (∑Q )2
НН ТП .                     (2.23)  
і і
i i
S 2 2
НН ГПП = 0,95 ⋅ (11000) + (6488) =12132. кВа 
 
Дані про електричне навантаження інших цехів підприємства 
приводяться у вигляді таблиці 2.5.  
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 28 
 
 
Таблиця 2.5 – Відомості про електричні навантаження заводу 
S
Найменування Цехова Рроз, цеху Рроз, ос, цеху Рроз у РНН ТП Qроз, цеху Qроз, ос, цеху Qроз у QНН ТП S , НН 
ТП ПГВ 
цехів підстанція кВт кВт кВт кВт квар квар кВт квар кВ·А кВ·А 
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 
Цех підготовки 
виробництва ТП1 597 8 24,12 629 341 2,4 20,1 363,5 727  
фанери 
Цех по 
виробництву КТП2 754 5,184 39,83 799 545 1,04 32,86 579 987  
фанери 
Цех підготовки 
виробництва 
ДВП 
Цех по 
виробництву ТП3 809 28 30,72 868 470 8,4 25,6 504 1004  
ДВП 
Склад матеріалів 
виробництва 
ДВП 
Сушильна камера 
№1 ТП4 680 11 33,25 724 450 2,2 27,71 479,9 869  
Котельна ТП5 399 3,4 22,8 425,2 230 0,96 19 249,9 493  
Склад 
дерево−плитних 
матеріалів 
Цех з ТП6 433 23 23,64 479 285,8 4,6 19,7 310,1 571  
виробництва 
деревних 
паливних гранул 
Ремонтно-
механічний цех ТП7 148 18 11,52 178 84,8 5,4 9,6 99,8 204  
Компресорна 
станція ТП8 371 5,6 28,92 405,6 243,9 1,12 24,1 269,1 487  
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 29 
 
 
Продовження таблиці 2.5 
Склад сухих   
пиломатеріалів ТП9 228 31 11,52 271 132 9,3 9,6 150,9 310 
Гаражі 
Допоміжний цех  
виробництва 
ДСП 
Цех по 
виробництву ТП10 966 21 137,4 1124 624,5 4,2 114,5 743,2 1347 
ДСП 
Склад матеріалів 
виробництва 
ДСП 
Допоміжний цех   
виробництва  
брусу 
Цех по ТП11 763 34 34,44 832 442,1 10,2  481 961 
28,7 
виробництву 
брусу 
Цех     
нестандартного ТП12 634 7 20,76 662 421,5 1,4 17,3 440,3 795 
обладнання 
Цех по    
виробництву ТП13 1296 27 118,92 1442 735 8,1 99,9 843 1670 
пиломатеріалів  
Їдальня ТП14 378 16 21 415 229,7 9,2 17,5 256,4 488  
Сушильна камера 
№2 ТП15 843 17 13,32 873 340 3,7 11,1 358,8 944  
Сушильна камера  
№3 ТП16 843 17 13,32 873 340 3,7 11,1 358,8 944 
Разом     11000    6488 12801 12132 
 
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 30 
 
 
 
       
 
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень 
цеху та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних 
підстанцій 
 
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху 
 
          У цьому пункті слід привести перелік переваг, які досягаються за 
рахунок встановлення трансформаторних підстанцій (ПГВ, ТП) в умовному 
центрі електричних навантажень (ЦЕН). 
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують 
декілька методів. Враховуючи наявність впливу сукупності факторів на вибір 
місця розташування підстанції, доцільно використовувати достатньо точні 
методи, які дозволяють визначити координати ЦЕН (при похибці 
приблизно 5 −10 % ). 
Використовуючи обрані методи, необхідно обчислити координати 
ЦЕН ХЦЕН  та УЦЕН  як для активної так і реактивної потужності. При цьому у 
якості навантаження Рроз і (Qроз і )  має використовуватися розрахункове 
значення потужності (активної і реактивної відповідно), що отримано у 
попередніх розділах (або міститься у вихідних даних), а у випадку окремих 
електроприймачів – номінальна активна і реактивна потужність окремого ЕП. 
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунку 
представляють у вигляді відповідної таблиці. 
Розрахунки ЦЕН, враховуючи достатньо велику кількість 
електроприймачів цеху (декілька десятків), доцільно виконувати за 
допомогою відповідних прикладних комп’ютерних програмам. 
Необхідність (або відсутність) розрахунку координат ЦЕН реактивного 
навантаження має бути обґрунтовано. 
Якщо добові графіки навантажень істотно змінюються в часі, знайдені 
координати ЦІН не дозволяють остаточно вирішити задачу вибору місця 
розташування ПГВ. В цьому випадку координати змінюються в часі в межах 
зони, обмеженої еліпсом. Параметри еліпсу розраховуються за відомими 
методиками. 
При вказаних розрахунках враховують наявність у цеху 
високовольтних двигунів, які є джерелами реактивної потужності, а також 
попередньо обраний спосіб компенсації реактивної потужності. 
 
2.6.2 Центр електричних навантажень підприємства і цеху 
 
На етапі проектуванні для вирішення питання про розміщення на 
території комбінату підстанції на генеральний план підприємства наноситься 
картограма електричних навантажень, яка являє собою ряд кіл у центрах 
навантаження окремих будівель, цехів та споруд.  
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 31 
 
 
 
       
 
Визначення параметрів кіл проведемо на прикладі цеху по виробництву 
фанери. 
Радіус розрахункового кола r (м) визначаємо за формулою: 
 
P
r = роз і ,  
π ⋅ m
 
де Pроз − максимальне електричного навантаження цеху, Вт; 
і
     m − масштаб,  Вт/м2; приймаємо згідно найбільшої потужності цеху 475 
Вт/м2. 
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо радіус 
кола: 
r 799 ⋅103
= = 23,2. м 
3,14 ⋅ 475
 
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають 
силовому та освітлювальному навантаженням. Величини відповідних кутів 
αс.м. та αос.м.   визначаємо за формулами: 
 
360 ⋅ Р
α роз цеху
с.н. = ( ;  градус                          (2.24) 
Рроз цеху + Рроз, ос, цеху )
360 ⋅ Р
α = роз, ос, цеху
о.м. ( ) ,  градус                          (2.25) 
Рроз цеху + Рроз, ос, цеху
 
де α − величина сектору, градус. 
 Підставивши у формули (2.24) та (2.25) відповідні значення, отримаємо 
величини відповідних кутів: 
 
360 ⋅ 754
αс.н. = = 358;  градус 
759
360 ⋅5,184
αо.м. = = 2. градус 
759
 
Аналогічно знаходимо навантажувальні координати інших цехів та 
підрозділів комбінату. Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.6.
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 32 
 
 
Таблиця 2.6 − Розрахункові дані для визначення теоретичного центру навантаження 
Назва та номер Рроз цеху., Рроз,ос, цеху., Рроз + Рос, 
розподільчого пункту кВт кВт кВт r, м αс.н. αо.м. X, м Y,м 
1 2 3 4 5 6 7 8 9 
Цех підготовки виробництва фанери 597 8 605 20,5 355 5 130,5 237 
Цех по виробництву фанери 754 5,184 759 23,2 358 2 128 191 
Цех підготовки виробництва ДВП 
Цех по виробництву ДВП 809 28 837 24 348 12 118,5 120 
Склад матеріалів виробництва ДВП 
Сушильна камера №1 680 11 691 22 355 5 43 214 
Котельна 399 3,2 402,2 17 357 3 36 175 
Склад дерево−плитних матеріалів 
Цех з виробництва деревних паливних гранул 433 23 456 18 343 17 155 293 
Ремонтно-механічний цех 148 18 166 11 324 36 271,5 292,5 
Компресорна станція 371 5,6 376,6 16,5 355 5 201 232,5 
Склад сухих пиломатеріалів, Гаражі 228 31 259 13,5 319 41 407 283,5 
Допоміжний цех виробництва ДСП 
Цех по виробництву ДСП 966 21 987 27 353 7 355 196 
Склад матеріалів виробництва ДСП 
 Цех по виробництву брусу 
Допоміжний цех виробництва брусу 763 34 797 24 345 15 361 128 
Цех нестандартного обладнання 634 7 641 21 356 4 437 81 
Цех по виробництву пиломатеріалів 1296 27 1323 32 353 7 340 67 
Їдальня 378 16 415 17 346 14 191 71 
Сушильна камера №2 843 17 860 24 353 7 223,5 119 
Сушильна камера №3 843 17 860 24 353 7 223,5 196 
Теоретичний центр навантаження 236 162 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 33 
 
 
 
       
 
Теоретичний центр електричних навантажень комбінату визначаємо як 
точку з координатами Х, Y згідно виразів: 
 
n
∑(PНН ТП ⋅ х )
і і
X = i=l
n ;  
∑РНН ТП
і=l
n
∑(PНН ТП ⋅ y )
і і
Y = i=l
n ,  
∑PНН ТП
і=l
 
де хі yі – координати навантаження окремих об’єктів комбінату, м; 
     РНН ТП. – максимальне навантаження цеху, кВт.  
Підставивши у формули та відповідні значення, отримаємо координати 
центру електричних навантажень комбінату: 
 
X (629 ⋅130,5) + (799 ⋅128) + (868 ⋅118,5) + (724 ⋅ 43) + (425,2 ⋅36) + (479 ⋅155)
= +
11000
 
(178 ⋅ 271,5) + (405,6 ⋅ 201) + (271⋅ 407) + (1124 ⋅355) + (832 ⋅361) + (662 ⋅ 437)
+ +
11000
 
(1442 ⋅340) + (415 ⋅191) + (873 ⋅ 223,5) + (873 ⋅ 223,5)
+ = 236;  м 
11000
Y (629 ⋅ 237) + (799 ⋅191) + (868 ⋅120) + (724 ⋅ 214) + (425,2 ⋅175) + (479 ⋅ 293)
= +
11000
 
(178 ⋅ 292,5) + (405,6 ⋅ 232,5) + (271⋅ 283,5) + (1124 ⋅196) + (832 ⋅128) + (662 ⋅81)
+ +
11000
 
(1442 ⋅ 67) + (415 ⋅ 71) + (873 ⋅119) + (873 ⋅196)
+ =162. м 
11000
 
Теоретичний центр електричних навантажень має координати у точці 
(236; 162), яка зображена на генплані комбінату. 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 34 
 
 
 
       
 
 
Таблиця 2.7 − Розрахункові дані для визначення теоретичного центру 
навантаження цеху 
 
Найменування Pі, Хі, Pі Х
Y
і і, Pі Y Х Y
кВт мм мм і цен цен 
1 2 3 4 5 6 7 8 
Торцювальна маятникова 
пила 7,5 315 2362,5 317 2377,5   
Лобзиковий верстат 5,5 372 2046 317 1743,5   
Рейсмусовий верстат 12 440 5280 317 3804   
Шліфувальний 
двострічковий верстат 4,5 200 900 457,5 2058,75   
Пневмоукладач 23 327,5 7532,5 457,5 10522,5   
Пневмоукладач 23 410 9430 375 8625   
Пневмоукладач 23 342,5 7877,5 370 8510   
Фугувальний верстат 9 345 3105 442 3978   
Стрічковий транспортер 45 357,5 16087,5 457,5 20587,5   
Стрічковий транспортер 45 480 21600 457,5 20587,5   
Стрічковий транспортер 45 445 20025 370 16650   
Стрічковий транспортер 45 362,5 16312,5 370 16650   
Стрічковий транспортер 45 465 20925 98 4410   
Фрезерний верстат 7,5 378 2835 457,5 3431,25   
Чьотирьохсторонній 
стругальний верстат 18 397,5 7155 457,5 8235   
Двосторонній шипорізний 
верстат 4,2 492 2066,4 435 1827   
Підйомна платформа 42 492 20664 406 17052   
Підйомна платформа 42 495 20790 370 15540   
Щітковий агрегат 6 482 2892 370 2220   
Двосторонній 
клеєнамазуючий верстат 11,5 465 5347,5 370 4255   
Однопролітний прес з 
сушаркою 105 385 40425 370 38850   
Автомат розпилки щита 65 195 12675 200 13000   
Свердлильно пазовий 
верстат 22 160 3520 150 3300   
Свердлильно пазовий 
верстат 22 210 4620 150 3300   
Напівавтомат проколювання 32 195 6240 105 3360   
Автомат свердління 3 432,5 1297,5 220 660   
Автомат обробки різьблення 5 435 2175 187,5 937,5   
Автомат обробки фігур 6 430 2580 142,5 855   
Верстат прошивки 3 367,5 1102,5 174,5 523,5   
Верстат прошивки 3 367,5 1102,5 198 594   
Вентилятор витяжний 5 185 925 140 700   
Вентилятор витяжний 5 322,5 1612,5 140 700   
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 35 
 
 
 
       
 
Продовження таблиці 2.7 
Вентилятор витяжний 5 477,5 2387,5 140 700   
Вентилятор витяжний 5 177 885 412 2060   
Вентилятор витяжний 5 315 1575 412 2060   
Вентилятор витяжний 5 443 2215 412 2060   
Вентилятор приточний 55 505 27775 40 2200   
Вентилятор приточний 55 150 5775 40 2200   
Вентилятор приточний 55 125 6875 513 28215   
Вентилятор приточний 55 482 26510 513 28215   
Прес запресовки металевих 15 
вставок 285 4275 210 3150   
Прес запресовки металевих 15 
вставок 285 4275 150 2250   
Прес запресовки металевих 15 
вставок 285 4275 90 1350   
Прес склеювання 12 440 5280 75 900   
Прес склеювання 12 375 4500 95 1140   
Прес склеювання 12 375 4500 142 1704   
Теоретичний центр 
навантаження      449,5 398 
 
Теоретичний центр електричних навантажень має координати у точці 
(449,5; 398), яка зображена на плані цеху. 
 
2.6.3 Вибір місця розташування ПГВ 
 
Живлення підстанцій глибокого вводу підприємств на напругах 35-220 
кВ здійснюється тупикових ПГВ – за радіальною схемою, «відпаєчних» ПГВ 
(що розташовані уздовж магістралі) – за магістральною розімкненою, або за 
схемою з двостороннім живленням. 
Схеми підстанцій (ПГВ) виконуються на блочному принципі 
«лініятрансформатор» без збірних шин на первинній напрузі. Схема, що 
виконана повітряними лініями з лінійними роз’єднувачами з двома 
заземлюючими ножами являє собою найпростішу та найдоцільнішу для 
забруднених зон та щільної забудови території підприємства. 
Максимальне наближення вищої напруги до споживачів електроенергії 
за схемами глибокого вводу напруг районної енергосистеми 35-110-220 кВ 
шляхом спорудження на крупних підприємствах вузлових розподільних 
підстанцій (ВРП), що розподіляють електроенергію між підстанціями 
глибокого вводу (ПГВ), які виконуються за спрощеними схемами, або 
шляхом розташування головних понижувальних підстанцій (ПГВ) у центрі 
електричних навантажень підприємств середньої потужності. 
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 36 
 
 
 
       
 
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХИМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА. 
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ 
 
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства 
 
ПГВ призначена для зниження напруги до величини розподільчої 
мережі підприємства та розмноження виводів для окремих груп споживачів. 
ПГВ бувають двох видів: тупикові та прохідні. Тупикові підстанції 
передбачають дві незалежні лінії до кожного з трансформаторів від джерела 
живлення (районної підстанції). Прохідні підстанції являють собою 
підключення двох трансформаторів в розріз лінії з двостороннім живленням. 
В конструктивному плані підстанцію можна розділити на дві частини: 
високовольтна частина та розподільний пункт на 10 кВ. 
В більшості випадків підключення трансформаторів відбувається від 
повітряної лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввід. 
До комутаційної апаратури високої напруги відносяться роз’єднувачі з 
заземлюючими ножами, високовольтні вимикачі, трансформатори струму та 
вимірювальні трансформатори напруги, а також розрядники. 
Використання замість високовольтних вимикачів 
струмовідокремлювачів та короткозамикачів небажано в зв’язку з їх 
нестійкою роботою в зимовий 
період. 
Між двома лініями на підстанції, як правило, робиться ремонтна 
перетинка з двома роз’єднувачами. 
Трансформатори підстанції бувають двохобмотковими та 
трьохобмотковими з регулюванням напруги під навантаженням. 
Двохобмоткові трансформатори потужністю 25, 40 і 63 МВА виконуються з 
розщепленою вторинною обмоткою. Для трансформатора потужністю 25 
МВА виводи вторинних обмоток в більшості випадків перемикають. Для 
аналогічних перемикань в трансформаторах 40 і 63 МВА необхідне 
економічне обгрунтування. 
Попередню електричну схему тупикової підстанції зображено на 
рисунку 3.1. 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 37 
 
 
 
       
 
 
Рисунок 3.1 − Електрична частина тупикової ПГВ 110/10 кВ 
 
Розподільчий пристрій 10 кВ виконується закритого типу, має в 
більшості випадків одинарну секційну систему шин (при використанні 
двохобмоткових трансформаторів) і складається з комплектних розподільних 
пристроїв (КРП). 
До складу КРП входять ввідні КРП, які розташовуються посередині 
секції шин, шиноз’єднуючі КРП, для відгалужень до окремих споживачів 
(трансформаторів), трансформатори власних потреб та вимірювальні 
трансформатори. 
Враховуючи те, що наше підприємство є окремо розташованим 
об’єктом і має першу категорію надійності електрозабезпечення, згідно ПУЕ 
(розділ 4.2), ми приймаємо тупикову ПГВ з напругою високої сторони 110 кВ 
та напругою низької сторони 10 кВ, яка буде розташовуватися на території 
підприємства. 
 
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі 
 
Для живлення ПГВ (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків 
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії (КЛ) 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 після аварійних режимів, а 
також режимів у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу 
струмів між лініями. Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається 
згідно ПУЕ. 
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною 
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 38 
 
 
 
       
 
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 слугують номінальна напруга Uном  РУВН 
і приблизна потужність SВН ПГВ на стороні ВН ПГВ. 
Потужність SВН ПГВ визначається за формулою, у якої враховано втрати 
потужності у силових трансформаторах ПГВ: 
 
N N
SВН ГПП = К0 ⋅ (∑PНН ТП + ∆Р )2
Т + (∑QНН ТП + ∆QТ )2 .                    (3.1)  
і і
i i
SНН ГПП = 0,95 ⋅ (11000 + 256)2 + (6488 +1280)2 =12992.  кВА 
 
де ∆РТ  і ∆QТ  − втрати трансформаторів ПГВ відповідно активної і 
реактивної потужності.  
Активну ΔРT і реактивну ΔQT складову втрат в трансформаторі 
визначаємо за формулами: 
 
∆РT = 0,02 ⋅ ∑SНН ГПП;   
∆QT = 0,1⋅ ∑SНН ГПП.  
 
Підставивши у формули вище  відповідні значення, отримаємо активну 
і реактивну складову втрат в трансформаторі: 
 
∆РT = 0,02 ⋅12801 = 256,  кВт 
∆QT = 0,1⋅12801 =1280. квар 
 
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії визначається згідно виразу  
S
I = ВН ГПП
роз ⋅ Кзав.Л ,                                   (3.2) 
2 ⋅ 3 ⋅ Uном
I 12992
роз = ⋅ 0,9 = 30,7,  А 
2 ⋅ 3 ⋅110
 
де Кзав.Л – коефіцієнт завантаження ліній, який залежить від схеми РУНН, 
організація роботи ПГВ в нормальному, після аварійному і ремонтному 
режимах з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і 
безперебійності електропостачання.  
Переріз лінії живлення Fст (мм2) визначаємо за виразом: 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 39 
 
 
 
       
 
I
Fст = роз ,   
Jст
 
де Jст − нормоване  значення  економічної густини струму, А/мм2; 
визначається згідно ПУЕ (таблиця 1.3.36). При використанні максимуму 
навантаження від 1000 до 3000 годин на рік і виконанні живлячої лінії 
сталеалюмінієвими провідниками економічна густина струму складе Jст = 1,3 
А/мм2. 
Підставивши у формулу вище відповідні значення, отримаємо значення  
перерізу лінії живлення: 
 
 
 
F 30,7 2 
ст = = 23,6.  мм
1,3
 
Вибраний розрахунково−економічний вигідний переріз проводу 
округлимо до найближчого стандартного перерізу Fст. Вибираємо 
мінімальний стандартний переріз лінії Fст = 70 мм2 (за умовою корони 
мінімальний переріз для повітряних ліній 110 кВ – 70 мм2), марки АС−70. 
Тривалий допустимий струм провідника такого перерізу визначаємо згідно 
ПУЕ (таблиця 1.3.29). При прокладанні провідника ззовні приміщень тривало 
допустимий струм складе Ідоп = 265 А. 
 Вибраний стандартний переріз Fст ліній живлення перевіряється на 
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм 
після аварійному режиму, на мінімальний переріз згідно механічній міцності 
і мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів і умов: 
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А 
 
Iроз ≤ к ⋅ Iдоп ,                                                    (3.3) 
 
де Iдоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;  
     к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру 
середовища; 
Підставивши у нерівність (3.3) відповідні значення, отримаємо: 
 
23,6 ≤1⋅ 265;   
23,6 ≤ 265;   
 
– на допустимий струм в після аварійному режимі (режим 
відключення однієї з ліній живлення) 
 
2 ⋅ Iроз ≤ к ⋅ кдоп ⋅ Iдоп.Т ,                                              (3.4) 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 40 
 
 
 
       
 
де кдоп − допустиме короткочасне перевантаження; кдоп = 1,25; 
Підставивши у нерівність (3.4) відповідні значення, отримаємо: 
 
2 ⋅ 23,6 ≤1⋅1,25 ⋅ 265;  
47,2 ≤ 331. 
 
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності, відповідно до 
місця розташування підприємства, визначається величина стінки ожеледі, за 
її товщиною визначається мінімальна площа перерізу; 
– на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ у 
залежності від напруги. 
Вибраний провід повністю відповідає усім умова та режимам роботи. 
 
