Електропостачання заводу з виготовлення гідравлічних систем навантажувальної техніки

Олійник, Владислав Олександрович
Будь ласка, використовуйте цей ідентифікатор, щоб цитувати або посилатися на цей матеріал: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5757
Повний запис метаданих
Поле DC	Значення	Мова
dc.contributor.advisor	Кисельов, Владлен Борисович	-
dc.contributor.author	Олійник, Владислав Олександрович	-
dc.date.accessioned	2025-06-25T11:57:33Z	-
dc.date.available	2025-06-25T11:57:33Z	-
dc.date.issued	2024-06	-
dc.identifier.uri	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5757	-
dc.description.abstract	У випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання заводу з виготовлення гідравлічних систем навантажувальної техніки. Було проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. Розділ «Індивідуальне завдання» присвячений розробці пристрою контролю товщини хромового покриття гідроциліндрів в процесі гальванічного осадження. У розділі «Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових підприємств» визначено додаткові втрати в системах електропостачання при зниженні якості електричної енергії. У розділі «Охорона праці» зроблено аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають в приміщенні проектно-технічного відділу та розробці протипожежних заходів на підприємстві.	uk_UA
dc.language.iso	uk	uk_UA
dc.subject	електропостачання	uk_UA
dc.subject	розрахунок електричних навантажень	uk_UA
dc.subject	компенсація реактивної потужності	uk_UA
dc.subject	релейний захист та автоматика	uk_UA
dc.title	Електропостачання заводу з виготовлення гідравлічних систем навантажувальної техніки	uk_UA
dc.type	Bachelor Thesis	uk_UA
Розташовується у зібраннях:	141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання)
Файли цього матеріалу:
Файл	Опис	Розмір	Формат
ВКРБ_Олійник.pdf Restricted Access		8.66 MB	Adobe PDF	Переглянути/Відкрити Запит копії
Показати базовий опис матеріалу Перегляд статистики
Усі матеріали в архіві електронних ресурсів захищено авторським правом, усі права збережено.
Extracted text
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ 
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНОЛОІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ 
Факультет  електронних  технологій, автотранспорту та машинобудування 
(назва факультету) 
Кафедра електротехнічних систем 
(повна назва кафедри) 
       
 «До захисту допущено» 
Завідувач кафедри ЕТС 
Олександр СИТНИК 
______________________ 
“_____” __________2024 р. 
 
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА 
 
до кваліфікаційної роботи  
 
б а к а л а в р  
                                                                                         (освітньо-кваліфікаційний рівень)  
 
ЧДТУ   А1  20016   49/04 
 
на тему: 
«Електропостачання заводу з виготовлення гідравлічних систем 
навантажувальної техніки» 
 (назва теми згідно з наказом) 
 
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу, 
групи  ЕСЕ – 202 
Спеціальності: 
141 «Електроенергетика, електротехніка та            
електромеханіка» 
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності) 
 
Олійник Владислав Олександрович  
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти) 
 
Керівник _____________   Владлен КИСЕЛЬОВ 
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)  
Рецензент ____________   _____________________  
                                                                                    (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ) 
 
 
 
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів 
без відповідних посилань 
Здобувач вищої освіти ______________ 
                                                                                                                                                  (підпис) 
 
Черкаси 2024 року 
Черкаський державний технологічний університет 
 
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування 
(повна назва) 
Кафедра електротехнічних систем 
                                            (повна назва) 
Спеціальність: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» 
 
 
ЗАТВЕРДЖУЮ 
Завідувач кафедри ЕТС 
Олександр СИТНИК 
______________________ 
“_____” __________2024 р. 
 
З А В Д А Н Н Я 
НА КВАЛІФІКАЦІЙНУ РОБОТУ 
 
                           Олійнику Владиславу Олександровичу___________                                      
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти) 
1. Тема кваліфікаційної роботи  
«Електропостачання заводу з виготовлення гідравлічних систем 
навантажувальної техніки» 
 
Керівник кваліфікаційної роботи        Кисельов Владлен Борисович, к.т.н., доцент       
                                                                                         (прізвище, ім’я, по батькові, науковий ступінь, вчене звання) 
 
Затверджені наказом Черкаського державного технологічного університету від  
« 20 »  лютого   2024 року  № 49/04       
 
2. Строк  подання кваліфікаційної роботи здобувачем вищої освіти ____________________ 
 
3. Вихідні дані до кваліфікаційної роботи: 1. Тип системи електропостачання – 
централізована; 2. Клас напруги ГПП – 110/10 кВ; 3. Встановлена потужність підприємства – 
9485,5 кВт; 4. Потужність КЗ на шинах енергосистеми – 2900 МВА; 5. Розміри цеху – 
42×60×6 м; 6. Кількість електроприймачів цеху – 82 шт; 7. Встановлена потужність силових 
електроприймачів цеху – 1465,3 кВт; 8. Індивідуальне завдання – Розробка пристрою 
контролю товщини хромового покриття гідроциліндрів в процесі гальванічного осадження; 
9. Техніко-економічні розрахунки – Визначення додаткових втрат в системах 
електропостачання при зниженні якості електричної енергії; 10. Охорона праці – Розробка 
протипожежних заходів на підприємстві. 
 
4. Зміст розрахунково-пояснювальної записки (перелік питань, що їх належить 
розробити) 
1 Умови проектування 
2 Розрахунок електричних навантажень 
3 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства. Розрахунок живлячої мережі 
4 Вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності 
5 Вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання напругою 10 кВ 
6 Розрахунок струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В 
7 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП. Вибір високовольтної апаратури. 
Перевірка кабельних ліній 
8 Розрахунок системи електропостачання цеху 
9 Індивідуальне завдання – Розробка пристрою контролю товщини хромового покриття 
гідроциліндрів в процесі гальванічного осадження 
10 Техніко-економічні розрахунки – Визначення додаткових втрат в системах 
електропостачання при зниженні якості електричної енергії 
11 Охорона праці. 
 
5. Перелік графічного матеріалу (з точним зазначенням обов’язкових креслень, 
плакатів)  
1 Генплан заводу 
2 Однолінійна схема ГПП 110/10 кВ 
3 План ГПП 110/10 кВ 
4 Однолінійна схема електропостачання цеху 
5 План живлячих та розподільчих мереж цеху 
6 Однолінійна схема КТП 
7 Вид та план КТП 10/0,4 кВ 
6. Консультанти розділів кваліфікаційної роботи 
Прізвище, ініціали та посада Підпис, дата 
Розділ 
консультанта завдання видав завдання прийняв 
Охорона праці ст. викл. Олексій КОЖЕМ´ЯКІН    
 
7. Дата видачі завдання до кваліфікаційної роботи  21 лютого 2024 року 
 
КАЛЕНДАРНИЙ ПЛАН 
Строк  виконання 
№ Назва етапів виконання кваліфікаційної роботи 
етапів кваліфікаційної Примітка  
з/п  
роботи 
1 Умови проектування 24.02.24 – 01.03.24  
2 Розрахунок електричних навантажень 02.03.24 –06.03.24  
Вибір і обґрунтування схеми живлення  
3 07.03.24 – 10.03.24 
підприємства. Розрахунок живлячої мережі  
Вибір трансформаторів і засобів компенсації   
4 11.03.24 – 18.03.24
реактивної потужності 
Вибір схеми внутрішньозаводського  
5 19.03.24 – 22.03.24 
електропостачання напругою 10 (6) кВ 
Розрахунок струмів короткого замикання в  
6 23.03.24 – 30.03.24 
мережах вище 1000 В 
Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП.  
7 Вибір високовольтної апаратури. Перевірка 01.04.24 – 12.04.24 
кабельних ліній. 
8 Розрахунок системи електропостачання цеху 13.04.24 – 05.05.24  
9 Індивідуальне завдання 06.05.24 – 10.05.24  
Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП  
10 11.05.24 – 16.05.24 
промислового підприємства 
11 Охорона праці 17.05.24 – 20.05.24  
12 Виконання креслень графічної частини роботи 21.05.24 – 07.06.24  
Підготовка доповіді та супровідних документів, 08.06.24 – 10.06.24  
13 
збір необхідних підписів 
 
 Здобувач вищої освіти-дипломник   ________________            Владислав ОЛІЙНИК    
                                          (підпис)                                         (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ) 
Керівник кваліфікаційної роботи          ________________             Владлен КИСЕЛЬОВ     . 
                                                                                                                          (підпис)                                         (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ) 
 
ЗМІСТ 
 
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ . 6 
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ .................................................................................... 7 
1.1 Характеристика об'єкта проєктування .............................................................. 9 
1.3 Характеристика цехів об'єкта, особливості їх електропостачання .............. 10 
1.4 Характеристика джерела живлення ................................................................ 12 
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ .......................................... 13 
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів .............. 14 
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень від 
однофазних електроприймачів. ................................................................................. 23 
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від освітлювальних 
систем ....................................................................................................................... 27 
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової підстанції
 ................................................................................................................................... 28 
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи 
електропостачання .................................................................................................. 29 
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху  та 
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій ....... 31 
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА. 
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ..................................................................... 38 
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ................................. 38 
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ............................................................ 39 
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ............................................ 42 
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ 
ПОТУЖНОСТІ ........................................................................................................... 48 
4.1 Вибір трансформаторів головної понижуючої підстанції ............................ 48 
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням 
компенсації реактивної потужності ...................................................................... 50 
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві .................................. 54 
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ 
НАПРУГОЮ 10 (6) кВ ............................................................................................... 56 
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі 56 
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж ...................................................... 57 
 
      
      ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 
Ли  Зм. № докум. Підпис Дата 
тР азраб. Олійник  В.О.   Електропостачання заводу з Літ Лист Листів 
Перев. Кисельов В.Б.   виготовлення гідравлічних    3 129 
Т. контр.    
Н. контр.  Ключка К.М.   систем навантажувальної ФЕТАМ, ЕСЕ-202 
Затв. Ситник О.О.   техніки 
Инв. № подп Подп. и дата Инв. № дубл. Взам. инв. № Подп. и дата 
     
 
6 РОЗРАХУНОКСТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 
1000В ........................................................................................................................... 61 
6.1 Вихідні дані для розрахунків ........................................................................... 61 
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних  
точках ....................................................................................................................... 63 
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ ... 66 
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР 
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ........... 69 
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ....................................... 69 
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН ........................................................... 69 
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН .............................................. 70 
7.4 Вибір трансформаторів струму ....................................................................... 71 
7.5 Вибір трансформаторів напруги...................................................................... 72 
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість ........................................................ 73 
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ ......................... 74 
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху ..................................... 74 
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем ............................. 75 
8.2.1 Загальні відомості ...................................................................................... 75 
8.2.2 Розрахунок освітленості ........................................................................... 76 
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок ................................... 79 
8.2.4 Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги ................... 83 
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву ........................ 86 
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж .......................... 86 
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами нагріву 
та захисту............................................................................................................ 87 
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги ........................ 94 
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ ............................ 97 
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання мережі до 1000В ........................ 98 
8.5 Захист цехових електричних мереж ............................................................. 101 
8.5.1 Вибір апаратів захисту ........................................................................... 102 
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції ... 104 
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції .... 105 
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Розробка пристрою контролю товщини 
хромового покриття гідроциліндрів в процесі гальванічного осадження ......... 109 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 4 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП 
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Визначення додаткових втрат в 
системах електропостачання при зниженні якості електричної енергії ............. 113 
11 ОХОРОНА ПРАЦІ .............................................................................................. 119 
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають в приміщенні  проектно-
технічного відділу ................................................................................................. 119 
11.2 Розробка протипожежних заходів на підприємстві .................................. 122 
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ................................................................ 128 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 5 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І 
ТЕРМІНІВ 
 
ВН – висока напруга 
ГПП – головна понижуюча підстанція  
ЕН – електричне навантаження  
ЕП – електроприймачі  
КЗ – коротке замикання 
КРП – комплектно розподільчий пристрій 
КТП – комплектна трансформаторна підстанція 
ЛЕП – лінія електропередачі 
НБК – низьковольтна батарея конденсаторів  
НКУ – низьковольтна комплектна установка 
ПЛ – повітряні лінії  
ПРА – пускорегулююча апаратура  
ПУЕ – правила улаштування установок 
РП – розподільчий пункт  
РПС – районна підстанція 
СЕП ПП – система електропостачання промислового підприємства 
ТЕР – техніко-економічні розрахунки 
ТП – трансформаторна підстанція 
ЦЕН – центр електричних навантажень  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 6 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ 
 
Система електропостачання промислового підприємства складається з 
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції, розподільчих 
пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у цехах. Призначена 
система для забезпечення вимог виробництва в передачі електроенергії від 
джерела живлення до місця споживання її у відповідній кількості та якості [1, 2]. 
Як відомо [3, 4], системи електропостачання промислових підприємств 
можна умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та комбіновані. 
Згідно з завданням на дипломне проектування система електропостачання 
промислового підприємства має бути централізованою. 
Основними чинниками при проектуванні системи електроспоживання є 
характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в першу чергу 
безперебійність електропостачання з урахуванням можливості забезпечення 
резервування, а також вимоги електробезпеки. Але незважаючи на те, що ці 
особливості та характеристики є головними чинниками при проектуванні 
системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію побудови раціональної 
СЕП вносять загальні вимоги до системи електропостачання, основні з яких 
приведемо нижче. 
Проектування системи електропостачання промислових підприємств 
проводимо згідно з [1, 4] та інших нормативних документів. 
Основними чинниками при проектуванні є характеристики джерел 
живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до 
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення 
резервування у технологічної частині проекту, вимоги електробезпеки. 
Схеми електропостачання промислових підприємств розробляємо з 
урахуванням наступних основних принципів [4]: 
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до 
споживачів електричної енергії. 
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на 
кожної напрузі має бути мінімально можливим. 
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по 
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у 
обґрунтованих випадках. 
г) Схеми електропостачання і електричних з'єднань підстанцій 
мають бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і 
резервування було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання 
та провідників. 
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному принципу 
з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення електроприймачів 
паралельних технологічних ліній слід здійснювати від різних секцій шин 
підстанцій, взаємозв'язані технологічні агрегати повинні живитися від однієї 
секції шин. 
Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися при будь-яких 
перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних потоків. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 7 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
є) При побудові схеми електропостачання підприємства, електроприймачі 
якого вимагають резервування живлення, повинно проводитися секціонування 
шин у всіх ланцюгах системи розподілу електричної енергії, включаючи шини 
низької напруги цехових двохтрансформаторних підстанцій. 
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися під 
навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має бути 
обґрунтовано. 
ж) Потрібно застосовувати (вживати) , як правило, роздільну роботу ліній, 
трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена паралельна 
робота елементів електропостачання. 
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її 
місцезнаходження обумовлюється значеннями і характером навантаження та 
розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При цьому  враховуються 
також архітектурно-будівельні і експлуатаційні вимоги, розміщення 
технологічного обладнання, умови оточуючого середовища, вимоги 
вибухопожежної та екологічної безпеки. 
Система електропостачання промислового підприємства враховує 
черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно порушувати чи 
знижувати надійність електропостачання діючих виробництв. 
При проектуванні системи електропостачання промислового підприємства 
належить враховуємо потребу у електроенергії сторонніх близько розташованих 
споживачів. 
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати 
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання. 
Схемні та конструктивні рішення є максимально уніфіковані. 
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання 
відповідають ПУЕ. При цьому не допускається необґрунтованого віднесення ЕП 
до більш високої категорії, а саме: 
- ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що виконують 
допоміжні технологічні операції, частину обладнання інженерного забезпечення 
будівлі, відносимо до III категорії. 
Віднесення вказаних електроприймачів до II категорії приводе до 
необґрунтованого завищення не тільки потужності встановлених 
трансформаторів, але і вимог до резервування живлення споживачів. 
До II категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання, 
без якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час після 
аварійного режиму. 
- електроприймачі, відключення яких приводе до масового недовідпуску 
продукції , нерідко відносять не до II категорії, а до І категорій, що мотивується 
тім, що наносяться "значні збитки народному господарству". 
Зазначимо, що поняття "значні збитки народному господарству" відносяться 
до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного підприємства. 
Поняття "категорія електроприймача по надійності електропостачання" не 
відноситься до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць, корпусів і т. 
д. Це поняття правомірно тільки по відношенню до індивідуального ЕП. Для 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 8 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
споживача характерно лише поєднання в різних пропорціях електроприймачів 
категорій І, II та III. 
 
1.1 Характеристика об'єкта проєктування 
 
Підприємство, електропостачання якого ми будемо проектувати в даній 
кваліфікаційній роботі бакалавра, займається виготовленням гідравлічних систем 
навантажувальної техніки. 
При проектуванні системи електропостачання (СЕП) підприємства ми 
враховуємо основні вимоги "Норм технологічного проектування СЕП 
промислових підприємств", і відповідних розділів "Правил улаштування 
електроустановок 2017". 
Структура підприємства приведена на генплані (лист №1) і включає як цеха 
основного виробництва, так і допоміжні приміщення та підрозділи. 
При проектуванні системи електропостачання враховано рельєф 
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної енергії 
окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на підприємстві, 
характеристику оточуючого середовища. 
Головна понижуюча підстанція (ГПП) підприємства розташована з 
врахуванням місця знаходження теоретичного центру електричного 
навантаження. При цьому було враховано домінуючий напрямок вітру. 
Основним високовольтним обладнанням підприємства є понижуючі 
трансформатори цехових трансформаторних підстанцій. 
При розробці системи електропостачання підприємства враховувалося, що 
всі підстанції підприємства телемеханізовані та будуть працювати без чергового 
персоналу. 
 
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії 
 
Силові електроприймачі цеху з виготовлення гідроциліндрів живляться 
трифазним змінним струмом промислової частоти 50 Гц номінальною напругою 
380 В. Однофазне обладнання складається з малопотужних установок, що 
включені на фазу 220 В. Вищих гармонік при експлуатації обладнання не виникає. 
Встановлена потужність та інші характеристики приведено у таблиці 1.1. 
 
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху 
Встановлена 
№ Кількість, 
Електроприймач потужність, cos  
поз. шт. 
кВт 
1 2 3 4 5 
 Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В 
1 Формовочний прес 16 17,3 0,8 
2 Конвеєр 1 24 0,82 
3 Відрізний автомат 2 5,2 0,85 
4 Заточний верстат 6 4,7 0,84 
5 Зварювальний випрямляч 8 17,3 0,93 
6 Термопласт автомат 6 68 0,95 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 9 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Продовж. табл. 1.1 
1 2 3 4 5 
7 Насос електроліту 2 10 0,85 
8 Водяний насос 4 7,5 0,85 
9 Випрямляч 2 44,8 0,9 
10 Тельфер 1 8 0,78 
11 Токарний верстат 8 12,3 0,84 
12 Фрезерний верстат 4 11,5 0,84 
13 Вентилятор витяжний 8 8,8 0,88 
14 Прес клапанних складових 3 4,1 0,82 
15 Притирочний автомат 1 4,4 0,96 
16 Підвісний конвеєр 1 21 0,83 
17 Тепловентилятор 1 54 0,9 
18 Компресор 2 22 0,85 
19 Вентилятор приточний 4 18,3 0,88 
20 Маслонасос 2 4,1 0,86 
    82   
 Однофазні електроприймачі 
1 Зварювальний апарат 3 7,2 0,72 
2 Універсальний верстат 3 7,2 0,72 
    6   
 
В цеху з виготовлення гідроциліндрів на рівні технологічних зв’язків 
здійснюється відповідне резервування. 
Основне обладнання цеху відноситься до ІІ категорії. Як відомо [1], до ІІ 
категорії слід відносити обладнання без якого не можливе продовження роботи 
основного виробництва на час після аварійного режиму. 
Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних особливостей 
виробничих процесів. 
Виробничо - сформоване електрообладнання живляться від власних 
розподільних пунктів РП. 
План цеху та розташування обладнання зображено на листі 5 графічної 
частини, а також на рисунку 1.1. 
Особливостями розташування обладнання у примащені цеху є такі, що 
потребують практично рівномірну освітленість цеху. 
Проектом передбачено загально-виробниче освітлення  380/220 В, та 
аварійне освітлення 220 В. 
Розміри цеху, електропостачання якого ми будемо розраховувати, складають 
:становлять 42×60×6 м. з площею освітлення S=2520 м2. 
 
1.3 Характеристика цехів об'єкта, особливості їх електропостачання 
 
Проектування електропостачання цехів неможливе без урахування 
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони розташовуються. 
При цьому ми виконуємо всі вимоги ПУЕ у цієї частини. 
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми проектуємо, 
розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми). 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 10 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься складське 
обладнання. Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих 
нормальних, тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не 
перевищує 60 % та відсутні умови, наведені уп. 1.1.10-1.1.12 ПУЕ. 
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється 
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах, проникати 
всередину машин, апаратів [5, 6]. 
Але ці цехи відноситься до приміщень з не струмопровідним пилом. 
 
Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 11 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
1.4 Характеристика джерела живлення 
 
Живлення даного підприємства здійснюється від районної підстанції (РПС) 
енергосистеми 110 та 220 кВ. 
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:  
 обрана номінальна напруга енергосистеми Uс=110кВ: 
 потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=2900 МВ • А; 
 довжина повітряної лінії Lпл = 75 км. 
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на границі 
балансової приналежності Qек = 369,1 квар в часи її максимуму навантаження. 
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах 
110кВ±5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню. 
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно договору 
про споживання електроенергії, який укладається з усіма підприємствами 
промислового району і енергопостачальною організацією. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 12 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ 
 
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки 
провідників (шин, кабелів та ін.) і трансформаторів по пропускній спроможності 
і економічній густині струму, а також для розрахунку втрат і відхилення напруги, 
вибору апаратів захисту та засобів компенсації реактивної потужності. 
Правильне визначення електричних навантажень при проектуванні є 
основою для раціонального рішення всього комплексу питань електропостачання 
сучасного промислового підприємства, у тому числі, окремого цеху. 
Поняття «розрахункове навантаження» випливає з визначення 
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи мережі 
і електрообладнання системи електропостачання. 
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часі 
 
І   const   Іроз . 
 
При змінному навантаженні, коли його графік має випадкових характер, 
використовується співвідношення 
 
t
1
I (t)    I(t) dt , 

t
 
де   – тривалість інтервалу усереднення (  t T -  ), що приймається для 
графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної    3T0  (у решті 
випадків – 3T0); 
T – інтервал реалізації випадкового процесу; 
T0  – постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої 
температури (за час, рівний 3 T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого рівня). 
Умовно приймають T0 10 хв.,    30  хв. незалежно від перетину 
провідника, звідки і витікає поняття «півгодинний максимум».  
З наведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий 
струм» Іроз  – це такий струм, що приводе до такого ж максимального нагріву 
провідника або викликає такий же тепловий знос, що й початкове змінне 
навантаження I(t) .  
Значення Іроз  звичайно визначають з виразу 
 
Ppоз  3 U  Ipоз cos .                                  (2.1) 
 
В якості розрахункового навантаження приймають середнє навантаження 
P  за активною потужністю впродовж часу   
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 13 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
t
1
P  P(t)dt . 
 
t
 
Активне розрахункове навантаження Ppоз  аналогічне поняттю 
«розрахунковий максимум» Pmax  або «максимального навантаження» Imax  Iроз , 
тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилиних інтервалах 
усереднення.  
 
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів 
 
Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно проводити 
згідно методики [7], яка поширюється на всі галузі господарства, адаптована до 
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку. 
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку 
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких 
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, оскільки 
розрахунки на кожній із них мають свою специфіку. На заводах середньої та 
великої потужності таких рівнів нараховують шість (рисунок 2.1). 
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина розрахункової 
потужності (Ppоз, цеху )як окремих цехів, так і підприємства (Ppоз, підпр ) у цілому. 
Розрахункова потужність Ppоз– це така потужність, при якій термін службі 
елементів системи електропостачання дорівнює розрахунковому. 
У розрахунках використовуються такі позначення та співвідношення: 
– номінальна потужність, Рном ; 
– паспортна потужність, Рпасп ; 
– встановлена потужність Ру . 
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп 
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для окремого 
електроприймача встановлена потужність дорівнює: 
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі 
 
pу  pном  pпасп ; 
 
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному режимі: 
 
pу  pном  pпасп  ТВ , 
 
де ТВ  – тривалість включення в частках одиниці (задається у паспорті, як 
правило, у відсотках).  
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 14 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання 
 
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебрична 
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у групу 
ЕП 
 
n
Рном рном ,                                                 (2.2) 
1
 
де n  – кількість електроприймачів у групі. 
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебраїчна сума 
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу 
 
n n
Qном qном рном  tg ,                                     (2.3) 
1 1
 
де tg  – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної потужності. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 15 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається 
розрахунковою величиною Кв Рном , що відповідає значенню Кр , за 
співвідношенням: 
 
Рроз Кp Кв Рном ,     (2.4)  
 
де Кр  f Kв, nе, Ta   – коефіцієнт розрахункової потужності, який залежить від 
коефіцієнту використання Кв  та ефективної кількості електроприймачів nе  та 
постійною часу нагріву мережі, для якої розраховують електричні навантаження.  
Згідно [7] прийняти наступні постійні часу нагріву: 
– Ta 10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі 
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр  для таких мереж приймають за 
номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1; 
– Ta  2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових 
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр  приймають згідно таблиці 2.2; 
– Ta  30  хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові 
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова потужність 
для цих елементів визначається за умовою Кр 1. 
Відмітимо, що добуток Кв Рном  є проміжною допоміжною розрахунковою 
величиною, але не середнім значенням очікуваного навантаження, як це 
вважалося раніше. 
Величину ефективної кількості електроприймачів nе  визначаємо за 
співвідношенням 
 
2
 n 
Pном 
n  1 
е  n .     (2.5) 
n  р2
ном
1
 
Величинуnе  можна також визначати за спрощеним співвідношенням 
 
2 p
nе 
 ном .     (2.5) 
pном max
 
Якщо знайдене за співвідношенням (2.5) число nе  буде більше за n  ( n  – 
дійсне число ЕП), тоді слід прийняти n nе . Якщо рном max / pном min  3 , де 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 16 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
pном min  – номінальна потужність найменшого електроприймача групи, тоді 
також приймаємо ne  n . 
 
