Електропостачання заводу з виготовлення конвеєрних компонентів та механізмів

Ялинський, Олександр Леонідович
Будь ласка, використовуйте цей ідентифікатор, щоб цитувати або посилатися на цей матеріал: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5760
Повний запис метаданих
Поле DC	Значення	Мова
dc.contributor.advisor	Протасов, Сергій Юрійович	-
dc.contributor.author	Ялинський, Олександр Леонідович	-
dc.date.accessioned	2025-06-25T12:12:24Z	-
dc.date.available	2025-06-25T12:12:24Z	-
dc.date.issued	2024-06	-
dc.identifier.uri	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5760	-
dc.description.abstract	У даній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проєктування електропостачання заводу з виготовлення конвеєрних компонентів та механізмів. Проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. Кваліфікаційна робота бакалавра виконана у відповідності до вимог методичних рекомендацій з використанням сучасної довідкової літератури, всі розрахунки та креслення електричної частини відповідають вимогам ДСТУ та ЄСКД.	uk_UA
dc.language.iso	uk	uk_UA
dc.subject	електропостачання	uk_UA
dc.subject	розрахунок електричних навантажень	uk_UA
dc.subject	компенсація реактивної потужності	uk_UA
dc.subject	релейний захист та автоматика	uk_UA
dc.title	Електропостачання заводу з виготовлення конвеєрних компонентів та механізмів	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
Ялинський_Кваліфікаційна робота.pdf Restricted Access		2.08 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
 
ВСТУП 
 
В сучасному світі, де промисловість є важливим каталізатором 
економічного розвитку, раціонально спроектована система електропостачання 
для промислових підприємств відіграє надзвичайно важливу роль у 
забезпеченні стабільності та ефективності їхньої діяльності. 
Електропостачання вважається життєво важливим елементом інфраструктури 
будь-якого промислового підприємства, оскільки воно забезпечує живильну 
силу для виробничих процесів, освітлення, системи кондиціювання повітря та 
багато іншого. 
Раціонально спроектована система електропостачання є ключовим 
чинником для забезпечення безперебійності виробничих процесів, 
підвищення продуктивності та зниження витрат на електроенергію. Вона 
повинна бути адаптована до конкретних потреб та характеристик 
підприємства, забезпечуючи оптимальний баланс між ефективністю, 
надійністю та економічністю. 
У цьому висвітленні ми розглянемо ключові аспекти раціонального 
проектування сучасних систем електропостачання для промислових 
підприємств, від стратегічного планування до впровадження передових 
технологій, з метою підвищення конкурентоспроможності та створення 
стійких умов для успішного функціонування в сучасному бізнес-середовищі. 
Вдосконалення сучасних систем електропостачання промислових 
підприємств є процесом постійної оптимізації, який враховує широкий спектр 
факторів, включаючи технічні можливості, енергоефективність, екологічні 
аспекти та вимоги щодо безпеки. Завдяки постійному розвитку технологій і 
підходів до управління електропостачанням, підприємства мають можливість 
вдосконалювати свої системи з метою підвищення ефективності виробництва 
і зниження витрат. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
       Арк. 
                ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І 
ТЕРМІНІВ 
 
ПУЕ – правила улаштування установок 
СЕП ПП – система електропостачання промислового підприємства  
ЕП – електроприймачі 
ЕН − електричні навантаження  
ВН – вища напруга 
НН – нижча напруга 
НБК − низьковольтні батареї конденсаторів  
ГПП – головна понижуюча підстанція 
ПГУ – підстанції глибокого уводу  
РП – розподільчий пункт 
РУ – розподільча (розподільна) установка  
ДЖ – джерело живлення 
КЛ − кабельна лінія 
ПЛ – повітряна лінія електропередавання  
ЦЕН – центр електричних навантажень 
ЛЕП – лінія електропередавання 
ТЕР – техніко-економічні розрахунки  
КЗ – коротке замикання 
ТП − трансформаторна підстанція  
ПРА – пускорегулююча апаратура  
ПС − підстанція 
КТП – комплектна трансформаторна підстанція  
РУНН − розподільча установка низької напруги  
РУВН − розподільча установка високої напруги  
СН – середня напруга 
ЩТП − щоглова трансформаторна підстанція  
ОПН – обмежувач перенапруг нелінійний 
КЗО – камера закрита з одностороннім обслуговуванням  
КРУ − комплектна розподільча установка 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
       Арк. 
                ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
1. УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ 
  