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ПГВ 
 
В залежності від параметрів ліній електропередавання (ЛЕП) − 
повітряних ліній (ПЛ) або кабельних ліній - по яких передається 
електроенергія від системи до ПГВ підприємства, втрати напруги мають 
істотно різну величину. 
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці 
ділянки лінії (напруга на РУВН ПГВ) знаходиться шляхом традиційних 
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.4):  
 
 
Рисунок 3.4 – Схема заміщення фази ділянки мережі 
 
На рисунку 3.4 S1, S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки 
(комплексні значення); Rн, Xн – опір навантаження (активний і реактивний). 
Повздовжню (по напряму U2ф) складова падіння напруги в лінії ΔU/
ф 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 41 
 
 
 
       
 
∆U/
ф = Іa ⋅ R + Ip ⋅ X = I ⋅ (R cosϕ + Xsin ϕ).                         (3.5) 
 
Поперечна (перпендикулярна U2ф) складова падіння напруги в лінії 
δU//
ф 
 
δU//
ф = Іa ⋅ X − Ip ⋅ R = I ⋅ (X ⋅ cosϕ − R ⋅sin ϕ).                        (3.6) 
 

 Знаючи складову падіння напругу ∆ Uф, можна визначити, відповідно, 
вектор напруги на початку ділянки 
 
 
Uф1 = Uф2 + ∆ Uф = Uф2 + ∆U′
ф + jδU//
ф =                            (3.7) 
= Uф2 + (ІаR + IpX) + j(IaX − IpR) = U jδ
ф1 ⋅ е ,  
 
де модуль U1ф цієї напруги  
 
U / 2 / / 2
ф1 = (Uф2 + δUФ ) + (δUФ )                                   (3.8)  
 
та його фаза δ  
 
//
δ = arctg δUФ
/                                            (3.9)  
Uф2 + δUФ
 

 Таким чином, визначено параметри падіння напруги ∆ Uф .  Втрата 
напруги ΔUф, для ділянки електричної мережі  
 
 
∆Uф = Uф1 − Uф2 .                                         (3.10)  
 
 Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі 
має вигляд  
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 42 
 
 
 
       
 
 
Рисунок 3.5 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки 
електричної мережі 
 
 Враховуючи співвідношення між лінійними і фазними напругами, для 
будь-якої кількості ділянок лінії отримаємо  
 
n
∆U / /
ф = 3 ⋅ U / /
ф = 3 ⋅∑(Ii ⋅ ri ⋅ cosϕi + Ii ⋅ xi ⋅sin ϕi ).                (3.11) 
i=1
 
 В цьому випадку з точністю (помилка 0,5%) можна вважати, що 

падіння напруги ∆ U1  дорівнює його поздовжній складовій ∆U/ . Тоді втрати 
напруги ΔU приблизно визначається за формулою 
 
U U / 3 (I R I X) PiR + Q X PR + Q X
∆ ∆ = ⋅ a ⋅ + p ⋅ = i ≈ i i ,           (3.12) 

Ui 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. Відносні втрати напруги від системи до ПГВ підприємства при 
проектної потужності складають 
 
U(%) ∆U
∆ = ⋅100%.                                   (3.13)  
Uном
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 43 
 
 
 
       
 
 Розрахуємо повздовжню та поперечну складові вектора падіння 
напруги: 
 
U / (P ⋅ R0 + Q ⋅ X0 )L (11⋅ 0,329 + 6,488 ⋅ 0,195) ⋅ 7
∆ ф = = = 0,31 кВ 
U 110
(P ⋅ X − Q ⋅ R )L (11⋅ 0,195 − 6,488 ⋅ 0,329) ⋅ 7
δU / / = 0 0
ф = = 0,0007  кВ 
U 110
 
з урахуванням яких отримаємо вектор напруги: 
 

U ′ / / °
ф1 = ∆Uф + jδUф = 0,31+ j0,0007 = 0,31∠0,13 кВ 
 
Вплив поперечної складової падіння напруги: 
 
U / (δU / / )2 (0,0007)2
δ Ф = Ф = = 0,000000002  кВ 
2 ⋅ U 2 ⋅110
 
Вплив поперечної складової падіння напруги дуже маленький. Тому 
втрата напруги практично дорівнює повздовжній складовій падіння напруги: 
 
∆U ≈ ∆U /
ф = 0,31  кВ 
 
 Втрата напруги у відсотках дорівнює: 
 
∆U(%) ∆U 100% 0,31
= ⋅ = ⋅100% = 0,28. % 
Uном 110
 
Отримані значення порівнюються з допустимими [7]. За результатами 
аналізу втрат напруги вибрані параметри провідника здатні забезпечити 
передачу необхідної потужності до ПГВ при допустимих втратах напруги. 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 44 
 
 
 
       
 
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ 
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ 
 
 Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції залежить від 
величини та характеру електричного навантаження, категорії 
електроприймачів за надійністю електропостачання. При цьому враховують 
експлуатаційні вимоги, конфігурацію і розміщення основного навантаження, 
умови оточуючого середовища, охолодження, електричної і пожежної 
безпеки. 
 
4.1 Вибір трансформаторів ПГВ 
 
Кількість трансформаторів, яку треба встановити на ПС (ПГВ), у першу 
чергу залежить від категорії споживачів. Згідно ПУЕ, розділ 1 [2], 
електроприймачі І категорії треба забезпечувати електроенергією від двох 
незалежних взаєморезервуючих джерел живлення, і перерву їх 
електропостачання в разі порушення електропостачання від одного з джерел 
живлення можна допускати лише на час автоматичного відновлення 
живлення. Електроприймачі II категорії необхідно забезпечувати 
електроенергією від двох незалежних взаєморезервуючих джерел живлення. 
Для електроприймачів II категорії в разі порушення електропостачання від 
одного з джерел живлення переривання електропостачання є допустимим на 
час, необхідний для увімкнення резервного живлення діями чергового 
персоналу або виїзної оперативної бригади. 
Таким чином, як правило головна понижуюча підстанція підприємства 
містить два трансформатора. 
Вибір трансформаторів виконується з урахуванням допустимого 
навантаження в нормальному режимі та при аварійних перевантаженнях. 
При цьому у разі виходу із роботи одного трансформатора 
трансформатор, той що лишився в роботі, повинен забезпечити роботу 
підприємства на час заміни пошкодженого трансформатора з урахуванням 
можливого обмеження навантаження без втрат для основної діяльності 
підприємства та з використанням допустимого перенавантаження 
трансформатора [3]. При цьому враховується як перевантажувальна здатність 
трансформаторів, так і можливість обмеження споживачів без збитків для 
основної діяльності підприємства. Найбільш коректним шляхом врахування 
вказаних характеристик є використання технічної документації на конкретні 
силові трансформатори, які рекомендується обрати попередньо. Така 
документація містить, як правило розділ «Керівництво по навантаженням 
трансформаторів», у якому, в том числі, приведені норми тривалих 
цілодобових навантажень (перевантажень), а також допустимих аварійних 
навантажень з можливим підвищеним зносом. 
У загальному випадку вибір потужності трансформаторів здійснюється 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 45 
 
 
 
       
 
з врахуванням реальних графіків навантаження підприємства. Але так як 
формат випускної кваліфікаційної роботи бакалавра передбачає вихідні дані 
у вигляді середніх навантажень цехів підприємства, вибір здійснюється за 
спрощеною методикою. 
 Загальне завантаження об’єкта Snp визначається з використанням 
формул (3.1) 
 
N N
Snp ≈ SВН ГПП = К0 ⋅ (∑PНН ТП + ∆Р )2 + ( Q + ∆Q )2 ,       (4.1) 
і Т ∑ НН ТПі Т
i i
Snp ≈ SВН ГПП = 0,95 ⋅ (11000 + 256)2 + (6488 +1280)2 =12992. кВА 
 
 Активну ΔРT  і реактивну ΔQT складову втрат в трансформаторі 
визначаємо за формулами:  
 
 ∆РT = 0,02 ⋅ ∑SНН ГПП;                                           (4.2) 
 ∆РT = 0,02 ⋅12801 = 256,  кВт 
∆QT = 0,1⋅ ∑SНН ГПП.                                              (4.3) 
∆QT = 0,1⋅12801 =1280. квар 
 
де SНН ПГВ повна потужність на шинах низької напруги, що визначається за 
співвідношенням (2.23). 
 Потужність ST кожного з двох трансформаторів ПГВ попередньо 
Оцінюється згідно виразу 
 
S
ST = np ,                                             (4.4) 
2 ⋅ 0,7
S 12992
T = = 9280. кВА 
2 ⋅ 0,7
 
По отриманому значенню потужності вибираємо найбільш доцільну 
номінальну потужність трансформатора Sном T = 10000 кВА. 
Номінальна потужність Sном Т – трансформатора ПГВ має відповідати 
двом наступним очевидним умовам. 
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в після-
аварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів) 
використаємо упорядкований типовий графік навантаження, в якому 
максимальне навантаження буде відповідати розрахунковій потужності 
комбінату SНН ПГВ . Графік навантаження зображено на рисунку 4.1. 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 46 
 
 
 
       
 
 
Рисунок 4.1 – Типовий упорядкований графік навантаження комбінату 
 
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора К1 визначаємо 
за формулою: 
 
n
∑(S 2
1 i ⋅ ∆ti )
К = ⋅ і=1
1 n ,                                       (4.5) 
Sном T ∑∆t i
і=1
 
де Sном T  − номінальна потужність трансформатора, МВА; 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 47 
 
 
 
       
 
     n − кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора, 
за яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора, 
шт.; 
     Δti – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує 
номінальної потужності трансформатора, год; 
     Si – потужність, що відповідає проміжкам часу Δti, МВА. 
Підставивши у формулу вище відповідні значення, отримаємо 
величину коефіцієнту початкового завантаження трансформатора: 
 
К 1 (3,3752 ⋅ 4) + (4,522 ⋅ 2) + (7,8572 ⋅ 2) + (8,752 ⋅ 2) + (7,8572 ⋅ 2) + (8,752 ⋅ 2)
1 = ⋅ +
10 4 + 2 + 2 + 2 + 2 + 2 + 2 + 4
(4,522 ⋅ 2) + (3,3752 ⋅ 4)
+ = 0,6. 
4 + 2 + 2 + 2 + 2 + 2 + 2 + 4
 
Коефіцієнт перевантаження трансформатора К2 визначаємо за більшим 
значенням з двох величин: К2´ та К2´´. 
Величину коефіцієнта перевантаження К2´ обчислюємо за формулою: 
 
m
1 ∑(S 2
i ⋅ ∆ti )
К ' = ⋅ і=1
2 m ,                                       (4.6)    
Sном T ∑∆t i
і=1
 
де m − кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора, 
за яких навантаження більше номінальної потужності трансформатора, шт. 
Підставивши у формулу вище відповідні значення, отримаємо 
величину коефіцієнту перевантаження трансформатора: 
 
1 (11,852
К ' ⋅ 2) + (12,9922 ⋅ 2)
2 = ⋅ =1,24. 
10 2 + 2
 
Величину коефіцієнта перевантаження К2´´ обчислюємо за формулою: 
 
К '' 0,9 ⋅Sрозр
2 = ;  
Sн.тр
К '' 0,9 ⋅12,992
2 = =1,17.  
10
 
Приймаємо коефіцієнт перевантаження рівним К2 = К2´ = 1,24. 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 48 
 
 
 
       
 
Для трансформатора з масляним охолодженням та вимушеною 
циркуляцією масла при температурі охолоджувального середовища θохол = 30 
оС та коефіцієнті початкового завантаження К1 = 0,6 згідно даних таблиці 
11.1 [3] значення коефіцієнту допустимого перевантаження при аварійних 
несистематичних перевантаженнях по t = 6 годин на добу складе К2.а = 1,3. 
Робота трансформатора в такому режимі допускається, оскільки 
виконується умова: 
 
К2.а ≥ К2;  
1,3 ≥1,24.  
 
По-перше, номінальна потужність одного з них не повинна бути менше 
половини розрахункового повного навантаження Snp тому що в разі 
аварійного вимикання одного з трансформаторів і автоматичним вмиканням 
секційного вимикача РУ НН, інший трансформатор бере на себе все 
навантаження підстанції. Цю умову можна записати так  
 
S
S np
ном T = ,                                                  (4.7) 
2
S 12992
ном T = = 6496. кВА 
2
 
По-друге, повинна також виконуватися умова  
 
S
Sном T ≥ np ,                                                 (4.8) 
К2.а
S 12992
ном T ≥ = 9993,84 ≤10000. кВА 
1,3
 
де Snp(6ст.).а – розрахункове повне навантаження у після аварійному режимі 
для даного конкретного підприємства з врахуванням можливого обмеження 
навантаження у цьому режимі; 
     К2.а – коефіцієнт, який визначає величину допустимого перевантаження 
залежно від тривалості перевантаження, температури повітря та величини 
попереднього навантаження. 
На основі проведених розрахунків остаточно приймаємо 
трансформатор з номінальною потужністю Sном T. = 10000 кВА марки ТДН-
10000/115 У1, що має напруги UВН = 115 кВ та UНН = 11 кВ. 
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 49 
 
 
 
       
 
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з 
врахуванням компенсації реактивної потужності 
 
При вирішенні цього питання керуються такими положеннями: 
– число трансформаторів на підстанції визначається з умови 
надійності живлення з урахуванням категорії споживачів електроенергії; 
– намічаються можливі варіанти потужності трансформаторів з 
урахуванням допустимого їх перевантаження в робочому і після аварійному 
режимах, і на підставі техніко-економічного зіставлення вибирається 
прийнятний варіант з урахуванням можливого збільшення навантажень. 
Цехові трансформаторні підстанції, що живлять силові і, як правило, 
освітлювальні електроустановки промислових підприємств, є основними 
електроустановками системи розподілу електроенергії напругою до 1 кВ. 
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, в основному, 
вимогами надійності живлення споживачів [3]. 
Визначальними факторами при виборі одиничної потужності 
трансформатора є витрати на живлючу мережу 0,4 кВ, втрати потужності в 
живлячій мережі і в трансформаторах, витрати на будівельну частину ТП. 
Якщо значення густини навантаження 0, 2кВ ⋅ А / м2  і більше, доцільно 
застосовувати трансформатори потужність 400 кВ ⋅ А,  600 кВ ⋅ А  і 1000 кВ ⋅ А;  
якщо густина навантаження (0,2 − 0,3)кВ ⋅ А / м2  - економічною є потужність 
трансформаторів 1000 кВ ⋅ А;  якщо густина навантаження більше ніж 
0,3кВ ⋅ А / м2  доцільно застосовувати трансформатори потужність 1600 кВ ⋅ А  і 
2500 кВ ⋅ А.  
Кількість типорозмірів трансформаторів на одному підприємстві має 
бути мінімальним. 
При цьому живлення ЕП I та II категорії передбачають від 
двотрансформаторних підстанцій. 
Попередньо обираються можливі варіанти потужності трансформаторів 
ТП з урахуванням допустимого перевантаження в робочому і після 
аварійному режимах. 
Існує декілька методик розрахунку числа та потужності цехових 
трансформаторів з врахуванням компенсації реактивної потужності. Один з 
можливих шляхів вибору числа і економічної потужності цехових 
трансформаторів одночасно з вибором низьковольтних батарей 
конденсаторів (НБК) приведено нижче. Загальна послідовність розрахунків 
наступна. 
Вибирається додаткова потужність НБК QНК2 з метою оптимального 
зниження втрат потужності в трансформаторах та мережі напругою 10(6) кВ. 
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 50 
 
 
 
       
 
QHK = QHK1 + QHK2.                                           (4.9) 
сум
QHK = 539,01− 248,01 = 291. квар 
сум
 
 Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової потужності 
Sном T, що призначені для живлення технологічно зв’язаних навантажень 
дорівнює:  
 
N P
= max
min + ∆N,                                     (4.10) 
кзаван ⋅Sном Т
N 799
min = + 0,34 =1,   
0,75 ⋅1600
 
де Pmax – максимальне активне навантаження даної групи трансформаторів, 
кВт; 
      Sном Т – номінальна потужність трансформатора, кВА; 
      ∆N –  дробовий доданок до найближчого цілого числа. 
 Для трансформаторів цехових підстанцій слід, як правило, 
застосовувати наступні коефіцієнти завантаження:  
– для цехів з переважним навантаженням I категорії при дво- 
трансформаторних підстанціях – 0,65 - 0,7; 
– для цехів з переважним навантаженням II категорії при одно- 
трансформаторних підстанціях з взаємним резервуванням трансформаторів 
– 0,7 - 0,8; 
– для цехів з переважним навантаженням II категорії з можливістю 
використання централізованого резерву трансформаторів і для цехів з 
навантаженням III категорії – 0,9 - 0,95 [3]. 
Економічна кількість трансформаторів Ne яка знаходиться за виразом 
 
 Ne = Nmin + m,                                              (4.11) 
Ne = 1 + 0 = 1,  
 
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [8] у 
функції Nmin і ∆N.  
За рахунок ∆N  та m з’явиться некомпенсована потужність Qmax T, яка 
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона 
за формулою 
 
Q 2 2
max T = (Ne ⋅ кзаван.ф ⋅ Sном Т ) − Рmax ,                           (4.12) 
Q 2
max T = (1 ⋅ 0,5 ⋅1600) − 7992 = 39,99,  квар 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 51 
 
 
 
       
 
де кзаван.ф – фактичний коефіцієнт завантаження 
к SТП 799
заван.ф = = = 0,5.  
Ne ⋅Sном Т 1⋅1600
 Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів 
QHK1 cкладе  
 
QHK1 = Qmax − Qmax T ,                                       (4.13) 
0,4
QHK1 = 579 − 39,99 = 539,01,  квар 
 
де Qmax  – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш 
0,4
завантажену зміну, квар. 
 При QHK1 < 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не 
потрібно. 
 Додаткова потужність статичних конденсаторів QHK2 з врахуванням 
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою 
 
QHK2 = Qmax − QНК1 − γ ⋅ Ne ⋅Sном Т ,                             (4.14) 
0,4
QHK2 = 579 - 539,01 - 0,18 ×1×1600 = -248,01,  квар 
 
де γ  – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників К1, 
К2, схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі. 
 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, однозмінній – 24. 
 Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ПГВ та потужність 
трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з довідковими 
даними. 
Якщо в розрахунках отримаємо, що QHK2 < 0, тоді додатково 
встановлювати конденсаторні батареї не потрібно. 
Результати вибору приводиться у вигляді таблиці «Вибір кількості та 
потужності цехових трансформаторів та НКБ». 
 
 
  
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 52 
 
 
Таблиця 4.1 − Вибір кількості та потужності цехових трансформаторів та низьковольтних батарей 
конденсаторів 
Місце 
встановлення РНН ТП, QНН ТП, SНН ТП, Sном Т, Nе, QНК1, QНК2, QНКΣ, Прийнятий тип та Сумарна 
кількість батарей потужність  
(ТП) кВА квар кВА кВА шт квар квар квар батарей 
конденсаторів Qкку, квар 
1 2 3 4 5 6 7 8  9 10 11 
ТП-1 629 363,5 727 1000 1 0 183,5 183,5 УКБН-0,38-200-50 УЗ 1 шт. 200 
КТП-2 799 579 987 1600 1 539 248 291 УКРМ-0,38-320-20 УЗ 1 шт. 320 
ТП-3 868 504 953,5 630 2 0 277,2 277,2 УКБН-0,38-135 ТЗ 2 шт. 270 
ТП-4 724 479,9 825,2 630 2 0 253,1 253,1 УКБН-0,38-135 ТЗ 2 шт. 270 
ТП-5 425,2 249,9 468,6 400 2 0 105,9 105,9 УК2-0,38-50 УЗ 2 шт. 100 
ТП-6 479 310,1 542,1 400 2 0 196,7 196,7 УКБН-0,38-200-50 УЗ 1 шт. 200 
ТП-7 178 99,8 193,9 250 1 0 54,8 54,8 УК2-0,38-50 УЗ 1 шт. 50 
ТП-8 405,6 269,1 462,4 400 2 0 125,1 125,1 УК3-0,415-60 ТЗ 2 шт. 120 
ТП-9 271 150,9 294,7 250 2 0 60,9 60,9 УК2-0,415-40 ТЗ 2 шт. 80 
ТП-10 1124 743,2 1280,1 1600 1 0 455,2 455,2 УКЛН-0,38-450-150 УЗ 1 шт. 450 
ТП-11 832 481 913,0 630 2 33 221,3 254,2 УКБН-0,38-135 ТЗ 2 шт. 270 
ТП-12 662 440,3 755,3 1000 1 0 260,3 260,3 УКБ-0,415-240 ТЗ 1 шт. 240 
ТП-13 1442 843 1586,8 1000 2 0 483 483 УКМ-0,4-250-50 УЗ 2 шт. 500 
ТП-14 415 256,4 463,4 630 1 0 143 143 УКЛН-0,38-150-50 УЗ 1 шт. 150 
ТП-15 873 358,8 943,9 630 2 0 253,8 253,8 УКБН-0,38-135 ТЗ 2 шт. 270 
ТП-16 873 358,8 943,9 630 2 0 253,8 253,8 УКБН-0,38-135 ТЗ 2 шт. 270 
Сумарна ємність НКБ 3760 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 53 
 
 
 
       
 
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві 
 
Заходи з компенсації реактивної потужності застосовують на основі 
техніко – економічних розрахунків, виконаних комплексно на базі єдиного 
перспективного плану розвитку даного району з урахуванням балансу 
реактивної потужності, виходячи із допустимих меж коливань напруги та 
спотворення форм кривої напруги і струму, встановлених ДСТУ EN 
50160:2014 [7]. 
Вибір засобів компенсації повинен виконуватися одночасно з вибором 
усіх елементів живлячої і розподільної електричної мережі для нормального і 
після аварійного режимів роботи [8]. 
Компенсація реактивної потужності є невід’ємною частиною завдання 
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності 
одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових 
підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії. 
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [10]. 
При виборі засобів компенсації реактивної потужності у мережі 10 кВ 
вихідними даними є максимальна реактивна потужність Qтax на шинах 
розподільчої установки 10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована 
високовольтними батареями статичних конденсаторів, визначається за 
виразом  
 
Qвк = кнс ⋅ Qmax + ∆Qт − Qек − ∑Qнк.ф ,  
Qвк = 0,92 ⋅ 6488 + 1227,7 − 425,9 − 3740 = 3030,  квар 
 
де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого 
навантаження промислового підприємства з максимумом навантаження 
енергосистеми; 
     Qmax – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар; 
     ∆Qт – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторах, квар  
     Qeк – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в 
часи її максимуму навантаження, квар; 
     ΣQнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних конденсаторних 
батарей, квар. 
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення двох 
комплектних високовольтних блоків статичних конденсаторів марки 
УКРМ−56−10,5−1800−У1 сумарною потужністю QБСК = 3600 квар при 
номінальній напрузі живлення Uном = 10,5 кВ. 
 
 
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 54 
 
 
 
       
 
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО 
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10(6) кВ 
 
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції 
внутрішньозаводської мережі 
 
Розподіл електроенергії у внутрішньозаводських електричних мережах 
виконуємо по радіальній схемі розподілу електроенергії в залежності від 
територіального розміщення навантажень, їхньої величини, необхідного 
ступеня надійності живлення та інших характерних рис проектованого 
підприємства. 
Для визначення найбільш відповідальних електроспоживачів звертаємо 
увагу на обладнання, що використовується в виробничому процесі комбінату. 
В нашому випадку до найбільш відповідальних споживачів відносяться 
сушильні камери, цехи з виробництва фанери, ДСП та ДВП, насосна станція, 
котельня. 
Саме припинення електропостачання обладнання цих цехів приведе до 
масового браку продукції, псування обладнання та загрози життю 
працівників комбінату. 
Зважаючи на те, що всі інші цехи підприємства в своєму складі не 
мають відповідальних та високовольтних електроспоживачів, живлення їх 
виконуємо також по радіальній схемі розподілу електроенергії, але з 
резервуванням на стороні 0,4 кВ. Прокладання кабельних ліній виконано в 
спеціально створених підземних кабельних каналах. 
Споживачі першої та другої категорії, згідно ПУЕ (пункт 1.2.17), як 
правило, живляться від двотрансформаторних підстанцій, з резервуванням на 
стороні 0,4 кВ. Враховуючи це до кожної трансформаторної підстанції 
підведено по дві окремі кабельні лінії, кожна з яких живить окремий цеховий 
силовий трансформатор. При проектуванні враховуємо кількість та 
потужність однотрансформаторних підстанції та розподіляємо їх потенціал 
потужності так, щоб навантаження на обох вводах ПГВ було приблизно 
однаковим. Резервування споживачів, що живляться від одно 
трансформаторних підстанцій, як правило виконується від більш потужного 
джерела живлення 0,4 кВ. 
 