 
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження Кр  
для різних Кв  в залежності від nе  
 
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр  для 
різних Кв  в залежності від nе  для живлячих мереж напругою до 1000 В 
n Коефіцієнт використання К
 в  
е
0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 1,0 
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0 
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0 
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0 
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0 
6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0 
7 2,49 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,0 1,0 
8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,0 1,0 
9 2,27 1,71 1,43 1,16 1,09 1,07 1,01 1,0 1,0 
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0 
11 2,11 1,61 1,35 1,1 1,06 1,04 1,0 1,0 1,0 
12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,05 1,03 1,0 1,0 1,0 
13 1,99 1,52 1,29 1,06 1,04 1,01 1,0 1,0 1,0 
14 1,94 1,49 1,27 1,05 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 
15 1,89 1,46 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
17 1,81 1,41 1,21 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
18 1,78 1,39 1,19 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 17 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
 
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр  для 
різних Кв  в залежності від nе  на НН цехових трансформаторів і для 
магістральних шинопроводів напругою до 1000 В 
Коефіцієнт використання Кв  
nе  0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 і 
більше  
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0 
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0 
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97 
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93 
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91 
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9 
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85 
Більше 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8 
 
Значення коефіцієнту використання кв  за кожним окремим 
електроприймачем визначаємо за довідковими даними. 
Груповий коефіцієнт використання Кв  електроприймачів з різними ne  
знаходимо за формулою 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 18 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
n
кв  р
i номi
  Кв 
1      (2.6) 
n
рномi
1
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому (середньовиважений 
коефіцієнт) дорівнює 
 
n
Кв Р
i номi
К 1
в, цеху  .    (2.7) 
n
Рномi
1
 
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) для визначення розрахункової 
активної потужності прийме вигляд 
 
n
Рроз цеху  Кр  Кв, цеху Рном  Кр Кв Рном .  (2.8) 
i i
1
 
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховується за 
співвідношенням 
 
Qроз цеху  Кр Кв Рном  tgі .   (2.9) 
i i
і
 
До розрахункової активної та реактивної потужності силових 
електроприймачів напругої до 1 кВ повинно бути додане освітлювальне 
навантаження Pроз. оc , Qроз. оc . 
Повна розрахункова потужність Sроз  силових електроприймачів напругою 
до 1 кВ визначається за формулою 
 
 S 2 2
роз  Pроз Qроз      (2.10) 
 
Результати розрахунків та вихідні дані цеху заносяться у відповідні місця 
таблиці 2.3, виконаної за формою Ф 636–92 [2]. 
Використовуючи вихідні дані таблиці 2.1, співвідношення (2.1) - (2.11) та 
графік рисунок 2.2 [7], розраховуємо в якості прикладу величину розрахункового 
активної та реактивної потужності окремого цеха , а саме цеху з виготовлення з 
виготовлення гідроциліндрів. 
Результати розрахунків заносимо у відповідні графи таблиці 2.3, що 
виконана по формі Ф636-92. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 19 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Визначимо номінальну групову потужність другої групи електроприймачів 
(прес клапанних складових) Рном,14. При цьому, так як електроприймачі згруповані 
таким чином, що мають однакову величину коефіцієнта використання Кв та 
номінальну потужність, співвідношення (2.1) приймає вид 
 
n
Pном,14  pном  n  4,1312,3кВт. 
1
 
Визначаємо розрахункову величину Кв Рном,14, для цієї ж групи, 
використовуючи значення Кв з таблиці 2.3 (стовпчик 5); значення додатку К .
в Рном, 
заносимо у стовпчик 8 таблиці 2.3. 
 
Кв Рном,14  0,7 12,38,6  кВт. 
 
Визначаємо чергову розрахункову величину таблиці 2.1, та заносимо її у 
відповідну графу таблиці 2.3. 
 
Кв Рном,14  tgφ  0,7 12,3 0,7  6 квар . 
 
Проводимо аналогічні розрахунки для інших сформованих груп 
електроприймачів та заносимо результати розрахунків у таблицю 2.3. 
У графах 8 та 9 у підсумкової строки записуємо сумарні значення величин 
 
Кв Рном та Кв Рном  tgφ , 
 
а саме: 
 
Кв Рном та Кв Рном  tgφ. 
 
Визначаємо величину ефективної кількості електроприймачів nе за 
спрощеним співвідношенням (2.5): 
 
2pном 2 1465,3
nе    43 шт. 
pном м ax 68
 
Для розрахунку групового середньовиваженого коефіцієнту використання 
по цеху в цілому використовуємо формулу (2.7) 
 
n
Кв, і  Рном і
1 1025,4
Кв, цеху    0,7 . 
n
Р 1465,3
ном і
1
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 20 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
По графіку рисунок 2.2 для визначених величин nе= 43 та Кв, цеху  0,7
знаходимо коефіцієнт розрахункової потужності Кр.цеху який дорівнює Кр,цеху =1,09. 
За співвідношенням (2.8) знаходимо розрахункову активну потужність 
цеху, який розраховуємо у якості прикладу 
 
n
Рр. цеху  Кр  Кв. цеху Рно.цеху  Кр  Кв. i Рном і  723,6 1,09 1117,7 кВт. 
1
 
Так,  як  величина ефективної кількості  електроприймачів nе>10, 
реактивна потужність силових електроприймачів напругою до 1 кВ по цеху 
визначається співвідношенням (1.9), тобто являє собою число підсумкової строки 
графи 9: 
Qр.цеху (Кв Рном  tgφ) 530,6квар. 
 
Повну розрахункова потужність Sпр силових електроприймачів напругою 
до 1 кВ по цеху визначається формулою (1.10) 
 
S 2 2 2
р.цеху  Pр.цеху  Qр.цеху  1117,7  530,62 1237,2 кВА. 
 
Таким чином, нами виконано розрахунок повної потужності силових 
електроприймачів напругою до 1 кВ окремого цеха , а саме цеху з виготовлення 
з виготовлення гідроциліндрів. 
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших цехів. 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 21 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 22 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень 
від однофазних електроприймачів 
 
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути 
розподілені рівномірно по фазах. 
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені по 
фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності 
трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують як трифазні ЕП 
тієї ж сумарної потужності [6, 17]. Якщо нерівномірність перевищує 15 %, умовна 
трифазна номінальна потужність приймається рівної потроєної величині 
навантаження найбільш завантаженої фази. 
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних цілей 
точністю умовна трифазна номінальна потужність Рном у  (кВт) визначається 
наступним чином:  
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулою 
 
Рном, у  3 Рном.max ф   або  Рном, у  3 Sпасп  ТВ cosпасп , 
 
де Рном. max ф  – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт; 
Sпасп  – паспортна потужність, кВ А ,  
ТВ  – відносна тривалість включення в долях одиниці; 
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна трифазна 
номінальна потужність Рном у  при кількості електроприймачів від одного до 
трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі трифазної системи, 
визначаються за формулами: 
 при одному електроприймачу  
 
Рном, у  3 Рном. ; 
 
 при двох або трьох електроприймачах  
 
Рном, у  3 Рном.max ф .                                       (2.11) 
 
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв  і cos  більш 
трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони розподіляються по фазах 
по можливості рівномірно, то визначаються середні навантаження за найбільш 
завантажену зміну по кожної фазі.  
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається складанням 
середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і однофазних 
навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним зведенням останніх 
до навантажень однієї фази та фазної напруги з використанням таблиці.  
Наприклад, для фази а маємо 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 23 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
P(a)   Кв Раb  (аb)а    Кв Рac (аc)а    Кв Рао ;                 (2.12) 
 
Q(a)   Кв Раb q(аb)а    Кв Раc q(аc)а    Кв Qао ,               (2.13) 
 
 
де Pab, Pac  – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між 
фазами аb і ас;  
Pao,  Qao  – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним та 
нульовим проводами); 
(аb)а ,  (ас)а ,  q(аb)а ,  q(ас)а  – коефіцієнти зведення навантажень(таблиця 2.4), 
що включені на лінійну напругу до фази а; 
Кв ,  Кв  – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму роботи. 
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз b і с, 
знаходиться найбільш завантажена фаза по активної потужності, наприклад фаза 
с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних 
електроприймачів. 
 
Р    3 Р(с)  і Q    3 Q(c) . 
 
Таблиця 2.4 – Коефіцієнти зведення навантажень 
Коефіцієнти Коефіцієнт потужності навантаження 
зведення 0,3 0,4 0,5 0,6 0,65 0,7 0,8 0,9 1,0 
(аb)а,, (bс)b , (са)с  1,4 1,17 1,0 0,89 0,84 0,8 0,72 0,64 0,5 
(аb)b,,  (bс)с ,  (са)а  –0,4 –0,17 0 0,11 0,16 0,2 0,28 0,36 0,5 
q(аb)а,,  q(bс)b ,  q(са)с  1,26 0,86 0,58 0,38 0,3 0,22 0,09 – –
0,05 0,29 
q(аb)b,, q(bс)с , q(са)а  2,45 1,44 1,16 0,96 0,88 0,8 0,67 0,53 0,29 
 
Однофазними електроприймачами в цеху є наступні установки:  
- Зварювальний апарат гуми-3 шт; 
- Універсальний верстат – 3 шт. 
Розрахуємо умовну трифазну номінальну потужність  Pу  для 
групи   однофазних електроприймачів, потужність яких приведена до ТВ =100%, 
що підключені  наступним чином:  
-  зварювальна установка: напруга фазна Uф  220В ; рф,0  7,2 кВт ; 
cos  0,72 ; Кв ,a0  0,4 ; 
- універсальний верстат: напруга лінійна UЛ  380В ; рЛ  7,2 кВт ; 
cos  0,72 ; Кв  0,4 . 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 24 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Визначаємо загальне середнє навантаження окремих фаз (А, В, С) згідно 
співвідношень (2.12–2.13), які записано для більш загального випадку: 
 
P(a)   Кв,i Раb,i (аb)а,i    Кв,i Рac,i (аc)а,i    Кв,i Рао,i  
 
P(b)   Кв,i Раb,i  (аb)b,i    Кв,i Рbc,i (bc)b,i    Кв,i Рbо,i  
 
P(c)   Кв,i Раc,i (аc)c,i    Кв,i Рbc,i (bc)c,i    Кв,i Рcо,i  
 
Q(a)   Кв,i Раb,i q(аb)а,i    Кв,i Раc,i q(аc)а,i    Кв,i Qао,i  
 
Q(b)   Кв,i Раb,i q(аb)b,i    Кв,i Рbc,i q(bc)b,i    Кв,i Qbо,i  
 
Q(c)   Кв,i Раc,i q(аc)c,i    Кв,i Рbc,i q(bc)c,i    Кв,i Qcо,i  
 
Визначимо навантаження фаз, використовуючи відповідні коефіцієнти 
зведення навантажень з таблиці 2.4 
 
P(a)  P(b)  P(c)  0,4 7,2 0,8  0,4 7,2 0,28  0,4 7,2  6 кВт , 
 
 
Середнє реактивне навантаження, віднесене до фаз А, В, С дорівнює 
відповідно: 
 
Q(a)  Q(b)  Q(c)  0,4 7,2 0,22  0,4 7,2 0,8 0,4 7,2 0,96  5,7 квар  
 
 
Для найбільш навантаженої фази (В) 
 
Q
tg  (b)
b , 
P(b)
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 25 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
12 (квар)
tg(a)  tg(b)  tg(c)  1,44 . 
8,3 (кВт)
 
Середньовиважене значення коефіцієнту навантаження Кв(а)  для 
найбільш навантаженої фази 
 
Р
Кв(b) 
(b) , 
Р1.ab  P2.ab  Рbc  Р
2 b,0
 
6
Кв(а)   0,42 . 
7,2  7,2
 7,2
2
 
Умовна трифазна номінальна потужність Рном у  найбільш навантаженої 
фази (В), що розраховується за співвідношення (2.11), складає:   
 
Ру  3 P(b) ;  Ру  3 6 18 кВт . 
 
Qу  Pу  tg(b) ;  Qу 18 0,95 17,1квар . 
 
Ефективну кількість однофазних електроприймачів визначаємо по 
співвідношенню: 
 
2  P
n  (o)
e(o) . 
3 pmax.(o)
 
 
2 18
ne(o)   2 . 
3 6
 
За таблиці 2.1 при ne(o)  2  та Кв(b)  0,42  отримаємо Кр 1,98 . 
 
Рроз у  Кр  Кв(b) Ру , 
 
Рроз у 1,98 0,42 18 14,9 кВт . 
 
Розрахункова реактивна потужність визначається наступним чином: 
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе : 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 26 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
при nе 10  Qроз 1,1Кв Рном  tg ; 
 
при nе 10  Qроз Кв Рном  tg . 
 
Qроз у 1,1Кр Кв(b) Ру,і  tgі , 
і
 
Qроз у 1,114,9 0,96 15,7 квар . 
 
Повна умовна розрахункова потужність Sроз у  силових однофазних 
електроприймачів напругої до 1 кВ визначається формулою (2.10): 
 
 
S   2
14,9 103   15,7 103 2
роз у   21,6 кВ А . 
 
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від 
освітлювальних систем 
 
В відповідності до категорій пожежозахисту приміщення, згідно ПУЕ 
(глава 6.5),  ми обираємо тип світильників, їх висоту підвісу, та розташування в 
робочій зоні цеху елеваторних зерносушильних машин. Загальні геометричні 
розміри виробничої зони цеху становлять 42×60×6, з площею освітлення  
S=2520 м2. 
Для визначення електричних навантажень (ЕН) освітлювальних установок 
використовується метод питомої потужності. Для знаходження питомої 
фактичної потужності ЕН освітлювальних установок (Рп.о.ф.) використовуються 
слідуючи дані: тип світильника, коефіцієнт запасу к3., освітленість Еф, значення 
розрахункової висоти h, площа освітлювального приміщення S. По обраному типу 
світильника, площі освітлювального приміщення та висоті підвісу світильників 
визначається питома потужність загального рівномірного освітлення, 
необхідного для забезпечення норми освітленості. 
Для освітлення цеху ми використаємо стельові світильники ЛСП02 з 
чотирма лампами типу ЛТБ-65. Світильники розташовані під стелею на висоті 
h=4 м, від рівня підлоги 
Виконаємо розрахунки освітлювального навантаження цеху: 
Визначимо активну потужність освітлювальних установок Рм.о. згідно виразу 
 
Рм.о. кп Рп.о.ф S, (2.12) 
                                     
 
де кп – коефіцієнт попиту освітлення [9]; 
S – площа приміщення, м2; 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 27 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
(0,959,7 2520)
Р   23,4кВт, 
м.о. 1000
 
Рп.о.ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м2, 
визначається за формулою 
 
Е ф к
   з.ф
р п.о.ф Р п.о.табл  к , (2.13) 
100 к р
з.табл                          
 
де Рп.о.табл – питома потужність освітлювальної установки [9], Вт/м2; 
Еф – фактична освітленість для виконуваного виду робіт [9], лк; 
кз.ф – фактичний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [9]; 
кз.табл – табличний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [9]; 
кр -  коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення [9]. 
 
200 1,8
р 2 
п.о.ф 14,5    0,3  9,7  Вт/м
100 1,6
 
Реактивну потужність навантаження системи загального освітлення цеху 
визначаємо за виразом 
 
Q м.о  Р м.о  tgφ о ,                                          (2.14) 
 
де tgφ0 – реактивна складова кута зсуву фаз. 
 
Qм.о  23,4 0,2  4,7  квар. 
 
Розрахунок освітлювального навантаження інших цехів та підрозділів 
підприємства виконуємо аналогічно. Живлення зовнішньої системи освітлення 
підприємства виконано від силового трансформатора, що живить будівлю 
управління. 
 
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової підстанції 
 
Сумарні активну та реактивну розрахункові потужності на шинах 0,4 кВ 
визначаємо за виразами 
 
P0,38 цеху Рр. цеху Рр. ос. цеху ,    (2.15) 
 
Q0,38 цеху Qр. цеху Qр. ос.цеху .    (2.17) 
Отримаємо 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 28 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
P0,38 цеху  Рр. цеху  Рр.ос. цеху 1117,7  23,41141,1 кВт, 
 
Q0,38 цеху Qр. цеху Qр.ос. цеху 530,6  4,7 535,3  квар. 
 
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової 
підстанцій за виразом 
 
Sр.цеху  Р0,38 цеху і 2 2
 Q0,38 цеху і  ,                         (2.18) 
 
S  Р 2 2 2 2
ТП6 0,38 цеху  Q0,38 цеху  1141,1  535,3 1197,4 кВА. 
 
Дані розрахунків навантаження цехової підстанції S ТПі за формулою (2.18) по 
усім цехам заносимо у таблицю 2.5. 
 
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи 
електропостачання 
 
На вищих рівнях системи електропостачання підприємства розрахункове 
(максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання розрахункових 
навантажень окремих груп електроприймачів (цехів, підрозділів) з урахуванням 
коефіцієнта одночасності збігання максимумів навантаження Ko . 
Коефіцієнта одночасності Ko  залежить від кількості приєднань на шинах 
РУНН ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв  і 
визначається за даними [5]. 
Приблизну потужність підприємства (на шинах РУНН) SНН ГПП   
визначаємо за формулою  
N 2 2
   N 
SНН ГПП  Ко  P0,4 цеху  Q
i   0,4 цеху  .                    (2.18) 
i
 i   i 
 
2 2
S К  Р 2 2
пр о 0,38цеху.і   Q0,38цеху.і  0,9 10026,9 5976,6 10505,7  кВА 
 
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано 
розрахунок електричних навантажень по заводу, а приблизна розрахункова 
потужність має значення SНН.ГПП =10505,7  кВА. 
Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.5. 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 29 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 30 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху  
та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій 
 
Картограмою навантажень називають план, на якому зображена картина 
середньої інтенсивності розподілу навантажень приймачів електроенергії. 
Картограму навантажень будуємо як на плані розташування приймачів 
електроенергії в цехах, так і на генеральному плані всього підприємства. Якщо 
картограму будують на генеральному плані підприємства, то як приймачі 
електроенергії розглядаємо самі цехи. 
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень на 
картограмі виконують різними способами [1, 6]. Найбільш простий з них 
складається в зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень 
приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. Як центр кола вибирають 
центр електричного навантаження (ЦЕН) приймача електроенергії, а радіус кола 
зв'язують із розрахунковою потужністю приймача електроенергії; значення його 
знаходять із умови рівності розрахункової середньої активної потужності групи 
електроспоживачів площі кола 
 
Рр,0,38і  π  r2
i m  
 
де r 2
p.i - радіус кола групи споживачів, π  = 3,14 ; m- кВт/мм  – масштаб 
 
P
ri 
0,38 і
,                                              (2.19) 
π  m
 
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають силовому, 
а також освітлювальному навантаженням: 
 
360  P
α  р, цеху i
с.н ;                                             (2.20) 
Р0,38цеху
360  P
α  р, цеху i
оc.н ,                                          (2.21) 
Р0,38 цеху
 
Розраховуємо на прикладі вибраного нами цеху вказані параметри 
картограми електричних навантажень 
 
Р
r  р0,38(ТП5) 1455,3
ТП5   57,5  мм. 
3,14 m 3,14 140
 
Розрахункові значення заносимо у графу 8 таблиці 2.6. 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 31 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Таблиця 2.6 – Дані для побудови картограми ЕН 
Найменування  Рроз.цеху Рроз.осв.цеху Р0,38.цеху m      r  
кВт кВт кВт Вт/мм2 c.н oc.н мм 
Цех насосів НШ; Ливарний цех 1023,6 58,5 1082,1 140 341 19 49,6 
Цех гідророзподільників 1124,8 28,1 1152,9 140 351 9 51,2 
Цех рукавів високого тиску; 
1345,2 48,4 1393,6 140 347 13 56,3 
Котельня 
Цех гумових ущільнювачів 734,5 21,6 756,1 140 350 10 41,5 
Цех гідромоторів 1389,9 65,4 1455,3 140 344 16 57,5 
Цех гідроциліндрів 1117,7 23,4 1141,1 140 353 7 50,9 
Цех рульових рейок;  
1221,5 76,2 1297,7 140 339 21 54,3 
Цех упаковки і тари 
Цех обладнання для СТО; 
Будівля управління; Цех 895,1 121,3 1016,4 140 317 43 48,1 
підготовки металу 
Станція електролітів; Склади 633,2 98,5 731,7 140 312 48 40,8 
 
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як точку 
з координатами: 
n
 (Pp.i  xi )
Х  i1 ;                                               (2.22) 
n
 Pp.i
i1
n
 (Pp  yi )
Y  i i
1 ,                                             (2.23) 
n
 Pp 
 i
i 1
де Х,Y– координати центру електричних навантажень на генплані, мм; 
xi , yi – координати i-ого навантаження на генплані, мм;  
Pp i  – максимальне навантаження i-ого цеху, кВт. 
Дані,  необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразу (2.22), (2.23) 
заносимо у відповідні графи таблиці 2.6. Визначаємо координати ЦЕН 
n
 (Pp.i  xi )
i1 2315606
Х    230,9м, 
n
 P 10026,9
p.i
i1
n
 (Pp  yi )i 2127922
Y  i1   212,2  м. 
n
 P 10026,9
p 
i i
1
Таким чином, нами розраховані дані для побудови картограми навантаження 
(таблиця 2.6) та координати ЦЕН (таблиця 2.7) які ми будемо використовувати 
при виборі місця розташування ГПП. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 32 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 33 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Центр електричних навантажень цеху. 
Цехові ТП з метою економії метала і електроенергії рекомендується 
встановлювати в умовному центрі електричних навантажень (ЦЕН). 
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах дозволяє: 
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної енергії; 
б) зменшити витрати провідникового матеріалу; 
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених річних 
витрат. 
У багато прогінних цехах великої ширини ТП розміщуються переважно 
біля колон, між колонами або у внутрішньоцехових приміщеннях з таким 
розрахунком, щоб не займати площу цеху, яка обслуговується кранами. Якщо 
відстань між колонами недостатня для того, щоб розмістити між ними 
підстанцію, то допускається її розташування на площі цеху так, щоб одна з колон 
знаходилась у межах периметра розміщення ПС.  
ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості 
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як правило, 
прибудовані та вбудовані підстанції.  
У цехах з вибухонебезпечним середовищем цехові підстанції виносяться за 
їх межі. 
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують 
декілька методів. Враховуючи наявність впливу декілька факторів на вибір місця 
розташування ТП, доцільно використовувати достатньо точний метод 
(погрішність 5–10 %), суть якого полягає в наступному. Координати обчислюють 
ЦЕН по формулах:  
– для активної потужності: 
 
п
Рроз  х
i i
ХЦЕН цеху(Р) 
i1 ,                               (2.24) 
п
Рроз i
i1
 
п
Рроз  у
i i
У i1
ЦЕН цеху(Р)  ;                              (2.25) 
п
Рроз i
i1
– для реактивної потужності: 
п
Qроз  х
i i
Х  i1
ЦЕН цеху(Q) , 
п
Qроз i
i1
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 34 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
п
Qроз  у
i i
У  i1
ЦЕН цеху(Q) , 
п
Qроз i
i1
 
де Pроз  і Qроз  – номінальна активна і реактивна потужності електроприймачів,  
і і
xi , yi  – координати відповідного споживача. 
Встановлення ТП у точці, координати якої розраховують за формулами 
(2.24) та (2.25) дозволяє суттєво зменшити використання кольорового металу за 
рахунок оптимізації довжини кабелів з врахуванням їх перерізу.  
Для кожного споживача заносимо його встановлену потужність та 
координати  у відповідні стовбці таблиці 2.8. Координати ЦЕН отримаємо також 
в міліметрах після того, як у таблицю 2.8 буде внесено останній споживач. 
 