Системою електропостачання (СЕП) називають сукупність 
взаємопов’язаних електроустановок, призначених для забезпечення 
споживачів електричною енергією. 
Раціонально виконана сучасна система електропостачання промислового 
підприємства повинна задовольняти технічним і економічним вимогам, а саме: 
− надійність електропостачання; 
  − якість електроенергії, що задовольняє вимогам діючім державним         
стандартам; 
− економічність; 
− можливість частих перебудов технології виробництва і розвитку 
підприємства; 
− забезпечення безпеки робіт як для електротехнічного персоналу, так і 
не електротехнічного; 
− відсутність шкідливого впливу на навколишнє середовище. 
Ці вимоги повинні забезпечуватися при проектуванні і експлуатації 
системи електропостачання промислового підприємства (СЕП ПП). 
СЕП ПП – частина енергосистеми і в енергетичному плані більш проста 
(більш низькі напруги, менша потужність і протяжність ліній, відсутність 
замкнутих контурів тощо) і більш складна в плані використання та 
перетворення електроенергії в технологічних цілях промислового 
виробництва. Електроприймачі, як електрична частина технологічних 
агрегатів, входять невід’ємними елементами в СЕП ПП і багато в чому 
визначають роботу цієї системи і її параметри. 
На заводі споживачі ΙΙ категорії, тому на основі цього ми обераємо  схему 
електропостачання та трансформатори.  
 
 1.1 Характеристика об’єкта проектування 
 
Обʼєкт, для якого проектується система електропостачання - цех з 
виготовлення устаткування для виготовлення привідних барабанів. 
 Споживачами електричної енергії в цьому цеху переважно є верстати 
(головним чином, преси різного профілю та верстати механічної обробки). 
У своєму складі цех має два тельфери. 
Групи верстатів утворюють окремі відділення, електропостачання яких 
доцільно виконувати від власних розподільчих пунктів. 
Габаритні розміри цеху складають 38х82 м. площа відповідно 3116 м2. 
 За класифікація приміщень згідно з ПУЕ [1], приміщення цеху 
відноситься до нормальних, тобто - це сухе приміщення з опаленням, безпечне 
щодо корозії, пожежі та вибуху. 
 Живлення зі заводської головної понижуючої підстанції ГПП напругою 
10 кВ подається до цеху, в якому передбачається встановлення відповідної 
       Арк. 
                ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
цехової трансформаторної підстанції ТП, параметри якої будуть визначено у 
процесі проектування. 
 
1.2 Характеристика електроприймачів (ЕП) цеху 
 
 Силові електроприймачі цеху живляться трифазним змінним струмом 
промислової частоти 50 Гц номінальною напругою 380 В. Однофазне 
обладнання складається з 7 установок, що включені на  
фазну (220 В) або лінійну напругу (380 В). Вищих гармоніки при 
функціонуванні обладнання не виникає. Встановлена потужність, режими 
роботи, реактивна потужність та інші характеристики приведено у таблиці 2.3. 
Територіальне розміщення основного обладнання цеху приведено на 
рисунку 3.1. 
 В цеху на рівні технологічних звʼязків здійснюється відповідне 
резервування. 
 Основне обладнання цеху відноситься до II категорії. Як відомо [1], до 
ІІ категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання, без 
якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час після 
аварійного режиму. 
Проектом передбачається: загальне робоче освітлення 380/220 В; 
аварійне освітлення 220 В. 
 