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж 
 
Провідники будь-якого призначення мають задовольняти вимогам 
щодо гранично допустимого нагріву з урахуванням не тільки нормальних, а й 
після аварійних режимів, а також режимів у період ремонту і можливих 
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо [2].  
Температура нагріву струмовідних частин кабелів, проводів і шин не 
повинна перевищувати значень, наведених у табл. 1.3.1 – 1.3.3 ПУЕ [2].  
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 55 
 
 
 
       
 
Під час перевірки на нагрів приймається півгодинний максимум 
струму, найбільший із середніх півгодинних струмів цього елемента мережі. 
При визначенні перерізу жил кабелів для живлення цехових ТП за 
розрахункову потужність кожного трансформатора приймають максимальне 
навантаження (Pmax10 і Qmax10) з врахуванням втрат потужності в 
трансформаторі. Втрати активної ∆РТ  та реактивної ∆QТ  потужності в 
трансформаторі з достатньою для практики точністю приймають рівними 
відповідно 2% і 10% повної максимальної потужності із сторони низької 
напруги трансформатора: 
 
Рmax10 = Рроз 0,4 + ∆РТ = Рроз 0,4 + 0,02 ⋅Sном Т;                         (5.1) 
Рmax10 = 799 + 0,02 ⋅1600 = 831  Вт 
Qmax10 = Qроз 0,4 + ∆QТ = Qроз 0,4 + 0,02 ⋅Sном Т ,                       (5.2) 
Qmax10 = 579 + 0,1 ⋅1600 = 739,  квар 
 
де Рном 0,4, Qном 0,4 − активні та реактивні розрахункові  навантаження  на  
стороні 0,4  кВ, кВт та квар відповідно. 
Розрахункова потужність лінії з урахування електричної схеми 
живлення визначається за співвідношенням 
 
S 2 2
Л = Рmax10 + Qmax10 ,  
і і і
S = 8312 + 7392
Л(ТП−2) =1112,1,  кВА 
 
де Рmax10 і Qmax10 − розрахункова активна і реактивна потужність лінії і-го 
трансформатора з врахуванням втрат в трансформаторах, що розраховані за 
співвідношеннями %, 5.1 – 5.2). Розраховані дані заносимо у таблицю 5.1. 
 
Таблиця 5.1 − Розрахункові дані повної потужності споживачів 
ТП Рроз0,4 кВт Qроз0,4 квар Sном Т кВА Рmax10, кВт Qмax10, квар SЛ, кВ ·А 
1 2 3 4 5 6 7 
ТП-1 629 363,5 1000 640,0 463,5 718,4 
КТП-2 799 579 1600 831 739 1112,1 
ТП-3 868 504 630 880,6 567 1047,4 
ТП-4 724 479,9 630 736,6 542,9 915,1 
ТП-5 425,2 249,9 400 433,2 289,9 521,3 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 56 
 
 
 
       
 
Продовження таблиці 5.1 
ТП-6 479 310,1 630 491,6 373,1 570,5 
ТП-7 178 99,8 250 183,0 124,8 221,5 
ТП-8 405,6 269,1 400 413,6 309,1 516,4 
ТП-9 271 150,9 250 276,0 175,9 327,3 
ТП-10 1124 743,2 1600 1156,0 903,2 1467,0 
ТП-11 832 481 630 844,6 544 1004,6 
ТП-12 662 440,3 1000 682,0 540,3 870,1 
ТП-13 1442 843 1000 1462,0 943 1739,7 
ТП-14 415 256,4 630 427,6 319,4 533,7 
ТП-15 873 358,8 630 876,9 572,3 943,8 
ТП-16 873 358,8 630 876,9 572,3 943,8 
 
 
 Розрахунковий струм лінії ІрозЛ(КТП-2) в нормальному режимі 
визначається за формулою: 
 
I S
роз Л = Л ,  А 
3 ⋅ Uном
 
де Uном − номінальна напруга лінії, кВ. 
Підставивши у формулу вище відповідні значення, отримаємо 
розрахунковий струм лінії 
: 
 
I 1112,1
роз Л(ТП−2) = = 64,2.  А 
3 ⋅10
 
Для визначення перерізу живлячого кабелю визначаємо згідно ПУЕ 
(таблиця 1.3.36) економічну густину струму. При використанні максимуму 
навантаження від 1000 до 3000 годин на рік і виконанні живлячої лінії 
кабелем з алюмінієвими жилами та паперовою ізоляцією економічна густина 
струму складе J 2
ек = 1,6 А/мм . 
Визначаємо стандартний переріз кабельної лінії Fек(КТП-2), по якому 
проходить струм Іроз Л(КТП-2) за формулою: 
 
I
F роз Л(КТП−2)
ек(КТП−2) = ;  
Jек
F 64,2
ек(КТП−2) = = 40,1. мм2 
1,6
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 57 
 
 
 
       
 
Для живлення підстанції КТП-2 приймаємо кабель марки АСБГ(3×50) з 
перерізом жил 50 мм2 та тривало допустимим струмом Ідоп = 140 А. 
Аналогічно вибираємо кабелі, що живлять інші ТП. Результати 
розрахунків зводимо в таблицю 5.2 
 
Таблиця 5.2 − Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ 
Ділянка SЛ, L м I , A Fек,    Iдоп, Прийнята 
кабелю кВА КЛ, роз Л  мм2 А F, мм2 Марка кабелю 
1 2 3 4 5 6 7 8 
ПГВ-ТП1 718,4 35 41,5 25,9 110 35 АСБГ(3×35) 
ПГВ-КТП2 1112,1 100 64,2 40,1 140 50 АСБГ(3×50) 
ПГВ-ТП3 1047,4 70 60,5 43,2 140 50 АСБГ(3×50) 
ПГВ-ТП4 915,1 150 52,9 37,8 110 35 АСБГ(3×35) 
ПГВ-ТП5 521,3 120 30,1 21,5 90 25 АСБГ(3×25) 
ПГВ-ТП6 570,5 50 32,9 20,6 90 25 АСБГ(3×25) 
ПГВ-ТП7 221,5 80 12,8 9,1 70 16 АСБГ(3×16) 
ПГВ-ТП8 516,4 90 29,8 21,3 90 25 АСБГ(3×25) 
ПГВ-ТП9 327,3 280 18,9 13,5 70 16 АСБГ(3×16) 
ПГВ-ТП10 1467,0 50 84,8 60,6 170 70 АСБГ(3×70) 
ПГВ-ТП11 1004,6 60 58,1 41,5 140 50 АСБГ(3×50) 
ПГВ-ТП12 870,1 200 50,3 35,9 110 35 АСБГ(3×35) 
ПГВ-ТП13 1739,7 130 100,6 71,8 205 95 АСБГ(3×95) 
ПГВ-ТП14 533,7 60 30,9 22,0 90 25 АСБГ(3×25) 
ПГВ-ТП15 943,8 20 54,5 34 110 35 АСБГ(3×35) 
ПГВ-ТП16 943,8 20 54,5 34 110 35 АСБГ(3×35) 
ПГВ-БСК10 1800 5 104 65 170 70 АСБГ(3×70) 
 
 
 
 
 
 
Виконуємо перевірку обраного кабеля на допустимий струм в 
нормальному режимі роботи за співвідношенням 
 
Іроз, Л ≤ Ідоп ⋅ К1 ⋅ К2,  
64,2 ≤140 ⋅1,04 ⋅ 0,87;        
                              
де К1 − поправочний коефіцієнт, що залежить від температури землі та 
повітря в середовищі яких прокладено кабель; К1 = 1,04; 
      К2 − поправочний  коефіцієнт, що залежить від кількості кабелів, 
прокладених паралельно; К2 = 0,87 
      Ідоп − тривалий допустимий струм на 1 кабель в нормальних умовах, А. 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 58 
 
 
 
       
 
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається 
за виразом: 
 
2 ⋅ Iроз Л ≤ Iдоп ⋅ К1 ⋅ К2 ⋅ К3,  
 
де К3 − допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії; К3 = 1,25.  
Підставивши у співвідношення (1.34) відповідні значення отримаємо: 
 
2 ⋅ 64,2 ≤140 ⋅1,04 ⋅ 0,87 ⋅1,25;  
128,4 ≤158,3. 
 
 Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не 
більше 5% від Uном, тобто має виконуватися умова: 
 
∆U ≤ 52,5.  кВ 
 
Величина втрати напруги в лінії ΔU (В) визначається за формулою: 
 
∆U = 3 ⋅ Іроз Л ⋅ LКЛ ⋅ (r0 ⋅ cosϕ + x0 ⋅ sin ϕ),  
 
де r0, x0 – відповідно питомий активний та реактивний опір лінії, Ом/км; для 
кабелю АСБГ(3×50) r0 = 0,047 Ом/км, x0 = 0,92 Ом/км. 
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо величину 
втрати напруги у лінії: 
 
∆U = 3 ⋅ 64,2 ⋅ 0,1⋅ (0,047 ⋅ 0,77 + 0,92 ⋅ 0,64) = 6,95.  кВ 
 
 Втрата напруги в лінії не перевищує допустиму, оскільки виконується  
умова (1.35): 
 
6,95 ≤ 52,5. 
 
Вибраний кабель повністю відповідає усім умова і режимам роботи. 
Аналогічно виконуємо перевірку інших живлячих кабельних ліній. 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 59 
 
 
 
       
 
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ 
ВИЩЕ 1000 В 
 
6.1 Вихідні дані для розрахунку 
 
Основною причиною порушення нормального режиму роботи СЕП є 
виникнення короткого замикання в мережі або в елементах 
електрообладнання внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій 
обслуговуючого персоналу. 
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання, 
згідно ПУЕ (пункт 1.4.9 – 1.4.13), є прийнята схема електропостачання та 
величина потужності короткого замикання на шинах районної підстанції. 
Розрахункова схема мережі та її схема заміщення зображені на рисунку 6.1.  
 
х с     
К1      х л     
Rл     
К1      
х т р     
Rт  р     
х а в т      
Rа  в  т     
К2      х ш      
Rш      
К2      
х а в т  1      х а в т  2      
К3      К4      R а в  т  1     R а в  т  2     
х я 1      х я 2      
R я 1      R я 2      
Т П  1      Т П  2      К3      К4      
Т П  1      Т П  2       
Рисунок 6.1 – Електрична схема та схема заміщення для розрахунку 
  струмів 
  К    З у високовольтн  і й  мережі  
                                  
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 60 
 
                                           
         
         
                                                      
                                           
                                                                                                                                                                                                        
 
 
       
 
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в 
характерних точках 
 
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для 
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ 
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього 
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого 
– в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з’єднаними у такій 
же послідовності. 
Розрахунки проводять методом точного зведення у іменованих або 
відносних одиницях. 
Для найбільш характерних обраних точок короткого замикання Кі 
розраховується початкове значення Іп0 періодичної складової струму КЗ, 
ударний струм іу. 
Розраховуючи ударний струм вважають [15] (у п. 6.2 – 6.3 
використовуються позначення фізичних величин, прийнятих у цьому 
нормативі): 
1) ударний струм наступає через 0,01 c після початку КЗ; 
2) амплітуда періодичної складової струму КЗ в момент t = 0,01 
c дорівнює амплітуді цієї складової в початковий момент КЗ. 
В простих радіальних електричних мережах ударний струм слід 
визначати згідно формули 
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: 
− базисна потужність − Sб = 100 МВА;    
− базисна напруга − Uб1 = 115 кВ, Uб2 = 10,5 кВ; 
 − базисний струм визначаємо за формулою: 
 
I S
= б
б .  
3 ⋅ Uб
 
Відповідно: 
 
− базисний струм І ступеня: I 100
б1 = = 0,5 кА;  
3 ⋅115
 
100
− базисний струм ІІ ступеня: Iб2 = = 5,5 кА.  
3 ⋅10,5
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 61 
 
 
 
       
 
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях. 
Реактивний опір системи хс (в.о.) визначаємо за формулою: 
x S
= б
c ,
S                                                     (6.1) 
кз
 
де Sкз − потужність, яку видає генератор в мережу при короткому замиканні, 
МВА. 
Підставивши у формулу (6.1) відповідні значення, отримаємо опір 
електричної системи (в.о.): 
 
х 100
c = = 0,05. Ом 
2000
 
Активний Rпл (в.о.) та реактивний хпл (в.о.) опір повітряної лінії 110 кВ 
визначаємо за формулами: 
 
 
 
R = r ⋅ l S
⋅ б
пл 0пл л 2 ;                                             (6.2) 
U б1
х х l Sб
пл = 0пл ⋅ л ⋅ 2 ,                                             (6.3) 
U б1
 
де r0пл, x0пл − активний та індуктивний опір 1 кілометру лінії, Ом; для лінії з 
провідника марки АС−70 r0пл = 0,329 Ом/км, х0пл = 0,195 Ом/км. 
     lл − довжина лінії, км. 
Підставивши у формули (6.2) та (6.3) відповідні значення, отримаємо 
активний та індуктивний опір повітряної лінії 110 кВ (в.о.): 
 
Rпл = 0,329 ⋅ 7 100
⋅ = 0,0174;  Ом 
1152
хпл = 0,195 100
⋅ 7 ⋅ 2 = 0,0103.  Ом 
115
 
Реактивний опір трансформатора ПГВ хтр (в.о.) визначаємо за 
формулою: 
 
х U
= к S
тp ⋅ б ,                                               (6.4) 
100 Sн.mp
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 62 
 
 
 
       
 
де Uк − напруга короткого замикання трансформатора, %; для 
трансформатора ТДН−10000/115 У1 Uк = 10,5 %.  
        Sн.тр − номінальна потужність трансформатора, МВА. 
Підставивши у формулу (6.4) відповідні значення, отримаємо 
реактивний опір трансформатора ПГВ (в.о.): 
 
х 10,5 100
тp = ⋅ =1,55. 
100 10
 
Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в 
характерних точках 
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К1 ІкзК1 за виразом: 
 
I Iб1
кзК1 = ,                                                   (6.5) 
Z К1
 
де ZК1 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К1, в.о. 
Величину цього опору визначаємо за формулою: 
 
ZК1 = (х + х )2
c пл + R 2
пл ;  
ZК1 = (0,05 + 0,0103)2 + 0,01742 = 0,06. Ом 
 
Підставивши у формулу (6.5) відповідні значення, отримаємо струм 
короткого замикання в точці К1: 
 
 
I = 0,5
кзК1 = 8,3.
0,06  кА 
 
Ударний струм в точці К1 іудК1  визначаємо за виразом: 
 
іудК1 = 2 ⋅ IкзК1 ⋅ kудК1,                                            (6.6) 
 
де kудК1 − ударний коефіцієнт в точці К1; визначається за формулою: 
 
3,14 R
− ⋅ пл
k =1+ е хc +хпл
удК1 ;  
0,0174
−3,14⋅
kудК1 =1+ 2,71 0,05+0,0103 =1,4. кА 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 63 
 
 
 
       
 
Підставивши у формулу (6.6) відповідні значення, отримаємо величину 
ударного струму в точці К1: 
 
іудК1 = 2 ⋅8,3 ⋅1,4 =16,4.  кА 
 
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К2 ІкзК2  за виразом: 
 
I Iб2
кзК2 = ,                                                   (6.7) 
Z К2
 
де ZК2 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К2, в.о. 
Величину цього опору визначаємо за формулою: 
 
ZК2 = ( 2
хс + хпл + хтр + хш ) + (R 2
пл + Rшл ) ;  
Z 2 2
К2 = (0,05 + 0,0103 +1,55 + 0,21) + (0,0174 + 0,21) =1,83.  кА 
 
Підставивши у формулу (6.7) відповідні значення, отримаємо струм 
короткого замикання в точці К2: 
 
 
IкзК2 = 5,5 = 3.
1,83  кА 
 
Ударний струм в точці К2 іудК2 визначаємо за виразом: 
 
іудК2 = 2 ⋅ IкзК2 ⋅ kудК2;                                            (6.8) 
 
де kудК2 − ударний коефіцієнт в точці К2; визначається за формулою: 
 
−3,14 Rпл +R
⋅ шл
kудК2 =1+ е хс +хпл +хтр +хш ;  
−3,14 0,0174+0,21
⋅
kудК2 =1+ 2,71 0,05+0,0103+1,55+0,21 =1,67.  кА 
 
Підставивши у формулу (6.8) відповідні значення, отримаємо величину 
ударного струму в точці К2: 
 
іудК2 = 2 ⋅3 ⋅1,67 = 7,08.  кА 
 
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К3 ІкзК3 за виразом: 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 64 
 
 
 
       
 
I I
кзК3 = б2 ,                                                   (6.9) 
Z К3
 
де ZК3 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К3, в.о. 
Величину цього опору визначаємо за формулою: 
 
ZК3 = (Хс + Хпл + Хтр + Хш + Хавт + Хш + Х 2 2
авт1 + Хл1) + (Rпл + Rш + Rавт + Rш + Rавт1 + Rл1) ;
ZК3 = (0,05 + 0,0103 +1,55 + 0,21+ 0,13 + 0,21+ 0,17 + 0,082)2 +  
+(0,0174 + 0,21+ 0,41+ 0,21+1,1+ 0,0612)2 = 3,52.  Ом 
 
Підставивши у формулу (6.9) відповідні значення, отримаємо струм 
короткого замикання в точці К3: 
 
 
I 5,5
кзК3 = =1,57.  кА 
3,52
 
Ударний струм в точці К3 іудК3  визначаємо за виразом: 
 
іудК3 = 2 ⋅ IкзК3 ⋅ kудК3;                                           (6.10) 
 
де kудК3 − ударний коефіцієнт в точці К3; визначається за формулою: 
 
 
3,14 Rпл +Rш +R
− ⋅ авт +Rш +Rавт1+Rл1
k =1+ е Хс +Хпл +Хтр +Хш +Хавт +Хш +Хавт1+Хл1
удК3 ;  
3,14 0,0174+0,21+0,41+0,21+1,1+0,0612
− ⋅
k =1+ 2,71 0,05+0,0103+1,55+0,21+0,13+0,21+0,17+0,082
удК3 =1,09.  кА 
 
Підставивши у формулу (6.10) відповідні значення, отримаємо 
величину ударного струму в точці К3: 
 
 
іудК3 = 2 ⋅1,57 ⋅1,09 = 2,41.  кА 
 
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К4 ІкзК4 за виразом: 
 
I I
= б2
кзК4 ,                                                   (6.11) 
Z К4
 
де ZК4 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К4, в.о. 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 65 
 
 
 
       
 
 Величину цього опору визначаємо за формулою: 
 
ZК4 = (Хс + Х 2 2
пл + Хтр + Хш + Хавт + Хш + Хавт2 + Хл2 ) + (Rпл + Rш + Rавт + Rш + Rавт2 + Rл2 ) ;
ZК4 = (0,05 + 0,0103 +1,55 + 0,21+ 0,13 + 0,21+ 0,17 + 0,082)2 +  
= +(0,0174 + 0,21+ 0,41+ 0,21+1,1+ 0,0625)2 = 3,14. Ом 
 
Підставивши у формулу (6.9) відповідні значення, отримаємо струм 
короткого замикання в точці К4: 
 
I 5,5
кзК4 = =1,7.  кА 
3,14
 
Ударний струм в точці К4 іудК4  визначаємо за виразом: 
 
іудК4 = 2 ⋅ IкзК4 ⋅ kудК4;                                           (6.12) 
 
де kудК4 − ударний коефіцієнт в точці К4; визначається за формулою: 
 
3,14 Rпл +Rш +R +R +R +R
− ⋅ авт ш авт 2 л 2
k =1+ е Хс +Хпл +Хтр +Хш +Хавт +Хш +Хавт 2 +Хл 2
удК4 ;  
3,14 0,0174+0,21+0,41+0,21+1,1+0,0625
− ⋅
k =1+ 2,71 0,05+0,0103+1,55+0,21+0,13+0,21+0,17+0,082
удК4 =1,15.  кА 
 
Підставивши у формулу (6.12) відповідні значення, отримаємо 
величину ударного струму в точці К4: 
 
іудК4 = 2 ⋅1,57 ⋅1,15 = 2,54. кА 
 
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1. 
 
Таблиця 6.1 − Струми короткого замикання в СЕП 
Точка короткого 
замикання К1 К2 K3 К4 
1 2 3 4 5 
R*к, в.о. 0,0147 0,23 2,56 2,01 
х*к, в.о. 0,0603 1,82 2,41 2,42 
Z*к, в.о. 0,062 1,83 3,52 3,14 
ІКЗ, кА 8,3 3 1,57 1,7 
іуд, кА 16,4 7,08 2,41 2,54 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 66 
 
 
 
       
      
            
                       
                  
                    
                      
                  
                 
      
6.3 Розрахунок струму однофазного коротк о г   о   замик   а н  ня в мережі 
110 кВ                       
       
      
Розраху  н  о  к струму од  н  о  фазного коро т  к   о  г  о  замикан н   я     з д  ійснюється для 
розрахункової схеми, що містить точки о д  н     о    ф   азного к о р    о     т   к ого замикання 
методом симетричних складових. Скла д  ається схе м   а заміщення 
користуючис ь   р  е комендаці я м   и  та припущен  н    я    м     и, вказани  м    и    у   [9]. 
Для розрахунку струму однофазного з а
 м   
   икання    на  з е    м  лю приймаємо 
електри ч  н  у   с хему тра  н  с ф   о рматора 110/10 кВ   і  складає  м о    с  х   ему за  м  і щ ення 
(рисунок 6.1) зі струмом короткого замикання  м        в     т о  ч ці А.                  
 
                              
S к з      А                      
        х с     х л    А         х т р  1     х т р  2     
 
Рисунок 6.1 − Електри  ч   н а схем
одно  а  фа   і зн 
с х  ема заміщення для розрахунку 
ого К   З                
 
На базі цих схем  п р    и  водим о        с х  е м у д  л  я        виз н  а  ч   е   ння опору нульової 
послідовності (рисунок 6.2). Розрахунок ведемо у відносних одиницях. 
 
х с 0      х л 0    А       х т  р 1   0       х т р  2  0     
U к  0               
                                                       
Рисунок 6.2 − Схема для р о  з   р  а   х   у  н   к у опору нульової посл ід   о   в   н  о  с т і       
 
          
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії х0 (в.о.) 
          в и  з  н  ач  а є м    о     ч  е ре  з    о   п   ір    л  і  н і ї прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта 
n, величина якого залежить      в   і д        к  о  нструктивного викона н н    я       л  і ні ї       з а 
формулою: 
х0 = n ⋅ хл1;                                                    (6.13) 
 
де n − коефіцієнт в залежності від типу монтажу лінії, для одноланцюгової 
лінії зі сталевими тросами n = 3. 
Підставивши у формулу (6.13) відповідні значення, отримаємо 
індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії (в.о.): 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 67 
 
                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                
 
 
       
 
х0 = 3 ⋅ 0,025 = 0,075.   
 
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від 
схеми з’єднання обмоток трансформатора − при схемі з’єднання зірка з 
нульовим виводом − трикутник (рисунок 6.2) мають такі ж значення, як і 
прямої послідовності. 
Потужність однофазного короткого замикання S (1)
к  (кВА) на шинах 110 
кВ заводської підстанції визначаємо через потужність трифазного КЗ за 
формулою: 
 
S(1) = k ⋅S(3)
к к ;                                                   (6.14) 
 
де k − коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ від шин районної 
підстанції, 0 ≤  k ≤ 1,5, при КЗ у віддаленій точці (поблизу трансформатора 
ТП1), приймаємо k  = 1,5. 
Підставивши у формулу (6.14) відповідні значення, отримаємо 
потужність однофазного короткого замикання на шинах 110 кВ заводської 
підстанції: 
 
S(1)
к =1,5 ⋅ 2000 = 3000.  кВА 
 
Струм однофазного КЗ І (1)
к   на шинах заводської підстанції визначаємо 
за виразом: 
 
I(1) S(1)
= к
к ,                                                  (6.15) 
3 ⋅ U1
 
де U1 − номінальна напруга на шинах заводської підстанції, кВ; U1 =110  кВ. 
Підставивши у формулу (6.15) відповідні значення, отримаємо струм 
однофазного короткого замикання на шинах 110 кВ заводської підстанції: 
 
I(1) 3000
к = =15,7. кА 
3 ⋅110
 
Опір нульової послідовності системи хco (в.о.) визначаємо з виразу: 
 
І(1)
к 3 ⋅1
= ,                                            (6.16) 
Іб хс1 + хс2 + хсо
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 68 
 
 
 
       
 
де хс1, хс2 − відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи, в.о. 
Ці опори визначаються з виразу: 
 
 
хс1 = хс2 = хс. 
 