Таблиця 2.8 – Розрахунок центру електричних навантажень 
№ на          Н   а  й  м   енування Pi, Xi,  Yi, 
плані  кВт  Pi∙Xм i P ∙Y  Х
м i i цен Yцен 
1 2 3 4 5 6 7 8 9 
1 Формовочний прес 17,3 2 34,6 35 605,5   
2 Формовочний прес 17,3 8 138,4 35 605,5   
3 Формовочний прес 17,3 12 207,6 35 605,5   
4 Формовочний прес 17,3 18 311,4 35 605,5   
5 Формовочний прес 17,3 2 34,6 30 519   
6 Формовочний прес 17,3 8 138,4 30 519   
7 Формовочний прес 17,3 12 207,6 30 519   
8 Формовочний прес 17,3 18 311,4 30 519   
9 Формовочний прес 17,3 2 34,6 25 432,5   
10 Формовочний прес 17,3 8 138,4 25 432,5   
11 Формовочний прес 17,3 12 207,6 25 432,5   
12 Формовочний прес 17,3 18 311,4 25 432,5   
12 Формовочний прес 17,3 2 34,6 20 346   
14 Формовочний прес 17,3 8 138,4 20 346   
15 Формовочний прес 17,3 12 207,6 20 346   
16 Формовочний прес 17,3 18 311,4 20 346   
17 Конвеєр 24 10 240 14 336   
18 Відрізний автомат 5,2 3 15,6 5 26   
19 Відрізний автомат 5,2 10 52 5 26   
20 Заточний верстат 4,7 18 84,6 10 47   
21 Заточний верстат 4,7 19 89,3 10 47   
22 Заточний верстат 4,7 34 159,8 33 155,1   
23 Заточний верстат 4,7 44 206,8 33 155,1   
24 Заточний верстат 4,7 34 159,8 29 136,3   
25 Заточний верстат 4,7 44 206,8 33 155,1   
26 Зварювальний 
17,3 20 346 9 155,7   
випрямляч 
27 Зварювальний 
17,3 21 363,3 9 155,7   
випрямляч 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 35 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Продовж. табл. 2.8 
1 2 3 4 5 6 7 8 9 
28 Зварювальний 
17,3 20 346 9 155,7   
випрямляч 
29 Зварювальний 
17,3 21 363,3 9 155,7   
випрямляч 
30 Зварювальний 
17,3 22 380,6 10 173   
випрямляч 
31 Зварювальний 
17,3 22 380,6 10 173   
випрямляч 
32 Зварювальний 
17,3 26 449,8 10 173   
випрямляч 
33 Зварювальний 
17,3 27 467,1 10 173   
випрямляч 
34 Термопласт автомат 68 23 1564 37 2516   
35 Термопласт автомат 68 27 1836 37 2516   
36 Термопласт автомат 68 30 2040 37 2516   
37 Термопласт автомат 68 23 1564 29 1972   
38 Термопласт автомат 68 27 1836 29 1972   
39 Термопласт автомат 68 30 2040 29 1972   
40 Насос електроліту 10 23 230 23 230   
41 Насос електроліту 10 24 240 23 230   
42 Водяний насос 7,5 23 172,5 23 172,5   
43 Водяний насос 7,5 24 180 23 172,5   
44 Водяний насос 7,5 25 187,5 23 172,5   
45 Водяний насос 7,5 26 195 23 172,5   
46 Випрямляч 44,8 29 1299,2 23 1030,4   
47 Випрямляч 44,8 30 1344 23 1030,4   
48 Тельфер 8 21 168 21 168   
49 Токарний верстат 12,3 38 467,4 23 282,9   
50 Токарний верстат 12,3 38 467,4 28 344,4   
51 Токарний верстат 12,3 38 467,4 33 405,9   
52 Токарний верстат 12,3 38 467,4 38 467,4   
53 Токарний верстат 12,3 41 504,3 23 282,9   
54 Токарний верстат 12,3 41 504,3 28 344,4   
55 Токарний верстат 12,3 41 504,3 33 405,9   
56 Токарний верстат 12,3 41 504,3 38 467,4   
57 Фрезерний верстат 11,5 38 437 18 207   
58 Фрезерний верстат 11,5 38 437 21 241,5   
59 Фрезерний верстат 11,5 41 471,5 18 207   
60 Фрезерний верстат 11,5 41 471,5 21 241,5   
61 Вентилятор витяжний 8,8 55 484 33 290,4   
62 Вентилятор витяжний 8,8 55 484 35 308   
63 Вентилятор витяжний 8,8 55 484 37 325,6   
64 Вентилятор витяжний 8,8 55 484 39 343,2   
65 Вентилятор витяжний 8,8 58 510,4 33 290,4   
66 Вентилятор витяжний 8,8 58 510,4 35 308   
67 Вентилятор витяжний 8,8 58 510,4 37 325,6   
68 Вентилятор витяжний 8,8 58 510,4 39 343,2   
69 Прес клапанних 
4,1 37 151,7 50 205   
складових 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 36 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Продовж. табл. 2.8 
1 2 3 4 5 6 7 8 9 
70 Прес клапанних 37 
4,1 151,7 53 217,3   
складових 
71 Прес клапанних 37 
4,1 151,7 57 233,7   
складових 
72 Притирочний автомат 4,4 50 220 20 88   
73 Підвісний конвеєр 21 35 735 5 105   
74 Тепловентилятор 54 33 1782 0,5 27   
75 Компресор 22 13 286 1,5 33   
76 Компресор 22 13 286 2,0 44   
77 Вентилятор приточний 18,3 42 768,6 2,5 45,75   
78 Вентилятор приточний 18,3 44 805,2 2,5 45,75   
79 Вентилятор приточний 18,3 46 841,8 2,5 45,75   
80 Вентилятор приточний 18,3 48 878,4 2,5 45,75   
81 Маслонасос 4,1 51 209,1 5,0 20,5   
82 Маслонасос 4,1 51 209,1 5,5 22,55   
 РАЗОМ 1465,3 - 39133,3  34464,85 26,9 23,5 
 
Розрахунок координат ЦЕН реактивного навантаження цеху має сенс у 
тому випадку, коли компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях 
концентрації таких споживачів, або в цеху встановлено високовольтні двигуни, 
які є джерелами реактивної потужності.  
Розрахунок координат ЦЕН реактивного навантаження цеху має сенс у 
тому випадку, коли компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях 
концентрації таких споживачів, або в цеху встановлено високовольтні двигуни, 
які є джерелами реактивної потужності.  
Так як компенсацію реактивної потужності здійснювати будемо 
безпосередньо на шинах ТП, координати ЦЕН реактивного навантаження цеху не 
розраховуємо. 
 З урахуванням розрахованих координат обираємо місця розташування 
цехової трансформаторної підстанції, враховуючи наступні міркування. Цехові 
трансформаторні підстанції повинні розташовуватися поза межами цеху тільки 
при неможливості розміщення її на території цеху, або у випадку, коли частина 
навантаженню розташована поза межами цеху.  
 Застосування цехових ТП, що розташовуються поза межами цеху, 
доцільно у наступних випадках: 
- при живленні від однієї підстанції декілька цехів; 
- при наявності у цеху вибухонебезпечних виробництв; 
- при неможливості розміщення підстанцій на території цеху за міркуванням 
виробничого характеру. 
Таким чином, розміщуємо нашу ТП однозначно в цеху. 
 Обрана підстанція повинна займати мінімум корисної площі цеху, 
відповідати вимогам електричної та пожарної безпеки, та не створювати 
перешкод виробничому процесу. 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 37 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА. 
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ 
 
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства 
 
При виборі головної схеми електропостачання підприємства основними 
чинниками є характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в 
першу чергу вимоги до безперебійності електропостачання з урахуванням 
можливості забезпечення резервування у технологічної частині проекту, вимоги 
електробезпеки [2]. 
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її 
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером 
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При 
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні 
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови навколишнього 
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки. Схеми електричних 
з'єднань підстанцій і розподільчих установок повинні вибиратися виходячи з 
загальної схеми електропостачання підприємства і задовольняти наступним 
вимогам: 
- забезпечувати надійність електропостачання споживачів і 
перетікання потужності по магістральним зв'язкам у нормальному і після 
аварійному режимах; 
- ураховувати перспективу розвитку; 
- допускати можливість поетапного розширення; 
- широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги 
протиаварійної автоматики; 
- забезпечувати можливість проведення ремонтних і 
експлуатаційних робіт на окремих елементах схеми без відключення 
сусідніх приєднаній. 
Система електропостачання промислового підприємства повинна 
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно 
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв. 
При проектуванні системи електропостачання промислового підприємства 
належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх близько розташованих 
споживачів. 
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати 
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання. 
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально уніфіковані. 
Узагальнюючі вище приведені міркування, а також загальні вимоги до 
систем електропостачання, що приведені у п. 1.1, обираємо схему ГПП, приведену 
на рисунку 3.1 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 38 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Рисунок 3.1 - Електрична частина ГПП 
 
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі 
 
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків 
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при забрудненій 
атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними документами.  
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони повинні 
відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого нагріву з 
урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а також режимів 
у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу струмів між лініями. 
Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається згідно ПУЕ. 
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною 
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами 
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірені, при 
необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності. 
На цьому етапі проектування попередньо визначається переріз живлячих 
ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном  РУВН і приблизна 
потужність SВН ГПП  на стороні ВН ГПП. 
Потужність SВН ГПП  визначається за формулою, у якої враховано втрати 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 39 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
потужності у силових трансформаторах ГПП 
 
 N 2 2
  N 
SВН ГПП  Ко   (P0,4 цеху і  PT )    (Q0,4 цеху і  QT )  .      (3.1) 
 i   i 
 
де PT  і QT  – втрати відповідно активної і реактивної потужності. 
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу 
 
S
І = ВН ГПП
роз К
  зав.Л ,   (3.2) 
2  3   Uном
 
де Кзав.Л  – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН, 
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному режимах 
з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і безперебійності 
електропостачання. 
Вибраний стандартний переріз Fст  лінії живлення перевіряється на 
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм 
післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і 
мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів і умов: 
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А 
 
Іроз    к   Ідоп ,     (3.3) 
 
де Ідоп  – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А; 
к  – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру середовища; 
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення 
однієї з ліній живлення) 
 
2   Іроз    к   кдоп    Ідоп.Т ,    (3.4) 
 
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп 1,25; 
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності, відповідно до місця 
розташування підприємства, визначається величина стінки ожеледі, за її 
товщиною визначається мінімальна площа перерізу; 
– на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ у залежності від 
напруги. 
Використовуючи формули (3.1) – (3.4) обираємо для повітряної лінії провід  
певної марки з необхідним перерізом. 
Як розрахункова потужність приймаємо максимальна потужність з 
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в 
трансформаторі визначаються за виразом 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 40 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Ртр 0,02 Sпр;  
Qтр 0,1Sпр,  
 
де Sпр. – приблизна повна потужність об’єкта проектування, кВА; 
 
Ртр  0,02 12616,13 252,3  кВт, 
Qтр  0,112616,131261,6  квар . 
 
Загальне навантаження об’єкта визначається виразом 
 
Sрозр  0,9  (10774,6  252,3)2  (6563,2 1261,6)2 13521,1  кВА.  
 
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо 
оцінюється згідно виразу 
 
S
S  ВН.ГПП
тр ;  
2  0,7
13521,1
Sтр   9657,9 кВА.
2  0,7  
 
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу 
 
13521,1
ІрозПЛ =  71,1 А , 
3 110
 
Переріз лінії живлення (мм2) визначаємо за виразом 
 
І
Fек  ,  
jек
 
де jек - нормоване значення економічної густини струму j 2
ек=1,4 А/мм . 
 
71,1
F   50,8 мм2
ек . 
1,4
 
Розрахунковий економічно вигідний переріз закругляємо до найближчого 
стандартного перерізу Fст. 
Вибраний переріз лінії живлення перевіряється на допустимий струм 
нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм після аварійного режиму, 
на мінімальний переріз згідно механічної міцності і мінімальний переріз за 
умовою корони згідно виразів і умов: 
- на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А; 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 41 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Ір к  Ідоп , 
 
де Ідоп - допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А; 
к  -  коефіцієнт,   що   враховує   фактичну  розрахункову  температуру 
середовища к=1; 
За умовою корони – мінімальний переріз повітряної лінії 110 кВ  
складає 70 мм2.   
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для 
повітряної лінії провід АС-70 [1,6], для якого Ідоп=260 А. 
 
50,81120А ; 
 
- на допустимий струм в після аварійному режимі (режим 
відключення однієї з ліній живлення) 
 
2  Ір к кдоп  Ідоп  
 
де кдоп - допустиме короткочасне перевантаження, кдоп = 1,25; 
 
2 .50,8<1,07 .1,25 .120А; 
 
- на мінімальний переріз згідно механічної міцності - згідно з місцем 
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її товщиною 
і по [10] визначається мінімальна площа перерізу; 
- на мінімальний переріз за умовою корони - мінімальний переріз 
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм . 
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для 
повітряної лінії провід АС-70 [13]. 
 
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП 
 
В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній), по яких 
передається електроенергія від системи до ГПП підприємства, втрати напруги 
мають істотно різну величину. 
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу напруги. 
Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х 
повітряної лінії більше активного опору R: X R , причому для ЛЕП напругою 
220 кВ і вище справедливе співвідношення: ХR .  
Тому при значних протяжностях таких ліній або при роботі мереж, що 
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проектних, значення кутів 
зсуву   стають великими, як правило, близько 1525 , зі збільшенням   до 
3555  при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі потужностей, близьких до 
нормативних по статичній стійкості. У цих випадках врахування поперечної 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 42 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
складової U//  вносить уточнення в розрахунки напруги, що істотно 
перевищують погрішності інформації про параметри мережі, а тому аналіз 
електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної складової 
падіння напруги.  
Для ділянок напругою 110 кВ і менше XR , кут   невеликий (менше 
23 ).  
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці 
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних 
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.2). 
На рисунку 3.2 S1, S2  – повна потужність у началі і кінці ділянки 
(комплексні значення); Rн , Хн  – опір навантаження (активний і індуктивний). 
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії U /
ф  
 
U/
ф  Iа R  Iр X  I  (R cosXsin) .                       (3.5) 
 
 
Рисунок 3.2 – Схема заміщення фази ділянки мережі 
 
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги 
в лінії U / /
ф  
U/ /
ф  Iа X  Iр R  I  (X cosR sin) .                    (3.6) 
 

Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно, 
вектор напруги на початку ділянки 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 43 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Uф1  Uф2  Uф  Uф2 U  jU//
ф ф 
                 (3.7) 
 U  (I R  I X) j(I X  I R)  U e j
ф2 a p a p ф1 ,
 
де модуль U1ф  цієї напруги  
 
Uф1  (Uф2 U/
ф)2  (U// 2
ф )    (3.8) 
 
та його фаза   
 
U/ /
  arctg ф .     (3.9) 
Uф2  U/
ф
 

Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата 
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі 
 
 
Uф  Uф1  Uф2 .                                  (3.10) 
 
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі має 
вид  
 
Рисунок 3.3 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної 
мережі 
 
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для будь-
якої  кількості ділянок лінії отримаємо 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 44 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
n
U/ /  3 U/ /
ф  3 Ii  ri cosi  Ii xi sini  .          (3.11) 
i1
 
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна 

вважати, що падіння напруги U /
1дорівнює його поздовжній складовій U . Тоді 
втрати напруги U приблизно визначається за формулою 
 
   /      P R Q X P R Q X
U U 3 (Ia R Ip X)  і і  і і ,  (3.12) 
Uі Uном
 
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу 
підставляється номінальна напруга Uном  ділянки. 
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими формулами. 
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП визначаються за 
загальним виразом 
 
 ПП0 L ,                                               (3.13) 
 
де r0, x0  – значення подовжнього або поперечного параметра, віднесеного до 
1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).  
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по емпіричній 
формулі, Ом/км 
 
D
X  0,144  lg cp
0  0,0157  Х/
0 Х/ /
0 ,                      (3.14) 
rдр
 
де Dcp  – середньогеометрична відстань між фазами; 
rдр  – радіус проводу; 
  – магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –  1, 
для сталі – 1 .  
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp , 
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij і 
визначається з формули 
 
D 3
cp  D12 D13 D23 ,м.                                       (3.15) 
 
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах 
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 45 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
площині, жили трьохжильного кабелю – по вершинах рівностороннього 
трикутника. (Значення Dcp  і rпр  повинні мати однакову розмірність). 
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних 
проводів rпр  можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і 
сталевої частини проводу ( Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування на 
15 – 20 %, тобто 
 
F  F
r cт
пр  1,15 1,20  .                            (3.16) 

 
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км 
 

R0  ,                                               (3.17) 
F
 
де   – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм2 / км;  
F – переріз фазного проводу (жили), мм2 .  
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти 
 29,531,5Ом мм2 / км , для міді 18,019,0Ом мм2 / км . 
Для визначення складових струму використовують відомі співвідношення: 
 
Ia 
Pі Q
;   I  і
p (3.18) 
3 Uі 3 Uі                                  
 
Проектна потужність підприємства Рі=10026,9 кВт;  Qі=5976,6 квар,  R0=0,34 
Ом/км, Х0=0,318 Ом/км при Dср=0,8м. 
Тоді для ділянки мережі: 
 
R R0 L, R=0,34 75=25,5 Ом,  
ХХ0 L, Х=0,318 75=23,9 Ом.  
 
Активну і реактивну складову струму обчислюємо за формулою (3.18) 
 
 10026,9
Ia  52,6 А;  
3 110
 5976,6
Iр  31,3 А. 
3 110
 
Використовуючи формули (3.3) і (3.4) визначимо повздовжню і поперечну 
складову падіння напруги 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 46 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
U'
ф  52,6 25,5 31,3 23,9  2089,4 В.  
U"" 52,6 25,531,323,9 593,2 В. 
 
Модуль напруги на початку ділянки визначимо за формулою (3.5); 
 
U 2 6 2 6
ф1  (110  2,1) 10  (0,6) 10 112,1 кВ.  
 

Модуль падіння напруги Uф визначається співвідношенням (3.7) 
 

Uф  (2,1)2 106  (0,6)2 106  2184,03 В.  
 
Втрата напруги розраховується за співвідношенням (3.6) 
 
U 112,1103 110 103=2,1103
ф  В.  
 
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при проектній 
потужності Рі=10774,6 кВт;  Qі=6563,2 квар складає 
 
U
U(%)  ф %;  
Uном
 2,1103
U(%)  100=1,9 %;  
110 103
 
Таким чином, вибрані параметри повітряної лінії задані практично без 
втрат напруги передавати розрахункову потужність на підприємство. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 47 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ 
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ 
 
4.1 Вибір трансформаторів головної понижуючої підстанції 
 
Трансформатори ГПП повинні забезпечити надійне електропостачання в 
нормальному, аварійному і післяаварійному режимі. 
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з 
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в 
трансформаторі визначаються за виразами 
 
РТ 0,02Sпр;                                              (4.1) 
 
QТ 0,1Sпр ,                                             (4.2) 
 
де Sпp(6 ст.)  – приблизна повна потужність об’єкта, що визначається на 6 ступені, 
кВА. 
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом 
 
N 2
   N 2

Snp(6 ст.)  SВН ГПП  Ко  (P0,4 цеху і  PT )  (Q0,4 цеху і  QT )  (4.3) 
 i   i 
 
Номінальна потужність SТ  кожного з двох трансформаторів ГПП 
попередньо оцінюється згідно виразу 
 
S
S  np(6 ст.)
Т .                                           (4.4) 
2 0,7
 
По отриманому значенню потужності вибирається номінальна потужність 
трансформатора Sном Т . Якщо різниця між потужностями SТ іSном Т незначна 
10 % , то для розгляду приймається один варіант, в іншому випадку 
розглядається варіант з більшою і меншою стандартною потужністю 
трансформатора відносно SТ . 
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в 
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів) 
використовується упорядкований типовий графік навантаження, в якому 
максимальне навантаження буде відповідати Sпp(6 ст.) об’єкта, згідно чого 
робиться масштаб по осі навантажень (рисунок 4.1). 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 48 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Попередньо вибираємо трансформатор ТДН-10000/110 із номінальними 
параметрами Sном ТР=10 МВ А, Uном В=115 кВ, Uном Н=11 кВ, UКЗ=10,5%,   ∆РХХ= 17,5 кВт,  ∆РКЗ= 
50 кВт . 
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в 
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів) 
використовується упорядкований типовий графік навантаження [13], в якому 
максимальне навантаження буде відповідати Sрозр об'єкта, згідно чого робиться 
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).  
S кВА
13500
13000
12500 Sмакс
12000 12417
11500
11000
10500 11175
Sн.тр
10000
9500 9933
9000
8500 8934
8000 8692
7500
7000 7450 7450
6500
6000
5500 6208
5000
4500 4967 4967 4967
4000
3500
3000 3725 3725
2500
2000
1500
1000
500
0
1 2 4 5 6 8 11 14 16 19 22 23 24
t год
 
Рисунок 4.1 – Упорядкований добовий графік навантаження для  
вибору трансформаторів ГПП 
 
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначаємо згідно 
виразу 
n
 (S2
i Δt i )
1
К  1i
1 ;                                            (4.5) 
S n
н.тр Δt i
i1
 
де Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА; 
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора, за  
яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора, шт; 
Δtі – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує  
потужність трансформатора, год; 
Sі – потужності, що відповідають цім проміжкам часу Δtі , МВА. 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 49 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
((4,96 1)  (3,72 1)  (3,72 2)  (4,96 1)  (8,93 1) 
1 (8,69 3)  (7,45 3)  (7,45 3)  (6,2 1)  (4,96 1))
К1   0,51  (МВА) . 
10 (11 2 11 3 3 311)
 
Коефіцієнт перевантаження трансформатора К2 визначаємо за більшим 
значенням із двох величин К`2 та К``2. 
Величину К`2 обчислюємо за формулою, згідно виразу 
m
 (S2
i Δt )
1 i
К `  1i
2 ;                                      (4.6) 
S m
н.тр Δt i
i1
 
де m – кількість ступенів потужності графіка навантаження, за  
яких його більше від номінальної потужності трансформатора; 
 
` 1 ((11,1  2)  (9,93  2)  (12,4  3))
К2   0,34  (МВА). 
10 (2  2  3)
 
Величину К``2 визначаємо за виразом 
 
К`` 0,9 Sрозр 0,9 12416,8
2   1,12. 
Sн.тр 10000
 
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі 
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1 за 
допомогою таблиць [6] визначаємо допустиме систематичне перевантаження 
К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним перевантаженням, 
коли виконується умова 
 
К2доп≥К2 
1,4≥1,12. 
 
На основі розрахунків обраний нами трансформатор може систематично 
перевантажуватися у вибраних умовах. 
 
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням 
компенсації реактивної потужності 
 
Цехові трансформаторні підстанції ТП, що живлять силові та, як правило, 
освітлювальні  електроприймачі, є  основними електроустановками систем 
розподілення електроенергії напругою до 1000 В. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 50 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Цехові трансформаторні підстанції підрозділяються за кількістю, 
одиничною потужністю, схемі з'єднання, способу охолодження трансформаторів, 
схемі розподільчого пристрою низької напруги. 
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, головним чином, 
вимогами надійності живлення споживачів [4]. 
Електроприймачі І категорії необхідно 6живити від двотрансформаторних 
підстанцій. Двотрансформаторні підстанції рекомендується також 
використовувати для живлення споживачів II категорії. 
Живлення окремо споруджених об'єктів загальнозаводського призначення 
рекомендується виконувати від двохтрансформаторних підстанцій. 
Потужність трансформаторів двохтрансформаторних підстанцій слід 
визначати таким чином, щоб при відключенні одного трансформатора було 
забезпечено живлення електроприймачів, що вимагають резервування у після 
аварійному режиму з урахуванням перевантажувальної здібності 
трансформаторів. 
При значній кількості трансформаторів цехових ТП та розосередженого 
навантаження вибір одиничної потужності допускається користуватися 
критеріями: 
- при питомої густині навантаження до 0,2 кВА/м2 - 1000, 1600 кВА; 
- при питомої густині навантаження 0,2-0,5 кВА/м2 - 1600 кВА; 
- при питомої густині навантаження більше ніж 0,5 кВА/м2 - 2500, 1600 кВА. 
Але ж ці критерії чинні лише при рівномірному навантаженні. 
Для енергоємних підприємств рекомендується уніфіковувати одиничні 
потужності трансформаторів. 
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів 
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів (НБК) 
у такій послідовності на прикладі обраного раніше цеху. 
Вибір виконується у два етапи: 
1)Вибирається економічне оптимальне число цехових 
трансформаторів NТЕ та економічне оптимальне значення потужності НБК 
QНК1. 
2) Визначається додаткова потужність НБК QНК2  з метою 
оптимального зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі 
напругою 10 кВ. 
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає 
 
QHK QHK1 QHK2,                                        (4.7) 
 
де QНК1 та QНК2 - сумарні потужності НБК, які визначаються на першому 
та другому етапах. 
Вибір оптимальної кількості цехових трансформаторів 
Потужність цехових трансформаторів рекомендується визначати за 
питомою густиною навантаження, кВА/м2 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 51 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
S
δs 
ТПцеху ;                                                  (4.8) 
S
 
де SТПцеху - в даному випадку максимальне навантаження цеху, кВА; 
S- площа приміщення, м2. 
1197,4
δs   0,47 . 
2520
 
Мінімальне  число цехових трансформаторів Nmin однакової потужності SН.ТР, що 
призначені для живлення технологічно зв’язаних навантажень: 
 
P
N  м
min  ΔN;                                     (4.9) 
к з Sн.тр
 
де  Рм. – максимальне  активне навантаження даної ТП, кВт; 
кз – коефіцієнт завантаження трансформатора, (для двохтрансформаторних 
підстанцій приймається 0,7 – 0,75), а (для  однотрансформаторних – 0,95); 
Sн.тр  –  номінальна потужність трансформатору, кВА; 
N – дробовий додаток до найближчого цілого числа. 
 
1141,1
Nmin   0,48  2 шт , 
0,75 1000
 
Економічну кількість трансформаторів Ne знаходимо за виразом 
 
N N m,     Ne  20 2  шт.
е min                   (4.10) 
 
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [11] у 
функції Nmin, N. 
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax.Т, яка 
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона  за 
виразом 
Qmax.T  (N 2 2
е кз.ф Sн.тр) - Рр.0,38 ;                             (4.11) 
 
де кз.ф – фактичний коефіцієнт завантаження,  
S
к  мТП
з.ф ,                                                (4.12) 
Ne Sн.тр
1197,4
кз.ф   0,6 . 
2 1000
Q 2 2
max .T  (2  0,6 1000) -1141,1  362,8  квар. 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 52 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів  QНК1  
складе: 
Q _
НК1 Qм0,38 QmaxТ ;   (4.13) 
                                          
 
де Qм  – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш 
0,38
завантажену зміну, квар. 
 
QHK1  535,5 - 362,8172,5  квар,  
 
При QНК1 ≤ 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не 
потрібно. У нашому випадку QНК1 ≥0квар, тобто встановлювати батареї потрібно. 
Вибір потужності конденсаторних батарей для зниження втрат 
потужності у трансформаторах. 
Додаткова потужність статичних конденсаторів QНК2 з врахуванням 
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою 
 
Q HK 2  Q _ Q _
м0,38 HK1 γ  N е Sн.тр ;      (4.14) 
 
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників К1 К2, 
схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі (для радіальної мережі 
визначається згідно рисунок 4.8, для магістральної схеми - рисунок 4.9. для 
двоступеневої схеми живлення трансформаторів від РП 6-10 кВ, на яких відсутні 
К
джерела реактивної потужності γ  р1 [11]). 
60
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько та 
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної 
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній роботі 
- 12, при однозмінній - 24. Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та 
потужність трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з даними 
таблиці 4.7 у залежності від потужності трансформаторів та довжині живлячої 
лінії [11]. 
 
Q _
HK2  535,5172,5 (0,18 2 1000)  2,8  квар . 
 
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2<0квар додатково встановлювати 
конденсаторні батареї не потрібно. 
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає 
QHK QHK1 QHK2,                                           (4.15) 
QНК=172,5+2,8=175,3  квар. 
За результатами розрахунків, згідно ПУЕ (глава 5.6), вибираємо дві 
конденсаторні установки марки УК4 - 0,38–100 У3 потужністю Qкку=100 квар і 
напругою живлення 0,38 кВ.  
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 53 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Аналогічно проводимо розрахунки для інших цехів і результати заносимо 
у таблицю 4.1. 
 
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві 
 
Компенсація реактивної потужності є невід'ємною частиною завдання 
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності одночасно 
з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових підприємств є 
одним з основних способів скорочення втрат електроенергії. 
Нові "Правила користування електричною та тепловою енергією" передбачають 
нормування споживання реактивної потужності Q безпосередньо у іменованих 
одиницях, тобто поряд з нормуванням активної потужності нормується і 
реактивна. 
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно "Вказівок щодо 
проектування компенсації реактивної потужності у електричних мережах 
промислових підприємств [11]. 
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними даними є 
максимальна реактивна потужність Qм  та вхідна реактивна потужністьQек , що 
погоджена з енергопостачальною організацією на межі балансової 
приналежності. 
Максимальна реактивна потужність на шинах розподільчого пункту 10 кВ 
підстанції, яка повинна бути скомпенсована високовольтними батареями 
статичних конденсаторів визначається за виразом: 
 
Q  к Q  Q _ _
ек н.с м тр Qек Qнкф ,                        (4.16) 
 
де кнс – коефіцієнт, що враховує не співпадіння за часом найбільшого 
навантаження підприємства з максимумом навантаження енергосистеми  
(для нашого випадку кнс =0,89) 
Qм – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар; 
Qтр  – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторі ГПП, квар; 
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних конденсаторних 
батарей, квар. 
Qек  – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою 
в часи її максимуму навантаження, квар. 
 
Qек  0,92 5976,6 1050,6 369,1 2580  3600 квар. 
 