 
 
        Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху 
№  Кількість, Встановлена cosϕ 
поз. Електроприймач шт. потужність, 
кВт 
1       3  5 
2 4 
 Силові трифазні електроприймачі напругою 400 В 
1 Вентелятор витяжний    8 2,8 0,87 
2 Прес двокривошипний 2 72,0 0,91 
3 Прес штампувальний 2 21,2 0,85 
4 Вертикальний консольно-            2 15,4 0,94 
фрезерний верстат 
5 Прес однокривошипний 1  17,8 0,92 
6 Конвеєр  1  4,4 0,87 
7 Тельфер 2  7,2 0,85 
8 Широкоуніверсальний 2 51,2 0,93 
фрезерний верстат 
9 Перфораційний верстат 4  28,8 0,84 
       Арк. 
                ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Продовження таблиці 1.1. 
1 2 3  4 5 
10 Верстат агрегатний з 2 28,6 0,90 
лінійним переміщенням 
11 Прес  2  12,6 0,88 
12 Багатошпиндельний 2 7,8 0,88 
токарний автомат 
13 Круглошліфувальний 8  3,4 0,81 
верстат 
14 Токарно-гвинторізний 2 7,8 0,87 
верстат 
15 Верстат різьбонарізний 2  2,2 0,81 
16 Радіально-свердлильний 2 4,8 0,87 
верстат 
17 Вентилятор припливний 3  21,4 0,88 
18 Клепальний верстат  2  6,2 0,81 
19 Верстат розточувально- 2  6,2 0,87 
фрезерний 
20 Верстат різьбонарізний 2  5,1 0,82 
  Σ=53   
 Однофазні електроприймачі 
22 Машина шовного 1 10 0,56 
зварювання МШ-01 
23 Машина шовного 1 8 0,51 
зварювання МШ-02 
24 Машина шовного 1 12 0,62 
зварювання МШ-03 
25 Машина шовного 1 22 0,65 
зварювання МШ-04 
26 Шахтна електропіч НОЛ- 1 9 0,75 
1А 
27 Шахтна електропіч НОЛ- 1 10 0,80 
2А 
28 Шахтна електропіч НОЛ- 1 11 0,70 
3А 
  Σ=  7   
 
 
Для визначення центру електричних навантажень цеху, візьмемо 
розташування обладнання цеху приведено на рисунку 1.1. 
       Арк. 
                ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Рисунок 1.1. – План розташування обладнання цеху. 
       Арк. 
                ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх 
електропостачання 
 
 Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних 
особливостей виробничих процесів. Групи верстатів утворюють окремі 
відділення, електропостачання яких доцільно виконувати від власних 
розподільчих пунктів. 
Особливостями розташування обладнання у приміщенні цеху є такі, що 
потребують практично рівномірну освітленість приміщення. 
В цеху установлено тельфер, який забезпечує потреби виробничого 
процесу. 
1.4 Характеристика джерела живлення 
 
Електропостачання заводу з виготовлення конвеєрних компонентів та 
механізмів виконується напругою 35 кВ згідно ПУЕ (розділ 4.2), виконано від 
двох вводів розподільчих пунктів, а саме повітряними лініями які мають 
довжину L=10 кілометрів і мають потужність 10000 кВА. 
Безпереривне живлення заводу буде забезпечено від власної ГПП 35 кВ, 
яка буде розташована у центрі електричних навантажень. Це буде гарантувати 
безпереривну роботу заводу. Потужність короткого замикання має значення 
����кз = 140 МВА., а реактивна потужність  ���� = 122,95 квар. 
 
 
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ 
 
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки 
провідників (шин, кабелів та ін.) і трансформаторів по пропускної 
спроможності і економічної 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 витікає з визначення 
розрахункового струму роз, за величиною якого вибирають всі елементи 
мережі і електрообладнання системи електропостачання. 
  В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часу: 
 
���� = �������������������� = ����роз. 
 