З виразу (6.16) знаходимо хсо (в.о.): 
 
х 3 ⋅1⋅ І
= б
с0 − х − х ;  
І с1 с2
к
х 3 ⋅1⋅5,5
с0 = − 0,05 − 0,05 =1,04.  
15,7
 
Згідно з рисунком 6.2 визначаємо сумарний опір схеми нульової 
послідовності х0 (в.о.) для однофазного струму КЗ як паралельне з'єднання 
двох гілок: 
(хс0 + хл0 )(х
х = тр10 + хтр20 )
0 ;  
(хс0 + хл0 ) + (хтр10 + хтр20 )
х (1,04 + 0,0103)(1,66 +1,66)
0 = = 0,797. 
(1,04 + 0,0103) + (1,66 +1,66)
 
Струм однофазного КЗ І (1)
кзА  у віддаленій точці А визначаємо за 
виразом: 
 
І(1) 3 ⋅1⋅ Іб
кзА = ,                                          (6.17) 
хрез1 + хрез2 + х0
 
де хрез1 = хрез2 = хс1 + хл1 = 0,05 + 0,0103 = 0,06. 
Підставивши у формулу (6.17) відповідні значення, отримаємо струм 
однофазного короткого у точці: 
 
І(1) 3 ⋅1⋅5,5
кзА = =17,9. кА
0,06 + 0,06 + 0,797
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 69 
 
 
 
       
 
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ПГВ. 
ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ 
ЛІНІЙ 
 
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ПГВ 
 
Обгрунтування вибору тупикової головної понижувальної підстанції 
(ТГП) може базуватися на кількох факторах, що враховують технічні, 
економічні та функціональні аспекти: 
– Ефективність використання землі: ТГП відзначається 
ефективнішим використанням земельної ділянки, оскільки вона може бути 
розташована у відносно невеликому просторі. Це особливо важливо в 
урбанізованих областях, де простір є дорогоцінним ресурсом. 
– Мінімізація втрат енергії: Тупикова головна понижувальна 
підстанція може зменшити втрати електроенергії, так як вона зазвичай 
розташована ближче до кінцевих споживачів, що знижує опір ліній передачі 
та мінімізує тепловиділення. 
– Стабільність електромережі: ТГП може сприяти стабільності 
електромережі, особливо у великих містах, де існує велика концентрація 
споживачів. Вона забезпечує ефективний розподіл електроенергії та може 
мати системи резервного живлення для запобігання перебоям у постачанні. 
– Економічна вигода: ТГП може бути економічно вигідною у 
випадках, коли забезпечення електроенергії великому кількості споживачів 
вимагає менше витрат на будівництво та обслуговування порівняно з іншими 
типами підстанцій. 
– Системи резервування та відновлення: ТГП може мати вбудовані 
системи аварійного резервування та автоматичного відновлення, що 
забезпечує надійність та оперативність системи навіть під час 
непередбачуваних ситуацій. 
– Масштабованість системи: ТГП може бути легше 
масштабованою для задоволення зростаючих потреб у виробництві та 
споживанні електроенергії. 
 
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН 
 
Апарати, які застосовують в електроустановках, повинні задовольняти 
умовам довготривалої номінальної роботи, режиму перевантаження 
(форсований режим) та режиму можливих коротких замикань [2]. 
Апарати також повинні відповідати умовам навколишнього 
середовища, виду установки (відкрита чи закрита), температурі, вологості, 
запиленості та іншим показникам. 
До силової апаратури мережі живлення відносяться комутаційні 
апарати РУВН (вимикачі і роз’єднувачі та ін.), які вибираються по 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 70 
 
 
 
       
 
максимальному струму і номінальній напрузі і перевіряються на 
електродинамічну і термічну стійкість до струмів КЗ. Результати вибору 
зводяться в таблицях 7.1 – 7.2. 
 
Таблиця 7.1 − Вибір вимикача 
Розрахункові дані  Каталожні дані вимикача 
ВГТ-110-40/2500 У1 
1 2 
Uн = 110 кВ Uн = 110 кВ 
Іmах = 68,8 А Ін = 2500 А 
Iуд = 20,9 кА Iм.м.ск. = 67 кА 
Int = 8,3 кА Iвідкл. = 40 кА 
Вк = І2
t=∞ ⋅ tф = 20,52 ⋅ 0,05 = 21,01 В = І2
к m ⋅ tm = 672 ⋅ 0,05 = 224,4  
 
де Ім.м.ск. – номінальний допустимий струм термічної стійкості вимикача на 
проміжку часу tm, кА; 
     Вк – тепловий імпульс струму, що характеризує кількість теплоти, яка 
виділяється в апараті під час дії струмів КЗ; 
     Івідкл. – струм спрацювання апарату захисту, кА; 
     tф – час спрацювання апарату захисту, с.   
 
Таблиця 7.2 − Вибір роз’єднувача 
Розрахункові дані  Каталожні дані роз’єднувача 
РДЗ-2-110Б/1000 У1 
1 2 
Uн = 110 кВ Uн =110 кВ 
Іmах = 68,8 А Ін = 1000 А 
Iуд = 20,9 кА Iм.м.ск. = 80 кА 
Int = 8,3 кА Iвідкл. = 31,5 кА 
 
Апаратура вважається правильно вибраною, якщо каталожні дані 
більше (дорівнюють) розрахунковим. 
 
7.3 Вибір високовольтних апаратів РУНН 
 
До силової апаратури розподільчої мережі відносяться ввідні та 
секційні вимикачі, які вибираються аналогічно вимикачам 110 кВ, згідно 
ПУЕ (пункти 1.4.19 – 1.4.22), по максимальному струму і номінальній 
напрузі та перевіряються на електродинамічну і термічну стійкість до 
струмів КЗ. 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 71 
 
 
 
       
 
Результати вибору ввідного вимикача зводимо в таблицю 7.3, 
секційного вимикача – в таблицю 7.4. 
 
Таблиця 7.3 − Вибір ввідного вимикача 10 кВ 
Розрахункові дані  Каталожні дані вимикача 
ВБ4-П-10/1250 
1 2 
Uн = 10 кВ Uн = 10 кВ 
Іmах(ввід) = 720 А Ін = 1250 А 
Iуд = 7,5 кА Iм.м.ск. = 31,5 кА 
Int = 3 кА Iвідкл. = 31,5 кА 
В 2 2 2 2
к = Іt=∞ ⋅ tф = 7,5 ⋅ 0,12 = 6,75  Вк = Іm ⋅ tm = 31,5 ⋅ 0,12 =109  
 
де Імах(ввід) − розрахунковий струм ввідного вимикача, А. 
 Розрахунковий струм ввідного вимикача Імах(ввід) визначаємо за 
формулою: 
S
I = розр
max(ввід) ;  
3 ⋅10,5
I 12992
max(ввід) = = 720 А.  
3 ⋅10,5
 
Таблиця 7.4 − Вибір секційного вимикача 10 кВ 
Розрахункові дані  Каталожні дані вимикача 
ВБ4-П-10/630 
1 2 
Uн = 10 кВ Uн = 10 кВ 
Іmах(секційний) = 360 А Ін = 630 А 
Iуд = 7,5 кА Iм.м.ск. = 20 кА 
Int = 3 кА Iвідкл. = 20 кА 
Вк = І2
t=∞ ⋅ t 2
ф = 7,5 ⋅ 0,12 = 6,75  Вк = І2
m ⋅ t 2
m = 20 ⋅ 0,12 = 48  
 
де Іmax(секційний) − розрахунковий струм секційного вимикача, А. 
Розрахунковий струм секційного вимикача Імах(секційний) визначаємо за 
формулою: 
0,5 ⋅S
I = розр
max(секційний) ;  
3 ⋅10,5
I 0,5 ⋅12992
max(секційний) = = 360 А.  
3 ⋅10,5
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 72 
 
 
 
       
 
7.4 Вибір трансформаторів струму 
 
Трансформатори струму, згідно ПУЕ (пункти 1.6.6 – 1.6.8), вибирають 
за номінальною напругою, первинному та вторинному струмам, за родом 
встановлення, конструкції, класу точності та перевіряють на термічну 
стійкість при короткому замиканні. Результати вибору трансформатора 
струму, що розташований у ввідному колі приведено в таблиці 7.5. 
 
Таблиця 7.5 − Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ 
Розрахункові дані  Каталожні дані трансформатора 
струму ТОЛ-10 (800/5) 
1 2 
Uн = 10 кВ Uн = 10 кВ 
Іmах = 720 А Ін = 800 А 
Iуд = 7,5 кА Iд = 14,8 кА 
Вк = І2 2
t=∞ ⋅ tф = 7,5 ⋅ 0,12 = 6,75  В 2
к = Іm ⋅ tm =14,82 ⋅ 0,12 = 26,2  
 
Номінальний струм вторинної обмотки трансформатора складає І2н=5А, 
допустима потужність вторинної обмотки при соsφ =0,8 та класі точності 0,5 
складає S2н = 15 ВА. 
Вибраний трансформатор струму перевіряємо на відповідність своєму 
класу точності. Для цього має виконуватися умова: 
 
rпров.ф + rприл < rн ,                                                (7.1) 
 
де rпров.ф − фактичний опір з’єднувальних проводів, Ом; 
     rприл − сумарний опір приєднаних до трансформатора приладів, Ом. 
     rн − опір вторинної обмотки трансформатора струму, Ом; rн = 0,6 Ом. 
Сумарний опір приєднаних приладів rприл  визначаємо за формулою: 
 
S
rприл = ∑ прил
2 ,                                                (7.2) 
I2н
 
де Sприл − сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної та 
реактивної енергії, інші прилади), ВА; Sприл = 7 ВА. 
 Підставивши у формулу (7.2) відповідні значення, отримаємо сумарний 
опір приєднаних приладів: 
 
r 14
прил = 2 = 0,28.  Ом 
5
 Сумарний опір з’єднувальних проводів rпров  визначаємо за формулою: 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 73 
 
 
 
       
 
S 2
2н − I 2н⋅(r + r )
rпров = прил к
2 ,                                        (7.3) 
I2н
 
де rк − опір контактів, Ом; rк = 0,1 Ом. 
Підставивши у формулу (7.3) відповідні значення, отримаємо сумарний 
опір з’єднувальних проводів: 
 
r 15 − 52 ⋅ (0,28 + 0,1)
пров = = 0,22.  Ом 
52
 
Визначаємо переріз з’єднувальних проводів Fпров: 
 
F lP ⋅ρ
пров = ,                                                   (7.4) 
rпров
 
де lпров − розрахункова довжина проводів при з’єднанні в зірку, м; 1р = lпров = 
25 м; 
     ρ − питомий опір матеріалу провідника, Ом·мм2/м; для алюмінієвих 
провідників ρ = 0,02 Ом·мм2/м. 
Підставивши у формулу (7.4) відповідні значення, отримаємо переріз 
з’єднувальних проводів: 
 
F 25 ⋅ 0,02
пров = = 2,27.  мм2 
0,22
 
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу F = 2,5 мм2. 
Визначаємо фактичний опір з’єднувальних проводів rпров.ф: 
 
r lP ⋅ρ
пров = ;   
F
r 25 ⋅ 0,02
пров = = 0,2.  Ом 
2,5
 
Підставивши у вираз (7.1) відповідні значення, отримаємо: 
 
0,2 + 0,28 < 0,6;  
0,46 < 0,6.  
 
Оскільки умова виконується, то обраний трансформатор струму 
забезпечить допустиму похибку в межах класу точності 0,5. 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 74 
 
 
 
       
 
7.5 Вибір трансформаторів напруги 
 
Вибір трансформаторів напруги в мережі 10 кВ виконуємо згідно ПУЕ 
(пункт 1.6.9). Для цього виконуємо розрахунок навантаження основної 
обмотки трансформатора. Розрахунок виконаємо в таблиці 7.6. 
 
Таблиця 7.6 − Розрахунок навантаження трансформатора напруги 
Потужність, що 
Прилад Тип споживається 
Р, Вт Q, вар S, ВА 
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 
Вольтметр ZUBR V3 2,0 1 1 0 1 2,0 − 2,0 
Лічильник 
активної NIK 2307 2,5 3 0,38 0,925 1 7,5 18,2 19,7 
енергії (ввід) 
Лічильник 
реактивної NIK 2307 2,5 3 0,38 0,925 1 7,5 18,2 19,7 
енергії (ввід) 
Лічильник 
активної 
енергії NIK 2307 2,5 3 0,38 0,925 11 82,5 200,2 216,7 
(лінії 10 кВ) 
Лічильник 
реактивної 
енергії NIK 2307 2,5 3 0,38 0,925 11 82,5 200,2 216,7 
(лінії 10 кВ) 
Всього       180 436,8 472,8 
 
Згідно з розрахунковим навантаженням трансформатора, що дорівнює 
Sф = 472 ВА, вибираємо трансформатор напруги типу НТМИ-10-66 УЗ 
потужністю Sн = 500 ВА. Оскільки номінальна потужність трансформатора 
більша розрахункової потужності навантаження, то трансформатор буде 
працювати в класі точності 0,5 з допустимою похибкою. 
 
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість 
 
Величину мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до 
струмів короткого замикання Fmin (мм2), згідно ПУЕ (пункти 1.4.16 − 1.4.18), 
визначаємо за формулою: 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 75 
 
Споживана 
потужність 
однієї 
котушки, Вт 
Кількість 
котушок, шт 
cosφ 
sinφ 
Число 
приладів, шт 
 
 
       
 
І
F = t=∞ ⋅ tф
min ,                                               (7.5) 
С
 
де Іt=∞ − ударний струм КЗ, що діє на ділянці лінії, А; 
     tф – фіктивний час дії струмів КЗ, с; 
     С – коефіцієнт, що визначається обмеженням допустимої температури 
нагрівання кабелю в залежності від його матеріалу, А ⋅ с / мм2 . Для кабелю з 
паперовою ізоляцією жил С = 83 А ⋅ с / мм2 . 
 Фіктивний час дії струмів КЗ tф (с) визначаємо за приблизним виразом: 
 
tф = tзах + tвідкл ,                                                (7.6) 
 
де tзах − тривалість дії захисту, с; 
     tвідкл − тривалість дії  відключаючої апаратури, с. 
Підставивши у формулу (7.6) відповідні значення, отримаємо 
фіктивний час дії струмів КЗ: 
 
 
tф = 0,08 + 0,12 = 0,2.  с 
 
 Визначимо для прикладу мінімальний переріз кабелю з умови 
термічної стійкості для лінії ПГВ – КТП2. 
Підставивши у формулу (7.5) відповідні значення, отримаємо 
мінімальний переріз кабелю з умови термічної стійкості: 
  
F 2540 ⋅ 0,2 2 
min = =13,7. мм
83
 
Лінія ПГВ – КТП2 виконана кабелем перерізом F = 50 мм2. Цей переріз 
більший за допустимий, тому він повністю задовольняє умовам термічної 
стійкості під час дії ударних струмів КЗ. 
Аналогічно виконуємо перевірку інших високовольтних кабелів, що 
використовується для розподілу електричної енергії по території комбінату. 
 
 
 
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 76 
 
 
 
       
 
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ 
 
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху 
 
Цех по виробництву фанери призначений для виготовлення 
великоформатної фанерної плити та виробництва з цієї фанери елементів 
різноманітних конструкцій. 
Технологія виготовлення такої фанери досить специфічна, оскільки 
фанера виготовляється з деревини різних порід з урахуванням даних 
майбутніх конструкцій. Зважаючи на цю специфіку технологічне 
обладнання, що встановлене в цеху можна поділити по функціональним 
групам: 
1група − обладнання для виробництва фанери: стрічковий транспортер; 
фугувальний верстат СФ-4;  пневмоукладач; верстат фрезерний Ф-4; 
двосторонній шипорізний верстат ШЛ-20; підйомно-завантажувальна 
платформа; двосторонній клеєнамазувальний верстат РС-5; однопролітний 
прес з сушкою;  
2 група − обладнання для виготовлення фанерних деталей певного 
розміру:  
торцювальна маятникова пила ЦЭМ; лобзиковий верстат АЖС-3; 
рейсмусовий верстат СРЗ-3; 
 3 група − обладнання для виготовлення фанерних деталей певної 
форми та спец виробів з фанери: автомат обробки різьблення; автомат 
обробки фігури; 
 4 група − обладнання для запресовки в фанерні вироби металевих 
вставок.  
Транспортування в середині відділення виконано транспортерами, або 
спеціальними вагонетками по рейкам. 
Живлення обладнання відділення виконано від однотрансформаторної 
внутрішньоцехової підстанції напругою 0,4 кВ. 
Усі цехові споживачі живляться за радіальною схемою розподілу 
електроенергії по кабельним лініям, що прокладені в кабельних каналах. 
Для забезпечення безпечних умов праці в приміщенні відділення 
встановлена, згідно СНіП 2.04.05-93, приточно-витяжна вентиляційна 
система, що призначена для видалення шкідливих парів та газів, що 
виникають у процесі роботи технологічного обладнання, та подачі свіжого 
чистого повітря з зовні приміщення. 
 
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем  
 
8.2.1 Загальні відомості 
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної 
та      електричної частин [6]. 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 77 
 
 
 
       
 
В світлотехнічної частині вирішуються наступні завдання: обираються 
типи джерел світла і світильників, намічають найбільш доцільні висоти 
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні 
характеристики освітлювальних установок. 
Електрична частина включає: визначення розрахункового 
навантаження освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, 
вибір раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі. 
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш 
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням 
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників. 
При проектуванні світлотехнічної частини слід також враховувати 
умови експлуатації освітлювальної установки. 
 
8.2.2 Розрахунок освітленості 
Розрахунок освітлення цеху по виробництву виконуємо методом 
коефіцієнту використання світлового потоку[6]. 
Виходячи із розряду зорової праці, згідно ПУЕ (пункти 6.1.1 – 6.1.11), 
по нормам освітленості, визначаємо нормативну освітленість загального 
освітлення цеху. Вона складе Ен = 150 лк. 
Розрахункова висота підвісу світильника складає h = 6 м. 
Необхідний світловий потік лампи Ф (лм) визначаємо за формулою: 
 
Ф kз ⋅ Е
= min ⋅S ⋅ z ,                                              (8.1) 
N ⋅ η
 
де kз – коефіцієнт запасу; приймаємо kз = 1,12;  
     Emin – мінімальна освітленість, лк; Emin = 150 лк;   
     S – площа освітлювального приміщення, м2; S = А × В = 24 × 24 = 576 м2;  
     z – коефіцієнт нерівномірності освітлення; приймаємо z = 1,15; 
     N – прийнята кількість світильників, шт.; 
     η – коефіцієнт використання світлового потоку. 
Приймаємо величину відносної відстані λ = L/h = 1. З цього виразу 
визначаємо відстань між світильниками L: 
 
L = λ ⋅ h;                                                     (8.2) 
L =1⋅ 6 = 6.  м 
 
Приблизну кількість світильників n (шт.) визначаємо за формулою: 
  
n S 576
= 2 = = 96. 
L 6
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 78 
 
 
 
       
 
n 576
= 2 =16.  
6
 
Визначаємо індекс приміщення і за формулою: 
 
i A ⋅ B
= ;                                               (8.3) 
h ⋅ (A + B)
i 24 ⋅ 24
= = 2.  
6 ⋅ (24 + 24)
 
Виходячи з індексу приміщення і коефіцієнта відбиття визначаємо для 
прийнятого типу світильника коефіцієнт використання світлового потоку η = 
0,6. 
Підставивши у формулу (8.1) відповідні значення, отримаємо 
необхідний світловий потік лампи: 
 
Ф 1,12 ⋅150 ⋅576 ⋅1,15
= =1932.  лм 
96 ⋅ 0,6
 
Відповідно до величини необхідного світлового потоку приймаємо 
світильник ЛСО 12-4×80-701 з чотирма лампами типу ЛХБ-80. Світловий 
потік однієї лампи ЛХБ-80 складає Фл = 5040 лм. Світловий потік одного 
світильника складе Фсв = 20160 лм. 
Перевірку правильності вибору джерела світла в приміщенні цеху 
виконуємо точковим методом. Для цього визначаємо освітленість в 
характерній точці використовуючи криві просторових ізолюкс. Відповідно 
освітленість в характерній точці Е складе: 
 
n
Фсв ⋅µ ⋅ ∑ei
Е = i=1 ,                                               (8.4) 
1000 ⋅ kз
 
де µ – коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників; 
приймаємо µ = 1,1; 
n
     ∑ei  – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових 
i=1
n
ізолюкс, лк; ∑ei =10,58 лк;  
i=1
n – кількість врахованих світильників, шт. 
Підставивши у формулу (8.4) відповідні значення, отримаємо 
освітленість в характерній точці: 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 79 
 
 
 
       
 
 
Е 20160 ⋅1,1⋅11,58
= =160,4.  лк 
1000 ⋅1,6
  
Прийнята освітлювальна установка повністю задовольняє умовам 
вибору, оскільки виконується умова: 
 
0,9 ⋅ Ен ≤ Е ≤1,1⋅ Ен;  
0,9 ⋅150 ≤160,4 ≤1,1⋅150;  
135 ≤160,4 ≤165.  
 
8.2.4 Електропостачання освітлювальних установок  
Приводяться вимоги розділу 6 ПУЕ [2] та інших нормативних 
документів до схеми живлення освітлювальних установок щодо необхідного 
рівня надійності живлення; регламентованого рівні напруги і постійності 
напруги джерела живлення тощо. 
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на 
підставі світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості 
світильників, тобто відповідно до встановленої потужності світильників. 
Для освітлювальних установок з лампами розжарювання розрахункова 
потужність ( Рроз ) визначається виразом 
 
n
Рроз = кn ⋅ ∑Pном ,                                         (8.5) 
і
i=1
Рроз =1⋅5760 = 5760;  кВт 
 
де кn – коефіцієнт попиту, кn=1;  
n
    ∑Pном  – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт; 
і
i=1
     n – кількість груп світильників. 
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно 
враховувати втрати в пускорегулюючій апаратурі 
 
n
  Рроз = кn ⋅ кдод ⋅ ∑Pном ,                                          (8.6) 
і
i=1
 
де кдод – коефіцієнт втрат. 
 
 Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за припустимим 
струмом навантаження  
Вказується, яким вимогам провідники освітлювальної мережі повинні 
задовольняти. 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 80 
 
 
 
       
 
Приводяться умови перевірки обраного перерізу провідника за 
допустимим струмом навантаження Iдоп 
 
 
Ідоп > Ιроз ,                                                    (8.7) 
28 > 9,7,  А 
 
де Іроз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А. 
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний 
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі. Розрахунковий 
струм в залежності від системи виконання мережі визначається виразами (А): 
– для однофазних двопровідних мереж (1ф + N)  
 
Р ⋅103
Iроз = роз ;  
Uф ⋅ cosϕ
 
– для двофазних двопровідних мереж (2ф + N) 
 
Рроз ⋅103
Iроз = ;  
2 ⋅ Uф ⋅ cosϕ
 
– для трифазних чотирипровідних мереж (3ф + N) 
 
Рроз ⋅103 Р 3
I = = роз ⋅10
роз ;  
3 ⋅ Uл ⋅ cosϕ 3 ⋅ Uф ⋅ cosϕ
5,76 ⋅103
Iроз = = 9,7;  кА 
3 ⋅380 ⋅ 0,9
 
де Рроз – розрахункова потужність, кВт; 
     Uф, Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В; 
     cosφ – коефіцієнт потужності.  
 
 Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги 
Даний метод розрахунку передбачає забезпечення припустимих рівнів 
напруг на джерелах світла. 
Зниження напруги відносно номінальної пов’язано зі зменшенням 
світлового потоку світильників і, у кінцевому рахунку, рівнів освітленості на 
робочих місцях. 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 81 
 
 
 
       
 
Збільшення напруги відносно номінальної пов’язано з додатковою 
витратою енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє 
особливо важливо для ламп розжарювання. 
Згідно ПУЕ [2] «допустимі відхилення та коливання напруги на 
освітлювальних приладах становлять не менше ніж 95 % і не більше ніж 105 
%; вони не мають перевищувати норм, зазначених у ГОСТ 13109-97». 
Величина допустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від 
джерела живлення (трансформатора) до найбільш віддаленої лампи складає 
 
∆Uм = Uxx − ∆UT − Umin ,                                        (8.8) 
∆Uм =10,5 − ∆UT − Umin ,  
 
де  ∆Uм   – припустима втрата напруги в мережі; 
      Uxx – напруга холостого ходу трансформатора (на 5% вища за 
номінальну); 
      ∆UT   – втрата напруги в трасформаторі; 
       Umin – мінімально допустима напруга на затискачах лампи. 
Розрахунок припустимої величини втрати напруги в освітлювальній 
мережі в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися 
й в іменованих величинах (вольтах). 
Втрата напруги в трансформаторі  визначається виразом 
 
∆Uтр = кзаван ⋅ (Ua ⋅ cosϕ + Up ⋅sin ϕ),                               (8.9) 
∆Uтр = 0,51⋅ (1,03 ⋅ 0,9 + 6,18 ⋅ 0,43) =1,83,  % 
 
де Ua, Up – відповідна активна і реактивна складові напруги короткого 
замикання трансформатора (UКЗ), %; 
      cosϕ  – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга 
трансформатора; 
       кзаван – коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення 
розрахункового навантаження трансформатора до йогономінальної 
потужності). 
 Активна і реактивна складові напруги короткого замикання 
трансформатора  визначаються виразами 
 
U 100 ⋅ Р
= КЗ
а ;                                              (8.10) 
Sном.Т
U 100 ⋅16,5
а = =1,03;  % 
1600
Up = U2
КЗ ⋅ U2
a  
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 82 
 
 
 
       
 
Up = 62 ⋅1,032 = 6,18  % 
 
де PКЗ – втрати потужності короткого замикання трансформатора, кВт; 
     Sном.Т – номінальна потужність трансформатора, кВА. 
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без 
урахування індуктивного опору провідників. 
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці 
освітлювальної мережі визначається виразом 
 
 U М
∆ = ,                                                (8.11) 
С ⋅ F
∆U 17,28
= = 0,15,  % 
46 ⋅ 2,5
де М – момент освітлювального навантаження, кВт·м; 
     С – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної 
системи мережі і матеріалу провідника (визначається за довідниковими 
даними); 
     F – переріз провідника обраного за умовами нагрівання, мм2.  
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від 
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими 
співвідношеннями (за аналогією з механікою). Для схеми 3 (рисунок 8.3) 
момент відповідно складає: 
 
M = P L
роз ⋅ (L0 + )  
2
M = 5,76 ⋅ (0 6
+ ) =17,28  
2
 
 
Рисунок 8.3 - Схеми підключення світильників 
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 83 
 
 
 
       
 
 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. 
Систему живлення цехових електроспоживачів, згідно ПУЕ (пункти 
2.1.31 – 2.1.51), вибираємо за струмом навантаження сформованої групи або 
окремого споживача, тобто обираємо тип струмопроводу відповідного 
перерізу, або відповідний кабель живлення. 
Розрахунок проведемо на прикладі пневмоукладача. 
Умови вибору лінії живлення повинні задовольняти вимогам: 
 
Iт.д. ≥ Ін.т.р.,                                                   (8.12) 
 
де Іт.д. – допустимий тривалий струм провідника, А; згідно ПУЕ таблиця 
1.3.7;  
     Ін.т.р. − номінальний струм теплового розчіплювача автоматичного 
вимикача, що захищає споживача, до якого розраховується лінія живлення, 
А. 
Приймаємо для живлення електрообладнання пневмоукладача кабель 
марки АВВГ (3×25)+(1×16), що має допустимий тривалий струм Іт.д. = 75 А. 
Відповідно умова (8.12) буде виконуватися: 
 
75 ≥ 63. 
 
Аналогічно розраховуємо лінії живлення до інших споживачів цеху. 
Результати розрахунку мережі живлення наведені в таблиці 8.1. 
 
Таблиця 8.1 − Розрахункова таблиця вибору ліній живлення відділення 
Назва споживача І , А І , А А Марка струмопроводу 
р н.т.р. Іт.д, ліній живлення 
1 2 3 4 5 
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В 
Торцювальна маятникова пила 13,3 20 27 АВВГ(3×4)+(1×2,5) 
Лобзиковий верстат 10,1 13 19 АВВГ(4×2,5) 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 84 
 
 
 
       
 
Продовження таблиці 8.1 
Рейсмусовий верстат 25,4 32 32 АВВГ(3×6)+(1×4) 
Шліфувальний двострічковий верстат 8,3 13 19 АВВГ(4×2,5) 
Пневмоукладач 43,7 63 75 АВВГ(3×25)+(1×16) 
Фугувальний верстат 16,5 25 32 АВВГ(3×6)+(1×4) 
Стрічковий транспортер 91,3 125 140 АВВГ(3×70)+(1×35) 
Верстат фрезерний 14,3 20 27 АВВГ(3×4)+(1×2,5) 
Чотирьох сторонній стругальний 31,8 40 42 АВВГ(3×10)+(1×6) 
Двосторонній шипорізний верстат 8 10 19 АВВГ(4×2,5) 
Підйомна платформа 86,3 125 140 АВВГ(3×70)+(1×35) 
Щітковий агрегат 10,6 16 19 АВВГ(4×2,5) 
Двосторонній клеєнамазуючий верстат 21,1 32 32 АВВГ(3×6)+(1×4) 
Одно пролітний гідропрес з сушкою 177,5 250 270 АВВГ(3×185)+(1×70) 
Автомат розпиловки 115 160 170 АВВГ(3×95)+(1×70) 
Свердлильно пазовий верстат 40 50 60 АВВГ(3×16)+(1×10) 
Напівавтомат проколювання  67,6 100 110 АВВГ(3×50)+(1×35) 
Автомат свердління 5,7 8 19 АВВГ(4×2,5) 
Автомат обробки капсулів 9,2 13 19 АВВГ(4×2,5) 
Автомат обробки фігури 12,2 16 19 АВВГ(4×2,5) 
Верстат прошивки 5,3 8 19 АВВГ(4×2,5) 
Вентилятор приточний 104,6 160 170 АВВГ(3×95)+(1×70) 
Вентилятор витяжний 10,3 13 19 АВВГ(4×2,5) 
Щит освітлення 9,7 13 19 АВВГ(4×2,5) 
Однофазні електроприймачі 
Прес запресовки 27,8 40 42 АВВГ(2×10) 
Прес запресовки 27,8 40 42 АВВГ(2×10) 
Прес запресовки 27,8 40 42 АВВГ(2×10) 
Прес склеювання 22,8 32 32 АВВГ(2×6) 
Прес склеювання 22,8 32 32 АВВГ(2×6) 
Прес склеювання 22,8 32 32 АВВГ(2×6) 
 
8.3.1 Особливості розрахунку цехових 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 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 85 
 
 
 
       
 
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 Pmax; 
– пікові (пускові) струми на різних рівнях системи; 
– 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 умовами виникнення корони. 
Необхідно оцінити вплив і врахування цих факторів при виборі 
перерізу для кабельних і повітряних ліній, так як перелічені фактори по – 
різному впливають залежно від номінальної напруги, конструктивного 
виконання (кабель, шинопровід), призначення мережі (силова, рухливих ЕП, 
освітлювальна тощо). Тому рішення слід приймати для кожного конкретного 
випадку на підставі вимог і довідкових даних ПУЕ та інших нормативних 
документів. 
 
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами 
нагріву та захисту 
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам 
щодо гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а й 
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 86 
 
 
 
       
 
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). 
Переріз провідника в основному залежить від величини 
розрахункового струму (Imax або Iроз), 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 = Iроз, обчислене за 
формулою  
 
Р
I = роз
роз                                       (8.13) 
3 ⋅ Uном ⋅ cosϕ
I 196
роз = = 358,8  А 
3 ⋅ 0,38 ⋅ 0,83
 
Вибір перерізу провідників виконується за таблицями гл.1.3 ПУЕ 
«Вибір провідників за нагрівом», при цьому повинна бути виконана умова 
 
 Imax = Iроз ≤ Ідоп ,                                      (8.14) 
500 = 358,8 ≤ 540,  А 
 
де Iдоп – тривало допустимий струм навантаження на проводи, кабелі та шини 
для даного перерізу за ПУЕ (або технічними характеристиками конкретних 
виробів). 
Керуючись вказаними вимогами, співвідношеннями проводиться 
розрахунок мережі живлення споживачів цеху, обираються за каталожними 
даними кабелі і результати заносяться в таблицю 8.2 
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 87 
 
 
 
       
 
Таблиця 8.2 – Розрахункова таблиця вибору ліній живлення РП 
Назва споживача Pном, Іmax, Ітр. доп, Марка струмопроводу 
кВт cosφ Іроз, А А А ліній живлення 
1 2 3 4 5 6 7 
Розподільчий пункт РП-1 196 0,83 358,8 500 540 2АВВГ(3×185)+(1×50) 
Розподільчий пункт РП-2 81 0,8 153,8 250 280 2АВВГ(3×70)+( 1×35) 
Розподільчий пункт РП-3 120 0,83 219,7 250 280 2АВВГ(3×70)+( 1×35) 
Розподільчий пункт РП-4 84,5 0,83 161,8 250 280 2АВВГ(3×70)+( 1×35) 
Розподільчий пункт РП-5 248,7 0,84 396,5 500 540 2АВВГ(3×185)+(1×50) 
Розподільчий пункт РП-6 195,5 0,8 565,5 800 810 3АВВГ(3×185)+( 1×50) 
Розподільчий пункт РП-7 30 0,75 61,8 80 90 АВВГ(3×35)+(1×25) 
Конденсаторна устан. 320 – 461 500 540 2АВВГ(3×185)+(1×50) 
 
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги 
 Відхилення напруги у цехової мережі від номінального значення 
регламентуються ДСТУ EN 50160 [7]. Найбільші втрати напруги слід 
очікувати, як правило, у ланцюгу «ПГВ – найбільш віддалений потужний 
споживач». 
Розрахункова схема для визначення втрат напруги зображена на 
рисунку 8.4. 
 
 
Рисунок 8.4 – Розрахункова схема 
 
Повний розрахунок відхилення напруги послідовно уздовж 
ланцюга «РУ НН ПГВ – потужний споживач» включає в себе визначення 
відхилення напруги на двох ділянках – Л1 та Л2. Цеховій мережі на рис.8.4 
відповідає дільниця Л2. 
Відхилення напруги δU відностно Uном в любій точці мережі 
розраховується згідно співвідношення 
 
δU = ∆UЦЖ(%) + ∆UT(%) − ∑∆U(%),                             (8.15) 
 
де ΔUЦЖ (%) – відхилення в центрі живлення, 
     ΔUТ (%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором, 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 88 
 
 
 
       
 
   ∑ΔU(%) – сума витрат напруги від центра живлення до розрахункової 
точки мережі. 
 Співвідношення (8.15) для нашого випадку з врахуванням того, що 
напруга на затискачах найбільш віддалених електроприймачів не повинна 
бути нижче 0,95Uн, має вигляд 
 
Uном − ∆UT − ∆UЛ2 ≥ 95%,                                     (8.16) 
100 − 0,71− 0,78 − 2,71 = 95,8 ≥ 95%,  
 
де ΔUТ, ΔUЛ2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми 
(рисунок 8.4). 
Розрахунок втрати напруги на ділянці Л2 від шин цехової підстанції до 
віддаленого споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить 
споживача від РП, так як його переріз менше ніж переріз кабелю від шин ТП 
до РП. Отримані таким чином відхилення напруги будуть більше реальних, 
але в тому разі, коли і вони не будуть перевищувати норму, реальні 
відхилення тим більше будуть задовольняти нормі. 
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються формулою 
 
∆UЛ2 = 3 ⋅ Іроз л2 ⋅ LКЛ ⋅ (r0 ⋅ cosϕ + x0 ⋅sin ϕ),                     (8.17) 
3 ⋅104,6 ⋅ 0,052 ⋅ (0,329 ⋅ 0,75 + 0,06 ⋅ 0,68) = 2,71,  В 
2,71
⋅100 = 0,71,  % 
380
 
де LКЛ2 – довжина лінії Л2, 
     Iроз л2 – розрахунковий струм через лінії Л2, 
     r0, x0 – активний і індуктивний опір лінії Л2. 
 Втрати напруги Δ UT на цеховому трансформаторі 
S
∆UТ = max ⋅ (Uа ⋅ cosϕ + Up ⋅sin ϕ
S ),                                     (8.18) 
ном Т
U 556
∆ Т = ⋅ (0,93 ⋅ 0,95 + 4,4 ⋅ 0,31) = 0,78. % 
1600
де Smax − максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора, кВА 
S 1 1
max = SТП = ⋅1112,1 = 556, ; 
2 2
     Sном Т − номінальна потужність трансформатора, кВА; 
     Uа − активна складова напруги КЗ трансформатора, %; 
     Uр − реактивна складова напруги КЗ трансформатора, %. 
Активна складова напруги КЗ трансформатора Uа  визначається за виразом: 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 89 
 
 
 
       
 
 
U 100 ⋅ ∆РКЗ
a = ;
Sном Т  
U 100 ⋅14,8
a = = 0,93. %
1600  
 
Реактивна складова напруги КЗ трансформатора Uр визначається за 
виразом: 
U = U2 − U2
р КЗ а ;  
U = 4,52
р − 0,932 = 4,4. %  
  
 8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ 
Живлення обладнання цеху виконане від трансформатора цехової ТП, 
що має потужність Sн.тр = 1600 кВА. Для вибору силової розподільчої 
апаратури визначаємо струм Ір, що буде проходити через вторинну обмотку 
трансформатора за формулою: 
 
S ⋅ k
Іроз = н.тр з ,                                                 (8.19) 
3 ⋅ Uном
 
де kз – коефіцієнт завантаження трансформатора; kз = 0,51. 
Підставивши у формулу (8.19) відповідні значення, отримаємо 
величину струму, що буде проходити через вторинну обмотку 
трансформатора: 
 
І 1600 ⋅ 0,51
роз = =1241. А 
3 ⋅ 0,38
 
Проводимо вибір силових елементів живлення цеху на стороні 0,4 кВ. 
Ввідний автоматичний вимикач вибираємо з умов: 
  
Ін.а.в ≥ Ін.т.р;                                                   (8.20) 
Ін.т.р ≥ Ір.                                                    (8.21) 
 
де Ін.а.в – номінальний струм автоматичного вимикача, А; 
     Ін.т.р – номінальний струм теплового розчіплювала, А. 
Приймаємо автоматичний вимикач АВМ20Н, що має номінальний 
струм Ін.а.в = 2000 А та струм теплового розчіплювача Ін.т.р = 2000 А. Вимикач 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 90 
 
 
 
       
 
буде встановлений в шафі типу ЩО90-2220 УЗ. Відповідно умови (8.20) та 
(8.21) будуть виконуватися: 
2000 ≥ 2000;  А 
2000 ≥1,25 ⋅1241; 2000 ≥1551. А 
 
Вибір перерізу шинопроводу виконуємо за умовою:  
 
Ід.т ≥ Ін.т.р;                                                    (8.22) 
 
 Приймаємо шинопровід ШРА4-2000, що має тривалий допустимий 
струм Іт.д. = 2000 А та переріз на фазу 1(12×160). 
Відповідно умова (8.22) буде виконуватися: 
 
2000 ≥ 2000.  А 
 
 Для аварійного режиму роботи розраховуємо резервну перемичку, по 
якій передається потужність електроприймачів ІІ категорії Sм(ІІ), кВА.  До 
елементів резервної перемички відносимо: 
− автоматичний вимикач, який вибираємо з умов: 
 
Ін.а.в ≥ Ін.т.р;                                                   (8.23) 
Ін.т.р ≥ Ір.                                                    (8.24) 
 
Приймаємо автоматичний вимикач АВМ20Н, що має номінальний 
струм Ін.а.в = 2000 А та струм теплового розчіплювача Ін.т.р = 2000 А. 
Відповідно умови (8.23) та (8.24) будуть виконуватися: 
 
2000 ≥ 2000;  А 
2000 ≥1,25 ⋅1241; 2000 ≥1551. А 
 
− переріз живлячого кабелю з умови тривало допустимого струму за 
нагріванням: 
Ід.т ≥ Ін.т.р;                                                   (8.25) 
 
 Обираємо кабель 5АВВГ(3×240)+(1×120) з тривало допустимим 
струмом 
Іт.д = 5×440 = 2200 А. Відповідно умова (8.25) виконується: 
 
2200 ≥ 2000.  А 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 91 
 
 
 
       
 
Приймаємо розподільчі пункти ПР 8501-22У3(А1) ТУ 16.656.092-85  
над підлогового встановлення із ступінню захисту ІР44 з комплектацією 
автоматичними вимикачами серії ВА47-29, ВА47-100, ВА88-32, ВА88-33, 
ВА88-35. 
 
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В 
 
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за 
методикою, передбаченою [11, 9]. Методика призначена для розрахунку 
струмів КЗ, необхідних для вибору і перевірки електрообладнання по умовам 
КЗ, для вибору комутаційних апаратів, уставок релейного захисту і 
заземлювальних пристроїв згідно ПУЕ. 
Розрахунку для вибору и перевірки електрообладнання по умовам КЗ 
підлягають: 
1) початкове значення періодичної складової струму КЗ; 
2) аперіодична складова струму КЗ; 
3) ударний струм КЗ; 
4) дійсне значення періодичної складової струму в довільний 
момент  часу, аж до розрахункового часу розмикання ушкодженого кола. 
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної складової 
струму трифазного КЗ 
 Розрахунок струмів КЗ виконуємо, згідно ПУЕ (пункти 1.4.9 – 1.4.13), 
методом іменованих одиниць. При розрахунках струмів короткого замикання 
враховуємо всі активні і реактивні елементи мереж, включаючи опори 
трансформаторів струму, автоматичних вимикачів, перехідні опори 
контактних з'єднань. 
Розрахункова схема і схема заміщення для розрахунків струму КЗ 
приведена на рисунку 8.5. 
Розраховуємо діюче значення трифазного струму короткого замикання 
в точці К1 І3
кзК1 (кА) за формулою: 
  
I3 I
= б
кзК1 ,                                                    (8.26) 
ZpК1
 
де Іб − базисний струм, кА;   
    ZрК1 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К1. 
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 92 
 
 
 
       
 
К1      х с     
К1      
х т р     
Rт  р     
х а в т      
Rа  в  т     
К2      х ш      
Rш      
К2      
х а в т      
Rа  в  т     
х я     
Rя      
К3      х а в т      
Rа  в  т     
К3      
 
Рисунок 8.5 − Електрична схема і схема заміщення частини мережі 0,38 
кВ 
 
Базисний струм Іб  визначаємо за формулою: 
I S
б = б ,                                                   (8.27) 
3 ⋅ Uб1
 
де Sб − базисна потужність, Sб=100 МВА;    
     Uб1 − базисна напруга, Uб1 = 10,5 кВ. 
Підставивши у формулу (8.27) відповідні значення, отримаємо 
величину базисного струму (кА): 
I 100
б = = 5,49. кА 
3 ⋅10,5
 
         
                                                      Арк. 
ЧДТУ    А    1     2   0  0   1 4 49/04 ПЗ                        
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 93 
 
                                                                                                                                                                                                        
 
 
       
 
Визначаємо повний опір кола до визначеної точки короткого 
замикання К1. При послідовному з’єднанні елементів повний опір кола ZрК1 
(Ом) визначається за формулою: 
 
 
Z 2 2
рК1 = xрК1 + RрК1.  
 