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення [2] два комплекти 
високовольтних блоків статичних конденсаторів УКЛ-10,5-1800 У1. Сумарна 
ємність блоків статичних конденсаторів складає ΣQБСК10=3600 квар, при 
номінальній напрузі живлення 10,5 кВ. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 54 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 55 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО 
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) кВ 
 
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі 
 
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують магістральною, 
радіальною або змішаною схемами [5]. Вибір схеми визначається категорією 
надійності споживачів електроенергії, їх територіальнім розміщенням, 
особливостями режимів роботи. 
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх за 
потужних заводах, розташованих у різних напрямках від ГПП. Радіальні схеми 
забезпечують глибоке секціонування усієї системи електропостачання, від 
джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій. 
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється не 
менш чім двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій джерела 
живлення. 
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-630 
кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без резервування, 
якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам прокладки ліній можливий 
її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції мають споживачів II категорії, 
їх живлення повинно здійснюватися двокабельною лінією з роз'єднувачами на 
кожному кабелі. 
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг перед 
магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і обслуговуванні, 
безпеку роботи. 
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних 
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для 
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні 
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу. 
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються при 
живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при 
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості 
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи. 
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують 
споживачам під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть 
поєднуватись до РУ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до 
трансформаторів. 
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів підстанцій; 
висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати технологічне 
устаткування без переобладнання мережі; використання уніфікованих елементів, 
які дозволяють вести монтаж індустріальними способами. 
Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна, так як при зникненні 
напруги на магістралі всі під'єднанні до неї споживачі втрачають живлення. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 56 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
З урахуванням особливості розташування цехів відносно ГПП, категорії 
надійності споживачів, обираємо радіальну схему, приклад якої наведено на 
рисунку 5.1. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Рисунок 5.1 - Одноступенева радіальна схема розподілення електроенергії 
 
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж 
 
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ, згідно ПУЕ (розділ 3.3.35 – 2.3.53),  
вибираємо за економічною густиною струму з перевіркою на умови нагріву 
довготривалим розрахунковим струмом в нормальному та післяаварійному 
режимах, на допустиму втрату напруги і на термічну стійкість до струмів 
короткого замикання. 
За розрахункову потужність кожного трансформатора приймаємо 
максимальне навантаження з врахуванням втрат потужності в трансформаторі. 
Дані для розрахунків беремо з таблиці 1.4. Втрати активної ΔРт та реактивної 
Qт  потужності в трансформаторі з достатньою для практики точністю 
приймаємо рівними відповідно 2% і 10% повної максимальної потужності із 
сторони низької напруги трансформатора 
 
Рм10 Рр0,38 Рт Рр0,38 0,02 Sн.тр ,                       (5.1) 
 
Qм10 Qр0,38 Qт Qр0,38 0,1Sн.тр                         (5.2) 
 
де Рр0,38; Qр0,38  – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ 
Дані для розрахунків (Рр0,38,  Qр0,38, Sн.тр  ) беремо з таблиці 4.1 та заносимо у 
таблицю 1.5 (графа 2, 3 і 4 відповідно). 
Величини Рм10Qм10 розраховуємо за співвідношеннями (5.1) і (5.2) та заносимо 
у графи 5 і 6 табл. 5.1 відповідно. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 57 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Для прикладу 
 
Рм10=1141,1+0,02.1000=1161,1  кВт , 
 
QМ10=535,3+0,1.1000=635,3  квар. 
 
Розрахункову потужність радіальної лінії визначаємо згідно електричної 
схеми живлення і розрахункових потужностей  по виразу 
 
2 2
SЛ  Рм10   Qм10  ,                                         (5.3) 
 
S 2 2
Л(ГППТП6)  1161,1  635,3 1323,5 кВА. 
 
де Рм10 і Qм10 – відповідно розрахункова активна і реактивна потужність лінії  
кожного з трансформаторів, що живиться від цієї лінії; 
Дані розрахунків по цьому та інших ТП заносимо до таблиці 5.1 (графа8). 
Отримані тільки таким чином значення SЛ будуть коректними для визначення 
перерізу живлячих кабельних ліній. 
 
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП 
 
Р ,  Q ,  S , Р ,  Q ,
Позиція р0,38 р0,38 н.тр м10 м10  Sл  
кВт квар кВА кВт квар кВА 
 
1     2 3 4 5 6 7 8 
ТП-1 2 1082,1 615,6 1000 1102,1 715,6 1314,1 
ТП-2 2 1152,9 717,1 1000 1172,9 817,1 1429,4 
ТП-3 2 1393,6 835,1 1600 1425,6 995,1 1738,5 
ТП-4 2 756,1 469,2 630 768,7 532,2 935,0 
ТП-5 2 1455,3 867,5 1600 1487,3 1027,5 1807,7 
ТП-6 2 1141,1 535,3 1000 1161,1 635,3 1323,5 
ТП-7 2 1297,7 768,0 1000 1317,7 868,0 1577,9 
ТП-8 2 1016,4 689,8 1000 1036,4 789,8 1303,0 
ТП-9 2 731,7 479,1 630 744,3 542,1 920,8 
 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 58 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
Кількість т-рів 
Шт. 
 
 
Розрахунковий струм у кабельної лінії на кожної ділянки (ГПП-ТП5) в 
нормальному режимі визначається як 
 
S
I  Л,і
р.Л,і (5.4) 
 3  Uн                                              
 
Для цеху, який обрано у якості прикладу 
 
1323,5
Iр.Л,(ГППТП6)   76,5 . 
3 10
 
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2 (графа 4). 
Згідно економічної густини струму  jеквизначаємо стандартний переріз Fек 
кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий струм Ідоп, значення 
якого заносимо у графу 6 таблиці 5.2. 
 
І 76,5
Fек    54,6 мм2. 
jек 1,4
 
Розрахунковий переріз кабелів для лінії (ГПП – ТП6) 54,6 мм2, тому ми 
приймаємо найменший переріз кабелю марки АСБГ, що має переріз 50 мм2, 
Іном.каб=165 А. 
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в 
нормальному режимі роботи за співвідношенням [6] 
 
Iр.Л  IдопК1K2 ; 
 
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та  
     повітря К1=1,05; 
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості  кабелів 
 прокладених паралельно К2=0,9; 
Ідоп – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних  
умовах 
76,5 165 1,05  0,9 156 А. 
 
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається за 
виразом 
 
2 Iл  IдопК1K2К3  
 
де К3 - допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3=1,25  
Для нашого випадку 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 59 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
2  76,5 165 1,05  0,9 1,25 194 А, 
 
тобто умова виконується. 
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не більше 
(5%.Uн=52,5 В) і визначається за виразом  
 
U  3  Ір.Л Lкл (r0  cosφ  x0  sinφ),                           (5.5) 
 
де L – довжина лінії, км; 
r0,x0 -  відповідно питомий активний та реактивний опір лінії, Ом/км; 
cosφ – коефіцієнт потужності навантаження лінії 
Значення cosφ та sinφ знаходимо з відомого співвідношення, 
використовуючи дані таблиці 5.1 для відповідної кабельної лінії.  
Для лінії ГПП–ТП6 
 
Рм10 1161,1 Q 635,3
сosφ    0,87 , sin φ  м10   0,47  
Sл 1323,5 Sл 1323,5
 
Втрата напруги в кабельної лінії, що розглядається у якості прикладу, буде 
U  3  76,5  0,18  (0,769  0,87  0,066  0,47) 16,8 В. 
Таким чином, умова виконується, так як 
U 16,8 0,05 Uном 52  В. 
 
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній і дані 
заносимо в таблицю 5.2. 
 
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ 
Ділянка Lкл, SЛ, IрЛ, Fек, Iдоп, Прийнята F 
2 2 Прийнята F, мм2 
 кабелю м кВА А мм  А мм  
ГПП-ТП1 130 1314,1 76,0 54,3 165 50 АСБГ(3×50) 
ГПП-ТП2 50 1429,4 82,6 59 165 50 АСБГ(3×50) 
ГПП-ТП3 200 1738,5 100,5 71,8 200 70 АСБГ(3×70) 
ГПП-ТП4 200 935,0 54,0 38,6 135 35 АСБГ(3×35) 
ГПП-ТП5 85 1807,7 104,5 74,6 200 70 АСБГ(3×70) 
ГПП-ТП6 180 1323,5 76,5 54,6 165 50 АСБГ(3×50) 
ГПП-ТП7 220 1577,9 91,2 65,1 200 70 АСБГ(3×70) 
ГПП-ТП8 340 1303,0 75,3 53,8 165 50 АСБГ(3×50) 
ГПП-ТП9 350 920,8 53,2 38 135 35 АСБГ(3×35) 
ГПП-БСК10 10 1800 104 74,3 200 70 АСБГ(3×70) 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 60 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
6 РОЗРАХУНОКСТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ 
ВИЩЕ 1000В 
 
6.1 Вихідні дані для розрахунків 
 
Основною причиною порушення нормального режиму роботи СЕП 
є виникнення короткого замикання в мережі або в елементах електрообладнання 
внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій обслуговуючого 
персоналу. 
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання, згідно ПУЕ 
(розділ 1.4.9 – 1.4.13), є прийнята схема електропостачання та величина 
потужності короткого замикання на шинах районної підстанції. Розрахункова 
схема мережі і схема заміщення зображені на рисунках 6.1 і 6.2 
Величинами вихідних даних для розрахунку струмів короткого замикання 
є прийнята схема електропостачання, величина потужності короткого замикання 
на шинах районної підстанції та конкретні дані елементів схеми заміщення. 
Т2 
Т4 
Т3 
 
Рисунок 6.1 - Розрахункова схема розрахунку КЗ 
 
Для розрахункової схеми (рисунок 6.1) складаємо схему заміщення, 
виходячи з розрахункових умов і враховуючи прийняті у стандарті [15] 
припущення. Схему складаємо однолінійною. 
каб.лін 2 
каб.лін 4 
каб.лін 3 
 
 
Рисунок 6.2 - Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ 
 
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є: 
- номінальна напруга енергосистеми UС=110 кВ: 
- потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=2900 МВА; 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 61 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
- довжина повітряної лінії lл=75 км. 
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш 
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту. 
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі опори 
схеми заміщення приводяться до базисних умов. 
За базисні умови приймаємо: 
За базисні умови приймаємо: 
Sб 100 МВА,  Uб1 115 кВ,   Uб2 10,5 кВ  
S
Iб  б ,  
3  Uб
100
Iб1   0,5 кА, 
3 115
100
Iб 2   5,5кА. 
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях: 
– електричної системи 
S
Х  б
с ,  
Sк.з.
100
Хс   0,034 . 
2900
– повітряної лінії 110, кВ 
S
R  r б
пл 0л  lл  ,  
U2
б1
100
Rпл  0,38  75   0,216;  
1152
S
X б
пл  x0л  lл  ,  
U2
б1
100
Хпл  0,06  75   0,034. 
1152
– трансформатора ГПП 
U
Х  кз S
тр  б ,. 
100 Sн.тр
де Uкз  – напруга короткого замикання трансформатора [8], %; 
Sн.тр  – номінальна потужність трансформатора, МВА; 
10,5 100
Х тр   1,05.
100 10  
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 62 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних  
точках 
 
В точці К1 
Визначаємо сумарний реактивний і активний опір до розглядаємої точки к.з  
і визначаємо повний опір 
Струм короткого замикання в розглядаємій точці визначаємо за виразом 
 
І
І б1
кз(К1)  , 
Х 2
сум(К1)  R 2
сум(К1)
0,5
Ікз(К1)   2,21 кА. 
0,0692  0,2162
Х сум(К1)  Х с  Хпл , 
Хсум(К1)  0,034  0,034  0,069; 
R сум(К1)  R пл , 
Rсум(К1)  0,115 . 
 
Ударний струм короткого замикання в точці К1 визначаємо за виразом: 
 
і уд(К1)  2  Ікз(К1)  к уд(К1) ;  
 
де куд – ударний коефіцієнт, що визначаємо за виразом 
 
0,216
3,14( )
к 1 2,718 0,069
уд(К1) 1,14. 
і уд(К1)  2  2,21 1,14  3,52  кА.  
 
В точці К2 
 
І
І  б2
кз(К2) , 
Х 2
сум(К2)  R 2
сум(К2)
5,5
Ікз(К2)   4,83  кА, 
1,1192  0,2162
 
Хсум(К2)  Хс  Хпл  Х тр , 
Хсум(К2)  0,034  0,034 1,05 1,119; 
R сум(К2)  R пл , 
R сум(К2)  0,216 . 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 63 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Ударний струм короткого замикання в точці (К2) визначаємо за виразом: 
 
і уд(К2)  2  Ікз(К2)  к уд(К2) ;  
і уд(К2)  2  4,83 1,01 6,82  кА. 
Rсум(К2)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К2)
уд(К2) ,  
0,216
3,14( )
к уд(К2) 1 2,718 1,119 1,01. 
 
В точці К3 
 
І
І б2
кз(К3)  , 
Х 2
сум(К3)  R 2
сум(К3)
5, 5
Ікз(К3)   4,51 кА, 
1,1852  0, 2922
Хсум(К3)  Хс  Хпл  Х тр  Хл1 , 
Хсум(К3)  0, 034  0, 034 1,05  0, 066 1,185; 
R сум(К3)  R пл  R л1 , 
Rсум(К3)  0, 216  0,769  0, 292 . 
 
Ударний струм короткого замикання в точці (К3) визначаємо за виразом: 
 
і уд(К3)  2  Ікз(К3)  к уд(К3) ;  
іуд(К3)  2  4,51 1, 01 6, 38  кА. 
Rсум(К3)
3,14( )
Х
к сум(К3)
уд(К3) 1 е ,  
0,292
3,14( )
к 1,185
уд(К3) 1 2, 718 1, 01.  
 
В точці К4 
 
І
І  б2
кз(К4) , 
Х 2 2
сум(К4)  R сум(К4)
5,5
Ікз(К4)   3,1 кА, 
1,1872 1,3612
Хсум(К4)  Хс  Хпл  Х тр  Хл2 , 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 64 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Хсум(К4)  0,034  0,034 1,05  0,0681,187 ; 
R сум(К4)  R пл  R л2 , 
R сум(К4)  0,216 1,11,316 . 
 
Ударний струм короткого замикання в точці (К4) визначаємо за виразом: 
 
іуд(К4)  2  Ікз(К4)  куд(К4) ,  
і уд(К4)  2  3,1 1,05  4,56  кА 
Rсум(К4)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К4)
уд(К4) ,  
1,316
3,14( )
к уд(К4) 1 2,718 1,187 1,05 . 
 
В точці К5 
І
І б2
кз(К5)   
Х 2 2
сум(К5)  R сум(К5)
5,5
Ікз(К5)   3,9  кА, 
1,1842  0,7652
Хсум(К5)  Хс  Хпл  Х тр  Хл3 , 
Хсум(К5)  0,034  0,034 1,05  0,065 1,184 ; 
R сум(К5)  R пл  R л3 , 
R сум(К5)  0,216  0,549  0,765. 
 
Ударний струм короткого замикання в точці (К5) визначаємо за виразом: 
 
іуд(К5)  2  Ікз(К5)  куд(К5) ,  
і уд(К5)  2  3,9 1,03  5,62  кА. 
Rсум(К5)
3,14( )
Х
к уд(К5) 1 е сум(К5) ,  
0,765
3,14( )
к уд(К5) 1 2,718 1,184 1,03.  
 
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1. 
 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 65 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Таблиця 6.1 – Струми  короткого замикання  в СЕП 
Точкак.з Хк, в.о. Rк, в.о. Zк, в.о. Ік.з. кА іуд. кА 
К1 0,069 0,216 0,23 2,21 3,52 
К2 1,119 0,216 1,14 4,83 6,82 
К3 1,185 0,292 1,22 4,51 6,38 
К4 1,187 1,316 1,77 3,1 4,56 
К5 1,184 0,765 1,41 3,9 5,62 
 
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ 
 
Для розрахунку струму однофазного замикання на землю приймаємо 
електричну схему трансформатора 110/10 кВ і складаємо схему заміщення 
(рисунок 6.3 а; в) з струмом короткого замиканням в точці А. На базі цих схем 
приводимо схему нульової послідовності (рисунок 6.4). Розрахунок ведемо у 
відносних одиницях. 
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної ліні визначаємо через 
опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n, величина якого 
залежить від конструктивного виконання лінії, згідно виразу 
 
хл0 n xпл,                                            (6.11) 
 
де n - коефіцієнт вибирається залежності від типу монтажу лінії, n=3,5 для 
одноланцюгової  лінії без тросів. 
 
х л0  3,5  0,034 0,12 . 
А
Sк.з
а).
А
Хс Хл Хтр1 Хтр2
в).
 
Рисунок 6.3 – Електрична схема і схема заміщення для  розрахунку 
однофазного КЗ 
А
Хс0 Хл0 Хтр1 0 Хтр2 0
Uл 0
 
Рисунок 6.4 – Схема для розрахунку опору нульової послідовності 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 66 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від схеми 
з’єднання обмоток трансформатора - при схемі з’єднання зірка з нульовим 
виводом-трикутник (рисунок 6.4) мають ті ж значення, як і прямої послідовності. 
Однофазний струм короткого замикання на шинах 110 кВ заводської 
підстанції визначаємо через трифазний струм КЗ 
 
S1  k S3
к к ,                                           (6.12) 
 
де к – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ, від шин районної 
підстанції, 0  k 1,5 , при КЗ, у віддаленій точці (поблизу трансформатора 
ГПП) k=1,5. 
 
S1
к 1,5  2900  4350  кВА.  
 
Струм однофазного к.з., на шинах  підстанції визначаємо виразом 
 
1
I 1
S
 к
kc ,  
3  U1
 
де U1 -  номінальна напруга на шинах підстанції, U1=110 кВ. 
 
I 1
4350
kc   22,9  кА. 
3 110
 
Опір нульової послідовності системи ( xco  у відносних одиницях) визначаємо 
з виразу 
I 1кc 3 1
 ; 
Iб x c1  x c2  x co
 
з цього виразу находимо xС0 
3 1  І
х б
со   х с1  х ,  
І (1) с2
кс
де хс1,  хс2  – відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи, 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 67 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
х с1  х с2  х с . 
3 1  5,5
х со   0,034  0,034  0,65   
22,9
Згідно з рисунком 1.3 визначаємо результативний опір схеми нульової 
послідовності для однофазного струму к.з, як паралельне з’єднання двох гілок   
хо  хсо  х ло  х тр1о  х тр2о  
(0,65  0,12)  (1,05 1,05)
х 0   0,6 . 
(0,65  0,12)  (1,05 1,05)
Струм однофазного к.з.,  у віддаленій точці визначаємо за виразом 
 
І 1
3 1  Iб
kA1  ;
х рез1  х рез2  х о  
х рез1  х рез2  х с1  х л1 ; 
х рез1  х рез2  х с1  х л1  0,034  0,034  0,068 , 
3 15,5
І(1)
kА1   23,5 кА.  
0,068  0,068 0,6
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 68 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР 
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ 
 
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП 
 
В розділи приводяться дані, які стосуються конструкції та особливості 
компоновки як самої  комплектної трансформаторної підстанції (КТП), так і 
розподільчих установок високої і низької напруги. Вказується область 
застосування КТП, основні вимоги до місць встановлення,характеристика 
ізоляції, категорії розміщення тощо. 
Приводяться основні параметри і характеристики КТП. Вказується склад 
підстанції, при необхідності – особливості схеми головних кіл. Матеріали можуть 
ілюструватися фрагментами розрізу підстанції (або іншими кресленнями) та 
зображеннями окремих елементів підстанції. 
 
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН 
 
У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою 
апаратурою є високовольтні вимикачі і роз'єднувачі. 
Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо 
обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою 
таблиці 1.8, у якої в першу графу заносимо відповідні розрахункові дані, і графу 
2 - відповідні каталожні дані, а графа 3 містить умови вибору апаратів. 
Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії 
ВГТ-110ІІ*-40/2500У1 з допустимим нижнім робочим значенням 
температури оточуючого повітря - 45°С, допустимою швидкістю вітру до 40 м/с, 
сейсмічності - до 9 балів та приводом пружинного типу. 
Результати вибору зводимо в таблицю 7.1 
 
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача   
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору 
1 2 3 
Uн=110 кВ Uном=110 кВ Uн  Uном  
Iр=65,2 А Iном=2500 А Ір  Іном  
іу =3,52 кА Im.дин= 102 кА іу  Іm.дин  
Іn.t =2,21 к А Iвідкл. =40 кА Іn.t  Івідкл  
Вк  І2
n  tк  (3,52 103 )2  0,035  ІТ  40 кА; tТ  3 с;
 В  І2  t
 0, 43 106  В2  2
с І  t  4800 106  В2 с к Т T  
Т Т
де  ІТ – нормований струм термічної стійкості апарата; 
Вк – тепловий імпульс струму короткого замикання; 
Im.дин – амплітудне значення повного струму електродинамічної стійкості 
вимикача; 
tТ – нормований час термічної стійкості апарата. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 69 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [13]. 
Алгоритм вибору роз'єднувача відрізняється від алгоритму вибору 
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка струму 
відключення. 
Попередньо по номінальним даним обираємо роз'єднувач серії РГН-
110/1000 УХЛ1. 
 
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача   
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору 
1 2 3 
Uн=110 кВ Uном=110 кВ Uн  Uном  
Iр=65,2 А Iном=1000 А Ір  Іном  
іу =3,52 кА Im.дин= 80 кА іу  Іm.дин  
В  І2  t  (3,52 103 )2  0,035  ІТ  40 кА; tТ  3 с;
к n к  В 2
 0, 43  2
106  В2  с І  t  4800 106  В2 с к  ІТ  tT  
Т Т
 
Остаточно, по даним таблиці 1.9 обираємо роз'єднувач серії РГН-110/1000 
УХЛ1, який на протязі терміну експлуатації (30 років) не вимагає технічного 
обслуговування [18]. 
 
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН 
 
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі. 
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення 
Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач навантаження 
вакуумний типу NEO ВВ/N10M-630A з вбудованим електромагнітним приводом 
[13]. 
При розрахунках розрахункового струму ввідного вимикача 10 кВ значення 
Ір   визначаємо за співвідношенням 
10505,7
Іmax(ввід)   683,5 А.  
3 10,5
 
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ 
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору 
1 2 3 
Uн=10 кВ Uном=10 кВ Uн Uном  
Iр=683,5 А Iном=1000 А Ір  Іном  
іу =6,82 кА Im.дин= 52 кА іу  Іm.дин  
Іn.t =4,83 к А Iвідкл. =20 кА Іn.t  Івідкл 
В  І2 3 2 І  20 кА; t  3 с;
к n  tк  (6,82 10 ) 0,055  Т Т  
2 6 2 В  І2  t  
 5,52 106  В2  с ІТ  tТ 1200 10  В с к Т T
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 70 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
При розрахунках розрахункового струму секційного вимикача 10 кВ 
значення Ір визначаємо за співвідношенням 
Sрозр 0,5 10505,7
Ір.секц    341,7 А.
2  3 Uн 3 10,5  
 
Попередньо по номінальним даним обираємо секційний вимикач 
вакуумний типу ВВЗ-10-20/630 УЗ з вбудованим електромагнітним приводом 
[13]. 
 
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ 
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору 
1 2 3 
Uн=10 кВ Uном=10 кВ Uн  Uном  
Iр=341,7 А Iном=630 А Ір  Іном  
іу =6,82 кА Im.дин= 80кА іу  Іm.дин  
Іn.t =4,83 к А Iвідкл. =20 кА Іn.t  Івідкл  
В 2
к  Іn  tк  (6,82 103 )2 0,055  ІТ  20 кА; tТ  3 с;
 2
 2 6 2 В  І  t  
5,52 106  В2  с ІТ  tТ 1200 10  В с к Т T
 
7.4 Вибір трансформаторів струму 
 
Трансформатори струму, згідно ПУЕ (розділ 1.6.6 – 1.6.8), вибираємо за 
номінальною напругою, первинному та вторинному струмам, за родом 
встановлення, конструкції, класу точності та перевіряємо на термічну стійкість 
при короткому замиканні таблиця 6.1. 
Попередньо обираємо трансформатор струму напругою 10 кВ типу ТШЛП-
10К 
 
Таблиця 7.5 – Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ 
Розрахункові дані Каталожні дані 
Uн=110 кВ Uном=10 кВ 
Iр=683,5 А Iном=1000 А 
ідин  kдин  2  Іном1 
іу =6,82 кА  
 30 1,4 1000 кА=42 103  кА
В  І2
к n  tк  (6,82 103 )2 0,055  ІТ  31,5 кА; tТ  4 с;
  
 5,52 106  В2  с І2
Т  tТ  3969 106  В2 с
 
Номінальний струм вторинної обмотки I2Н =5 А, допустима потужність S2Н  
вторинної обмотки при cos = 0,8  клас точності 0,5 складає 15, ВА. 
Сумарний опір приладів, Ом: 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 71 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
ΣS прил
 rприл  ,                                           (7.1) 
I 2
2Н
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної та 
 реактивної енергії та ін.),Sприл7 (ВА). 
 
7
rприл   0,28 . 
52
 
Опір контактів rк 0,1 Ом. 
Опір з'єднувальних проводів, Ом: 
 
S2 Н I2
2 Н (rприл  r )
r к
пров  ,                                                (7.2) 
I2
2 Н
15  52  (0,28  0,1)
rпров   0,22.  
52
 
Довжина проводів lпров  25 м. 
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp  lпров 25 м. 
Переріз з'єднувальних проводів, мм2: 
 
l  ρ
 F p
пров .  ,                                                (7.3) 
rпров .
25  0,02
Fпров   2,27.  
0,22
 
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом F  2,5  мм2 . 
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф . 
 
rпров.ф  rприл.  rн 0,6  Ом, 
0,2+0,28=0,48<0,6. 
 
Якщо виконується умова тоді обраний трансформатор струму забезпечить 
допустиму похибку в межах класу точності 0,5. 
 
7.5 Вибір трансформаторів напруги 
 
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ1.6.9,  
трансформатор напруги типу НТМИ–10–66УЗ. Розрахунок навантаження 
основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 72 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги 
Потужність, що  
Потужність, що 
Кількість cosφ споживається 
Прилад Тип споживається  
котушок P, Q, S, 
котушкою, Вт tgφ
Вт вар ВА 
Вольтметр ЭВ0302 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028 
Лічильник СЛ -7000 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048 
Всього:       -             - 3         - 0,048 0,061 0,077 
 
Так як номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі 
точності 0,5 S2H 120 ВА більше ніж Sф  0,077ВА, трансформатор напруги 
буде працювати з допустимою похибкою. 
 
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість 
 
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до 
струмів короткого замикання, згідно ПУЕ (розділ 1.4.16 – 1.4.18),  визначаємо за 
співвідношенням [2]: 
 
l  tпр
Fmin  ,                                                    (7.4) 
С
 
де tпр – приведений час дії струмів КЗ, А; 
tt∞ – ударний струм КЗ, що діє на вибраний нами відрізок лінії, кА; 
С – коефіцієнт, що відповідає різниці теплоти, яка в провіднику після і до 
короткого замикання (для кабелів з алюмінієвою жилою С = 85 ). 
Приведений час можна визначити по виразу 
 
tпр=tзах+tвідкл 
 
де tзах – тривалість дії захисту, с; 
tвідкл – тривалість дії вимикаючої апаратури, с. 
 