При змінному навантаженні, коли її графік має випадкових характер, 
використовується співвідношення:  
       Арк. 
                ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
����+Θ
1
����Θ(����) = � ����(����) ∙ ��������, 
Θ
����
 
де Θ − тривалість інтервалу усереднення (Θ ≤ t ≤ T –  Θ), що 
приймається для графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної Θ 
= 3 ∙ T0 (у решті випадків  –  Θ < 3 ∙ T0) ;  
Т – інтервал реалізації випадкового процесу; 
T0 – постійна часу нагріву провідника до максимальної 
допустимої температури (за час, рівний 3 ∙ T0,  провідник нагрівається до 
95 % сталого рівня). 
        Умовно приймають T0 = 10 хв., Θ = 30 хв. незалежно від перерізу 
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: 
 
����роз = √3 ∙ ���� ∙ ����роз ∙ ����������������. 
 
В якості розрахункового навантаження приймають середнє 
навантаження: 
����+Θ
1
����Θ = � ����(����) ∙ ��������, 
Θ
����
Активне розрахункове навантаження ����роз аналогічне поняттю 
«розрахунковий максимум» ���������������� або «максимального навантаження» 
���������������� = ����роз , тобто найбільшому значенню струму зі середніх у 30-
хвилиних інтервалах осереднення. 
 
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових трифазних 
електроприймачів 
 
Визначення розрахункових електричних навантажень від силових 
електроприймачів (ЕП) необхідно проводити методом розрахункових 
коефіцієнтів [3], який поширюється на всі галузі господарства, адаптований до 
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку. 
       Арк. 
                ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку 
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких 
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, 
оскільки розрахунки на кожному з них мають свою специфіку. На 
підприємствах середньої та великої потужності таких рівнів нараховують 
шість (рисунок 2.1). 
 
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання 
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 слідуючи позначення та 
співвідношення: 
- номінальна потужність, ����ном; 
- паспортна потужність, ����пасп; 
- установлена потужність ����вст. 
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп 
електроприймачів - ����, для одного електроприймача - ����.  
При цьому для окремого електроприймача установлена потужність 
дорівнює: 
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі: 
 
����у = ����ном = ����пасп; 
       Арк. 
                ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному 
режимі: 
����вст = ����ном = ����пасп ∙ √ТВ 
 
 де ТВ - тривалість включення в частках одиниці (задається у паспорті, 
як правило у відсотках). 
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебрична 
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у 
групу ЕП: 
����
����ном = �����ном                                               (2.2)  
1
 
����ном = 8 ∙ 2,8 = 22,4 кВт. 
 
Групова номінальна реактивна потужність - це алгебрична сума 
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу: 
 
���� ����
����ном = �����ном = �����ном ∙  tgφ                              (2.3) 
1 1
 
����ном = 22,4 ∙ 8 ∙ 0,57 = 102,14 квар. 
                                                                                                                        
де tg���� – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної 
потужності.  
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається 
розрахунковою величиною ����в ∙ ����ном = 0,72 ∙ 22,4 = 16,8 кВт, що відповідає 
значенню ����р, за співвідношенням: 
 
����роз = ����р ∙ ����в ∙ ����ном                                                (2.4) 
����роз = 16,8 ∙ 0,57 = 9,6 квар. 
де ����р = ����(����в,����е,����о)- коефіцієнт розрахункової потужності, який залежить від 
коефіцієнту використання ����в, та ефективної кількості електроприймвчів та  
сталою часу нагріву мережі, для якої розраховують електричні навантаження. 
          Згідно [2,3] прийняти наступні сталі часу нагріву: 
           −����о=10 хв. - для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі 
шинопроводи, пункти, щити. Значення ����р, для таких мереж приймають за 
діаграмою (рисунок 2.1) або таблиці 2.1; 
            −����о=2,05 год - для магістральних шинопроводів і цехових 
трансформаторів.    Для   таких   випадків    значення   ����р,     приймають згідно 
       Арк. 
                ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 таблиці 2.2; 
                − ����о ≥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 ����р=1. 
               Відмітимо, що добуток ����в ∙ ����ном є проміжною допоміжною 
розрахунковою величиною, але не середнім значенням очікуваного 
навантаження, як це вважалося раніше. 
               Величину ефективної кількості електроприймвчів ����е визначаємо за 
співвідношенням: 
(∑���� 2
���� = 1 ����ном)
е ∑���� 2                                                     (2.5) 
1 ���� ∙ ����ном
 