Оскільки на стороні 10 кВ активний опір незначний, ми ним нехтуємо. 
Тоді повний опір кола Zр (Ом) буде визначатися за рівністю: 
 
ZрК1 = хрК1,                                                    (8.28) 
 
де хр − результуючий реактивний опір від джерела живлення до точки 
короткого замикання К1, Ом. Цей опір визначаємо за формулою: 
 
хрК1 = хбс + хбл ,                                                (8.29) 
 
де хбс − реактивний опір джерела живлення приведений до базисних умов, 
Ом; 
     хбл − реактивний опір лінії живлення приведений до базисних умов, Ом. 
Реактивний опір хбс (Ом) джерела живлення приведений до базисних 
умов визначаємо за формулою: 
 
х S
= б
бс ,                                                   (8.30) 
Sкш
 
де Sб − базисна потужність, МВА; 
     Sкш − потужність короткого замикання на шинах, МВА. 
Підставивши у формулу (8.30) відповідні значення, отримаємо 
реактивний опір джерела живлення приведений до базисних умов: 
 
х 100
бс = =1,36. Ом 
73
 
Реактивний опір хлс (Ом) лінії живлення приведений до базисних умов 
визначаємо за формулою: 
 

х Sб 
бл = х0 ⋅ l ⋅  ,                                             (8.31) 
 UбК1 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 94 
 
 
 
       
 
де UбК1 − базисна напруга в точці К1, кВ;                                                                                        
     l − довжина лінії, км;                                                                                  
     х0 – реактивний опір 1 км лінії, Ом/км. 
Підставивши у формулу (8.31) відповідні значення, отримаємо 
реактивний опір лінії живлення приведений до базисних умов: 
 
хбл = 0,0637 100
⋅ 0,04 ⋅  
  = 0,024.  Ом 
10,5 
 
Підставивши у формулу (8.27) відповідні значення, отримаємо 
результуючий реактивний опір від джерела живлення до точки короткого 
замикання К1: 
 
хрК1 =1,36 + 0,024 =1,384.  Ом 
 
Підставивши у вираз (8.26) відповідні значення, отримаємо 
результуючий повний опір кола від джерела живлення до точки короткого 
замикання К1: 
 
ZрК1 =1,384.  Ом 
  
Підставивши у формулу (8.25) відповідні значення, отримаємо 
значення трифазного струму короткого замикання в точці К1: 
 
I3 5,7
кзК1 = = 4,1.  кА 
1,384
 
Ударний струм короткого замикання в точці К1 іуК1 визначаємо за 
формулою: 
і 3
уК1 = kу ⋅ 2 ⋅ ІкзК1,                                             (8.32) 
 
де kу − ударний коефіцієнт, згідно з [10] kу = 1,8. 
Підставивши у формулу (8.32) відповідні значення, отримаємо ударний 
струм короткого замикання в точці К1: 
 
іуК1 =1,8 ⋅ 2 ⋅ 4,1 =10,37. кА 
 
Потужність короткого замикання в точці К1 SкзК1 (МВА) визначаємо за 
формулою: 
S = 3 ⋅ U ⋅ І3
кзК1 н кзК1,                                            (8.33) 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 95 
 
 
 
       
 
де Uн − номінальна напруга і точці короткого замикання К1, кВ. 
Підставивши у формулу (8.33) відповідні значення, отримаємо 
потужність короткого замикання в точці К1: 
 
SкзК1 = 3 ⋅10 ⋅ 4,1 = 71.  МВА 
 
Двофазний струм короткого замикання в точці К1 І2
кзК1 визначаємо за 
формулою: 
 
І2 = 0,87 ⋅ І3
кзК1 кзК1;  
І2
кзК1 = 0,87 ⋅ 4,1 = 3,56.  кА 
 
Розраховуємо діюче значення трифазного струму короткого замикання 
в точці К2 І3
кзК2 (кА) за формулою : 
  
I3 UкзК2
кзК2 = ,                                                (8.34) 
3 ⋅ ZpК2
 
де UкзК2 − напруга в точці короткого замикання К2, кВ;   
     ZрК2 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К2, Ом. 
Визначаємо повний опір лінії ZрК1 (Ом) до визначеної точки короткого 
замикання  К2: 
 
 
Z 2 2
рК2 = (хтр + хавт + хш ) + (R тр + Rавт + Rш ) ,                       (8.35) 
 
де хтр, Rтр − відповідно реактивний та активний опір трансформатора, Ом; 
    хавт, Rавт − відповідно реактивний та активний опір автоматичного 
вимикача, Ом; 
    хш, Rш − відповідно реактивний та активний опір шинопроводу, Ом. 
Повний опір трансформатора Zтр (Ом) визначаємо за формулою: 
 
Z Uк ⋅ U2
тр = н ,                                                  (8.36) 
100 ⋅Sн
 
де Uк − напруга короткого замикання трансформатора, %; 
     Uн − номінальна лінійна напруга трансформатора, кВ; 
     Sтр − номінальна потужність трансформатора, кВА.    
Підставивши у формулу (8.36) відповідні значення, отримаємо повний 
опір трансформатора: 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 96 
 
 
 
       
 
Z 5,5 ⋅ 0,42
тр = = 0,0088.  Ом 
100 ⋅1600
 
Активний опір трансформатора Rтр (Ом) визначаємо за формулою: 
 
R Рк ⋅ U2
н
тр = 2 ,                                                  (8.37) 
Sн
 
де Рк − втрати короткого замикання, Вт. 
Підставивши у формулу (8.37) відповідні значення, отримаємо 
значення активного опору трансформатора: 
 
R 12200 ⋅ 0,42
тр = 2 = 0,00195.  Ом 
1600
 
Реактивний опір трансформатора хтр визначаємо за формулою: 
 
хтр = Z2 2
тр − Rтр ;  
хтр = 0,00882 − 0,001952 = 0,00901. Ом 
 
Підставивши у формулу (8.35) відповідні значення, отримаємо 
результуючий повний опір кола від джерела живлення до точки короткого 
замикання К2: 
 
 
ZрК2 = (0,00901+ 0,08 + 0,014)2 + (0,00195 + 0,14 + 0,03)2 = 0,2.  Ом 
 
Підставивши у формулу (8.34) відповідні значення, отримаємо 
значення трифазного струму короткого замикання в точці К2 : 
 
I3 0,4  
кзК2 = =1,15. кА
3 ⋅ 0,2
 
Ударний струм короткого замикання в точці К2 іуК2  визначаємо за 
формулою: 
 
іуК2 = (1,4 ÷ 2,1) ⋅ І3
кзК2;  
іуК2 =1,4 ⋅1,15 =1,61.  кА 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 97 
 
 
 
       
 
Потужність короткого замикання в точці К2 SкзК2 (МВА) визначаємо за 
формулою: 
SкзК2 = 3 ⋅ Uн ⋅ І3
кзК2 ,                                            (8.38) 
 
де Uн − номінальна напруга і точці короткого замикання К2, кВ. 
Підставивши у формулу (8.38) відповідні значення, отримаємо 
потужність короткого замикання в точці К2 (МВА): 
 
SкзК2 = 3 ⋅ 0,4 ⋅1,15 = 0,79.  
 
Двофазний струм короткого замикання в точці К2 І2
кзК2 (кА) 
визначаємо за формулою: 
 
І2
кзК2 = 0,87 ⋅ І3
кзК2;  
І2
кзК2 = 0,87 ⋅1,15 =1.  
 
Розраховуємо діюче значення трифазного струму короткого замикання 
в точці К3 І3
кзК3 (кА) за формулою : 
  
I3 U
= кзК3
кзК3 ,                                                (8.39) 
3 ⋅ ZpК3
 
де UкзК3 − напруга в точці короткого замикання К3, кВ;   
     ZрК3 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К3. 
Визначаємо повний опір лінії ZрК3 (Ом) до визначеної точки короткого 
замикання  К3: 
 
Z 2 2
рК3 = (хтр + хавт1 + хш + хавт2 + хш + хл + хавт3 ) + (R тр + Rавт1 + Rш + Rавт2 + Rш + R л + Rавт3 ) ,  (8.40) 
 
де хтр, Rтр − відповідно реактивний та активний опір трансформатора, Ом; 
    хавт1, Rавт1, хавт2, Rавт2, хавт3, Rавт3 − відповідно реактивний та активний опір 
автоматичних вимикачів, Ом; 
    хш, Rш − відповідно реактивний та активний опір шинопроводу, Ом; 
    хл, Rл − відповідно реактивний та активний опір лінії від автоматичного 
вимикача до безпосередньо споживача, Ом. 
Підставивши у формулу (8.40) відповідні значення, отримаємо 
результуючий повний опір кола від джерела живлення до точки короткого 
замикання К3: 
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 98 
 
 
 
       
 
ZрК3 = (0,00901+ 0,08 + 0,014 + 0,13 + 0,09 + 0,0045 + 0,19)2 +  
+(000195 + 0,14 + 0,03 + 0,41+ 5,12 + 0,007 + 0,72)2 = 5,71. Ом 
 
Підставивши у формулу (8.39) відповідні значення, отримаємо 
значення трифазного струму короткого замикання в точці К3: 
 
I3 0,4
кзК3 = = 0,04. кА 
3 ⋅5,71
 
Ударний струм короткого замикання в точці К3 іуК3  визначаємо за 
формулою: 
і 3
уК3 = (1,4 ÷ 2,1) ⋅ ІкзК3;  
іуК3 =1,4 ⋅ 0,04 = 0,056.  кА 
 
Потужність короткого замикання в точці К3 SкзК3 визначаємо за 
формулою: 
S 3
кзК3 = 3 ⋅ Uн ⋅ ІкзК3,                                            (8.41) 
 
де Uн − номінальна напруга і точці короткого замикання К3, кВ. 
Підставивши у формулу (8.41) відповідні значення, отримаємо 
потужність короткого замикання в точці К3: 
 
SкзК3 = 3 ⋅ 0,4 ⋅ 0,04 = 0,027. МВА 
 
Двофазний струм короткого замикання в точці К3 І2
кзК3 визначаємо за 
формулою: 
 
І2 3
кзК3 = 0,87 ⋅ ІкзК3;  
І2
кзК3 = 0,87 ⋅ 0,04 = 0,035.  кА 
 
 8.4.2 Розрахунок струму однофазового КЗ 
 Особливу увагу в мережах напругою до 1 кВ з глухо заземленою 
нейтраллю належить приділяти розрахунок струму однофазного короткого 
замикання.  
 Якщо електропостачання електроустановки напругою до 1 кВ 
здійснюється від енергосистеми за допомогою понижуючого 
трансформатора, розрахунок струму І(1)
КЗ  однофазового короткого замикання з 
достатньою точністю можна здійснювати за наступною спрощеною 
формулою 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 99 
 
 
 
       
 
I1 Uф
К3 = 1 ,                                               (8.42) 
Zп + ⋅ Z
3 т
 
де Uф − фазна напруга мережі 0,4 кВ, кВ; Uф = 0,22 кВ; 
     1 Zт − одна третя частина повного опору трифазного трансформатора, 
3
зведеного до напруги 0,4 кВ;                                                                                
     Zп − опір петлі фаза-нуль. Згідно таблиці 8.3 для трансформатора 
потужністю 1600 кВА Zп = 0,078 Ом. 
 
Таблиця 8.3 − Опір петлі фаза-нуль 
1 2 3 4 5 6 7 8 9 
Sт,кВА 63 100 160 250 400 630 1000 1600 
Zn, Ом 1,237 0,779 0,487 0,312 0,195 0,129 0,98 0,078 
 
Підставивши у формулу (8.42) відповідні значення, отримаємо 
значення однофазного струму короткого замикання в точці К3: 
 
I1 0,22
К3 = = 2,65. кА 
0,078 + 1 ⋅ 0,0088
3
 
 Розраховані параметри коротких замикань для точок К1, К2 та К3 
заносимо до таблиці 8.4. 
 
Таблиця 8.4 − Розрахунок струмів короткого замикання мережі 10/04 кВ 
Точки короткого Zp, І3 2
кз, іу, І кз, І1
кз, Sкз, 
замикання Ом кА кА кА кА МВА 
1 2 3 4 5 6 7 
К1 1,38 4,1 10,37 3,56 − 71 
К2 0,2 1,15 1,61 1,0 − 0,79 
КЗ 5,71 0,04 0,056 0,035 2,65 0,02 
 
 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; 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 100 
 
 
 
       
 
– 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 живлять РП та окремі електроприймачі 
здійснюємо автоматичними вимикачами. 
Розрахунок проведемо на прикладі пневмоукладача. 
Вибір позиційних автоматичних вимикачів здійснюється згідно 
величини струму, під’єднаного до автомата споживача, а також типу 
автомата згідно умов: 
Іном.роз. ≥ Iроз.;                                                  (8.43) 
Iном.роз ≥ 1,25 · Iроз;                                               (8.44) 
Iном.роз.е.  ≥ 1,25· 7 · Iроз,                                           (8.45) 
 
де Іроз − розрахунковий струм споживача, А; 
     IНТ.Р. − номінальний струм спрацювання теплового розчіплювача 
автоматичного вимикача, А; 
     IНЕ.Р.  − номінальний струм спрацювання електромагнітного розчіплювача 
автоматичного вимикача, А. 
Приймаємо для комутації та захисту електрообладнання 
пневмоукладача від перевантажень та коротких замикань автоматичний 
вимикач типу ВА47-29 з такими параметрами: IНА.В. = 63 А, IНТ.Р. = 63 А, ІНЕ.Р = 
441 А. 
Відповідно умови (8.43), (8.44) та (8.45) будуть виконуватися: 
 
63 ≥ 43,7;  А 
63 ≥1,25 ⋅ 43,7; 65 ≥ 54,6;  А 
441≥1,25 ⋅ 7 ⋅ 43,7; 441≥ 382,4.  А 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 101 
 
 
 
       
 
Аналогічно вибираємо позиційні автоматичні вимикачі для інших 
споживачів цеху. Результати вибору заносимо в таблицю 8.3. 
 
Таблиця 8.3 − Розрахунок та вибір позиційних автоматичних вимикачів 
0,4 кВ 
Найменування Iроз,  1,1·I Тип IНА.В.  IНT.Р.  
електроприймача А роз 1,25·Іп 
 апарату А А 
1 2 3 4 5 6 7 
Торцювальна маятникова 
пила 13,3 14,6 116,4 ВА47-29 63 20 
Лобзиковий верстат 10,1 11,1 88,4 ВА47-29 63 13 
Рейсмусовий верстат 25,4 27,9 222,5 ВА47-29 63 32 
Шліфувальний 
двострічковий верстат 8,2 9,1 72,6 ВА47-29 63 13 
Пневмоукладач 43,7 48,1 382,4 ВА47-29 63 63 
Фугувальний верстат 16,5 18,1 144,4 ВА47-29 63 25 
Стрічковий транспортер 91,3 100,4 798,9 ВА88-32 125 125 
Верстат фрезерний 14 15,4 125,1 ВА47-29 63 20 
Чотирьох сторонній 
стругальний 31,8 34,9 278,3 ВА47-29 63 40 
верстат 
Двосторонній шипорізний 
верстат 8 8,8 70 ВА47-29 63 10 
Підйомна платформа 86,2 94,9 755,1 ВА88-32 125 125 
Щітковий агрегат 10,6 11,6 92,8 ВА47-29 63 16 
Двосторонній 
клеенамазуючий 21 23,1 184,6 ВА47-29 63 32 
верстат 
Однопролітний 
гідропрес з сушкою 177,4 195,2 1553,1 ВА88-35 250 250 
Автомат розпиловки 114,9 126,5 1006,3 ВА88-33 160 160 
Свердлильно пазовий 
верстат 40 44 350 ВА47-29 63 50 
Напівавтомат 
проколювання 67,6 74,4 591,5 ВА47-100 100 100 
Автомат свердління 5,7 6,3 49,9 ВА47-29 63 40 
Автомат обробки 
капсулів 9,2 10,1 80,5 ВА47-29 63 13 
Автомат обробки фігури 12,2 13,4 106,8 ВА47-29 63 16 
Верстат прошивки 5,3 5,8 46,4 ВА47-29 63 8 
Вентилятор приточний 104,6 115 915,3 ВА88-33 160 160 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 102 
 
 
 
       
 
Продовження таблиці 8.3 
Вентилятор витяжний 10,2 11,3 90,1 ВА47-29 63 13 
Щит освітлення 9,7 10,6 84,9 ВА47-29 63 13 
Прес запресовки 27,8 30,5 243,3 ВА47-29 63 40 
Прес запресовки 27,8 30,5 243,3 ВА47-29 63 40 
Прес запресовки 27,8 30,5 243,3 ВА47-29 63 40 
Прес склеювання 22,8 25,1 199,5 ВА47-29 63 32 
Прес склеювання 22,8 25,1 199,5 ВА47-29 63 32 
Прес склеювання 22,8 25,1 199,5 ВА47-29 63 32 
 
Вибрані, згідно ПУЕ (пункти 1.4.19 – 1.4.22), автоматичні вимикачі 
встановлено в металевих шафах силових РП, що знаходяться в безпосередній 
близькості від сформованих груп технологічного обладнання. 
Вибір секційних автоматичних вимикачів виконуємо на прикладі 
розподільчого пункту №1, до складу якого входять такі споживачі: 
приточний вентилятор, напівавтомат проколювання фанерних виробів, 
автомат розпиловки щита, та 2 свердлильно-пазових верстата. Номінальна 
потужність споживачів РП 1 складає 196 кВт. Розрахунковий струм 
споживачів Ір для цього РП складе: 
 
І Р
= ном
роз ;  
3 ⋅ Uном
І 196
роз = = 283.  А 
3 ⋅ 0,4
 
Вибір секційних автоматичних вимикачів здійснюється згідно 
величини струму споживача, під’єднаного до автомата споживача, а також 
типу автомата згідно умов:  
 
ІНА.В. ≥ IНТ.Р.;                                                  (8.46) 
IНТ.Р. ≥ 1,25 · Iроз;                                               (8.47) 
IНЕ.Р.  ≥ 7 · Iроз,                                                 (8.48) 
 
де Іроз − розрахунковий струм споживачів, А; 
     ІНТ.Р. − номінальний струм спрацювання теплового розчіплювача 
автоматичного вимикача, А; 
     ІНЕ,Р. − номінальний струм спрацювання електромагнітного 
розчіплювача автоматичного вимикача, А. 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 103 
 
 
 
       
 
Приймаємо для комутації та захисту електрообладнання РП1 від 
перевантажень та коротких замикань автоматичний вимикач типу ВА88-40 з 
такими параметрами: IНА.В. = 800 А, IНТ.Р. = 400 А, ІНЕ.Р. = 3500 А. 
  
Відповідно умови (8.46), (8.47) та (8.48) будуть виконуватися: 
 
800 ≥ 400;  А 
800 ≥1,25 ⋅395;       400 ≥ 354;  А 
             3500 ≥ 7 ⋅395;       3500 ≥1981.  А 
 
Усі секційні автомати для живлення споживачів встановлено в шафі 
типу ПР 8501-22У3(А1). Аналогічно вибираємо секційні автоматичні 
вимикачі для інших розподільчих пунктів цеху. Результати вибору заносимо 
в таблицю 8.4. 
 
Таблиця 8.4 − Розрахунок та вибір секційних автоматичних вимикачів  
Позиція споживача Тип IНА.В. ≥ IНТ.Р IНТ.Р. ≥ 1,25·Iроз IНЕ.Р.  ≥ 7·Iроз 
1 2 3 4 5 
Розподільчий пункт РП-1 ВА88-40 800 ≥ 400 400 ≥ 354 3500 ≥ 1981 
Розподільчий пункт РП-2 ВА88-35 250≥ 160 250 ≥ 147 1750≥ 819 
Розподільчий пункт РП-3 ВА88-35 250 ≥ 250 250 ≥ 217,5 1750 ≥ 1218 
Розподільчий пункт РП-4 ВА88-35 250 ≥ 250 250 ≥ 202,2 1750 ≥ 1132,6 
Розподільчий пункт РП-5 ВА88-40 800 ≥ 500 500 ≥ 495,5 3500 ≥ 2775,5 
Розподільчий пункт РП-6 ВА88-40 800 ≥ 800 800 ≥ 706,8 5600 ≥ 3958,5 
Розподільчий пункт РП-7 ВА47-100 100 ≥ 80 80 ≥ 77,2 560 ≥ 432,6 
Конденсаторна установка ВА88-40 800 ≥ 630 630 ≥ 576,25 3500 ≥ 3227 
 
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність 
Обрані лінії перевіряються на захищеність згідно умови: 
 
Ксх ⋅ Ідоп ≥ Кзах.Ізах ,                                          (8.49) 
1,76 ⋅ 75 ≥ 0,22 ⋅ 441,  
132 ≥ 97,02,  
 
де Ксх – поправний коефіцієнт, що дорівнює одиниці для умов цеху; Ксх=1,76 
     Ідоп – тривалий допустимий струм провідника, А; 
     Кзах – коефіцієнт захисту, що дорівнює 1,0 для теплового та 0,22 для 
електромагнітного розчіплювачів; 
     Ізах – струм спрацювання апарату захисту, А. 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 104 
 
 
 
       
 
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами 
термічної стійкості до струмів короткого замикання 
Цим розрахунком проводиться перевірка обраного провідника на 
його термічну стійкість до струмів КЗ. 
Для цього розрахунку необхідно знати: 
1) дійсний час t протікання струму КЗ, який дорівнює 
 
t = tзах + tвим ,                                               (8.50) 
t = 0,08 + 0,12 = 0,2,  с 
 
де tзах – час дії захисту; 
     tвим – час вимикання апарату; 
2) усталене значення струму КЗ, I∞; 
3) надперехідне значення струму КЗ, І//; 
4) приведений час tпр, протягом якого стале значення КЗ I∞ виділяє 
таку ж кількість тепла, що й змінний в часі струм КЗ за дійсний час t. 
Приведений час tпр визначається складовими часу періодичної tпр(п) і 
аперіодичної tпр(а) складових струму КЗ: 
 
tпр = tпр(п) + tпр(а) ,                                       (8.51) 
tпр = 0,2 + 0 = 0,2,  с 
 
 Значення tпр(п) при дійсному часу t < 5 c знаходиться по кривих 
залежності t //
пр(п)=f(β ). 
 Криві приведеного часу періодичної складової струму КЗ в залежності 
від β для різних значень t беруть з довідкової літератури. 
 Приведений час аперіодичної складової струму КЗ 
 
tпр(а) = 0,005 ⋅β/ / ,                                       (8.52) 
 
 При дійсному часі t < 1 c величину tпр(а) не враховують. 
 Переріз кабелю на термічну стійкість в трифазному КЗ перевіряється за 
формулою  
I ⋅ t
Smin = ∞ пр ,                                             (8.53) 
С
S 395 ⋅ 0,2
min = =1,03,  
171
 
де С – коефіцієнт, що відповідає різниці виділеної теплоти в провіднику 
після і до КЗ, для алюмінієвих жил С=171. 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 105 
 
 
 
       
 
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної 
підстанції 
 
Оскільки серед електроприймачів комбінату відсутні електроприймачі, 
які значно впливають на якість електроенергії, то перевіримо обрану цехову 
мережу на допустимі відхилення напруги у споживачів. 
Розрахунки по відхиленню напруги виконуємо для режимів 
мінімальних та максимальних навантажень. 
В режимі максимальних навантажень напруга на затискачах найбільш 
віддалених електроприймачів не повинна бути нижче 0,95Uн. 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 навантаження приймаємо максимальні розрахункові 
навантаження, за мінімальні навантаження − 30% від максимальних. 
Для режиму максимальних навантажень величина усталеного 
відхилення напруги δ · U1 (%) має задовольняти рівність [7]: 
 
Т
δ ⋅ U1 = ЕТ − 
 ∆UТ + ∑U + ∆U 
м сп  ≥ −5,
 і=1                                 (8.54) 
 
де ЕТ − величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях 
трансформатора, %; 
     ΔUТ − втрата напруги в трансформаторі, %; 
Т
     ∑Uм  − сумарна втрата напруги в лініях до споживача, %; 
і=1
     n − кількість послідовних магістралей до споживача, шт.; 
     ΔUсп − втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %; 
     −5 − допустиме усталене відхилення напруги, %; приймаємо згідно [7]. 
Величину втрати напруги в трансформаторі ΔUтр (%) визначаємо за 
виразом: 
 
∆U S
= max
тр ⋅ (Uа ⋅ cosϕ + Up ⋅ sin ϕ),                                     (8.55) 
Sном Т
 
де Smax − максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора, 
кВА; 
     Sном Т − номінальна потужність трансформатора, кВА; 
     Uа − активна складова напруги КЗ трансформатора, %; 
     Uр − реактивна складова напруги КЗ трансформатора, %. 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 106 
 
 
 
       
 
 Активна складова напруги КЗ трансформатора Uа визначається за 
виразом: 
 
U 100 ⋅ ∆Р
= к.з
a ;
Sн.тр  
U 100 ⋅14,8
a = = 0,93. %
1600  
 
Реактивна складова напруги КЗ трансформатора Uр  визначається за 
виразом: 
 
Uр = U2
к − U2
а ;  
U = 4,52 − 0,932
р = 4,4. %  
 
Підставивши у формулу (8.55) відповідні значення, отримаємо 
величину втрати напруги в трансформаторі : 
 
U 1812,5
∆ тр = ⋅ (0,93 ⋅ 0,95 + 4,4 ⋅ 0,31) = 2,54.  % 
1600
 
Підставивши у рівність (8.50) відповідні значення, отримаємо величину 
усталеного відхилення напруги для режиму максимальних навантажень та 
переконаємося, що ця величина не перевищує допустиму: 
 
δ ⋅ U1 =15 − (2,54 +14,9 + 5) = −7,4 ≥ −5. %  
 
Для режиму мінімальних навантажень величина усталеного відхилення 
напруги δ · U2  має задовольняти рівність: 
 
δ ⋅ U2 = ЕТ − кзаван ⋅ (∆UТ + ∆Uм ) − ∆Uсп ≤ +5,                             (8.52) 
 
де кзаван − коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень; кзаван 
= 0,3; 
     +5 − припустиме усталене підвищення напруги, %; приймаємо згідно [7]. 
Підставивши у рівність (8.54) відповідні значення, отримаємо величину 
усталеного відхилення напруги для режиму мінімальних навантажень та 
переконаємося, що ця величина не перевищує допустиму: 
 
δ ⋅ U2 =15 − 0,3 ⋅ (2,54 +14,9) − 5 = 2,56 ≤ +5. %  
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 107 
 
 
 
       
 
З проведених розрахунків видно, що величина можливої зміни напруги 
у найвіддаленішого споживача, яка обумовлена зміною навантаження 
цехового трансформатора не перевищуватиме допустиму. 
 