25  0,02
Fпров   2,27.  мм. 
0,22
tпр=0,2+0,28=0,48<0,6. 
 
Розглянутий нами відрізок кабельної лінії (ГПП-ТП6), що має переріз F=50 
мм2 повністю задовольняє умовам термічної стійкості, під час дії ударних 
струмів к.з. 
Аналогічно виконуємо перевірку інших відрізків високовольтних кабельних 
ліній, що застосовуються в нашій роботі. 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 73 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ 
 
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1000 В, 
з якої найбільш поширена – напруга 380 В. 
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі 
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори: 
– вимоги до надійності електропостачання і резервування,  
– режими роботи електроприймачів,  
– розміщення їх по території цеху,  
– номінальні струми та напруги, 
–  вплив мікроклімату виробничих приміщень.  
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за конструкцією 
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.  
За способами ізоляції мережі діляться на дві групи: такі, що виконані 
голими проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і такі, що виконані 
кабелями і ізольованими проводами (електропроводки).  
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного призначення та 
конструктивного виконання. 
 
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху 
 
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способів їх виконання 
здійснюється при проектуванні на основі вивчення технології виробництва, умов 
оточуючого середовища, вимог електробезпеки та пожежної безпеки згідно ПУЕ. 
У цьому підрозділі бакалаврської роботи на основі всебічного аналізу і 
виявлення основних визначальних факторів (таких, як, наприклад розміщення 
технологічного обладнання на плані цеху, надійність електропостачання 
електроприймачів, характер навантаження та її розподіл по площі цеху та багато 
інших) вибирається конкретний вид схеми. Кожний вид схем має свою найбільш 
доцільну область застосування.  
На рисунку 8.1 приведена проста радіальна схема цехової електричної 
мережі. 
 
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 74 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми живлення 
використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше розповсюдженні 
змішані схеми, але для конкретного випадку саме така «рафінована» схема може 
виявитися найбільш раціональною. 
 
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем 
 
8.2.1 Загальні відомості 
 
На промислових заводах близько 10% енергії, що споживається, 
витрачається на електричне освітлення. 
Правильне виконання освітлювальних установок сприяє раціональному 
використанню електроенергії, поліпшенню якості продукції, знижує 
втомлюваність працівників, зменшує кількість аварій та випадків травматизму. 
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної та 
електричної частин [9]. 
В світлотехнічній частині вирішуються наступні завдання: обираються 
типи джерел світла і світильників, намічаються найбільш доцільні висоти 
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні характеристики 
освітлювальних установок. 
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження 
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір 
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі. 
Першим етапом проектування системи освітлення об’єкту є його аналіз, 
необхідний для отримання повного уявлення про об’єкт освітлення. На другому 
етапі обирається вид і система освітлення. 
Норми освітлення побудовані на основній класифікації робіт, основною 
ознакою яких є найменший розмір об’єктів, шинопроводів розрізняти в 
залежності від розряду робіт, що виконуються; коректуються рівні освітленості, 
якісні показники освітлювальних установок (показник засліпленості 
(дискомфорту), пульсації освітленості, передача кольору, нерівномірність 
розподілу освітленості) [9]. 
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш 
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням можливих 
обмежень, а також принцип розміщення світильників. 
При проектуванні світлотехнічної частини слід також враховувати умови 
експлуатації освітлювальної установки. 
Штучне освітлення проектується двох видів: загальне і комбіноване, коли 
до загального додається місцеве освітлення робочих місць. Якість і економічність 
освітлювальних установок залежить від правильності вибору системи освітлення. 
Систему загального освітлення застосовуються для освітлення всього 
приміщення, в тому числі і робочих поверхонь. Загальне освітлення може 
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним розміщенням 
світильників під стелею освітлюваного приміщення. Освітлення з рівномірним 
розміщенням світильників застосовують, якщо в виробничих приміщеннях 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 75 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
технологічне устаткування розміщене рівномірно по всій площі з однаковими 
умовами зорової роботи і необхідно забезпечити рівномірне освітлення. Якщо в 
приміщеннях є робочі поверхні, що вимагають різних умов освітлення, то для 
створення на них необхідної освітленості світильники розміщують локалізовано, 
залежно від розміщення робочих поверхонь або виробничого устаткування. 
Локалізоване освітлення необхідно передбачати в приміщеннях із 
стаціонарним крупним устаткуванням (венткамери, пічні відділення тощо), у 
приміщеннях, де робочі місця розміщені групами, зосереджені на окремих 
дільницях, а також у приміщеннях, на різних дільницях яких виконуються роботи 
різної точності, що вимагають неоднакових рівнів освітленості. 
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого) застосовують у 
приміщеннях з точними зоровими роботами, які вимагають високого ступеня 
освітленості. Освітленість робочих місць, що створюють світильники загального 
освітлення при комбінованій системі, має становити 10% від нормованої для 
комбінованого освітлення. Використання в приміщеннях тільки місцевого 
освітлення нормами заборонено. 
За функціональним призначенням електричне освітлення поділяють на 
робоче, аварійне і спеціальне (чергове), охоронне, вказівне. 
Робоче освітлення влаштовують в усіх приміщеннях. Воно створює на 
робочих поверхнях нормовану освітленість. 
Аварійне освітлення необхідне там, де при раптовому вимиканні робочого 
освітлення можливі вибух або пожежа, масовий травматизм, тривале порушення 
технологічного процесу, а також порушення роботи відповідних об’єктів 
(водопостачання, вузли зв’язку, пожежні пости, електрощитові тощо.). Це 
освітлення називають аварійним освітленням для продовження роботи, воно має 
створювати на робочих місцях 5%  нормованого робочого освітлення при системі 
загального освітлення, але не менш як 2 лк. 
 
8.2.2 Розрахунок освітленості 
 
Розрахунок освітлення цеху може проводиться методом світлового потоку 
(методом коефіцієнту використання), або іншим відомим методом. Для прикладу 
нижче приведено розрахунки методом світлового потоку: 
 
кз Еmin S  zФ  ,                                           (8.1) 
N  
 
де кз– коефіцієнт запасу, визначається за довідником [9]; 
Еmin  – мінімальна освітленість, лк; 
S– площа освітлювального приміщення, м2; 
E
z  – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z  cp 1,11,15 ;  
Emin
N  – прийнята кількість світильників, шт.; 
– коефіцієнт використання світлового потоку. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 76 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається по довідковим 
таблицям в залежності від типу прийнятого світильника, коефіцієнтів відбиття від 
поверхонь приміщення і від індексу приміщення “і”, останній визначається за 
виразом  
 
A B
i  ,                                           (8.2) 
(A  B)  h
 
де А, В, h – відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу світильника, 
м. 
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається 
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника не 
повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не перевищувати 
більше ніж на 20 % розрахункового значення. В противному разі змінюється 
кількість світильників і розрахунок повторюється. 
Приймаємо е Lв / h 1, тоді отримаємо відстань між світильниками 
 
Lв е h.                                               (8.3) 
 
Розраховуємо кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад 
розміщення світильників приведений на рисунку 8.2. 
Після прийняття схеми розміщення світильників проводиться перевірка 
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим 
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу 
 
n
Фсв  ei
Е  i1 ,                                           (8.4) 
1000 к3
 
де Фсв  – світловий потік прийнятого світильника, лм; 
  – коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників, 1,11,2; 
n
 e  – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових ізолюкс, 
i
i1
лк; 
n  – кількість врахованих світильників. 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 77 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Рисунок 8.2 – Приклад розміщення світильників цеху: 
hc  – відстань від стелі до світильника, Lв  – відстань між світильниками, 
          l  – відстань від крайнього ряду до стіни; Lа  – відстань між рядами 
 
Виконаємо розрахунок освітлення цеху методом світлового потоку. 
Виходячи із розряду зорової праці, згідно ПУЕ (розділ 6.1.1 – 6.1.11), по нормам 
освітленості [9] визначаємо  освітленість системи загального освітлення цеху 
Ен  200 лк. 
 
К з Еmin S  zFp  ,                                                (8.5) 
N Кв
 
де Кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [9]; 
Emin – мінімальна освітленість, лк; 
S – площа освітлювального приміщення, м2; 
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z=1,1 – 1,15; 
N – прийнята кількість світильників, шт; 
Кв – коефіцієнт використання світлового потоку. 
З таблиці 10.4 [9] приймаємо λе=Lв/h=1, тоді отримаємо відстань між 
світильниками 
Lв  λе h,                                                       (8.6) 
Lв 15,85,8  м. 
 
Приблизну кількість світильників визначаємо за виразом 
 
A  B
N  ,                                                          (8.7) 
L2
в
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 78 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
42  60
N   75 шт. 
5,82
 
Коефіцієнт використання світлового потоку визначаємо по довідниковим 
таблицям [22], в залежності від прийнятого типу світильника, коефіцієнтів 
відбиття, від поверхонь приміщень і від індексу приміщення, що визначається за 
виразом 
А В
і  ;
h(А  В)
                                    (8.8) 
42  60
і   4,26.
5,8  (42  60)
 
де h – висота підвісу світильника, м. 
 
1,6  200  2520 1,15
Fp  18454  лм. 
75  0,67
 
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймаємо 
світильник типу ЛСП04 з чотирма лампами типу ЛТБ-65, Рл=0,065 кВт, що має 
світловий потік Фл=4650 лм. Загальний світловий потік від світильника буде 
становити Фсв=18600 лм. 
Обрані лампи за світловим потоком відрізняється від розрахункового на 
 
Fcв  Fр 18600 18454
%  100%  100%  0,79%
F 18454 (8.9) 
р                 
 
що є допустимо. 
Згідно результатів  проведеного розрахунку ми можемо зробити висновки, 
що встановлена в приміщенні цеху світлова арматура загального призначення з 
лампами типу ДРЛ в повній мірі задовольняє вимогам СНіП ІІ-4-79, що до 
загальних вимог освітленості в робочій зоні цеху. 
 
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок 
 
Відповідно до ПУЕ для живлення світильників загального освітлення 
повинна застосовуватися напруга не вище 380/220 В змінного струму при 
заземленій нейтралі і не вище 220 В змінного струму при ізольованій нейтралі і у 
мережах постійного струму. 
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище  220В, 
що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від висоти їхньої 
установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У приміщеннях з 
підвищеною небезпекою і особливо небезпечних при установці світильників 
загального освітлення з лампами розжарювання на висоті менше ніж 2,5 м при 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 79 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
відсутності спеціальної конструкції світильника (що виключає доступ до лампи 
без застосування інструмента) використовується напруга не вище 42 В. 
Світильник з люмінесцентними лампами на напругу 127–220 В  
допускається встановлювати на висоті менше ніж 2,5 м від підлоги за умови 
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин. 
Для живлення ксенонових, дугових, натрієвих ламп, розрахованих на 
напругу 380 В, і пускорегулюючих апаратів для газорозрядних ламп, що мають 
спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з послідовним з’єднанням ламп), 
застосовується напруга не вище 380 В, у тому числі фазна напруга системи 
660/380 В із заземленою нейтраллю при дотриманні наступних умов: 
- введення у світильник чи ПРА має виконуватися проводом або кабелем з 
мідними жилами і ізоляцією, розрахованою на напругу не менше, ніж 660 
В; 
- забороняється вводити у світильник двох чи трьох проводів різних фаз 
системи 660/380; 
- нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою застосовуваної 
напруги «380 В» при установці світильника в приміщеннях підвищеною 
небезпекою і особливо небезпечних; 
- забезпечення одночасного відключення усіх фазних проводів, що 
вводяться у світильник; це стосується і багатолампових світильників 
системи 380/220 В, за винятком світильників, які встановлюються в 
приміщеннях без підвищеної небезпеки. 
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами 
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В в приміщеннях без 
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною небезпекою і 
особливо небезпечних. Допускається застосування напруги до 220 В для 
світильників спеціальної конструкції: тих, що являються складовою частиною 
аварійного освітлення, під’єднаного до незалежного джерела живлення; тих, що 
встановлюються  у приміщеннях з підвищеною небезпекою (але не особливо 
небезпечних). 
Для місцевого освітлення допускається застосовувати світильники з 
люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В за умови неможливості 
випадкових доторкань до їх струмоведучих частин. Застосування 
люмінесцентних ламп місцевого освітлення в сирих, особливо сирих, жарких і 
приміщеннях з хімічно активним середовищем допускається тільки в арматурі 
спеціальної конструкції. 
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в приміщеннях 
з підвищеною небезпекою й особливо небезпечних має застосовуватись напруга 
не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах – не вище 12 В. 
Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати: 
- необхідний рівень надійності живлення; 
- регламентовані рівні напруги і постійність напруги джерела живлення; 
- простоту і зручність експлуатації; 
- економічність установки. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 80 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
У більшості випадків освітлювальні навантаження живляться від силових 
цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ із заземленою нейтраллю 
вторинної обмотки. 
Використання самостійних освітлювальних трансформаторів обмежується 
випадками, коли характер силового навантаження не дає можливості забезпечити 
необхідну якість напруги, коли використовується для силових навантажень 
напруга вище 380 В і коли система напруг 380/220 або 220/127 В неприпустима 
для освітлювальної установки за умовами безпеки. 
В освітлювальних мережах розрізняються лінії живлення та групові лінії. 
Лінія живлення з’єднує джерело живлення з груповими щитками освітлення. 
Групові лінії слугують для приєднання світильників до групових щитків. 
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати захисту на 
кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ струм захисних апаратів на 
групових лініях не повинен перевищувати 25 А за винятком ліній, що живлять 
лампи розжарювання одиничною потужністю 500 Вт і більше або газорозрядні 
лампи потужністю 125 Вт і більше; у цьому випадку струм захисного апарата не 
повинен перевищувати 63 А. 
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення 
освітлювальних установок (рис. 8.3). Радіальні схеми використовуються при 
високих навантаженнях групових щитків (близько 100–200 А) і забезпечують 
більш високу надійність живлення. Магістральні схеми дозволяють 
заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на розподільчих пунктах, 
однак мають меншу надійність живлення. Змішані схеми одержали найбільше 
поширення через їхню гнучкість. 
 
 
Рисунок 8.3 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок: 
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема 
 
Для здійснення живлення освітлювальних установок обираю радіальну 
схему для забезпечення високої надійності живлення. 
Систему аварійного освітлення планується живити перехресним способом, 
тобто від іншого трансформатора по відношенню до трансформатора робочого 
освітлення (рисунок 8.4). 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 81 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Рисунок 8.4– Схема живлення освітлювальних установок від 
двотрансформаторної підстанції 
 
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення 
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на 
підставі світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості 
світильників, тобто відповідно до встановленої потужності світильників. 
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно 
враховувати втрати в ПРА: 
 
��роз = кп ∙ кдод ∙ ��ном ,                                      (8.10) 
 
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, для ламп LHK  кдод = 1,12 [9]. 
Згідно коефіцієнт попиту для дрібних будівель виробничого характеру 
складає кп = 1,0.Коефіцієнт попиту для групової  
мережі освітлення і всіх ланок мережі аварійного освітлення приймається  
рівним 1,0. 
��роз = 1 ∙ 1,12 ∙ 0,26 = 19,5 кВт. 
 
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за допустимим 
струмом навантаження 
Провідники освітлювальної мережі повинні задовольняти вимоги у 
відношенні гранично допустимого нагрівання при нормальних режимах роботи. 
Нагрівання провідників викликається проходженням по них електричного 
струму.  
Межі нагрівання суворо нормуються ПУЕ, при цьому кожному перерізу 
проводу або кабелю в залежності від його конструкції і способу прокладання 
відповідає допустимий нормований струм (Iдоп, А).  
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 82 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
У практичних розрахунках користуються готовими таблицями  з 
допустимими тривалими навантаженнями, що нормовані ПУЕ і нормативною 
документацією. 
Зазначені таблиці складені для визначення температурних режимів повітря 
і землі, що складають відповідно +25°С та +15°С. Якщо фактичні температури 
відрізняються від табличних, користуються коефіцієнтами перерахунку, що 
наведені в ПУЕ. 
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим 
струмом навантаження є: 
 
��доп > ��роз,                                                         
 
де ��роз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А. 
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний 
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі.  
Розрахунковий струм для трифазних мереж визначається за виразом: 
 
��роз ∙ 10 ��роз ∙ 10
��роз = = ,                         (8.11) 
√3 ∙ �� ∙ cos �� 3 ∙ ��ф ∙ cos ��
л
 
де ��роз – розрахункова потужність, кВт; 
��ф, ��л – відповідно фазна і лінійна напруга, В; 
cos �� – коефіцієнт потужності, для газорозрядних ламп з конденсаторами 
cos �� = 0,9.  
 
19,5
Іроз   33  А.  
3 0,38 0,9
 
Визначений показник струму використаємо для вибору кабельно-
провідникової продукції та комутуючого обладнання. 
 
8.2.4 Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги 
 
Даний метод розрахунку передбачає забезпечення допустимих рівнів 
напруг на джерелах світла. 
Зниження напруги щодо номінальної пов’язане зі зменшенням світлового 
потоку світильників і, як наслідок, рівнів освітленості на робочих місцях. 
Збільшення напруги щодо номінальної пов’язане з додатковою витратою 
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо 
важливе для ламп розжарювання. 
Відповідно до ГОСТ 13109-97 напруга в найбільш віддалених лампах 
внутрішнього освітлення промислових підприємств, а також прожекторних 
установок зовнішнього освітлення повинна бути не нижча 97,5%Uном, а в 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 83 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
найбільш віддалених лампах аварійного і зовнішнього освітлення, виконаного 
світильниками – не нижча 95%Uном.  
У мережах 12–42 В допускаються втрати напруги до 10% Uном, якщо 
рахувати від відводів джерел   живлення.   Найбільша   напруга   ламп  не   повинна  
перевищувати 105%Uном. 
На затисках газорозрядних ламп напруга не повинна бути нижчою 90%Uном, 
на інших лампах – не нижчою 88%Uном. 
Величина допустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від  
джерела живлення до найбільш віддаленої лампи повинна складати: 
 
∆��м = ��хх − ∆��тр − �� ,                                      
 
де ∆��м – допустима втрата напруги в мережі; 
��хх – напруга холостого ходу трансформатора (на 5% вища від 
номінальної); 
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі; 
��  – мінімально допустима напруга на затисках лампи. 
Розрахунок допустимої величини втрати напруги в освітлювальній мережі 
в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися і в 
іменованих одиницях (вольтах). 
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається за виразом: 
 
∆��тр = �� ∙ �� ∙ cos �� + �� ∙ sin �� ,                         (8.12) 
 
 де �� , ��  – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого замикання 
трансформатора (��КЗ), %; 
cos �� – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга 
трансформатора; 
�� – коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення розрахункового 
навантаження трансформатора до його номінальної потужності). 
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання 
трансформатора (%) визначаються за виразами: 
 
100 ∙ ��КЗ
�� = ;                                                (8.13) 
��ном.тр
�� = ��КЗ − ��а ,                                              (8.14) 
 
де ��КЗ – втрати потужності короткого замикання трансформатора, Вт; 
��ном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА. 
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без урахування 
індуктивного опору провідників. 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 84 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
100 ∙ 12,2
�� = = 1,22 %; 
1000
�� = 5,5 − 1,22 = 5,4 %; 
∆��тр = 0,87 ∙ (1,22 ∙ 0,9 +5,4 ∙ 0,44) = 3,5 %;  
∆��м = 105 − 3,5 − 97,5 = 4,0 %. 
 
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної 
мережі (%) визначається за виразом: 
 
��
∆�� = ,                                                   (8.15) 
�� ∙ ��
 
де �� – момент освітлювальногонавантаження, кВт∙м; 
�� – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної 
системи мережі і матеріалу провідника [13]; 
�� – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2. 
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від 
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими 
співвідношеннями.  
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для кожної 
окремої ділянки: 
�� = �� ∙ �� ,                                                     (8.16) 
де ��  – відстань між лініями живлення світильників; 
��  – потужність лінії. 
 
Рисунок 4.1 – Схема підключення світильників 
 
�� = �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� ; 
�� = 6 ∙ 1,86 + 12 ∙ 1,86 + 18 ∙ 1,86 + 24 ∙ 1,86 + 30 ∙ 1,86 + 36 ∙ 1,86 + 42 ∙ 1,86
+ 48 ∙ 1,86 + 54 ∙ 1,86 = 502,2 кВт ∙ м; 
502,2
∆�� = = 0,55 %. 
54 ∙ 16,8
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 85 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
От же умова виконується, втрата напруги у найбільш віддаленій точці 
перевищує 5%. Тому ми встановлюємо щиток освітлення в безпосередній 
близькості від КТП і першої лінії освітлювальної мережі. 
 
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву 
 
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів, 
шинопроводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1 кВ. 
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової 
електричної мережі, номінальна напруга мережі Uном , результати розрахунку 
навантаження цеху. 
Для мереж напругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу 
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників, їх 
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів короткого 
замикання. 
В цьому підрозділі необхідно визначити мережі та її елементи, що не 
підлягають перевірці на економічну густину струму. Їх треба окремо 
проаналізувати та обов’язково вказати ( у вигляді переліку або таблиці). 
Вибір перерізу провідників здійснюється за таблицях [13] або згідно 
технічної документації на них (що є більш прийнятним) . При цьому повинна 
виконуватися умова 
 
Ipоз  Iдоп ,      (8.17) 
 
де Iдоп  – допустимий тривалий струм навантаження в кабелі, проводі и шині для 
даного перерізу згідно ПУЕ. 
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів, 
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких 
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно 
відрізняється від зазначеної в 1.3.12-1.3.15 і 1.3.22 ПУЕ, слід застосовувати 
коефіцієнти, наведені в таблиці 1.3.3 ПУЕ. 
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху слід також враховувати за 
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно ПУЕ. 
Обраний переріз провідника по умовам нагріву довготривалим струмом 
необхідно перевіряти за нагрівом струмом післяаварійного режиму відповідно до 
схеми цехової мережі. Отримані дані заносяться у таблицю. 
 
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж 
 
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів кабелів, 
проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи 
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні забезпечувати 
допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що нормуються стандартом 
по якості електроенергії. Для кожної ділянки цехової мережі за розрахованим 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 86 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
півгодинним максимумом навантаження і значенням максимального пускового 
або пікового струму вибирається переріз провідника, а також тип і значення 
уставок апаратів захисту від ненормальних режимів в мережі: тривалих, не 
передбачених перевантажень мережі і коротких замикань. 
Вихідними даними для проведення розрахунків є: 
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів захисту; 
– Uном  мережі;  
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки мережі 
Рmax ;  
– пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми;  
– номінальні потужності ЕП. 
Вибір перерізу провідника пов’язаний з вибором апаратів захисту, тому 
вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів виконується 
спільно. 
Потрібно врахувати вимоги ПУЕ щодо особливості вибору перерізу 
провідників для мереж напругою до 1 кВ, а саме: акцентувати на те, які вимоги 
та умови є визначальними – економічні, нагрів провідників, їх механічна 
міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів КЗ. 
Вказати, які силові мережі до 1 кВ згідно рекомендацій ПУЕ не підлягають 
розрахунку по економічної густини струму. 
Вказати, чи враховується фактор економічної густини струму зв’язку зі 
спільним живленням силового та освітлювального навантажень 
Вибір перерізів провідників за технічними умовами включає: 
– вибір за умовою теплового нагрівання; 
– за їх пропускною спроможністю та умовами захисту; 
– за втратами напруги; 
– за термічною стійкістю до струмів КЗ; 
– механічну міцність; 
– за умовою виникнення корони. 
Необхідно оцінити вплив і врахування цих факторів при виборі  
перерізу для кабельних і повітряних ліній, так як перелічені фактори по - 
різному впливають залежно від номінальної напруги, конструктивного виконання 
(кабель, шинопровід), призначення мережі (силова, рухливих ЕП, освітлювальна 
тощо). Тому рішення слід приймати для кожного конкретного випадку на підставі 
вимог і довідкових даних ПУЕ та інших нормативних документів. 
 