Величину ����е можна також визначити за спрощеним співвідношенням: 
2∑����
���� = ном
е                                                       (2.6) 
����ном мах
 
2 ∙ 747,8
����е = ≈ 21. 
72
Якщо знайдене за співвідношенням (2.4) число ����е, буде більше за ����, тоді 
слід прийняти ���� = ����е. Якщо ����ном мах / ����ном ������������ ≤ 3, де  ����ном ������������ − номінальна 
потужність найменшого електроприймача групи, тоді також приймаємо 
 ����е = ����. 
Значення коефіцієнту використання кв, по кожному окремому 
електроприймачу визначаємо по довідковими даними. 
Груповий коефіцієнт використання ����в, електроприймачів з різними �������� 
знаходимо за формулою: 
 
∑���� к ∙ р
���� = 1 ві номі
���� ∑����                                                 (2.7) 
1 рномі
 
6 ∙ 2,8
�������� = = 0,75 
22,4
                                                                                                                                  
де ���� −  кількість характерних категорій, що входять у дану групу. 
       Арк. 
                ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Рисунок 2.1 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження К р 
для різних К в в залежності від n е 
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження ����р для 
різних К в в залежності від n е    для живлячих мереж напругою до 1000 В. 
n е Коефіцієнт використання К в 
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 
Продовження таблиці – 2.1 
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 
       Арк. 
                ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,05 1,03 1,0 1,0 1,0 
13 1,99 1,52 1,29 1,06 1,04 1,01 1,0 1,0 1,0 
14 1,94 1,49 1,27 1,05 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 
15 1,89 1,46 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
17 1,81 1,41 1,21 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
18 1,78 1,39 1,19 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
 
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому 
(середньовживаний коефіцієнт) дорівнює: 
                                           
∑����1 кві ∙ ����⟨���� ⟩ = номі
����,цеху ∑����                                      (2.8) 
1 ����номі
 
589,6
⟨��������,цеху⟩ = = 0,788. 
747,8
                                                                                                                
      З урахуванням (2.8) співвідношення (2.4) для визначення 
розрахункової активної потужності силових електроприймачів прийме 
вигляд:                           
����
����роз цеху = ����р ∙ ⟨����в.  цеху⟩ ∙ ����ном = ����р ∙�����в.  ����. ∙ ����ном ����.            (2.9) 
1
 
����роз цеху = 1,05 ∙ 589,6 = 619,1 кВт.                                     
       Арк. 
                ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
                                                                                                                          
Розрахункова реактивна потужність (графа 12) для живлячих мереж 
напругою до 1 кВ визначається наступним чином: 
 
����
����роз цеху = �����в  ∙ ����ном ∙  tgφ,                                  (2.10) 
1
 
����роз цеху = 312,6 квар. 
                                                                                                                       
 Повна розрахункова потужність ����роз  силових електроприймачів 
напругої до 1 кВ визначається формулою: 
                                       
���� = �����2 + ����2роз роз цеху роз цеху,                               (2.11) 
 
����роз = �619,12 + 312,62 = 693,5 кВ ∙ А. 
                                                                                                                
Таким чином, нами виконано розрахунок повної потужності силових 
електроприймачів напругою до 1 кВ цеху. 
     Результати розрахунків за формулами (2.4)-(2.11) та вихідні дані цеху 
заносяться у відповідні місця таблиці 2.3, виконаної за формою Ф 636-92. 
 