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної 
пістанції 
 
Підстанція трансформаторна загальнопромисловою потужністю 
1600кВа на напругу 0,4 кВ призначена для прийому, перетворення і 
розподілу електричної енергії трифазного змінного струму частотою 50 Гц.  
Застосовується в системах електропостачання промислових 
підприємств у районах з помірним кліматом для установки всередині 
неопалюваних приміщень. Вартість підстанції в кожному окремому випадку 
індивідуальна і залежить від комплектації. 
Умови експлуатації трансформаторної підстанції загальнопромислової: 
• висота над рівнем моря не більше 1000 м; 
• атмосферний тиск від 86,6 кПа (650 мм рт.ст.) до 106,7 кПа (800 
мм рт.ст.); 
• температура навколишнього повітря - 45 С до +40ºС; 
• відносна вологість повітря до 80% при температурі 20ºС; 
• навколишнє середовище вибухобезпечне, пожежобезпечна, не 
містить струмопровідного пилу, хімічно активного газу і випарів. 
Підстанції трансформаторні загальнопромислові не призначені для 
роботи в умовах різких поштовхів, ударів, сильної тряски, а також на 
рухомих установках і в шахтах. КТПУ відповідає ТУ 16-674.029-84, ДСТУ 
3399-96 (ГОСТ 14695-97), IEC 694 (1980). 
ПВН допускає можливість приєднання до двох високовольтних 
кабелів перетином 3х150 мм. РУНН складається з набору шаф: 
• Шаф введення ШНВ; 
• Шаф відхідних ліній ШНЛ; 
• Шафа обліку; 
• Шафа сигналізації. 
В шафах РУНН встановлені автоматичні вимикачі: на вводі і 
секціонуванні  
- висувного виконання; на відхідних лініях  
- стаціонарного або висувного типу.  
Релейна апаратура, амперметри, вольтметри та облік розташовані у 
верхній частині шафи. Конструкція шаф РУНН зі стаціонарними вимикачами 
забезпечує оперування приводами вимикачів при закритих дверях. В шафах 
РУНН забезпечена можливість підключення кабелів діаметром до 150 мм в 
кількостях забезпечує відведення номінального струму кожного вимикача. 
КТП зображена на рисунку 8.6. 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 108 
 
 
 
       
 
 
Рисунок 8.6 – Загальний вигляд КТПВЦ. 
 
1. Шафа введення зі сторони високої напруги ШВВ-3 комплектується 
масляним вимикачем напруги ВММ-10/200, трансформатором 
струму ТОЛ-10 та обмежувачами перенапруги РВ-10/12,5 і П1-
10/11,5; 
2. Трансформатор силовий ТМ-1600-10 У1, напругою 10/0,4 кВ, 
потужністю 1600 кВА; 
3. Шафа введення зі сторони низької напруги ШНВ-1М 
комплектується вимикачем АВМ-20Н, трансформатором струму 
ТКМ-0,5 2000/5, а також вимірювальними приладами. 
4. Шафа конденсаторної установки. 
5. Шафа лінійна комплектується вимикачами типу ВА та 
трансформаторами струму типу ТКМ-0,5. 
6. Шафа аварійного вводу ШНЛ-12У3 комплектується вимикачем 
АВМ-20Н, трансформатором струму ТКМ-0,5 2000/5, автоматичним 
пристроєм увімкнення резерву. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 109 
 
 
 
       
 
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ  
Тема − розробка пристрою автоматичного регулювання 
продуктивності вентиляційної системи лінії по виробництву фанери 
 
9.1 Загальні відомості про фанеру 
 
Фанера − листовий матеріал, що складається зі склеєних між собою 
листів лущеного шпону, іноді в поєднанні з іншими матеріалами. В листі 
фанери розрізняють зовнішні (лицьовий та зворотній) і внутрішні шари 
шпону, що відрізняються між собою якістю та іноді породою деревини. В 
основу класифікації фанери покладено ряд конструктивних та технологічних 
ознак, які визначають експлуатаційні властивості кожного її виду. 
Класифікація фанерних виробів приведена на рисунку 9.1. 
 
 
Рисунок 9.1 − Класифікація фанерних виробів   
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 110 
 
 
 
       
 
9.2 Технологічний цикл виробництва фанери 
 
Сировиною для виготовлення фанери служать стовбури деревини 
мірної довжини. Найкращими породами для виробництва фанери вважаються 
береза та вільха. Ці особливості пов’язані зі структурою деревини.  
Для надання сировині пластичності використовують гідротермічну 
обробку − проварювання або пропарювання. Така обробка відбувається в 
басейнах, що являють собою заповнені водою ванни. Вода постійно 
підігрівається до необхідної температури, при якій деревина проварюється за 
певним режимом. Для того, щоб сировина після гідротермічної обробки не 
втратила гнучкості, вона повинна якнайшвидше йти в переробку.  
Наступний крок – розкряжування на потрібний формат: 1,3 м або 2,6 м. 
Це з технологічними особливостями виробництва: фанера буває 
повздовжньою та поперечною. Ці два види фанери розрізняють по 
розташуванню волокон деревини на зовнішньому шарі шпону. 
Далі розрізані колоди потрапляють на лінії лущення, які є основною 
ланкою – серцем виробництва фанери. Деревина на спеціально обладнані 
лінії потрапляє у вигляді стовбура, а виходить безперервною стрічкою шпону 
товщиною 1,5 мм. Лінія лущення дає можливість отримувати шпон з 
товщиною 0,3 – 3 мм.  
Далі на спеціальних верстатах матеріал ножицями розрізається на 
листи. Стандартні листи збираються у стопу та надходять до сушильної 
камери. Починається процес сушіння.  
До лінії лущення деревина потрапляє з дуже великим відсотком 
вологос- 
ті − від 70 до 100 %. Для того щоб утворився шпон-напівфабрикат, необхідно 
зменшити вологість до 8 ± 2 %. Така операція виконується на лінії прохідного 
типу. Стрічка шпону знаходиться у русі (відрізняючись цим від сушіння 
масиву деревини). Проходячи по довжині сушарки, шпон втрачає вологість 
поступово. Стрічка транспортується завдяки роликам. Обладнання для 
сушіння – газові сушарки СРГ-25. Після сушіння шпон потрапляє на 
дільницю сортування.  
Для виготовлення фанери високої якості технологія вимагає 
використання лише повноформатного шпону. Коли виробництво йде 
безперервно, залишаються неформатні шматочки шпону, використання яких 
значно знижує якість кінцевого продукту. Проте шляхом склеювання та 
зрощення зі шматочків виготовляються форматні листи, які 
використовуються у внутрішніх шарах фанери .  
Після цього сортований шпон потрапляє на лінії збирання пакетів 
фанери. Вони збирають вручну. Листи через один промазують клеєм, потім 
складають в стопу. Набравши певну кількість листів, їх треба притиснути, 
щоб клей полімеризувався. Транспортними лініями пакети надходять до 
пресу. Одноповерховий прес холодного пресування надає фанері відповідної 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 111 
 
 
 
       
 
транспортабельності. Далі вона потрапляє до тридцятидвохпрогонного 
гарячого пресу.  
Кожний лист завантажується в один прогін. Технологія передбачає 
можливість завантажування і декількох листів, але практика показала, що 
вища якість забезпечується, якщо завантажувати по одному пакету. Сила 
гідравлічного пресу  від 16 до 20 кг/см2. Стопа фанери, вивантажена з пресу, 
потрапляє в обробку. Тобто з’являється практично готовий продукт 
(напівготовий, тому що він ще не шліфований). Деякі замовники не 
вимагають шліфувати фанеру.  
 Далі фанера обрізується на обрізному верстаті прохідного типу та 
шліфується на шліфмашині – і це вже готова до споживання продукція. Після 
цього ще раз здійснюється сортування. Фанера складається у пакети по 
кількості і по розмірах та відправляється на склад. Це стосується фанери 
загального призначення.  
Якщо замовляється ламінована фанера, то після сортування вона 
покривається плівкою і потрапляє на дванадцятипрогонний прес та 
пресується з відповідними температурою та тиском. Після цього 
вивантажується, обрізується і сортується вручну. На підприємстві 
застосовано лише ручне сортування, тому що автоматичне сортування не 
забезпечує відсортування фанери з пошкодженою плівкою або кромкою. 
Після чого за кольором, структурою плівки та розміром вона збирається в 
пакет і потрапляє на склад готової продукції. Так виготовляється фанера 
стандартних розмірів: 1250×2500 мм. 
Фізико-мeханічні показники фанери що виготовляється такі:  
− межа міцності при сколюванні по клеєвому шару після кип’ятіння в 
воді протягом години, МПа: не менше 1,5;  
− межа міцності при статичному згині вздовж волокон, МПа: не менше 
50; 
− щільність, кг/м3: 600–800;  
− вологість, %: 8 (±2);  
− клас емісії E1, вміст формальдегіду на 100 г абсолютно сухої маси 
фанери, мг: до 8.  
 
9.3 Вентиляційна система лінії по виробництву фанери 
 
При виробництві фанери в приміщенні цеху підвищується вологість та 
температура повітря, з’являються пари фенолу та формальдегіду, деревний 
пил, які негативно впливають на здоров’я працюючих. Законодавством 
України передбачені заходи та норми, які забезпечують умови нормальної 
роботи в цехах, а санітарними нормами проектування промислових 
підприємств (СН 245-71) визначені гранично допустимі концентрації газів, 
парів та пилу в повітрі робочої зони приміщень.  
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 112 
 
 
 
       
 
Концентрація парів та пилу, що допустимі в фанерному виробництві 
наведені в таблиці 9.1. 
 
Таблиця 9.1 − Концентрація парів та пилу, що допустимі в фанерному 
виробництві 
Найменування Допустима концентрація, мг/м3 
1 2 
Фенол 5 
Формальдегід 1 
Спирт етиловий 1000 
Пил деревний 2 
 
Температура у виробничих приміщеннях в холодний період року 
повинна бути в межах 17-22 °С, а відносна вологість повітря не 
перевищувати 75%. Для підтримки заданих безпечних умов праці на 
підприємствах влаштовується приточно-витяжна місцева та загальна 
вентиляції.  
Місцева вентиляція забезпечує нормальні умови роботи на робочому 
місці. Наприклад, над варильними басейнами, сушильними і клеїльними 
пресами влаштовують витяжні шахти для видалення зайвої пари і газів; 
деревний пил і тирса від і шліфувальних верстатів обрізки відсмоктуються і 
видаляються з приміщення системами пневмотранспорту. 
  Локальна приточно-витяжна система лінії по виробництву фанери 
складається з: 
 − приточного відцентрового вентилятора ВЦ-14-46-4.0; 
 − витяжного відцентрового вентилятора ВЦ-14-46-4.0; 
 − фільтру очищення приточного повітря; 
 − фільтру очищення витяжного повітря. 
Технічні характеристики локальної приточно-витяжної системи лінії по 
виробництву фанери наведені в таблиці 9.2. 
 
Таблиця 9.2 − Технічні характеристики локальної приточно-витяжної 
системи 
Найменування параметру Величина параметру 
Продуктивність, тис. м3/год 7,5 
Максимальний напір, мм вод. ст. 10,6 
Довжина нагнітаючого повітропроводу, м 18 
Перетин коробу, мм 750×750 
Швидкість нагнітання, м/с 1,8 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 113 
 
 
 
       
 
 Для забезпечення необхідної продуктивності локальної приточно-
витяжної системи використовуються відцентрові вентилятори ВЦ-14-46-4.0. 
Технічні характеристики вентилятора ВЦ-14-46-4.0 наведені в таблиці 9.3. 
 
Таблиця 9.3 − Технічні характеристики відцентрового вентилятора ВЦ-
14-46-4.0 
Найменування параметру Величина параметру 
Продуктивність, тис. м3/год 7,5 
Повний тиск, Па 1420-1500 
Електродвигун:  
− тип АИР112М4  
− потужність, кВт 5,5 
− частота обертання, об/хв 1500 
  
Для очищення приточного повітря використовується фільтр ФВП 70-40 
з фільтруючим матеріалом класу EU5. 
Для очищення витяжного повітря використовується фільтр ФВП 70-40 
з фільтруючим матеріалом класу EU3. 
Технічні характеристики фільтруючих матеріалів EU5 та EU3 наведені 
в таблиці 9.4. 
 
Таблиця 9.4 − Технічні характеристики фільтруючих матеріалів 
Найменування параметру Величина параметру 
1 2 3 
Клас очистки EU5 EU3 
Утримуюча здатність, % 98 92 
Перепад тиску на фільтрі, Па 450 250 
Ефективність по частках 0,4 мкм, %  53 − 
Пилоутримуюча здатність, г/м2 330 256 
Питома вага, кг/м3 60 20 
 
9.4 Автоматизація вентиляційної системи лінії по виробництву 
фанери 
 
Система керування локальною приточно-витяжною системою 
забезпечує лише пуск та зупинку вентиляторів в ручному режимі за 
допомогою кнопкового поста та роботу протягом всього часу з 
максимальною продуктивністю. 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 114 
 
 
 
       
 
Робота вентиляційної системи в такому режимі забезпечує допустимі 
концентрації шкідливих речовин в повітрі робочої зони лише при 
максимальному виділенні шкідливих речовин. Таке виділення відбувається 
лише при виготовленні великоформатної фанери. Наша лінія крім 
великоформатної фанери може також виготовляти фанеру і менших розмірів, 
відповідно і виділення шкідливих речовин в такому випадку буде меншим. 
Крім того виділення шкідливих речовин у великих кількостях відбувається 
лише в процесі намазування шпону клеєм та пресуванні, в цей час 
вентиляційна система має забезпечувати максимальний повітрообіг. Під час 
завантаження та розвантаження лінії, при обробці готових листів та під час 
перерв у роботі вентиляційна система може працювати з меншою 
продуктивністю. 
В даному розділі дипломного проекту пропонується впровадити 
систему автоматичного регулювання продуктивності локальної 
вентиляційної системи в залежності від концентрації формальдегіду в повітрі 
робочої зони. Вибір концентрації формальдегіду в повітрі як основного 
фактору, по якому виконується регулювання пов'язане з тим, що його 
допустима концентрація в повітрі робочої зони порівняно з іншими газами, 
парами шкідливих речовин та пилом є найменша − 1 мг/м3. Також системою 
передбачено сигналізацію про засміченість фільтрів приточної та витяжної 
вентиляції. 
 Автоматичне регулювання продуктивності системи реалізується 
зміною продуктивності приточних та витяжних вентиляторів одночасно. 
Зміну продуктивності вентиляторів реалізуємо зміною частоти обертання 
лопатей вентилятора за допомогою зміни частоти обертання електродвигуна, 
до валу якого приєднано лопаті. Зміну частоти обертання електродвигуна 
реалізуємо зміною частоти живлячого струму. 
 Систему сигналізації про засміченість фільтрів виконаємо на принципі 
реєстрації перепаду тиску на всмоктуючих та витяжних фільтрах. 
 
9.5 Розрахунок та вибір елементів системи автоматичного 
регулювання продуктивності вентиляційної системи 
 
 Задачею системи автоматичного регулювання продуктивності є 
підтримання оптимальної продуктивності вентиляційної системи, якої було б 
достатньо для забезпечення допустимої концентрації парів шкідливих 
речовин в повітрі робочої зони. 
Основними елементами системи автоматизації є: 
 − датчик концентрації формальдегіду в повітрі; 
 − частотний перетворювач. 
 Структурна схема системи автоматичного регулювання продуктивності 
вентиляційної системи приведена на рисунку 9.2. 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 115 
 
 
 
       
 
П р  и  т о   ч  н   и   й   в  е н   т и   л   я  т  о  р     
5 0   Г   ц       Ч а  с т  о   т н   и   й     0 - 5  0    Г   ц       
п е р   е т  в   о  р  ю   в  а ч      Д    
0 - 1  5   0  0   О   б  / х  в     
В и   т  я   ж   н   и   й   в  е н   т и   л   я  т  о  р     
5 0   Г   ц       Ч а  с т  о   т н   и   й     0 - 5  0    Г   ц       
п е р   е т  в   о  р  ю   в  а ч      Д    
0 - 1  5   0  0   О   б  / х  в     
Д а   т   ч  и    к    к   о   н   ц    е  н  т   р  а   ц  і  ї     
ф о  р    м    а  л  ь   д  е   г  і д     у     в   п   о  в   і т   р  і        
В и   т  я   ж   н   и   й     
п о  в  і т р   о  п   р   о  в  і д      
 
 
Рисунок 9.2 − Структурна схема системи автоматичного регулювання 
продуктивності вентиляційної системи 
 
9.5.1 Вибір датчика 
 В якості датчика концентрації формальдегіду в повітрі робочої зони 
використаємо газоаналізатор стаціонарний ГАНК-4С. 
 Газоаналізатор ГАНК-4С призначений для автоматичного 
безперервного контролю концентрації формальдегіду в повітрі робочої зони, 
в промислових викидах та в технологічних процесах з метою охорони 
навколишнього середовища, забезпечення безпеки праці та оптимізації 
технологічних процесів. 
 Технічні характеристики газоаналізатора ГАНК-4С приведені в таблиці 
9.5. 
 
Таблиця 9.5 − Технічні характеристики газоаналізатора ГАНК-4С 
Найменування параметру Величина 
параметру 
1 2 
o                                    
                Т  е  мп е  р а  т   у   р   а  н а в  к    о   л и  ш   н  ь ого повітря, С від +5 до +50 
            А   тмосферний тиск, кПа від 66 до 106,7          
            Відносна вогкість повітря, % до 80 при 35 oС 
                                            
                
         
                                           Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 116 
 
                                                                                                                                                                                                                                                                                    
 
 
       
 
Продовження таблиці 9.5 
Температура газу, що аналізується, oС не більше 50 
Діапазони вимірювання шкідливих речовин, мг/м3 від 0,1 до 5 
Похибка вимірювань, % не більше ±5 
Напруга живлення, В 220±22 
Споживана потужність газоаналізатора, ВА не більше 8 
Струмовий вихід, мА 4 – 20 
Габаритні розміри, мм 250×200×150 
 
Прилад дозволяє контролювати шкідливі речовини в 16 точках 
пробвідбору, розташованих на відстані до 100 м за допомогою 16 гнучких 
повітрозабірних шлангів діаметром 4 мм. Для цього служить пристрій 
пробвідбору УП-1 з автономним насосом і з системою клапанів, що 
дозволяють проводити пробвідбір в кожній точці окремо. Час відбору проби і 
видачі даних не перевищує 60 с. 
Принцип дії газоаналізатора − оптоспектрометричний. Він містить 
змінні хімкасети з паперовою стрічкою, на яку нанесено газочутливий шар. 
Через стрічку за допомогою вбудованого насоса прокачується повітря. 
Оптоелектронний пристрій зчитування визначає швидкість потемніння 
стрічки і передає інформацію на мікропроцесор. Результати розрахунків 
миттєво з’являються на цифровому екрані в мг/м3 відповідно до вимог 
стандартів. При перевищенні гранично допустимої концентрації автоматично 
вмикається звукова та світлова сигналізації. Хімкасети мають високу 
чутливість і селективність. На них негативно не впливають великі 
концентрації шкідливих речовин, оскільки стрічкопротяжний механізм 
постійно пересуває стрічку на чисту ділянку. Рулону стрічки в приладі 
ГАНК-4С вистачає на 12 місяців безперервного контролю без 
обслуговування. 
Монтаж газоаналізатора виконуємо біля загального витяжного 
повітропроводу. В повітряну мережу датчик підключаємо на відстані 1 метру 
від місця приєднання останнього витяжного відгалуження, що відводить 
повітря безпосередньо від робочих машин. 
Оскільки на виході газоаналізатора ми маємо постійний струм 4-20 мА, 
тому датчик безпосередньо без узгодження можна підключати до 
регулюючого пристрою. 
 
9.5.2 Вибір частотного перетворювача  
Перетворювач частоти призначений для безступінчастого регулювання 
частоти обертання асинхронного електродвигуна. Регулювання швидкості 
здійснюється за рахунок перетворення трифазної (або однофазної) напруги з 
постійною частотою та амплітудою в трифазну напругу зі змінною частотою 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 117 
 
 
 
       
 
та амплітудою. Частотні перетворювачі дозволяють реалізовувати достатньо 
складні алгоритми управління, здійснювати захист електродвигуна, 
регулювати ККД, оптимізувати режими роботи залежно від навантаження та 
виконувати інші функції. Використання частотних перетворювачів з 
асинхронними електродвигунами – перспективний та економічно 
обґрунтований напрямок заміни як регульованого приводу постійного струму 
так і нерегульованого приводу змінного струму. 
Використання частотних перетворювачів дозволяє:  
– значно знизити енергетичні, ремонтні та експлуатаційні затрати при 
підтримці колишньої продуктивності машин та механізмів; 
– плавно регулювати швидкість обертання електродвигуна від нуля до 
номінального значення при збереженні максимального моменту на валу; 
– реалізувати повний захист електродвигуна; 
– зменшити споживання електроенергії за рахунок оптимального 
керування електродвигуном залежно від навантаження; 
– здійснити плавний пуск електродвигуна зі струмом, що не перевищує 
номінального значення; 
– усунути пікові навантаження та просадки напруги в електромережі в 
момент пуску електродвигуна; 
– збільшити термін служби електродвигуна та механізму, який він 
приводить в рух за рахунок оптимізації його роботи в широкому діапазоні 
зміни навантажень. 
Структурна схема частотного перетворювача приведена на рисунку 9.3. 
На прикладі цієї схеми розглянемо принцип дії перетворювачів. 
 Конструктивно частотний перетворювач складається з силової частини 
(випрямляч, згладжу вальний фільтр та інвертор), системи керування та 
системи введення – виведення даних. 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 118 
 
 
В х   і д       К н   о   п   к   и      Т е   п   л   о   в   и  й      В и   х   і д      
2  -   1   0    В      к е   р   у   в   а  н   н   я      з а  х   и   с   т     2  -   1   0    В      
4  -   2   0    м   А       п е   р   е   т  в   о  р   ю    в   а   ч   е   м     е л   .   д  в   и  г   у   н   а      4  -   2   0    м   А       
І н   ф    о   р   м   а   ц   і  й   н  и   й      
д и   с   п   л   е  й      
А Ц   П       Ц А    П      Р К   Д      
С и  с т  е   м   а  к  е  р  у  в  а   н    н  я       
U в  х    =    c  o  n   s   t       U в  х    =    v   a  r     
f в  х    =    c  o  n   s   t       f в  х    =    v   a  r     
А    
В    Д    
С    
К е  р  о   в  а   н  и    й       З г  л  а  д  ж    у  в   а  л  ь   н  и    й       Т р  и    ф   а  з  н  и    й       
т р  и   ф   а  з  н  и    й     в   и  п    р  я   м    л  я   ч     ф і л   ь  т  р      і н  в   е   р  т   о  р       
U в  х      U в  и   п    р       U з  г  л      U і н   в       І в  и  х       
t    t    t    t    t    
 
Рисунок 9.3 – Структурна схема та принцип дії частотного перетворювача 
          
                                                           
                                               
                                                                                                                                                                                                        
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 119 
 
 
 
       
 
Принцип роботи перетворювача наступний. Змінна напруга мережі 
випрямляється, згладжується фільтром, а потім з одержаної постійної 
напруги вихідний генератор формує напругу необхідної частоти та амплітуди 
(рисунок 2.3). Формування схематично показано на рисунку 2.4 і 
відбувається таким чином: по суті, генератор просто відкриває та закриває 
потрібні вихідні ключі, формуючи послідовність імпульсів різноманітної 
ширини. Результат зовсім не є схожим на синусоїду. Проте в роботі бере 
участь також і електродвигун, індуктивність якого і призводить до 
згладжування кривої струму, який виявляється пропорційним середньому 
значенню напруги (тому від перетворювача частоти без спеціальних заходів 
не можна живити інші навантаження). 
 