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами нагріву 
та захисту 
 
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам щодо 
гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а й 
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих нерівномірностей 
розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При перевірці на нагрів 
приймається півгодинний максимум струму, найбільший з середніх півгодинних 
струмів даного елемента мережі. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 87 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи електроприймачів 
в якості розрахункового струму для перевірки перерізу провідників по 
нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить від відповідного 
режиму (повторно-короткочасний, короткочасний, тривалий). 
Вимоги для нормальних навантажень та післяаврійних перевантажень 
стосуються кабелів і встановлених на них з’єднувальних та кінцевих муфт й 
окінцевань. 
Основною умовою вибору перерізу провідників є величина нагрівання їх 
електричним струмом у нормальному, форсованому та аварійному режимах. 
Якщо температура нагрівання перевищить допустиму, то залежно від величини 
перевищення й тривалості часу, елемент може бути пошкоджений, що 
спричинить порушення нормальної роботи системи, а в гіршому випадку 
(загоряння ізоляції) може привести до пожежі. Тому для всіх видів провідників та 
умов їх застосування головним у виборі перерізу є нагрівання, яке визначається 
двома ефектами теплового впливу: максимально допустимою температурою та 
тепловим зносом ізоляції для даного режиму й класу ізоляції. 
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням, 
використовують сумарний вплив на строк служби провідника максимальної 
температури і тривалості зносу ізоляції за розглянутий період. При різких піках 
навантаження більшу небезпеку становить можливість перевищення 
максимально допустимої температури. Якщо графік навантаження рівномірний, 
більшу вагу має складова теплового зносу ізоляції. 
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового 
струму ( Іmax  або Іроз ), від того, чи потрібно захищати мережу від 
перевантаження чи ні, від температурних умов навколишнього середовища, 
характеру приміщення і типу ізоляції провідника. Перш за все необхідно вибрати 
марку провідника, визначитися з умовами його прокладки і потім виконувати 
розрахунок. 
Мінімально допустимий переріз провідника – такий переріз, при якому 
провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює максимальній тривало 
допустимій Qтр. доп , нагрівається струмом КЗ до гранично допустимої 
температури за умовами термічної стійкості. 
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне струмове 
навантаження за півгодинний інтервал часу Imax  Ipоз  , обчислене за формулою 
 
P
Ipоз  = роз                                       (8.18)  
3 Uном  cosφ
 
Вибір перерізу провідників виконується за таблицями гл.1.3 ПУЕ «Тривало 
допустимі навантаження», при цьому повинна бути виконана умова 
 
 
Imax  Ipоз  Iдоп ,                                           (8.19 ) 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 88 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
де Ідоп  – тривало допустимий струм навантаження на проводи, кабелі та шини 
для даного перерізу за ПУЕ (або технічними характеристиками конкретних 
виробів). 
При прокладанні декількох кабелів і більше чотирьох проводів в одній 
трубі, траншеї, лотку, коробі і т.п. в розрахункову формулу (8.14) вводиться 
коефіцієнт Кпрокл , поправочний коефіцієнт на умови прокладки проводів і 
кабелів 
 
I
І max
доп  .                                            (8.20)  
Кпрокл
 
Згідно ПУЕ допустимі тривалі струми для кабелів, які прокладають у 
блоках, слід визначати за емпіричною формулою 
 
Iдоп.бл a b c Iдоп ,                                          (8.21) 
 
a, b, c – поправочні коефіцієнти (табл. ПУЕ) 
Поправочні коефіцієнти застосовуються до груп однотипних проводів і 
кабелів, що мають однакову допустиму температуру нагрівання. 
Для груп проводів і кабелів, що мають різні максимальні температури 
нагріву, допустиме струмове навантаження розраховується з поправочних 
коефіцієнтів, що належать до тієї частини проводів і кабелів, у яких допустима 
температура мінімальна. 
Якщо у частині ізольованих проводів і кабелів в групі навантаження не 
перевищує 30 % допустимого, то вони виключаються із загального числа при 
визначенні поправочного коефіцієнту для іншої частини групи. 
Допустимі струмові навантаження для кола залежать від числа провідників. 
У багатофазній збалансованій системі спільно прокладений нейтральний 
провідник не враховується. В цьому випадку допустиме навантаження 
чотирижильного кабеля приймається як для трьохжильного, з тим же перерізом 
фазних провідників. Чотири і п’ятижильні кабелі можуть мати більше допустиме 
струмове навантаження, якщо навантажені тільки три фазні проводи. 
Якщо нейтральний провідник пропускає струм, який є наслідком 
дисбалансу фазних струмів, то збільшення тепловиділення в нейтральному 
провіднику компенсується його відповідним зменшенням в одному або декількох 
фазних провідниках. В цьому випадку переріз всіх провідників вибирається по 
найбільш навантаженому проводу. 
Якщо не потрібно вводити поправочні коефіцієнти для струму в 
нейтральному провіднику в залежності від характеру навантаження фазних 
провідників, нейтральний провідник вибирається відповідно до параметрів кола 
Необхідність введення поправочних коефіцієнтів для струмів може бути 
наслідком наявності істотних струмів вищих гармонік в трифазному колі. Якщо 
гармонічна складова перевищує 15 %, нейтральний провідник вибирається 
перерізом не нижче фазного. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 89 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Оскільки струм в нейтральному провіднику визначається струмами фазних 
провідників, то струми вищих гармонік в ньому взаємно не компенсується. 
Найбільш значущою з гармонік є третя гармоніка. Діюче значення струму третьої 
гармоніки в нейтральному проводі може перевищувати діюче значення струму 
промислової частоти в фазних провідниках.  
У цьому випадку струм в нейтральному провіднику є визначальним при 
розрахунках допустимого струмового навантаження кола. Вплив гармонік 
враховується поправочними коефіцієнтами. Поправочні коефіцієнти, що наведені 
в МЕК60364-5-52:2009 «Електроустановки низьковольтні. Частина 5-52. Вибір і 
монтаж електроустаткування. електропроводки», надані для збалансованої 
трифазної системи; слід вказати, що ситуація погіршується, якщо в трифазній 
системі навантажені тільки дві фази. У цьому випадку струм вищих гармонік в 
нейтральному провіднику буде визначатися струмом дисбалансу. Така ситуація 
призведе до перевантаження нейтрального провідника. 
Поправочні коефіцієнти застосовуються для випадку, коли нейтральний 
провідник є жилою чотирьох- або п’ятижильного кабелю, виконаний з того ж 
матеріалу і має той же переріз, що і фазні провідники.  
Поправочні коефіцієнти відносяться до струмів третьої гармоніки. Якщо 
очікуються значні вищі гармоніки, такі як 9-я, 12-я тощо, тобто вони становлять 
понад 15 %, поправочний коефіцієнт повинен бути зменшений. Якщо дисбаланс 
між фазними навантаженнями перевищує 50 %, то поправочний коефіцієнт може 
бути зменшений. Розрахунковий поправочний коефіцієнт для визначення 
допустимого струмового навантаження для кабелів з трьома робочими 
провідниками приймається, як для кабелю з чотирма робочими провідниками, у 
якого струм в четвертому проводі викликаний гармоніками. Поправочні 
коефіцієнти також враховують фактор нагріву фазних провідників струмами 
гармонік. 
Коли значення струму в нейтральному провіднику очікується вище, ніж 
фазний струм, розмір кабелю визначається по нейтральному провіднику. 
Якщо переріз кабелю визначено по нейтральному провіднику, то необхідно 
зменшити розрахункове навантаження для трьох робочих провідників. 
Якщо струм в нейтральному провіднику більше, ніж 135 % фазного струму 
і переріз кабелю вибирається по нейтральному провіднику, то три фазних 
провідника не можуть бути повністю завантажені. Зменшення тепловиділення 
фазними провідниками компенсує тепловиділення нейтрального провідника в 
такій мірі, що немає необхідності застосовувати інші поправочні коефіцієнти 
щодо трьох робочих провідників. 
За відсутності спеціальних вимог необхідно виконувати такі вказівки: 
Площа поперечного перерізу нейтрального провідника повинна бути, 
принаймні, рівною площі поперечного перерізу лінійних провідників у наступних 
випадках: 
– в однофазних двопровідникових колах, незалежно від площі поперечного 
перерізу провідника; 
– в багатофазних колах, де площа поперечного перерізу лінійних 
провідників - менше або дорівнює 16 мм2  по міді або 25 мм2 по алюмінію;  
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 90 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
– в трифазних схемах, де частка струмів третьої гармоніки і гармонік, 
кратним трьом, лежить в межах від 15 % до 33 %. 
Для багатофазних кіл, де площа поперечного перерізу лінійних провідників 
більше, ніж 16 мм2  по міді або 25 мм2  по алюмінію, площа поперечного перерізу 
нейтрального провідника може бути нижче площі поперечного перерізу лінійних 
провідників (звичайно не нижче 50 %), якщо виконуються одночасно такі умови: 
– навантаження кола в нормальному режимі розподілено рівномірно між 
фазами, третя гармоніка не перевищує 15% струму лінійного провідника; 
– нейтральний провідник захищається від надструмів; 
– площа поперечного перерізу нейтрального провідника – не менш 16 мм2  
по міді або 25 мм2  по алюмінію. 
Відносно нульових робочих провідників в чотирипровідній системі 
трифазного струму ПУЕ містить наступне формулювання: вони повинні мати 
провідність не менше ніж 50 % провідності фазних провідників; у необхідних 
випадках вона має бути збільшеною до 100 % провідності фазних провідників.  
Вибраний переріз провідника за умовами нагріву тривалим струмом 
перевіряється по нагріванню струмом післяаварійного режиму Ітр. ав  (в умовах 
двотрансформаторних цехових ТП і декількох кабелів одної лінії): 
Для подальшого вибору апаратів попередньо визначимо струм на 
затискачах вторинної обмотки силового трансформатора цехової ТП за 
співвідношенням 
 
ΣS
 н.тр  к з
І р ;                                             (8.22) 
3  U н
 
де ΣSн.тр – загальна потужність силових трансформаторів цеху, кВА; 
кз - коефіцієнта завантаження трансформаторної підстанції(таблиця 1.4),. 
 
2000 0,6
Ір  1825,3  А  
3  0,38
 
Визначимо силові елементи схеми живлення цеху на стороні 0,4 кВ. 
Тип ввідного автоматичного вимикача приймаємо згідно каталожних даних [21]в 
залежності від типу шафи за умовами 
 
І .
н.а≥Ін.т.р                            Ін.т.р>1,1 Ір 
             2500 ≥2500            2500 А >1,1.1825,3=2008 А 
 
де Ін.а– номінальний струм автоматичного вимикача А; 
Ін.тр– номінальний струм теплового розчіплювача автоматичного вимикача  
    (каталожні дані), А 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 91 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Приймаємо ввідний автоматичний вимикач ВА 88- 43, Iн=2500 A. Для 
забезпечення секціонування, в аварійному режими роботи, ми застосуємо, 
секційний вимикач згідно співвідношення: 
 
3200  0,5
Ір   2431,6  А . 
3  0,38
 
Визначимо силові елементи схеми живлення цеху на стороні 0,4 кВ 
Тип ввідного автоматичного вимикача приймаємо згідно каталожних даних 
в залежності від типу шафи за умовами 
 
Ін.а≥І .
н.т.р                            Ін.т.р>1,1 Ір 
      4000 ≥3000            3000>1,1  2431,6  2674,7 А 
 
де Ін.тр – номінальний струм теплового розчіплювача автоматичного вимикача  
    (каталожні дані), А 
Приймаємо ввідний автоматичний вимикач серії ВА 88-43, що встановлений 
в шафі типу ЩО70-22; Uн =0,4 кВ; Iн=2500 А. 
Для забезпечення секціонування, в аварійному режими роботи, ми 
застосуємо автоматичний вимикач серії ВА 88-43, що також встановлений в шафі 
типу ЩО70-22; Uн =0,4 кВ; Iн=1600 A. 
Тип секційного автоматичного вимикача приймаємо згідно каталожних 
даних в залежності від типу шафи за умовами 
 
Ін.а≥І .
н.т.р                            Ін.т.р>1,1 Ір 
             1600 ≥1600            1600>1,1.912,6=1004 А, 
 
де Ір.св – робочий струм секційного вимикача, що визначаємо за виразом 
 
0,5 S
І  ном
р.св ;  
3  Uн
 
де Sн.ом – номінальна потужність цеху, кВА; 
 
0,5  (2000  0,6)
Ір.СВ   912,6 А . 
3  0,38
 
Вибір перерізу шин по напрузі 0,4 кВ згідно [1] виконуємо за умови 
 
Ід.д>І .
р кз 
2500>1825,3.1 
 
де кз – коефіцієнт запасу для шин 0,4 кВ дорівнює кз=1; 
Ід.д – довго тривало  допустимий струм на шинах 0,4 кВ, А; 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 92 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Приймаємо шинопровід типу ШМА-68П; Ід.д=2500 А; Uн =0,4 кВ. 
 
Вибір струмоведучих частин 
Основним завданням розрахунку цехових електричних мереж є вибір 
перерізу кабелів, проводів шино проводів і захисних апаратів згідно ПУЕ (розділ 
2.1.31 – 2.1.51). 
Для мереж напругою до 1000 В основними вимогами, що визначають вибір 
перерізу провідників, є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів 
провідників, механічна міцність, втрата напруги, термічна стійкість до струмів 
КЗ. 
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині 
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в 
цілому за співвідношенням 
 
Р
Ір 
Н ,
3 U cos                                                (8.24) 
н
 
де Рн - номінальна потужність згідно з завданням, кВт ; Uн= 0,38кВ. 
 
Ір Ку.н  ІН.ДОП.Л  
 
Умовами вибору ліній живлення [5,6] є виконання співвідношення 
де І НДОПЛ   - допустимий тривалий струм лінії живлення, А; 
Куп - коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21 
ПУЕ. 
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на 
допустимий тривалий струм залежно від температури (таблиця 1.3.3 ПУЕ), умова 
прийме вид 
ІН.ДОП.Л  Іmax1,25Ip  
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі живлення 
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.1. 
 
Таблиця 8.1 – Розрахункова таблиця вибору ліній живлення цеху 
Р I , I , I
Назва споживача н р max. н.доп.л 
 Марка 
кВт А А А 
1 2 3 4 5 6 
Формовочний прес 17,3 32,9 41,1 50 АВВГ(3×6)+(1×4) 
Конвеєр 24 44,5 55,7 65 АВВГ(3×10)+(1×6) 
Відрізний автомат 5,2 9,3 11,6 19 АВВГ(4×2,5) 
Заточний верстат 4,7 8,5 10,6 19 АВВГ(4×2,5) 
Зварювальний випрямляч 17,3 28,3 35,4 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5) 
Термопласт автомат 68 108,9 136,1 165 АВВГ(3×50)+(1×25) 
Насос електроліту 10 17,9 22,4 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5) 
Водяний насос 7,5 13,4 16,8 19 АВВГ(4×2,5) 
Випрямляч 44,8 75,7 94,6 115 АВВГ(3×25)+(1×16) 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 93 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Продовж. табл. 8.1 
1 2 3 4 5 6 
Тельфер 8 15,6 19,5 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5) 
Токарний верстат 12,3 22,3 27,8 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5) 
Фрезерний верстат 11,5 20,8 26 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5) 
Вентилятор витяжний 8,8 15,2 19 19 АВВГ(4×2,5) 
Прес клапанних складових 4,1 7,6 9,5 19 АВВГ(4×2,5) 
Притирочний автомат 4,4 7 8,75 19 АВВГ(4×2,5) 
Підвісний конвеєр 21 38,5 48,1 50 АВВГ(3×6)+(1×4) 
Тепловентилятор 54 91,3 114,1 115 АВВГ(3×25)+(1×16) 
Компресор 22 39,4 49,2 50 АВВГ(3×6)+(1×4) 
Вентилятор приточний 18,3 31,6 39,5 50 АВВГ(3×6)+(1×4) 
Маслонасос 4,1 7,3 9,1 19 АВВГ(4×2,5) 
Щиток освітлення 19,5 33 41,2 50 АВВГ(3×6)+(1×4) 
Зварювальний апарат 7,2 26,3 32,9 34 АВВГ(2х2,5) 
Універсальний верстат 7,2 45,5 56,8 80 АВВГ(2х10) 
Конденсаторна установка 100 квар 152 190 200 АВВГ(3×70)+(1×35) 
 
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних 
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); номінального струму автоматичних 
вимикачів, та струму теплових розчіплювачів, які захищають    приєднанні 
електроприймачі; сумарного струму Ір РП споживачів, що приєднані до РП, який 
визначається за виразом 
 
Ір.РП ІН КН ,  
 
де Кн - коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують 
споживачі. Для нашого випадку Кн = 0,7. 
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [2], за умовами 
 
Ір.РП  ІН.ДОП  
 
Вибрана кабельно-провідникова продукція, живлення споживачів цеху, 
прокладена в кабельних каналах підлоги цеху. 
 
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги 
 
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної має 
становити не більше 5 % Uном . Для освітлювальних мереж промислових 
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від 5   до 
2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення 5 % Uном
. Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту асинхронних 
електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його зменшення 
може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення зниження напруги 
призводить до різкого зменшення світлового потоку. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 94 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Розрахунок цехової мережі за умовами допустимої втрати напруги і 
побудова епюри відхилення напруги виконується для кола ліній від шин ГПП або 
ЦРП до затискачів одного найбільш віддаленого від цехової ТП або найбільш 
потужного ЕП для режимів максимальних і мінімальних навантажень 
(визначається з добового графіка навантажень), а в випадку 
двохтрансформаторної підстанції – і післяаварійного. 
Як відомо, існує залежність r0 i x0  від перерізу проводів і кабелів, якою 
можна скористатися при розрахунках. 
Як правило у розрахунковому ланцюгу «ГПП – найбільш віддалений 
потужний споживач» присутня трансформаторна підстанція ТП. 
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.4. 
 
Рисунок 8.4 – Розрахункова схема 
 
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних 
та максимальних навантажень. 
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш 
віддалених електроприймачів не повинна бути не нижче 0,95 ∙ ��ном. В режимі 
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої 
границі напруги. При цьому напруга на шинах ТП не повинна перевищувати 5% 
номінальної напруги, тобто �� ∙ �� ≤ 5%. 
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за 
мінімальні – 30% від максимальних. 
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги: 
 
�� ∙ �� = �� − ∆��тр + ��м + ∆��сп ≥ −5,                   (8.25) 
 
де ��  – величина додаткової напруги на регульованих відгалуженнях 
трансформатора, %; 
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі, %; 
∑ ��м – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача, %; 
�� – кількість послідовних магістралей до споживача; 
∆��сп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %; 
−5% - припустиме усталене відхилення напруги згідно [14]. 
Знайдемо відхилення напруги до найбільш віддаленого споживача. 
Оскільки напруга на затискачах найбільш віддалених споживачів повинна  
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 95 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
становити не менше 0,95 ∙ ��ном,формула 8.25. матиме вигляд: 
 
��ном − ∆��т − ∆��л ≥ 95 %,                                              (8.26) 
де ∆��т – втрати напруги у трансформаторі. ��т = 3,28 %; 
∆��л – втрати напруги у лінії, що живить споживача: 
 Величину ΔUтр (%) знаходимо за виразом: 
 
S
ΔU  м
тр (U a  cos φ  U
S p  sin φ),  
н.тр
 
де Sм - максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора, кВ;  
Sнтр - номінальна потужність трансформатора, кВА; 
Uа- активна складова напруги к.з трансформатора, %; 
 
100 ΔP
Ua 
кз ,  
Sн.тр
100 ΔP
U  кз
a ,  
Sн.тр
100 12,2
Ua  1,22 В 
1000
Uр- реактивна складова напруги к.з трансформатора, %: 
 
U 2
p  Uкз  U2
a ,  
Up  5,52 1,222  5,4 В.  
1521,1
ΔUтр  (0,068 1,22 1,15,4)  4,29 . 
1000
 
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги: 
 
δ U2  Em  к з (ΔU тр  ΔUм )  ΔUcп  5% . 
 
де кз = 0,3 - коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень; 
+ 5 % - припустиме усталене підвищення напруги від Uн=19 В, згідно [11]: 
 
δ U2 15 0,3  (4,29 16,8)  5 3,67  5% Uн  525 В . 
 
Згідно виконаних розрахунків ми маємо можливість пересвідчитись, що 
можлива зміна навантаження цехового трансформатора ні як не буде 
відображатися на зміні величини потенціалу напруги у найвіддаленішого 
споживача. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 96 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Оскільки відхилення напруги не перевищує допустимого значення, обирати 
відпайки для цехової КТП не потрібно. 
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ 
 
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних 
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф та інш.). 
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів 
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв 
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма внутрішніми 
електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на єдиній 
конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних приєднань тощо. 
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб з 
врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних 
комплектних установок. 
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ необхідно 
здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність робочій напрузі і 
струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі, заданому класу точності, 
умовам експлуатації тощо), так і за умовами роботи в разі короткого замикання з 
урахуванням термічних і електродинамічних впливів, комутаційної 
спроможності. 
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних 
характеристик (кількості приєднаних електроприймачів, сумарного струму 
І роз, РП  споживачів, що приєднані до РП, тощо). І роз, РП  визначається за виразом 
 
І роз, РП   =    Іном КП ,                                      (8.41) 
 
де КП  – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують 
споживачі. Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання 
автоматичних вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом автоматичних 
вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають приєднанні 
електроприймачі. 
Далі за довідковими даними обирається конкретний тип НКУ, вказуються 
його технічні характеристики, включаючи напругу, номінальний струм, апарати 
захисту тощо, у тому числі конструктивне виконання та особливості 
застосування. 
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних 
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); номінального струму автоматичних 
вимикачів, та струму теплових розчіплювачів, які захищають    приєднанні 
електроприймачі; сумарного струму  Ір РП споживачів, що приєднані до РП, який 
визначається за виразом 
 
Ір.РП ІН КН ,  
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 97 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
де Кн - коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують 
споживачі. Для нашого випадку Кн = 0,7. 
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [2], за умовами 
 
Ір.РП  ІН.ДОП  
 
Таблиця 8.2 – Вибір перерізу ввідних кабелів РП 
Найменування РП Ір.РП ,А  Іmax ,А  ІН.ДОП.Л ,А  Марка 
1 2 3 4 5 
Розподільчий пункт РП-1 184,2 230,3 240 АВВГ(3×95)+(1×50) 
Розподільчий пункт РП-2 184,2 230,3 240 АВВГ(3×95)+(1×50) 
Розподільчий пункт РП-3 457,4 571,7 610 2АВВГ(3×150)+(1×70) 
Розподільчий пункт РП-4 214,6 268,2 270 АВВГ(3×120)+(1×70) 
Розподільчий пункт РП-5 179,5 224,4 240 АВВГ(3×95)+(1×50) 
Розподільчий пункт РП-6 148,7 185,9 200 АВВГ(3×70)+(1×35) 
Розподільчий пункт РП-7 85,1 106,4 115 АВВГ(3×25)+(1×16) 
Розподільчий пункт РП-8 79,1 98,9 115 АВВГ(3×25)+(1×16) 
Розподільчий пункт РП-9 146 182,5 200 АВВГ(3×70)+(1×35) 
Розподільчий пункт РП-10 98,7 123,4 135 АВВГ(3×35)+(1×16) 
 
Обрана кабельно-провідникова продукція, живлення споживачів цеху, 
прокладена в кабельних каналах підлоги цеху. 
 
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання мережі до 1000В 
 
Розрахунок струмів короткого замикання в цехових мережах, тобто 
мережах напругою до 1000 В має свої особливості, які регулюються 
міждержавним стандартом [15] та керуючими вказівками [1]. 
При розрахунку струму трифазного КЗ в установках напругою до 1 кВ варто 
враховувати не тільки індуктивні й активні опори всіх елементів 
короткозамкненого ланцюга, але й активні опори всіх перехідних контактів у 
цьому ланцюзі (на шинах, на уведеннях і висновках апаратів, рознімні контакти 
апаратів і контакт у місці короткого замикання). 
Для обраної ділянки мережі 0,38 кВ розрахункова схема та схема заміщення 
схема, що призначені для розрахунку струмів короткого замикання, приведені на 
рисунок 8.5. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 98 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Рисунок 8.5 - Розрахункова схема і схема заміщення прямої 
послідовності частини мережі 0,38 кВ 
 
Активну складову опору трансформатора rтр (Ом) розраховуємо за виразом 
 
ΔР 3
r  к.з 10
тр ,                                                (8.42) 
3  І2
н.тр
 
де ΔРкз – потужність КЗ трансформатора, кВт; 
 
12,2 103
rтр   0,0018 Ом. 
3 1521,1
 
Ін.тр – номінальний струм вторинної обмотки трансформатора, А; 
 
S
 н.тр
І 3
н.тр 10 ,                                         (8.43) 
3  U н
1000
І 3
н.тр  10 1521,1 А. 
3  380
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 99 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Повний опір дорівнює 
 
U 2
к.з.  U н 103
z тр  ,                                       (8.44) 
100 Sн.тр
5,5  3802 103
z тр   0,00794  Ом. 
100 1000
 
Індуктивна складова опору трансформатора хтр (Ом) 
 
х 2 2
тр  zтр  rтр ,                                          (8.45) 
х тр  0,007942  0,00182  0,0077  Ом. 
 
Визначимо повний опір схеми заміщення до точки короткого замикання К1 
 
n 2 m
Z    
(К1)    ri     x i  ,                                       (8.46) 
 i1   i1 
Z(К1)  rтр  rав  rтс  r  r 2  х 2
ш пр тр  хав  хтс  хш  ,  
 2
0,0018  0,00005  0,00002  0,000014  0,00008 
Z(К1)   0,008 Ом.  
 2
0,0077  0,0001 0,00002  0,000006
 
Величину струму к.з, в розрахунковій точці К1 визначаємо за виразом 
 
І(3) U0
к.з.(К1)  ,                                            (8.47) 
3  Z
 
де U0 – напруга х.х вторинної обмотки трансформатора, В,U =1,4.
0 Uн; 
Z – повний опір до точки к.з; 
 
(3) 399
Ік.з.(К1)   38,07 кА.
3  0,008  
 
Для визначення струму к.з, в розрахунковій точці К2, до опорів точки К1 
додамо сумарні опори точки К2, згідно виразу 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 100 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Z 2 2
(К2)  r(К1)  rш  rав  rл  rав  rпр   х(К1)  хш  хав  хл  хав  ,
0,00199  0,00008  0,00041  0,000002  0,0223  0,00082 
Z (К2)   0,01. 
 0,0078  0,00006  0,0003  0,00000029  0,000132
 
де активний rл (Ом) і індуктивний хл (Ом) опір кабельної лінії знаходимо за 
виразами 
 
l л 103
rл  ,                                               (8.48) 
γ  F
 
де lл – довжина кабельної лінії, Ом; 
γ – провідність матеріалу, (АL=0,032 км/Ом.мм2); 
F – поперечний перетин провідника, мм2. 
 
0,005 1000
rл   0,0223 Ом . 
32  70
х л  lл  х0 ,                                                         (8.49) 
 
хл  0,005 0,0000057  0,00000029 Ом. 
 
Величину струму к.з, в розрахунковій точці К2 визначаємо за виразом 
 
(3) U
І 0
к.з.(К2)  ,                                         (8.50) 
3  Z (К2)
І(3) 399
к.з.(2)   23 кА. 
3  0,01
 
Таким чином, струм однофазного короткого замикання значно меньше 
струмів як трифазного, так і двофазного короткого замикання. 
 
8.5 Захист цехових електричних мереж 
 
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави 3.1 
ПУЕ [2]. 
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом 
режими роботи: 
– збільшення струму внаслідок перевантаження; 
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів; 
– збільшення струму внаслідок короткого замикання. 
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі, такий 
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.  
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 101 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
У підрозділі повинно бути ретельно проаналізовано і вказані всі мережі, що 
захищаються від перевантаження. 
Вказується окремі мережі, у яких забороняється встановлення апаратів 
захисту. 
Приводяться критерії, за якими допускається відмовлятися від 
застосування захисту провідників від перевантаження. 
Повинен бути наведений перелік мереж, що згідно ПУЕ мають бути 
захищеними від перевантаження, у тому числі силові і освітлювальні мережі, 
мережі всередині приміщень (залежно від способу прокладення та характеристик 
ізоляції). 
 
8.5.1 Вибір апаратів захисту 
 
Захист кабельних ліній, що живляться РП та окремі електроприймачі, як 
правило, здійснюється автоматичними вимикачами. 
Умовами їх вибору є вирази 
 
Ін.т.р 1,1 Ір ; 
Ін.е.р 1,25  Іп ;  
 
де Ін.т.р.,Ін.е.р.  -  номінальний струм відповідного теплового та електромагнітного 
розчіплювача, А; 
Іп – пікове навантаження, Іп=(5-7.Ір), А. 
При виборі типу вимикача орієнтуємося попередньо на апарати виробництва 
компанії ВА . Ці  автоматичні вимикачі, призначені для групового захисту 
розподільчих пунктів, мають дві системи захисту — електротеплову і 
електромагнітну, та виконані згідно ГОСТ 14254-96 зі ступенем захисту не нижче 
ІР30. 
Для автоматичних вимикачів, що виконані в стандарті DIN, струм 
електромагнітного розчіплювача в залежності від характеристики (С, В чи 
D)виконується співвідношення: 
 
Ін.е.р  (3...5)  Ін.т.р; Ін.е.р  (5...10)  Ін.т.р  або Ін.е.р  (10...14)  Ін.т.р. 
 
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних 
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.3. 
 