           2.2 Особливості визначення розрахункових електричних 
навантажень від однофазних електроприймачів 
 
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути по 
можливості розподілені рівномірно по фазах. 
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені по 
фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності 
трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують як трифазні ЕП 
тієї ж сумарної потужності. Якщо нерівномірність перевищує 15 %, умовна 
трифазна номінальна потужність приймається рівною потроєній величині 
навантаження найбільш завантаженої фази.   
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних 
   цілей точністю, умовна трифазна номінальна потужність ����ном у (кВт) 
 визначається так: 
- при включенні ЕП на фазну напругу за формулою: 
 
Рном у = 3 ∙ Рномmaxф; або  Рном у =  3 ∙ ����пасп ∙ √ТВ ∙ ����������������пасп,    (2.12) 
 
   де Рномmaxф − номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт; 
       Арк. 
                ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
����пасп − 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 включенні однофазних ЕП на лінійну напругу при одному ЕП 
 
Рном у = √3 ∙ рном.                                            (2.13) 
 
- при включенні двох - трьох однофазних ЕП на лінійну напругу у 
різні плечі трифазної мережі: 
 
                            Рном у = 3 ∙ Рномmaxф.                                     (2.14) 
 
       Арк. 
                ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Таблиця 2.3 – Розрахунок електричних навантажень 
Вихідні дані Розрахункові величини Розрахункова потужність 
за завданням технологів за довідковими 
даними 
 
 коефіцієнт  
номінальна (встановлена) потужності      
 потужність, кВт коефіцієнт cos ϕ / tgϕ   активна, реактивна, повна, 
 викорис- Кв ⋅ Р
Q
ном Кв ⋅ Рном ⋅ tgϕ Ppоз цеху, роз цеху Sроз 
найменування тання, квар цеху 
електроприймачів одного загальна К  кВт 
в кВ·А 
ЕП, 
p P = n ⋅ р cosϕ tgϕ 
ном ном ном 
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 
Вентилятор 
витяжний 8 2,8 22,4 0,75 0,87 0,57 16,8 9,6     
Верстат 
різьбонарізний 2 5,1 10,2 0,70 0,82 0,70 7,1 5,0     
Прес 2 12,6 25,2 0,80 0,88 0,54 20,2 10,9     
Тельфер 2 7,2 14,4 0,80 0,85 0,62 11,5 7,1     
Верстат 
різьбонарізний 2 2,2 4,4 0,65 0,81 0,72 2,9 2,1     
Широко-
універсальний 2 51,2 102,4 0,70 0,93 0,40 71,7 28,7     
фрезерний верстат 
Перфораційний 
верстат 4 28,8 115,2 0,80 0,84 0,65 92,2 59,9     
Радіальносвердлі-
льний верстат 2 4,8 9,6 0,75 0,87 0,57 7,2 4,1     
Клепальний 
верстат 2 6,2 12,4 0,80 0,81 0,72 9,9 7,1     
 