 
 
Рисунок 9.4 – Формування частоти та амплітуди в перетворювачі 
частоти 
 
Вибір конкретного перетворювача виконуємо за номінальною 
потужністю електродвигуна привода, регулювання частоти обертання якого 
ми будемо виконувати за умовою: 
 
 
Рперетв. ≥ Рел.двиг ,                                                  (9.1) 
 
де Рперетв. – номінальна потужність частотного перетворювача, кВт; 
     Рел.двиг – номінальна потужність електродвигуна, кВт. 
 Приймаємо для керування двигуном витяжного вентилятора частотний 
перетворювач Siemens SED2-5.5/35X. Відповідно умова (9.1) буде 
виконуватися: 
 
5,5 ≥ 5,5.  кВт 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 120 
 
 
 
       
 
Технічні характеристики частотного перетворювача Siemens SED2-
5.5/35X приведені в таблиці 9.6. 
 
Таблиця 9.6 – Технічні характеристики частотного перетворювача 
Siemens SED2-5.5/35X 
3N 200 – 240 В ± 10%, 50/60 Гц 
Напруга на вході 3N 380 – 480 В ± 10%, 50/60 Гц 
1N 500 – 600 В ± 10%, 50/60 Гц 
1 2 
Частота на вході, Гц від 47 до 63 
Частота на виході, Гц від 0 до 150  
Коефіцієнт потужності ≥ 0,9 
ККД, % від 96 до 97 
Частота ШІМ на виході, кГц  від 2 до 16 (налаштовується через 2 кГц) 
Фіксуємі частоти 15 програм 
Цифрові входи 6 повністю програмованих входів 
Аналогові входи 2 програмованих: 0 – 10 В та 4 – 20 мА 
Релейні виходи 6 повністю програмованих виходи: – 30 В, 5 
А та ~ 250 В, 2 A 
Аналогові виходи 2 повністю програмованих: 0 – 10 В та 4 – 20 
Ступінь захисту ІР5 4 
Діапазон робочих  
температур, оС від –10 до +40  
 
 Для керування електродвигуном приточного вентилятора вибираємо 
аналогічний перетворювач, оскільки потужність двигуна приточного 
вентилятора дорівнює потужності двигуна витяжного вентилятора. 
Керування роботою регулятора витяжного вентилятора здійснюємо 
безпосередньо від датчика концентрації формальдегіду в повітрі. Датчик має 
аналоговий струмовий вихід 4 – 20 мА, регулятор же має аналоговий вхід 4 – 
20 мА, тому не потрібно виконувати узгодження опорів датчика та 
перетворювача. 
 Керування роботою регулятора приточного вентилятора здійснюємо від 
аналогового виходу регулятора витяжного вентилятора. Тут також входи і 
виходи мають діапазон 4 – 20 мА, тому узгодження опорів також не потрібне. 
 Ввімкнення датчика та регуляторів таким чином, що не потрібне 
узгодження опорів спрощує схему та тим самим підвищує її надійність. 
 Повна схема автоматичного керування вентиляційною системою 
приведена на аркуші 6 графічної частини проекту.      
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 121 
 
 
 
       
 
9.6 Розрахунок та вибір елементів системи сигналізації про 
засміченість фільтрів 
 
9.6.1 Вибір датчика 
В якості датчика перепаду тиску використаємо датчик Siemens 
QBM66.204. Датчик призначений для контролю перепаду тиску повітря та 
неагресивних газів та може використовуватися для: 
– зчитування показників зниженого або підвищеного тиску у 
повітроводах відносно зовнішнього тиску; 
– контролю фільтрів та вентиляторів; 
 – зчитування показників перепаду тиску в різних кімнатах.  
Зовнішній вигляд датчика приведений на рисунку 9.5. 
 
 
 
Рисунок 9.5 – Датчик перепаду тиску Siemens QBM66.204 
 
Технічні характеристики датчика перепаду тиску Siemens QBM66.204 
приведені в таблиці 9.7. 
 
Таблиця 9.7 – Технічні характеристики датчика перепаду тиску Siemens 
QBM66.204 
Найменування параметру Величина параметру 
1 2 
Напруга живлення, В  – 24, ~ 13 − 33 
Споживана потужність, ВА не більше 0,5 
Вихідна напруга, В 0 – 10 
Вихідний опір, кОм  > 10 
Діапазони вимірювань, Па:  
 
 
– діапазон 1 0 – 500 
 
– діапазон 2 0 – 1000 
Точність вимірювання, % 3 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 122 
 
 
 
       
 
Продовження таблиці 9.7 
Температурний режим експлуатації, оС – 5 ... +70 
Габаритні розміри, мм 80×86×25 
Маса, кг 0,183 
 
Датчик призначений для безпосереднього встановлення на 
повітроводах, стінах, стелях та в панелях керування.  
 Датчик зчитує показники перепаду тиску за допомогою силіконово-гу-
мової діафрагми. Відхилення діафрагми перетвориться в електричний сигнал. 
Датчик має перемикач, що використовується для встановлення 
вимірювального діапазону. Електронна схема датчика генерує лінійний 
сигнал тиску, який ка-лібруєтся та компенсується по температурі. Цей сигнал 
подається датчиком як аналоговий вихідний сигнал постійної напруги 0 – 10 
В. 
Залежність напруги на виході датчика від вимірюваного перепаду 
тиску приведена на рисунку 9.6. Дані подані для двох діапазонів виміру 
(діапазони позначені як відповідні положення перемикача). 
 
 
 
Рисунок 9.6 – Характеристики діапазонів вимірювань  
   
9.6.2 Розробка принципової електричної схеми системи сигналізації 
та вибір її елементів 
Система сигналізації про засміченість фільтрів призначена для 
світлової сигналізації рівня засміченості фільтрів приточного та витяжного 
повітря.  
Основною задачею вентиляційної системи є забезпечення достатнього 
повітрообміну в робочій зоні, при цьому підтримуючи необхідний рівень 
концентрації формальдегіду в повітрі. Це досягається зміною продуктивності 
вентиляторів, що в свою чергу реалізується зміною частоти обертання 
електродвигунів. Використання такої системи дає нам можливість економити 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 123 
 
 
 
       
 
електричну енергію. Але при засміченості фільтрів та несвоєчасній їх заміні 
економічний ефект від регульованого приводу дещо зменшується, оскільки 
для створення достатнього тиску через засмічені фільтри необхідна вища 
продуктивність вентиляторів, тим самим вище споживання енергії. Для 
усунення таких витрат енергії і пропонується впровадити систему 
сигналізації про засміченість фільтрів приточного і витяжного повітря.  
Принципова електрична схема такої системи зображена на аркуші 6 
графічної частини проекту. 
Схема складається з блока живлення, що забезпечує напругою 24 В 
змінного струму датчик перепаду тиску та напругою ± 12 В постійного 
струму решту схеми.  
Ввесь робочий діапазон датчика перепаду тиску приймаємо за 100 %. 
Цей діапазон розділяємо на 5 частин (кожна частина сигналізуватиме про 
збільшення запиленості фільтра на 20 %). Сигналізація про ступінь 
запиленості фільтра виконана п’ятьма світлодіодами зеленого кольору. 
На вході схеми розташовано подільник напруги, з якого сигнали 
потрапляють на компаратори, потім на підсилюючі транзистори, в колектори 
яких і ввімкнені світлодіоди. Живлення схеми відбувається від мережі 220 В 
блоком живлення, що складається з силового трансформатора, випрямляча, 
згладжувального фільтра та стабілізатора напруги. 
Розрахунок вхідного подільника напруги виконуємо з урахуванням 
вихідної напруги та опору датчика перепаду тиску А4. Ввесь опір подільника 
приймаємо рівним Rпод = 11,8 кОм. При цьому опори R2 – R6 приймаємо 
рівними 
1 кОм, резистор R1 використовуємо змінний опором 6,8 кОм. Через 
подільник буде протікати струм Іпод (мА), що визначається за формулою: 
 
І Uвх
под = ,                                                     (9.2) 
Rпод
 
де Uвх – вхідна напруга подільника напруги, В. Приймаємо її рівною вихідній 
напрузі датчика перепаду тиску Uвх = 10 В. 
Підставивши у формулу (9.2) відповідні значення, отримаємо величину 
струму, що буде протікати через подільник напруги: 
 
І 10
под = = 0,85. мА 
11,8
 
 Падіння напруги на резисторі R1U1 розраховуємо за формулою: 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 124 
 
 
 
       
 
U U
= вх ⋅ R1
1 ;  
Rпод
U 10 ⋅ 6,8
1 = = 5,76. В 
11,8
 
 Потужність розсіювання резистора R1Р1  розраховуємо за формулою: 
 
Р1 = U1 ⋅ Іпод;  
Р1 = 5,76 ⋅ 0,85 ⋅10−3 = 0,004.  Вт 
 
Приймаємо змінний резистор типу СП5-16ВБ, що має опір 6,8 кОм та 
потужність розсіювання 0,25 Вт. 
 Аналогічно розраховуємо параметри резистрів R2 – R6 подільника.  
 В результаті розрахунків приймаємо резистори типу МЛТ-0,125 
номінальним опором 1 кОм та потужністю розсіювання 0,125 Вт. 
 Компаратор побудований на операційному підсилювачі DA1 типу 
К544УД1А. Подільник опорної напруги компаратора виконаний на 
резисторах R7 та R8, номінали яких приймаємо з врахуванням вхідного 
опору операційного підсилювача рівними: R7 = 6,8 кОм, R8 = 1,2 кОм. 
Максимальний струм, що може протікати через резистор R8 при опорі 
змінного резистора R7 = 0 І8 (мА) визначаємо за формулою: 
 
І U
= ж
8 ,                                                       (9.3) 
R8
 
де Uж – напруга живлення схеми, В; Uж = 12 В. 
Підставивши у формулу (9.3) відповідні значення, отримаємо величину 
струму, що буде протікати через резистор R8: 
 
І 12
8 = =10.  мА 
1,2
 
Потужність розсіювання резистора R8 Р8 визначаємо за формулою: 
 
Р8 = Uж ⋅ І8;  
Р8 =12 ⋅10 ⋅10−3 = 0,12. Вт 
 
 Приймаємо резистор типу МЛТ-0,125 номінальним опором 1,2 кОм та 
потужністю розсіювання 0,125 Вт. 
 Аналогічно розраховуємо параметри змінного резистора R7.  
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 125 
 
 
 
       
 
В результаті розрахунків приймаємо змінний резистор типу СП5-16ВБ, 
що має опір 6,8 кОм та потужність розсіювання 0,25 Вт. 
В якості приладу світлової сигналізації приймаємо світлодіод АЛ307А 
зеленого кольору з максимальним струмом Ім = 20 мА та падінням напруги 
Uд = 2 В. Робочий струм діода приймаємо рівним Ід = 10 мА. 
Для визначення опору струмообмежуючого резистора R9 визначаємо 
падіння напруги на цьому резисторі U9 за формулою: 
 
U9 = Uж − Uд;  
U9 =12 − 2 =10. В 
 
 Відповідно опір резистора R9 складе: 
 
R U
= 9
9 ;  
Iд
R 10
9 = =1.  кОм 
10
 
Потужність розсіювання резистора R9 Р9 визначаємо за формулою: 
 
Р9 = U9 ⋅ Ід;  
Р8 =10 ⋅10 ⋅10−3 = 0,1. Вт 
 
 Приймаємо резистор типу МЛТ-0,125 номінальним опором 1 кОм та 
потужністю розсіювання 0,125 Вт. 
 В якості підсилюючого транзистора VT1 використовуємо транзистор 
КТ315А, що має максимальну напругу UКЕ.max = 25 В, максимальний струм 
колектора ІК.max = 100 мА та коефіцієнт підсилення β ≥ 20. 
Номінал струмообмежуючого резистора R10 приймаємо рівним 4,3 
кОм виходячи з умови: 
 
 Іоп.вих.max ≥ IБЕ ,                                                   (9.4) 
 
де Іоп.вих.max – максимальний вихідний струм операційного підсилювача, мА; 
Іоп.вих.max = 10 мА; 
     ІБЕ – струм, що протікає через базу транзистора, мА. Цей струм 
визначаємо за формулою: 
I U
= вих − UБЕ
БЕ ,                                                (9.5) 
R10
 
де Uвих – вихідна напруга операційного підсилювача, В; Uвих = 10 В; 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 126 
 
 
 
       
 
     UБЕ – падіння напруги на переході база – емітер транзистора, В; UБЕ = 0,7 
В. 
Підставивши у формулу (9.5) відповідні значення, отримаємо величину 
струму, що протікає через базу транзистора: 
 
I 10 − 0,7
БЕ = = 2,16. мА 
4,3
 
 Номінал резистора прийнято вірно, оскільки умова (9.4) виконується: 
 
10 ≥ 2,16. 
 
 Потужність розсіювання резистора R10 Р10  визначаємо за формулою: 
 
Р (U 2
= вих − UБЕ )
10 ;  
R10
Р (10 − 0,7)2
10 = = 0,02.  Вт 
4,3 ⋅103
 
Приймаємо резистор типу МЛТ-0,125 номінальним опором 4,3 кОм та 
потужністю розсіювання 0,125 Вт. 
 В якості резистора стікання струму з бази транзистора приймаємо 
резистор R11 опором 15 кОм. 
Для захисту транзистора від зворотної напруги база – емітер 
приймаємо діод VD1 типу КД522А, що має максимальну зворотну напругу 
Uзвор = 30 А та максимальний прямий струм Іпр = 100 мА. Відповідно буде 
виконуватися умова: 
 
Іпр ≥ Iзв;  
100 ≥ 2,16,  
 
де Ізв – зворотній струм, що виникає при від’ємній напрузі на виході 
операційного підсилювача, мА. Цей струм рівний за величиною струму ІБЕ, 
але має зворотній напрямок, Ізв = − ІБЕ = − 2,16 мА. 
 Перевіряємо обраний транзистор на відповідність дійсного коефіцієнта 
передачі струму з паспортними даними. Відповідно має виконуватися умова: 
    
β ≥ βд ,                                                         (9.6) 
 
де βд – дійсний коефіцієнт передачі струму, визначається за формулою: 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 127 
 
 
 
       
 
І
β К
д = ,                                                       (9.7) 
ІБЕ
 
де ІК – струм колектора транзистора VT1, мА. Струм колектора рівний 
струму світлодіода, тобто ІК = Ід = 10 мА. 
Підставивши у формулу (9.7) відповідні значення, отримаємо величину 
дійсного коефіцієнту передачі струму: 
 
10
βд = = 4,63.  
2,16
 
Транзистор обраний вірно, оскільки умова (9.6) виконується: 
 
20 ≥ 4,63. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 128 
 
 
 
       
 
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ 
СЕП ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА 
 Тема − визначення економічної ефективності від впровадження 
пристрою автоматичного регулювання продуктивності вентиляційної 
системи лінії по виробництву фанери 
 
Визначення економічної ефективності від впровадження пристрою 
автоматичного регулювання продуктивності вентиляційної системи лінії по 
виробництву фанери проводимо виходячи із споживаної ними електричної 
енергії. 
Економія електричної енергії від впровадження системи має дві 
складові: 
− економія від встановлення частотно-регульованого приводу; 
− економія від своєчасної заміни фільтрів. 
 Експериментально встановлено, що економія енергії при впровадженні 
частотно-регульованого приводу становитиме 35 %. 
Обсяг річної економії електричної енергії ΔЕ1 (кВт·год) при цьому 
становитиме: 
 
∆Е1 = 0,35 ⋅ Рв ⋅ Тр,                                               (10.1) 
 
де Рв – встановлена потужність електродвигунів вентиляторів, кВт; Рв = 11 
кВт; 
     Тр – тривалість роботи вентиляторів за рік, год. При роботі в одну зміну 
Тр = 2920 год. 
Підставивши у формулу (10.1) відповідні значення, отримаємо 
величину річної економії електричної енергії: 
 
∆Е1 = 0,35 ⋅11⋅ 2920 =11242. кВт·год 
 
Мінімальна економія електричної енергії від своєчасної заміни фільтрів 
та недопущення роботи з надмірно запиленими фільтрами становить 2 %. 
Обсяг річної економії електричної енергії ΔЕ2 (кВт·год) при цьому 
становитиме: 
 
∆Е2 = 0,02 ⋅ Рв ⋅ Тр;  
∆Е2 = 0,02 ⋅11⋅ 2920 = 642,4. кВт·год 
 
Вартість зекономленої електричної енергії за рік Ве  від впровадження 
цих заходів складе: 
 
Ве = (∆Е1 + ∆Е2) ⋅ Се,                                            (10.2) 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 129 
 
 
 
       
 
 
де Се – вартість 1 кВт·год електроенергії, грн; Се = 5 грн. 
Підставивши у формулу (10.2) відповідні значення, отримаємо вартість 
зекономленої електричної енергії за рік: 
 
Ве = (11242 + 642,4) ⋅5 = 59422. грн 
 
Для розрахунку повного економічного ефекту від впровадження 
пристрою автоматичного регулювання продуктивності вентиляційної 
системи визначимо всі затрати на придбання та монтаж обладнання. 
Основні витрати на придбання обладнання наведені в таблиці 10.1.  
 
Таблиця 10.1− Норми витрат на придбання основного обладнання 
Ціна  
Назва Кількість одиниці, Вартість, 
грн грн 
1 2 3 4 
Частотний перетворювач Siemens SED2-5.5/35X 2 шт. 7681 15362 
Газоаналізатор стаціонарний ГАНК-4С 1 шт. 12253 12253 
Датчик перепаду тиску Siemens QBM66.204 1 шт. 1650 1650 
Вимикач автоматичний ВА47-29 2 шт. 25 50 
Пускач магнітний ПМЛ-2122 1 шт. 25 25 
Кнопка КЕ-011 2 шт. 12 24 
Кабель АВВГ (4×2,5) 50 м 5 250 
Виготовлений блок живлення 1 шт. 250 250 
Виготовлений блок сигналізації 1 шт. 250 250 
Провід ПВ-3-2,5  25 м 3 75 
Разом   30189 
 
Транспортні витрати, пов’язані з перевезенням основного обладнання 
автомобілем „Газель”, наведені в таблиці 10.2. 
 
Таблиця 10.2 − Транспортні витрати на перевезення основного 
обладнання 
Статті затрат Значення 
1 2 
Норми затрат ДП для автомобіля „Газель”, л/100 км 16 
Витрати мастила на 100 л ДП, л 1,2 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 130 
 
 
 
       
 
Продовження таблиці 10.2 
Відстань від замовника до постачальника, км 150 
Витрати палива, грн 1560 
Витрати мастила, грн 225 
Заробітна плата водія за 1 годину, грн 83,8 
Нарахування на ЗП, грн 20,9 
Разом витрат, грн 1889,7 
Накладні витрати, грн 377,9 
Вартість перевезення, грн 2267,6 
 
Витрати на придбання допоміжних матеріалів наведені в таблиці 10.3.  
 
Таблиця 10.3 − Норми витрат на придбання допоміжних матеріалів 
Назва Кількість, Ціна  Вартість, 
шт. одиниці, 
грн грн 
1 2 3 4 
Кронштейни кріплення кабелю 40 4,8 192 
Кріплення (набір) 2 8,5 17 
Захисний кожух 2 65 130 
Разом   339 
 
Транспортні витрати на перевезення допоміжних матеріалів 
автомобілем „Газель” наведені в таблиці 10.4. 
 
Таблиця 10.4 − Транспортні витрати на перевезення допоміжних 
матеріалів 
Статті затрат Значення 
1 2 
Норми затрат ДП для автомобіля „Газель”, л/100 км 16 
Витрати мастила на 100л ДП, л 1,2 
Відстань від замовника до постачальника, км 15 
Витрати палива, грн 156 
Витрати мастила, грн 225 
Заробітна плата водія за 1 годину, грн 83,8 
Нарахування на ЗП, грн 20,9 
Разом витрат, грн 283,2 
Накладні витрати, грн 56,6 
Вартість перевезення, грн 339,8 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 131 
 
 
 
       
 
 Для демонтажу застарілого та монтажу нового обладнання будуть 
задіяні працівники заводу. 
Дані про трудомісткість робіт наведені в таблиці 10.5 
 
Таблиця 10.5 − Дані про трудомісткість робіт 
Види робіт Середній Кількість Тариф, Норми 
розряд чоловік грн/год трудомісткості, 
нормогодин 
1 2 3 4 5 
Демонтажні роботи 3 2 34 48 
Підготовчі роботи 5 1 42,6 16 
Монтажні роботи 5 2 42,6 56 
Роботи служби КВП і А 5 1 53,9 8 
Електричні роботи 5 2 62,5 16 
 
Витрати на заробітну плату працівників наведені в таблиці 10.6. 
 
Таблиця 10.6 − Витрати на заробітну плату працівників 
Витрати Сума, грн 
1 2 
Основна зарплата працівників (ОЗП) 11147,2 
Додаткова зарплата (ДЗП), 32,2% від ОЗП 3589,3 
Разом зарплата (ОЗП+ДЗП) 14736,5 
Нарахування на зарплату, 37,5% 5526,1 
Всього фонд оплати праці 34999,1 
 
Зведемо всі витрати на придбання та монтаж обладнання в таблицю 
10.7.  
 
Таблиця 10.7 − Витрати на придбання та монтаж обладнання 
Стаття витрат Сума, грн 
1 2 
Витрати на придбання основного обладнання 30189 
Витрати на перевезення основного обладнання 2267,6 
Витрати на придбання допоміжних матеріалів 339 
Витрати на перевезення допоміжних матеріалів 339,8 
Оплата праці робітників 34999,1 
Разом 67795,6 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 132 
 
 
 
       
 
Визначаємо термін окупності нашого проекту, результати заносимо в 
таблицю 10.8. 
 
Таблиця 10.8 − Термін окупності проекту 
Рік Інвестиції та надходження, грн Грошові кошти, грн 
1 2 3 
1 59422   59422  
2 8373,6 67795,6 
 
 Як видно з даних розрахункової таблиці, проект окупається приблизно 
за 2 роки. 
Зводимо в таблицю 10.9 основні показники, які показують 
рентабельність даного проекту. 
 
Таблиця 10.9 − Показники рентабельності проекту 
Назва показника Значення 
1 2 
Сума інвестованих коштів, грн 67795,6 
Місячна економія коштів після впровадження  
   проекту, грн 59422  
Термін окупності проекту, років 2,14 
 
Згідно з проведеними економічними розрахунками можна зробити 
наступні висновки. При впровадженні пристрою автоматичного регулювання 
продуктивності вентиляційної системи лінії по виробництву фанери 
отримано ряд переваг, а саме: 
− технічні, що полягають у більш раціональному використанні 
механізмів приводу вентиляторів, що тим самим збільшить загальний строк 
їхньої служби та зменшить час простою при можливих неполадках; 
− ергономічні – полягають у спрощенні управління системою 
вентиляції, оскільки всі функції управління покладаються на автоматичну 
систему; 
− економічні – з моменту впровадження даної автоматичної системи 
строк окупності цього заходу складе 2,14 роки. Після цього терміну річна 
економія від експлуатації системи складе близько 59422  грн. На практиці ці 
показники можуть виявитися ще більшими внаслідок збільшення терміну 
міжремонтної експлуатації та зменшення терміну налагодження та ремонту 
технологічного обладнання. 
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20014 49/04 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 133
ChSTU repository

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