Таблиця 8.3 – Розрахунок та вибір позиційних автоматичних вимикачів 0,4 кВ 
Ір, 1,1. Ір Тип Ін, Ін.т.р, І
Найменування обладнання н.е.р, 
А А апарату А А А 
1 2 3 4 5 6 7 
Формовочний прес 6,4 36,2 ВА47-29 63 40 500 
Конвеєр 68,7 49 ВА47-29 63 50 500 
Відрізний автомат 64,6 10,2 ВА47-29 63 13 500 
Заточний верстат 30,8 9,4 ВА47-29 63 10 500 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 102 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Продовж. табл. 8.3 
1 2 3 4 5 6 7 
Зварювальний випрямляч 11,7 31,1 ВА47-29 63 32 500 
Термопласт автомат 31,8 119,8 ВА88-32 125 125 1250 
Насос електроліту 9,8 19,7 ВА47-29 63 20 500 
Водяний насос 58,5 14,8 ВА47-29 63 16 500 
Випрямляч 3,9 83,3 ВА47-100 100 100 1000 
Тельфер 16,4 17,2 ВА47-29 63 20 500 
Токарний верстат 28,1 24,5 ВА47-29 63 25 500 
Фрезерний верстат 69,3 22,9 ВА47-29 63 25 500 
Вентилятор витяжний 42,9 16,7 ВА47-29 63 20 500 
Прес клапанних складових 83,1 8,4 ВА47-29 63 10 500 
Притирочний автомат 287,3 7,7 ВА47-29 63 8 500 
Підвісний конвеєр 38,5 42,3 ВА47-29 63 50 500 
Тепловентилятор 23,1 100,4 ВА88-32 125 125 1250 
Компресор 34,6 43,3 ВА47-29 63 50 500 
Вентилятор приточний 27,1 34,8 ВА47-29 63 40 500 
Маслонасос 5,9 8 ВА47-29 63 8 500 
Щиток освітлення 33 36,3 ВА47-29 63 40 500 
Зварювальний апарат (220 В) 21,6 28,9 ВА47–29 63 32 150 
Універсальний верстат (220 В) 33,6 50,1 ВА47–29 63 63 150 
Розподільчий пункт РП-1 184,2 202,7 ВА88-35 250 250 2500 
Розподільчий пункт РП-2 184,2 202,7 ВА88-35 250 250 2500 
Розподільчий пункт РП-3 457,4 503,1 ВА88-40 800 630 8000 
Розподільчий пункт РП-4 214,6 236,0 ВА88-35 250 250 2500 
Розподільчий пункт РП-5 179,5 197,4 ВА88-35 250 200 2500 
Розподільчий пункт РП-6 148,7 163,5 ВА88-35 250 200 2500 
Розподільчий пункт РП-7 85,1 93,6 ВА47-100 100 100 1000 
Розподільчий пункт РП-8 79,1 87,0 ВА47-100 100 100 1000 
Розподільчий пункт РП-9 146 160,6 ВА88-35 250 200 2500 
Розподільчий пункт РП-10 98,7 108,6 ВА88-32 125 125 1250 
Конденсаторна установка 152 167 ВА88-35 250 200 2500 
 
Вибрані,згідно ПУЕ (розділ 1.4.19 – 1.4.22), автоматичні вимикачі 
встановлені сталевих шафах силових РП, що знаходяться в безпосередній 
близькості від сформованих груп технологічного електрообладнання. 
 
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність 
 
Обрані лінії перевіряються за захищеність за умовою: 
 
��сх ∙ ��доп ≥ ��зах ∙ ��зах,                                          (8.51) 
 
де ��сх – поправочний коефіцієнт; для умов цеху ��сх = 1; 
��доп – тривалий допустимий струм провідника, А; 
��зах – коефіцієнт захисту; для теплового розщіплювача ��зах = 1; 
��зах- струм спрацьовування апарату захисту, А. 
Для прикладу перевіримо лінію, для якої  Ір=287,3А, Ідоп.л=500 А. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 103 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
1 ∙ 287,3 ≥ 1 ∙ 500 А 
 
Таким чином мережа захищена. 
 
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції 
 
Оскільки серед електроприймачів цеху, як правило, відсутні 
електроприймачі, що значно впливають на якість електроенергії, то обрану 
цехову мережу перевіряють на допустимі відхилення напруги у споживачів. 
Хід розрахунків залежить від схемі електропостачання цеху, але в цілому 
виконується в наступному порядку.  
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних 
та максимальних навантажень. 
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш 
віддалених електроприймачів не повинна бути нижче 0,95 Uном . В режимі 
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої 
границі напруги. При цьому напруга на шинах 0,4 кВ ТП не повинна 
перевищувати 5 % номінальної напруги, тобто  U1  5%.  
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за 
мінімальні – 30 % від максимальних. 
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги 
згідно ДСТУ EN IEC 61000-4-11:2022 
 
 т 
 U1  Ет  UТ Uм  Uсп   5,  
 i1 
 
де Ет  – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях 
трансформатора, %; 
UТ  – втрата напруги в трансформаторі, %; 
n
Uм  – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача, %; 
i1
n  – кількість послідовних магістралей до споживача; 
Uсп  – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %; 
5 %  – припустиме усталене відхилення напруги згідно 13. 
При необхідності, може бути задіяна «добавка» UT  , яка створюються 
цеховим трансформатором. Значення «добавки» UT  регулюється зміною 
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта трансформації, 
за співвідношенням 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 104 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
W
U2  U 2
1 . 
W1
 
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які 
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі. Значення 
UT , залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.7. 
 
Таблиця 8.7 
Відгалуження наближено точно 
+5 0 0,25 
+2,5 2,5  
0 5,0 5,25 
-2,5 7,5  
-5,0 10 10,8 
 
Нами проведено розрахунок втрат напруги у мережі 10 і 0,38 кВ: а саме – 
п. 5.2 (Розрахунок перерізу розподільчих мереж) і п. 8.3.3 (Розрахунок 
електричної мережі за втратами напруги). 
Так як відхилення по напрузі  нами не виявлено, то нема потреби у зміні 
відгалужень трансформатора. 
 
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції 
 
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай 
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної 
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного обладнання 
підвищується якість систем електропостачання, надійність її роботи, зручність і 
безпека обслуговування, забезпечується швидке розширення та мобільність 
електрогосподарства. 
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних 
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування 
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини 
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер електричних 
апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення утворюються  
простими у будівельному відношенні. Повністю закриті комплектні установки 
можна розташовувати безпосередньо у виробничих приміщеннях без 
улаштування будівельних оболонок. 
На рисунку 8.6 приведена комплектна трансформаторна підстанція 
внутрішньоцехового розташування.  
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 105 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Рисунок 8.6 – Типова комплектна трансформаторна підстанція 
внутрішньоцехового розташування 
 
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо 
комплектну трансформаторну підстанцію 2КТП  Харківського електротехнічного 
підприємства. 
Обрана двотрансформаторна підстанція  2КТП–1000/10/0,4 УЗ призначена 
для надійного електропостачання промислових об’єктів, має потужність 
трансформаторів 1000 кВ∙А, з захистом і автоматикою. 
Склад підстанції 2КТПЦ-1000/10/0,4-04 У3: 
– Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН). 
– Силовий трансформатор. 
– Кожух виводів силового трансформатору. 
Розподільча установка низької напруги (РУНН), що складається з 
наступного обладнання: 
– шафа вимикача робочого вводу; 
– шафа секційного вимикача; 
– шафа ліній, що відходять; 
– шафа автоматизованої конденсаторної установки; 
– шафа управління. 
5. Шинна перемичка.  
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 106 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна трансформаторна 
може бути виконана як однорядною, так і дворядною. З врахуванням 
особливостей цеху, обираємо компактне дворядне виконання. 
Для прикладу на рисунку 8.7 приведено загальний вид шафи секційного 
вимикача, на рисунку 8.8 – загальний вид шафи управління.  
 
 
 
Рисунок 8.7 – Загальний вид шафи Рисунок 8.8 – Загальний вид шафи 
секційного вимикача:  управління:  
1 – шафа секційного вимикача; 2 – відсік 1 – шафа управління; 2 – відсік збірних шин; 
збірних шин; 3 – клапан розвантаження;  3 – клапан розгрузки; відсік клемного блоку; 
4 – відсік клемного блоку; 5 - відсік 5 – відсік релейного блоку; 6 – відсік шинок 
секційного вимикача; 6 – відсік релейного управління 
блоку;  
7 – відсік шинок управління; 8 – відсік шин 
 
 
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії ТМЗ 
11 (трансформатор масляний), що виготовляється у герметичному гофробаку і не 
потребує обслуговування на протязі всього терміну експлуатації. Загальний вид 
трансформатору серії ТМЗ приведено на рисунку 8.9. 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 107 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
  
 
Рисунок 8.9 – Загальний вид трансформатору серії ТМГ 
  
 Конструкція і компоновка трансформаторної підстанції 2КТПЦ-
1000/10/0,4-04 У3 приведено на графічної частини дипломної роботи. 
Для нашого конкретного випадку обрана однорядна компоновка підстанції, 
що більш відповідає реальним умовам цеху, для якого проектується система 
План КТП наведений на аркуші 7 (Компоновка КТП) графічної частини 
випускної роботи. 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 108 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Розробка пристрою контролю товщини 
хромового покриття гідроциліндрів в процесі гальванічного осадження 
 
Вимірювання товщини металевих покриттів на феромагнітній основі 
проводиться при контролі готової продукції, в процесі гальванічного покриття, а 
також при визначенні ступеня зносу тієї або іншої деталі. Існуючі прилади для 
вимірювання товщини покриття досить складні і громіздкі. Прилад контролю 
дозволяє в будь-яких виробничих умовах визначати товщину немагнітного 
покриття без руйнування самого покриття і деталі. Товщина шару покриття, яку 
можна виміряти за допомогою цього приладу, лежить в межах від 0 до 100 мкм. 
При ретельній настройці приладу їм можна вимірювати плівки завтовшки до 500 
мкм. Живлення приладу здійснюється від мережі змінного струму. 
Принцип роботи пропонованого пристрою оснований на вимірюванні 
енергії, що накопичується в магнітному полі котушки. Застосування в даній 
конструкції мікроконтролера і РКІ індикатора дозволило створити простий, 
малогабаритний, дешевий і зручний в експлуатації прилад, що має достатньо 
високу точність вимірювань. При роботі з приладом не потрібно маніпулювати 
ніякими органами управління, досить просто настроїти вимірюваний елемент на 
потрібне значення товщини покриття, що наноситься, і дозволяє прочитувати 
значення товщини (у мкм) з індикатора HG1. 
Функціональна блок-схема пристрою контролю товщини хромового 
покриття в процесі гальванічного осадження. На рисунку 9.1 представлена 
функціональна блок-схема пристрою контролю. 
 
Рисунок 9.1 - Блок-схема пристрою контролю товщини хромового покриття 
в процесі гальванічного осадження 
 
Розроблюваний пристрій складається з таких блоків та вузлів.  
Блок живлення магнетрону А6 – призначений для перетворення мережевої 
змінної напруги 220 В у постійну стабілізовану напругу +5 В.  
Основу схеми складає мікроконтролер А3, який призначений для 
перетворення та обробки вхідного сигналу виміряної в вимірювальному блоці А2, 
підсиленому операційним підсилювачем А4 та накопиченому в буфері А1, і, далі 
– вивід виміряного значення (в мкм) на індикаторі А5, а у випадку досягнення 
товщини хромового покриття граничного значення, яке прописується у вигляді 
константи в пам‘яті мікроконтролера, - створення команди управління блоком 
комутації навантаження, який вмикає двигун, який приводить в дію механізм 
вивантаження оцинкованих виробів з гальванічної ванни.  
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 109 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Опис електричної принципової схеми пристрою контролю товщини 
хромового покриття в процесі гальванічного осадження. Принципова електрична 
схема пристрою контролю показана на рисунку 9.2.  
Працює він таким чином. Сигнал збуджуючої напруги прямокутної форми 
з виводу PB1 мікроконтролера DD2 типу ATtiny15L через три нижніх по схемі 
буферних елементи DD1 поступає на вимірювальну частину схеми. 
При зміні товщини покриттів змінюється індуктивний опір датчика L1. При 
вимірюванні індуктивності під час позитивної півхвилі струм в котушці наростає 
до значення, визначуваного номіналом резистора R1, а під час негативної - струм, 
створюваний Е.Р.С. самоіндукції через VD4 і R3 також поступає на вхід DA2.  
 
 
Рисунок 9.2 - Електрична принципова схема пристрою контролю товщини  
хромового покриття в процесі гальванічного осадження 
 
Таким чином, при постійній напрузі живлення і частоті сигналу напруга на 
виході ОП прямо пропорційна вимірюваної індуктивності. Але це справедливо 
тільки за умови, що струм в котушці повністю наростає до максимального 
значення протягом половини періоду збуджуючої напруги і набути нульового 
значення протягом іншої половини. Ці умови забезпечуються відповідним 
вибором номіналів R1...R3 і частоти збуджуючої напруги.  
Напруга, пропорційна виміряному значенню з виходу ОП через фільтр R2-
C2 подається на вбудований 10-ти розрядний АЦП мікроконтролера DD2. 
Конденсатор C1 є фільтром внутрішнього джерела опорної напруги АЦП. Три 
верхніх по схемі елементи DD1, а також VD1, VD3, C4, C3 використовуються для 
отримання напруги 5 В, необхідного для роботи ОП. Результат вимірювання 
відображається на 10-розрядному 7-сегментному РКІ HG1 типу KO-4B.  
Для підвищення точності прилад має 9 діапазонів вимірювання. Частота 
збуджуючої напруги на першому діапазоні дорівнює 800 кГц. На такій частоті 
вимірюється індуктивність до ~90 мкГн. На кожному подальшому діапазоні 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 110 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
частота знижується в 4 рази, відповідно в стільки ж раз розширюється межа 
вимірювання. На 9 діапазоні частота рівна 12 Гц, що забезпечує вимірювання 
індуктивності до ~5 Гн. Потрібний діапазон вибирається автоматично, причому 
після включення живлення вимірювання починається з 9 діапазону. В процесі 
перемикання номер діапазону відображається на індикаторі, що дозволяє 
визначити, на якій частоті проводиться вимірювання. Після вибору потрібного 
діапазону результат вимірювання в мкГн перетвориться в мікроконтролері в 
значення мкм і виводиться на індикатор. Для зручності прочитування десяті долі 
мкм відокремлюються порожнім знакомісцем, а результат округляється до 3 
значущих цифр. Світлодіод VD8 червоного кольору світіння використовується як 
стабілітрон на 1,5 В для живлення індикатора. Кнопка SB1 служить для 
програмної корекції нуля, що компенсує індуктивність клем. Резистор R12 
призначений для швидкого розряду C11 і C10 при виключенні живлення. Без 
нього повторне включення, що забезпечує коректну роботу індикатора можливо 
не раніше, чим через 10 сек, що також незручно в експлуатації.  
Для управління інерційним навантаженням часто застосовуються 
регулятори тиристорів потужності, що працюють за принципом подачі на 
навантаження декількох напівперіодів мережевої напруги з подальшою паузою. 
Перевагою таких регуляторів є те, що моменти комутації тиристорів співпадають 
з моментами переходу мережевої напруги через нуль, тому рівень радіоперешкод 
різко знижений. Крім того, такий регулятор, на відміну від регулятора з фазовим 
управлінням, не містить аналогових порогових елементів, що збільшує 
стабільність роботи і спрощує настройку. Оскільки комутація навантаження 
відбувається тільки в моменти переходу мережевої напруги через нуль, 
мінімальна порція енергії, що поступає в навантаження, дорівнює енергії, 
споживаним навантаженням за один напівперіод.  
Сигнал з порту INT0 поступає на ключ, виконаний на транзисторах VT1 і 
VT2, який служить для управління світлодіодами оптотиристорів. Коли активний 
сигнал RESET мікроконтролера, на порту присутній рівень логічної одиниці. 
Тому як активний рівень вибраний нуль.  
Для комутації навантаження використовуються два оптотиристора U1-U2, 
включені зустрічно-паралельно. Світлодіоди оптотиристорів сполучні 
послідовно. Струм світлодіодів задається резистором R18 і дорівнює приблизно 
100 мА.  
Всі деталі вимірника змонтовані на односторонній друкованій платі 
розміром 110x38 мм. Індикатор HG1 і кнопка установки нуля SB1 
встановлюються з боку монтажу і виводяться на лицьову панель. Довжина 
проводів до вхідних клем не повинна перевищувати 2...3 см. Діоди VD2, 
VD4...VD6 - високочастотна з малим падінням напруги - Д311, Д18, Д20. 
Підстроєчні резистори R3, R7, R9 малогабаритні типу СП3-19. Заміна R3 на 
дротяний резистор небажана, оскільки приведе до зниження точності 
вимірювань. DA1 140УД1208 можна замінити на якій-небудь інший ОП, що має 
ланцюг установки нуля і здатний працювати від ±5 В. Номінал ємкостей C4, C7 
зменшувати не слід. DD1 можна замінити на будь-яку КМОП мікросхему серії 
1561, 1554, 74HC, 74AC, що містить 6 інверторів, наприклад 74HC14. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 111 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Застосування ТТЛ серії 155, 555, 1533 і інших не рекомендується. 
Мікроконтролер ATtiny15L фірми ATMEL аналога не має. При роботі з 
мережевою напругою клас оптотиристорів повинен бути не нижче 6. Транзистор 
VT1 - будь-який малопотужний p-n-p. Транзистор VT2 можна замінити 
транзисторами КТ815, КТ817 з будь-якою буквою. Резистор R14 - МЛТ-0,5.  
При програмуванні мікроконтролера всі FUSE біти слід залишити за 
умовчанням: BODLEVEL=0, BODEN=1, SPIEN=0, RSTDISBL=1, CKSEL1...0=00. 
Калібрувальний байт потрібно записати в молодший байт програми за адресою 
$000F. Це забезпечить точну установку тактової частоти 1,6 МГц і, відповідно 
частоти збуджуючої напруги для вимірювальної схеми на першому діапазоні 800 
кГц. У екземплярі ATtiny15L калібрувальний байт рівний $8B. Для наладки 
необхідно підібрати декілька зразків з відомою товщиною покриття в діапазоні 
вимірювання приладу, що мають мінімальний допуск за номіналом. 
Наладку починають з установки нуля DA1, контролюючи напругу на його 
виході за допомогою тестера або мультиметра. Слід виставити цю напругу в 
межах 0...+5 мВ резистором R9. Движок резистора R7 повинен бути в середньому 
положенні. Після корекції нуля на вхід підключається зразкова котушка і 
резистором R3 виставляються необхідні показники. Ціна поділкимолодшого 
розряду 0,1 мкГн, що відповідає 10 нм. При цьому слід звернути увагу, щоб опір 
R3 був не менше 800 Ом, інакше слід зменшити номінал R1. Якщо R3 виходить 
більше 1 кОм, R1 треба збільшити. Тобто R1 і R3 повинні бути близькі за 
номіналом. Така настройка забезпечує приблизно однакову постійну часу 
"заряду" і "розряду" котушки і, відповідно, мінімальну погрішність вимірювання. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 112 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП 
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Визначення додаткових втрат в 
системах електропостачання при зниженні якості електричної енергії  
 
При рішенні задач оптимізації промислового електропостачання виникає 
необхідність у порівнюванні достатньо великої кількості варіантів. 
Багатоваріантність вирішення задач електропостачання промислових 
підприємств, існуючі суттєві відмінності між варіантами за капітальними 
вкладеннями і експлуатаційними витратами потребують техніко-економічних 
розрахунків під час проектування і експлуатації систем електропостачання. 
Варіанти схем електропостачання підприємства або окремих його вузлів в 
конкретних умовах можуть різнитися напругою живильної і розподільної мережі, 
потужністю трансформаторів та їх кількістю, конструктивним виконанням 
електричних мереж тощо. Тому прийняття найбільш раціонального рішення 
здійснюється в результаті порівнянь декількох рівноцінних за технічними 
показниками варіантів. 
За наявністю необхідних статистичних даних з аварійності 
електрообладнання та елементів мереж, тривалості й вартості їх планових і 
аварійних ремонтів в техніко-економічних розрахунках враховується вартісна 
оцінка надійності. 
Робота приймачів електричної енергії залежить від її якості. У разі зміни 
якості електричної енергії змінюється режим роботи споживачів, в результаті 
чого змінюється продуктивність виробничих механізмів, що може викликати 
зниження рівня якості продукції аж до її браку. Зниження показників якості 
електричної енергії пов’язано з додатковими втратами потужності і енергії, що 
повинно враховуватися при техніко-економічних розрахунках. 
Трансформаційні процеси в економіці України і функціонування 
вітчизняної енергетики в ринкових умовах господарювання спричиняють 
необхідність застосування нових методів техніко-економічних розрахунків, які б 
враховували інвестування в технічні рішення, річні витрати, прибуток під час 
впровадження різних технічних рішень тощо. 
Техніко-економічні розрахунки необхідні на етапах проектування та 
експлуатації систем електропостачання, складання перспективного плану 
розвитку електричної мережі чи електроенергетичної системи, техніко-
економічного обґрунтування варіантів спорудження чи реконструкції об’єктів, 
суттєвого покращення якостей окремих типів обладнання електропередачі та 
устаткування підстанцій. 
Розрахунки такого роду необхідні також при реконструкції діючих систем 
електропостачання та обґрунтуванні доцільності впровадження 
енергозберігаючих заходів та проектів. 
Техніко-економічні розрахунки виконуються при виборі: 
- найбільш раціональної схеми електропостачання цехів та 
підприємства у цілому; 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 113 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
- економічно обґрунтованої кількості, потужності і режиму роботи 
трансформаторів як цехової, так і головної понижуючої підстанцій 
підприємства; 
- раціональних напруг у системі зовнішнього і внутрішнього 
електропостачання підприємства; 
- економічно доцільних засобів компенсації реактивної потужності і 
місця розташування компенсуючих установок; 
- електричних апаратів, ізоляторів і струмоведучих частин; 
- перерізу проводів, шин, кабелів у залежності від технічних та 
економічних чинників; 
- доцільної потужності власних електростанцій і генераторних 
установок. 
Основною метою техніко-економічних розрахунків є визначення 
оптимального варіанту схеми, параметрів мережі і її елементів. Критерієм 
оптимальності обраного варіанту служить рівень приведених річних витрат. 
При техніко-економічних розрахунках систем промислового 
електропостачання слід дотримуватися наступних умов порівнянності варіантів: 
1) технічних, за якими можуть зрівнюватися тільки взаємозамінні 
варіанти при оптимальних режимах роботи і оптимальних параметрах, що 
характеризують кожен варіант, що розглядається; 
2) економічних, за якими розрахунок варіантів, що зрівнюються, 
ведеться стосовно до однакового рівня цін. 
Кожен з отриманих варіантів повинен відповідати вимогам, що 
пред’являються до систем електропостачання. 
При проектуванні електропостачання обирають найбільш доцільний 
варіант виконання системи на основі всебічного аналізу технічних і економічних 
показників. 
До технічних показників відносяться надійність, зручність експлуатації, 
тривалість спорудження, об’єм поточних і капітальних ремонтів, рівень 
автоматизації і т. інш. 
Основними економічними показниками є капітальні вкладення та щорічні 
експлуатаційні витрати. 
Економічні (вартісні) показники у більшості випадків є вирішальними при 
техніко-економічних розрахунків. Але, якщо розглянуті варіанти рівнозначні, 
перевагу віддають кращому у технічному відношенню варіанту.  
Тема: « Додаткові втрати в системах електропостачання при зниженні 
якості електричної енергії».  
Вихідні дані. Визначити додаткову втрату потужності у високовольтній 
лінії зі струмом I  200 А і опором лінії R 10 Ом при показниках несиметрії і 
несинусоїдності (у відносних одиницях): u  0,0521,  U5  0,0905,  U7  0,0736,  
U11  0,0425,  U13  0,0212.  
Розв’язок.  
У разі зниження рівня якості електричної енергії відбувається збільшення 
активного опору струмам вищих гармонік і зростання втрат, а також поява 
додаткових втрат при виникненні струмів зворотної послідовності. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 114 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Для асинхронних двигунів додаткові втрати активної потужності 
визначають виразом 
 
  U2 
Pа.д  к  2 
ад 2,41 U  2  Pном ,   (10.1) 
 2    
 
де U  – коефіцієнт несиметрії напруг, що дорівнює відношенню напруги 
зворотної послідовності до номінальної; 
  – номер вищої гармоніки; 
U  – відношення напруги –ї гармоніки до номінальної; 
Pном  – номінальна активна потужність двигуна; 
кад  – коефіцієнт додаткових втрат при несиметричній і несинусоїдній 
напрузі. 
Значення коефіцієнта кад  визначається залежно від потужності двигуна: до 
5 кВт – від 4,0 до 3,0; від 5 до 100 кВт – від 3,0 до 1,0; більше 100 кВт – від 1,0 до 
0,4. 
Для кожного діапазону визначають сумарну потужність двигунів і середнє 
значення кад , а потім кад  для сумарної номінальної потужності всіх асинхронних 
двигунів 
 
Рн1 Рн2 Р
к  к  к  к н3
ад ад1 Р ад2 Р ад3 . 
н н Рн
 
Додаткові втрати від несиметрії напруг для синхронних машин визначають 
виразом 
Р 2
с.м.  кс.м.  U Рном ,    (10.2) 
 
де кс.м.  – коефіцієнт додаткових втрат (для двигунів і генераторів з 
заспокійливою обмоткою кс.м.  0,681 і без заспокійливої обмотки – 0,273; для 
генераторів і синхронних компенсаторів кс.м. 1,856  і 1,31 відповідно). 
Додаткові втрати в синхронних машинах від несинусоїдності напруги 
мають вираз 

  U2
Рс.м.  кс.м. Р

ном  ,                                       (10.3) 
2   
 
де кс.м.  дорівнює для явнополюсних двигунів і генераторів з заспокійливою 
обмоткою 1,121 і без заспокійливої обмотки – 0,403; для генераторів і синхронних 
компенсаторів – 1,767 і 1,947 відповідно. 
Додаткові втрати від несиметрії і несинусоїдності напруг в силових 
конденсаторах визначають виразом 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 115 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
2 2 Рдод  Qном  tg U   U  ,                               (10.4) 
 2 
 
де Qном  – номінальна реактивна потужність конденсаторної 
установки; 
tg  – тангенс кута втрат на основній частоті. 
Додаткові втрати в трансформаторах, у разі несиметрії напруг і обумовлені 
вищими гармоніками, визначають відповідно виразами 
 
2  Р 
Ртр  U Р м
0   ,     (10.5) 
 U2
кз 
 

 2 Р  1 0,052
Ртр  Р0  U м 2
  0,607   U , (10.6) 
2
2 Uкз 2  
 
де Р0 , Рм  – втрати холостого ходу і під навантаженням в симетричному 
номінальному режимі; 
Uкз  – напруга к.з., відн. од. 
Невідповідність показників якості електричної енергії нормативним 
значенням викликає додаткові втрати електроенергії в лініях електропередачі. 
Втрати потужності в лініях пропорційні квадрату струму (обернено 
пропорційні квадрату напруги). Загальні втрати потужності у разі відхилення 
напруги можуть бути визначені за виразом 
 