кількість 
ЕП, n ,шт. 
Коефіцієнт розрахункового 
навантаження 
 
К р 
Арк. 
ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Продовження таблиці  2.3. 
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 
Круглошліфува-
льний верстат 8 3,4 27,2 0,8 0,81 0,72 21,8 15,7     
Прес 
двокривошпний 2 72,0 144,0 0,9 0,91 0,46 129,6 59,6     
Багатошпиндельн
ий токарний 2 7,8 15,6 0,75 0,88 0,54 11,7 6,3     
автомат 
Прес 
штампувальний 2 21,2 42,4 0,85 0,85 0,62 36 22,3     
Вертикально 
консольно-
фрезерний 2 15,4 30,8 0,8 0,94 0,36 24,6 8,9     
верстат 
Верстат 
розточувально- 2 6,2 16,4 0,75 0,87 0,57 9,3 5,3     
фрезерний 
Конвеєр 1 4,4 4,4 0,8 0,87 0,57 3,5 2,0     
Прес 
однокривошипни 1 17,8 17,8 0,75 0,92 0,43 13,4 5,7     
й 
Верстат 
агрегатний з 
лінійним 2 28,6 57,2 0,65 0,9 0,48 37,2 17,8     
переміщенням 
Токарно-
гвинторізний 2 7,8 15,6 0,75 0,87 0,57 11,7 6,7     
верстат 
Вентилятор 
припливний 3 21,4 64,2 0,80 0,88 0,54 51,4 27,7     
 53  747,8    589,6 312,6 1,05 619,1 312,6 693,5 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
При числі однофазних ЕП більше трьох і однакових значеннях Кв і cosϕ , 
включених на фазну і лінійну напругу, максимальне розрахункове навантаження 
визначається за формулою: 
Рроз у = 3 ∙ Кв ∙ Кр ∙ Рномmaxф.                              (2.15) 
                                
   Величина �������� при визначенні �������� для однофазних ЕП визначається за 
формулою: 
2 ∙ ∑ ����
����е = ном ф                                                (2.16) 
3 ∙ pном мах ф
                                              
   де ∑����ном ф −  сума  номінальних потужностей однофазних;  
   ЕП даного розрахункового вузла, кВт; 
    pном мах ф − номінальна потужність найбільшого ЕП однофазного 
струму, кВт. 
 
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і  
cosϕ більше трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони 
розподіляються по фазах по можливості рівномірно, то визначаються середні 
навантаження за найбільш завантажену зміну по кожній фазі. 
 Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається додаванням 
середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і однофазних 
навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним зведенням 
останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги. 
����∑(а) = ����� `
в,і ∙ ������������,і ∙ ����(��������)����,і + �����в,і ∙ ������������,і ∙ ����(��������)����,і + �����в,і ∙ ������������,і 
 
����∑(����) = �����в,і ∙ ���� `
��������,і ∙ ����(��������)����,і + �����в,і ∙ ������������,і ∙ ����(��������)����,і + �����в,і ∙ ������������,і 
 
���� `
∑(����) = �����в,і ∙ ������������,і ∙ ����(��������)����,і + �����в,і ∙ ������������,і ∙ ����(��������)����,і + �����в,і ∙ ������������,і 
     (2.17) 
����∑(а) = ����� `
в,і ∙ ������������,і ∙ ����(��������)����,і + �����в,і ∙ ������������,і ∙ ����(��������)����,і + �����в,і ∙ ������������,і 
 
����∑(����) = �����в,і ∙ ������������,і ∙ ���� `
(��������)����,і + �����в,і ∙ ������������,і ∙ ����(��������)����,і + �����в,і ∙ ������������,і 
 
���� `
∑(����) = �����в,і ∙ ������������,і ∙ ����(��������)����,і + �����в,і ∙ ������������,і ∙ ����(��������)����,і + �����в,і ∙ ������������,і 
де Кв, К′в – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму 
роботи; 
значення інших параметрів приведено для фази а: 
– Paв, Paс, –  навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно 
       Арк. 
                ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
між фазами аb і ас; 
– Pao , Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним 
та нульовим проводами); 
– ρ(ав)а , ρ(ас)а , q(ав)а , q(ас)а –  коефіцієнти зведення наван-тажень, 
що включені на лінійну напругу до фази а (визна-чаються за 
довідковими даними, наприклад[5]). 
 