2
P  P  
100 
ном  , 
100  V 

 
де Pном  – втрата потужності при номінальній напрузі, кВт; 
V  – відхилення напруги від номінального значення, %. 
Таким чином, для зменшення втрат в лініях електропередачі доцільно 
підвищувати напругу. 
Для ліній електропередачі при коливаннях напруги і зміні частоти має місце 
незначне збільшення втрат, яким можна знехтувати. 
Додаткові втрати потужності в лініях електропередач, що викликані 
несиметрією і несинусоїдністю, визначають за виразом 
 
  
Pл дод  3  І
2
1  3  І2
2 1,41    І2 3
  R 10  Pл ,  
 2 
 
де I1, I2  – діюче значення струмів прямої і зворотної послідовності; 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 116 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
I  – діюче значення струму v–ї гармоніки;  
R  – опір фази лінії; 
Pл  – втрати потужності в лінії при проходженні симетричних синусоїдних 
струмів, кВт. 
Можна прийняти Pл  3  I2 R 103
1 , тоді вищенаведений вираз набере 
вигляду 
 
 
2 2 
P 3
л дод  3  І2 1,41    І  R 10 . 
 2 
 
Заходи щодо підвищення якості електричної енергії приводять до зниження 
втрат потужності в лініях: 
– шляхом симетрування струмів навантажень фаз: 
 

P  R 103
л.c  I2
in  I2
ik  , 
2
 
де Iin , Iik  – струмові навантаження фаз до і після симетрування; 
– шляхом зниження струмів зворотної послідовності I2n , I2k  
 
Pл.o  3 R 103  I2
2n  I2
2k  ; 
 
– шляхом зниження струмів і напруги вищих гармонік 
 

P 3
л.г  R 10   I2 2
n  Ik  , 
2
 
де   – коефіцієнт. 
Вводячи допущення, що струми зворотної і нульової послідовності 
пропорційні відповідним напругам, можна записати 
 
I2  u  I;   I  U  I,  
 
U
де u 
2  – коефіцієнт несиметрії напруги; 
Uном
U2  – напруга зворотної послідовності; 
U  – відносне значення модуля напруги v–ї гармоніки на затискачах 
споживача. 
Тоді вираз додаткових втрат потужності в лінії набере вигляду 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 117 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
  
Pл дод  3  
2
u 1,41   U2
  2 3
  I R 10 .  
 2 
 
Pл дод  [3 0,5212 1,41  
( 5 0,09052  7 0,07362  110,04252  13 0,02122 )]  
2002 10 103 16,1кВт. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 118 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
11 ОХОРОНА ПРАЦІ 
 
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають в приміщенні  
проектно-технічного відділу  
 
В даній роботі проводиться розробка системи електропостачання заводу з 
виготовлення гідравлічних систем. Ці роботи пов’язані з опрацюванням великої 
кількості матеріалу, вивчення аналогічних проектів, проведенням математичних 
розрахунків, створення схем та креслень, що потребує  використання сучасної 
комп’ютерної техніки. 
Подібні дослідження проводяться працівниками проектно-технічному 
відділу. Приміщення відділу має наступні геометричні розмірами: довжина 8 м, 
ширина 5 м та висота 3 м. Площа всього приміщення складає 40 м2, а об’єм - 120 
м3. В приміщенні працюють чотири працівника, тому на одного працюючого 
припадає 10 м2 площі та 30 м3 об’єму, що відповідає вимогам ДСанПіН 3.3.2.-007-
98, відповідно до яких площа, виділена для одного робочого місця з ПК, повинна 
складати не менше 6 м2, а об’єм - не менше 20 м3. 
Висота робочої поверхні робочого столу працівника становить 70 cм, а 
ширина і глибина - 115 і 80 cм відповідно, що дозволяє розташувати дисплей на 
оптимальній відстані від очей користувача, що становить 60-70 см. Робочий 
стілець підйомно-поворотний, поверхня сидіння м'яка, що дозволяє уникнути 
передавлення судин на ногах. Висота поверхні сидіння регулюється в межах 40-
50 см. Отже, організація робочого місця повністю задовольняє ергономічним 
вимогам ДСТУ 8604:2015. 
Мікроклімат виробничих приміщень - це сукупність параметрів повітря у 
виробничому приміщенні, які діють на людину у процесі праці, на її робочому 
місці, у робочій зоні. Фізичне навантаження працівників відділу слід віднести до 
категорії  Ιа, оскільки робота здійснюється сидячи та без фізичної напруги. До 
параметрів мікроклімату відноситься температура повітря, відносна вологість 
повітря та швидкість руху повітря. 
Параметри температури, відносної вологості і швидкості руху повітря 
нормуються в комплексі. Нормативне значення залежить від категорії важкості 
робіт та від періоду року. 
Розрізняють два періоди року: холодний - середньодобова температура 
зовнішнього повітря +10°С і нижче, теплий - середньодобова температура 
зовнішнього повітря понад +10°С. 
Основним нормативним документом, що визначає параметри мікроклімату 
виробничих приміщень є ДСН 3.3.6.042-99. Вказані параметри нормуються для 
робочої зони - простору, обмеженого по висоті 2 м над рівнем підлоги чи 
майданчика, на якому знаходяться робочі місця постійного або непостійного 
(тимчасового) перебування працівників.  
Основна роль у підтриманні оптимального теплового стану відводиться 
терморегуляції, тобто процесам утворення тепла і віддачі тепла в зовнішнє 
середовище, спрямованих на забезпечення термостабільності організму, тобто 
підтримка внутрішньої температури тіла на постійному рівні. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 119 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Отже, для того щоб визначити, чи відповідає повітряне середовище даного 
приміщення встановленим нормам, необхідно кількісно оцінити кожний його 
параметр. Нормативні параметри мікроклімату для категорії Іа наведені в таблиці 
11.1.  
 
Таблиця 11.1 - Нормативні параметри мікроклімату для категорії роботи Iа 
Температура, Відносна 
Швидкість руху 
Період  Категорія  вологість, 
С повітря,  м/с 
року роботи % 
Опт. Доп. Опт. Опт. Допуст. 
Холодний Iа 22-24 21-25 40-60 0,1  0,1 
Теплий Iа 23-25 22-28 40-60 0,1 0,1-0,2 
 
В таблиці 11.2 наведені фактичні параметри мікроклімату приміщення. 
 
Таблиця 11.2 - Фактичні значення параметрів мікроклімату  
Теплий період Холодний період 
Показник 
року року 
Температури повітря, С 24 23 
Відносна вологість повітря,% 55 52 
Швидкість руху повітря, м/с 0,1 0,1 
 
Отже, наведені фактичні значення мікроклімату задовольняють вимогам 
ДСН 3.3.6.042-99. 
Для підтримки оптимальної температури в теплий період року в 
приміщенні відділу використовується 1 кондиціонер типу DELFA ADW-07C.  
В холодний період року в приміщенні використовується система 
центрального водяного опалення. Для забезпечення оптимальної температури в 
холодний період року додатково використовуються 1 електричний обігрівач типу 
Tiberis Classik. 
Серед чинників зовнішнього середовища, що впливають на організм 
людини в процесі праці, світло посідає одне з перших місць. Адже відомо, що 
майже 90 % усієї інформації про довкілля людина одержує через органи зору. 
Підчас здійснення будь-якої трудової діяльності втомлюваність очей, в 
основному, залежить від напруженості процесів, що супроводжують зорове 
сприйняття. 
Світло впливає не лише на функцію органів зору, а й на діяльність 
організму в цілому. У разі поганого освітлення людина швидко втомлюється, 
працює менш продуктивно, зростає потенційна небезпека помилкових дій і 
нещасних випадків. 
Для створення оптимальних умов зорової роботи слід ураховувати не лише 
кількість та якість освітлення, а й кольорове оточення. Так, при світлому 
пофарбуванні інтер'єру завдяки збільшенню кількості відбитого світла рівень 
освітленості підвищується на 20-40% (при тій же потужності джерел світла), 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 120 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
різкість тіней зменшується, покращується рівномірність освітлення. При 
надмірній яскравості джерел світла та предметів, що знаходяться у полі зору, 
може статися засліплення працівника. Нерівномірність освітлення та неоднакова 
яскравість навколишніх предметів призводять до частої преадаптації очей під час 
виконання роботи і, як наслідок цього, до швидкого втомлення органів зору. Тому 
поверхні, що добре освітлюються і перебувають у полі зору, краще фарбувати в 
кольори середньої світлості, коефіцієнт відбиття яких знаходиться в межах 0,3-
0,6; бажано, щоб вони мали матову або напівматову поверхню. 
Освітлення робочого приміщення нормується згідно ДБН В.2.5-28-2018 
«Природне і штучне освітлення». Усі робочі місця працівників розташовані біля 
вікна таким чином, щоб світло падало на робоче місце з лівого або правого боку. 
Природне освітлення здійснюється через 2 вікна розмірами 1,4×2,06 м, 
загальною площею - 5,8 м2. З метою розсіювання прямих сонячних променів, на 
вікнах  висять штори. Робота працівника відповідає розряду - ІІг, тобто дуже 
точній зоровій праці. Нормативне значення КПО ен=1,5 %, а фактичне значення-
29-32 %,  що відповідає ДБН В.2.5-28-2018. 
Штучне освітлення приміщення здійснюється 4 растровими світильниками 
Lumen ЛВО-02У-418, кожен з яких має 4 люмінесцентні лампи типу T8. 
Фактичне значення величини штучного освітлення відділу становить 410 
лк., а нормативне значення - 400 лк. Отже, система штучного освітлення 
відповідає вимогам ДБН В.2.5-28-2018 «Природне і штучне освітлення». 
Шум - це хаотична сукупність різних за силою і частотою звуків, що 
заважають сприйняттю корисних сигналів. Під шумом розуміють усі неприємні 
та небажані звуки (їх сукупність), які заважають нормально працювати, 
сприймати потрібні звуки, відпочивати. Шум несприятливо впливає на людину і 
може спричинити хворобливі наслідки: з'являються симптоми перевтоми, 
послаблюється увага, підвищується нервова збудливість, знижується 
працездатність, порушується робота шлунково-кишкового тракту. Шум - це одна 
з форм фізичного (хвильового) забруднення природного середовища, адаптація 
до якого організму людини практично не можлива. 
В приміщенні основним джерелом шуму являються вентилятори системних 
блоків ПК. Згідно вимог ДСН 3.3.6.037-99 «Державні санітарні норми 
виробничого шуму, ультразвуку та інфразвуку» нормативне значення 
еквівалентного рівня шуму становить 50 дБА. Шум від вентиляторів становить - 
40-44 дБА, а отже відповідає нормативним вимогам. 
Категорія приміщення проектно-технічного відділу за вибухопоже-
жонебезпечністю відповідає типу В (пожежонебезпечна), а клас пожежі - Е 
(горіння установок і обладнання, які знаходяться під напругою), А2 (горіння 
твердих матеріалів яке не супроводжується тлінням), що відповідає ДСТУ Б 
В.1.1-36:2016. 
В приміщенні знаходяться 1 переносний вуглекислотний вогнегасник ВВК-
5, який використовуються для гасіння легкозаймистих та  горючих рідин, твердих 
горючих речовин та матеріалів, електропроводок, що не відповідає Правилам 
експлуатації вогнегасників, згідно яких на кожні 20 м2, площі приміщення 
повинен припадати 1 вогнегасник. 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 121 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Для того, щоб уникнути нещасних випадків на робочому місці в установі 
складені та проведені інструктажі з охорони праці та техніки електробезпеки 
працівників (вступний, первинний, повторний, позаплановий, цільовий), 
відповідно НПАОП 0.00-4.12-05. 
Працівники проектно-технічного відділу проходять медогляд один раз на 
два роки, що відповідає вимогам документу «Порядок проведення медичних 
оглядів працівників певних категорій», затверджений наказом Міністерства 
охорони здоров'я України від 21.05.2007 р. № 246. 
Отже, аналіз умов праці робітників проектно-технічного відділу показав, 
що всі фактори виробничого середовища, відповідають своїм нормативним 
значенням але необхідно розробити та впровадити систему протипожежних 
заходів для зменшення імовірності виникнення пожежі на підприємстві.  
 
11.2 Розробка протипожежних заходів на підприємстві 
 
Забезпечення пожежної безпеки підприємств, як об’єктів з масовим 
перебуванням людей, є важливим завданням органів державного пожежного 
нагляду. Як показує практика незважаючи на заходи, що приймаються 
керівниками цих установ, протипожежний захист залишається на низькому рівні. 
Отже, можна запропонувати такі заходи, щодо уникнення пожежних 
ситуацій: 
1) організувати навчання працівників правилам пожежної безпеки, 
спрямованих на запобігання пожежам, забезпечення безпеки людей,  зниження 
можливих майнових втрат і зменшення негативних  екологічних наслідків у разі 
виникнення пожеж,  створення  умов  для  швидкого виклику пожежних 
підрозділів та успішного гасіння пожеж; 
2) розробити і вивісити на видних місцях плани евакуації людей, який 
встановлює обов'язки і дії працівників закладів і установ на випадок виникнення 
пожежі; 
3) ознайомити всіх працівників з порядком оповіщення людей про пожежу, 
для запобігання надзвичайних ситуацій; 
4) працівники об’єкта мають бути ознайомлені з вимогами 
протипожежного режиму на протипожежних інструктажах із записом у журналі 
з зазначенням особистого підпису;  
5) визначити і обладнати місця для паління, за для запобігання виникнення 
пожежі; 
6) двері горищ, підвальних приміщень, технічних поверхів, венткамер, 
електрощитових слід утримувати зачиненими. На дверях цих приміщень повинно 
бути вказане місце знаходження ключів; 
7) обладнати сходові марші евакуаційним освітленням, щоб при виникненні 
пожежі працівники могли бачити дорогу до виходу; 
8) влаштувати систему вентиляції вогнезатримуючими клапанами в місцях 
приєднання поверхових повітроводів до вертикального колектору, для затримки 
потрапляння вогню до приміщення; 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 122 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
9) вогнегасники в місцях розміщення не повинні створювати перешкоди під 
час евакуації людей. Переносні вогнегасники слід розміщувати шляхом 
навішування за допомогою кронштейнів на вертикальні конструкції на висоті не 
більше 1,5 м від рівня підлоги до нижнього торця вогнегасника і на відстані від 
дверей, достатній для їх повного відчинення, або встановлювати у пожежні шафи 
поруч з пожежними кранами на пожежні щити та стенди, підставки чи спеціальні 
тумби; 
10) у разі пожежі ліфти й підйомники повинні опускатися на перший поверх 
автоматично, відчинятися й відключатися, для безпеки працівників. 
Будівля підприємства відноситься до першого класу відповідальності та 
другого (II) ступеню вогнестійкості. 
З першого поверху підприємства необхідно, щоб було чотири 
розосереджених евакуаційних виходи, що відповідає вимогам ДБН В.1.1-7-2016. 
Сходові клітини повинні сполучаються коридорами через протипожежні 
тамбур-шлюзи 1-го типу з натиском повітря 20 Па. В ці сходові клітини 
забезпечується натиск повітря при пожежі - 40 Па, влаштовується евакуаційне 
аварійне освітлення з автономними елементами живлення. Дверні пройми 
протипожежних тамбур-шлюзів з боку коридорів, та самі тамбур-шлюзи 
захищаються спринклерними водяними завісами, що відповідає вимогам ДБН 
В.1.1-7-2016.  
На поверхах в коридорі необхідно, щоб були встановлені перегородки з 
протипожежними дверима з межею вогнестійкості 35 хвилин, що відповідає 
вимогам ДБН В.2.2-9-2009. 
Для забезпечення безперебійної подачі води на господарсько-побутові та 
протипожежні потреби необхідно обладнати два вводи водопроводу, з міської 
водопровідної системи. 
Пожежні шафи на пожежних стояках повинні обладнуватись пожежними 
кранами діаметром 50 м, рукавами довжиною 20 м та пожежними стволами, в 
пожежних шафах також передбачається розміщення не менше двох 
вогнегасників, відповідно до вимог Правил експлуатації вогнегасників. 
Відповідно до вимог ДБН В.2.5-56-2014 необхідно, щоб була звукова та 
світлова сигналізація пуску пожежних насосів на пульті пожежної та охоронної 
сигналізації. Також необхідно, щоб була встановлена автоматична установка 
пожежної сигналізації призначена для виявлення пожежі та оповіщення 
обслуговуючого персоналу про її виникнення, а також відключення вентиляції та 
включення сповіщувачів загальної евакуації. 
Так, як проектно-технічний відділ знаходиться на третьому поверсі 
необхідно розробити план евакуації (Рис.11.1). 
Під час евакуації на шляху виведення людей не повинно бути пандусів з 
крутизною підйому більшою за 1/5 гвинтових сходів, порогів та інших перешкод, 
які можуть спричинити падіння людей. 
Двері, ворота і проходи вважаються евакуаційними, якщо вони ведуть з 
приміщень: 
а) першого поверху назовні безпосередньо або через коридор, вестибюль, 
сходову клітку; 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 123 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
б) будь-якого поверху, крім першого, в коридор або прохід до сходової 
клітки або в сходову клітку, що має вихід безпосередньо назовні або через 
вестибюль, відділений від коридорів перегородками з дверима; 
в) в сусідні приміщення на тому ж поверсі, що забезпечені вищеназваними 
виходами. 
 
 
Рисунок 11.1– План евакуації працівників з третього поверху будівлі 
підприємства 
 
Евакуаційних виходів з допоміжних будівель або приміщень повинно бути 
не менше двох. 
Ширина маршів і площадок на сходах, коридорів, переходів між будівлями, 
проходів і дверей для евакуації людей повинна відповідати розрахункам, але не 
бути меншою від таких величин, м: (маршів і майданчиків сходів - 1,2; коридорів 
і переходів між будівлями - 1,0; проходів - 1,4; дверей - 0,8) 
Ширина зовнішніх дверей на сходових клітках не повинна бути меншою від 
ширини маршу сходів, а сходових маршів і площадок на сходах - не більше 2,4 м. 
На підприємстві необхідно, щоб була встановлена припливно-витяжна 
вентиляція з механічним та природним спонуканням. Кондиціювання повітря 
відділів передбачає приготування санітарної норми зовнішнього повітря 100 
м3/год на один відділ в центральних кондиціонерах розташованих на горищі 
будівлі та працюючих по прямоточній схемі. 
Витяжка з відділів виконується із санвузлів витяжними системами з 
механічним збудженням в об’ємі 80 м3/год на один відділ, що відповідає ДБН В 
2.5.67-2013. 
В проектно-технічному відділі необхідно, щоб було 2 переносних 
вуглекислотних вогнегасника ВВК-5 (при використанні яких слід пам’ятати, що 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 124 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
при гасінні пожежі в приміщенні необхідно враховувати можливість зниження 
вмісту кисню в повітрі приміщення нижче граничнодопустимого значення), які 
використовуються для гасіння легкозаймистих та  горючих рідин, твердих 
горючих речовин та матеріалів, електропроводок, що знаходяться під напругою 
до 1000 В (Рис. 11.2), що відповідає Правилам експлуатації вогнегасників. 
Необхідно використовувати саме ці вогнегасники оскільки, вони дуже надійні в 
експлуатації, мають миттєву готовність і не потребують техобслуговування 
(розраховані на 10 років з моменту виготовлення), їх рекомендується 
використовувати в офісних приміщеннях чи електроустановках напругою до 1 кВ. 
Вогнегасники розміщують шляхом навішування за допомогою кронштейнів на 
вертикальні конструкції на висоті не більше 1,5 м від рівня підлоги до нижнього 
торця вогнегасника і на відстані від дверей, достатній для їх повного відчинення. 
 
Рисунок 11.2 – Загальний вигляд вуглекислотного вогнегасника ВВК-5 
 
Для попередження пожеж в приміщенні необхідно розмістити звукову 
систему оповіщення та 4 димових пожежних сповіщувача ІП-212-83 (Рис.11.3), 
відповідно ДБН В.2.5.56-2014. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Рисунок 11.3 – Загальний вигляд пожежного оповісника ИП-212-83 
 
ІП 212-83 – це адресний димовий сповіщувач або пожежний димовий 
оптико-електронний адресно-аналоговий сповіщувач, який призначений для 
раннього виявлення диму в приміщенні під захистом, підключається до 
двохдротового шлейфу адресного приймально-контрольного приладу A1SFE2 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 125 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
охоронно-пожежної сигналізації з керуванням пожежогасінням, димовидаленням 
і адресним оповіщенням (Рис.11.4). 
Технічні характеристики ІП 212-83: 
- чутливість: 0,05-0,2 дБ/м; 
- струм, що споживається у звичайному режимі: 0,31 мА; 
- площа, що контролюється: 70 м² 
- висота установки: до 6 м; 
- температурний режим: від -10°С до +55°С 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Рисунок 11.4 - Прилад приймально-контрольний охоронно-пожежний 
A1SFE2 
 
Таблиця 11.3 – Технічні характеристики A1SFE2: 
Кількість адрес в адресній шині 64 
Тип ідентифікаторів iButton, Proximity-карти, PIN-коди 
Кількість реакцій 96 
Кількість ключів/подій 4000 
Напруга живлення 12 В 
Протокол зв’язку з контролером LBUS 
Блок живлення APS1 
Габаритні розміри 95 х 90 х 48 мм 
Маса пристрою 250 г 
Корпус ABS пластик 
 
Отже, провівши аналіз протипожежного стану було виявлено, що на 
підприємстві дотримуються не всіх вимог техніки безпеки. Тому для того, щоб 
попередити можливі наслідки пожежі були запропоновані заходи покращення 
протипожежного режиму на об’єкті.  
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 126 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Пожежна безпека повинна забезпечуватися шляхом проведення 
організаційних, технічних та інших заходів, спрямованих на попередження 
пожеж, забезпечення безпеки людей, зниження можливих майнових втрат і 
зменшення негативних екологічних наслідків у разі їх виникнення, створення 
умов для швидкого виклику пожежних підрозділів та успішного гасіння пожеж. 
Забезпечення пожежної безпеки є складовою частиною виробничої або 
іншої діяльності посадових осіб, працівників підприємств та підприємців. Це 
повинно бути відображено у трудових договорах (контрактах) та статутах 
підприємств. 
Керівник підприємства повинен визначити обов’язки посадових осіб (у 
тому числі заступників керівника), щодо забезпечення пожежної безпеки, 
призначити відповідальних за пожежну безпеку окремих будівель, споруд, 
приміщень, дільниць тощо, технологічного та інженерного устаткування, а також 
за утримання і експлуатацію технічних засобів протипожежного захисту. 
Обов’язки щодо забезпечення пожежної безпеки, утримання та експлуатації 
засобів протипожежного захисту мають бути відображені у відповідних 
посадових документах (функціональних обов’язках, інструкціях, положеннях 
тощо). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 127 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ 
 
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та 
доповнене. – Х.: , 2017. – 736 с. 
2. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт України. 
Характеристики напруги електропостачання в електричних мережах 
загальної призначеності. 
3. Електропостачання промислових підприємств. Посібник для курсового та 
дипломного проектування / Шестеренко В.Є., Шестеренко О.В. – Київ, 2013. 
– 424 с. 
4. Електропостачання промислових підприємств : Підручник для студентів 
електромеханічних спеціальностей / В.І. Мілих, Т.П. Павленко. – Харків : 
ФОП Панов А. М., 2016. – 272 с. 
5. Бурбело М.Й., Бірюков О.О., Мельничук Л.М. Системи електропостачання. 
Елементи теорії та приклади розрахунків. Вінниця: ВНТУ, 2011. 204 с. 
6. Коліушко Д. Г. Проєктування систем електропостачання промислових 
підприємств: навч.-метод. посібник до виконання курсового проєкту за 
курсом "Електропостачання промислових підприємств та енергозбереження": 
для студентів дистанц. форми навчання за спец.141– Електроенергетика, 
електротехніка та електромеханіка за освітньою програмою 03 
"Електропривід, мехатроніка та робототехніка" / Д. Г. Коліушко, Л. В. 
Асмолова ; Нац. техн. ун-т "Харків. політехн. ін-т". – Харків: ПромАрт, 2021. 
– 96 с. 
7. Споживачі електричної енергії. Електричне освітлення : навч. посіб. / О. І. 
Соловей, А. В. Чернявський, О. О. Ситник, В. Ф. Ткаченко, Г. В. Курбака ; за 
ред. Солов’я О. І.; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. – 
Черкаси : ФОП Гордієнко Є.І., 2018. – 132 с. 
8. СОУ-Н ЕЕ 20.178:2008. Схеми принципові електричні розподільчих 
установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних підстанцій. 
9. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проектування систем 
електропостачання промислових підприємств. 
10. СОУ-Н МПЕ 40.1.20.510:2006 Методика визначення економічно доцільних 
обсягів компенсації реактивної енергії, яка перетікає між електричними 
мережами електропередавальної організації та споживача. 
11. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для вузів. / Г.Г. 
Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. – Дніпропетровськ, 
2002. – 597 с. 
12. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015 «Настанова з проектування систем 
електропостачання промислових підприємств». 
13. Букович Н. В. Розрахунок струмів короткого замикання електроенергетичних 
систем. Львів : Вища шк., 2008. 248 с. 
14. Зорін В.В., Штогрин Є.А., Буйний Р.О. Електричні мережі та системи. Ніжин: 
Аспект-Поліграф, 2011. 224 с. 
15. Струми короткого замикання у трифазних системах змінного струму. Ч. 0. 
Обчислення сили струму (ІЕС 60909- 0:2001, IDТ). Видання офіційне. Київ: 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 128 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Держспоживстандарт України, 2009. 51 с. 
16. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра для 
здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141 
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм навчання 
[Електронний ресурс] / [Упоряд. : Ситник О.О., Яценко І.В., Ключка К. М., 
Самойлик О.В.] ; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. – 
Черкаси : ЧДТУ, 2022. – 98 с. 
17. Соловей О.І. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання 
промислових підприємств / О.І. Соловей, О.О. Ситник, В.П. Розен, В.В. 
Демиденко, Г.В. Курбака, А.В. Чернявський та С.М. Мильніченко // Черкаси: 
ЧДТУ, 2012, с. 247. 
18. Методичні вказівки до виконання розділу «Охорона праці» в дипломних 
проектах (випускних роботах) бакалаврів /Укл.: В.І.Биков, О.С.Кожем’якін, 
В.Л.Цікановський, С.В.Ротте – Черкаси: ЧДТУ, 2014. – 33 с. 
 
Арк. 
 ЧДТУ А1 20016 49/04 ПЗ 129 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Репозиторій ЧДТУ