Таблиця 2.4 – Коефіцієнти зведення однофазного навантаження, 
включеного на лінійну напругу, до навантаження, віднесеного до однієї 
фази трифазного струму і фазної напруги 
Коефіцієнти Коефіцієнт потужності навантаження cosφ 
зведення  
0,3 0,4 0,5 0,6   0,65 0,7 0,8 0,9 1,0 
ρ   
(аb)а, , ρ(bс)b , ρ(са)с 1,4 1,17 1,0 0,89    0,84 0,8   0,72 0,64 0,5 
ρ      
(аb)b, , ρ(bс)с , ρ(са)а –0,4 –0,17   0 0,11   0,16 0,2   0,28 0,36 0,5 
q     
(аb)а, , q(bс)b , q(са)с 1,26 0,86    0,58 0,38 0,3    0,22    0,09 –0,05 –0,29 
q , q , q    
(аb)b, (bс)с (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: 
- Машина шовного зварювання МШ-01; 
- Машина шовного зварювання МШ-02; 
- Машина шовного зварювання МШ-03; 
- Машина шовного зварювання МШ-04; 
- Шахтна електропіч НОЛ-1А; 
- Шахтна електропіч НОЛ-2А; 
- Шахтна електропіч НОЛ-3А. 
 
Розраховуємо умовну трифазну номінальну потужність Р у для групи 
однофазних електроприймачів, потужність яких приведена до ТВ=100%, що 
підключені наступним чином: 
1) ���� `
ф.А − НОЛ − 1А:Ра.���� = 9 кВт; ����в,а.0 = 0,75; ���������������� = 0,87; 
2) ����ф.���� − НОЛ − 2А:Р����.���� = 10 кВт; ����`
в,����.0 = 0,7; ���������������� = 0,82; 
3) ����ф.���� − НОЛ − 3А:Р����.���� = 11 кВт; ����`
в,����.0 = 0,8; ���������������� = 0,88; 
4) ����ф.А���� − а) МШ− 01:Р1а���� = 10 кВт; ����`
в,1а���� = 0,8; ���������������� = 0,85; 
5) б) МШ− 02:Р `
2а���� = 8 кВт; ����в,2а���� = 0,65; ���������������� = 0,81; 
6) ����ф.АС −  МШ− 03:Р `
ас = 12 кВт; ����в,ас = 0,7; ���������������� = 0,93; 
7) ����ф.ВС −  МШ− 04:Р����с = 22 кВт; ����`
в,вс = 0,8; ���������������� = 0,84. 
Визначаємо навантаження фаз, використовуючи відповідні коефіцієнти 
зведення навантажень з таблиці 2.4. 
       Арк. 
                ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Р∑(а) = 0,8 ∙ 10 ∙ 0,72 + 0,65 ∙ 8 ∙ 0,84 + 0,7 ∙ 12 ∙ 0,2 + 0,75 ∙ 9 = 18,6 кВт. 
Р∑(����) = 0,8 ∙ 10 ∙ 0,28 + 0,65 ∙ 8 ∙ 0,16 + 0,8 ∙ 22 ∙ 0,72 + 0,7 ∙ 10 = 22,7кВт.   
  Р∑(с) = 0,7 ∙ 12 ∙ 0,8 + 0,8 ∙ 22 ∙ 0,72 +0,8 ∙ 11 = 28,2 кВт. 
 
Середнє реактивне навантаження, віднесене до фаз А,В,С дорівнює  
відповідно: 
       ����∑(����) = 0,8 ∙ 10 ∙ 0,09 + 0,65 ∙ 8 ∙ 0,3 + 0,7 ∙ 12 ∙ 0,8 + 0,75 ∙ 9 ∙ 0,87
= 14,9 квар. 
����∑(����) = 0,8 ∙ 10 ∙ 0,67 + 0,65 ∙ 8 ∙ 0,88 + 0,8 ∙ 22 ∙ 0,09 + 0,7 ∙ 10 ∙ 0,82
= 17,3 квар. 
����∑(����) = 0,7 ∙ 12 ∙ 0,22 + 0,8 ∙ 22 ∙ 0,67 + 0,8 ∙ 11 ∙ 0,88 = 21,4 квар. 
Визначається для найбільш навантаженої фази (с): 
����
������������ = ∑(ф),і
і,ф , 
����∑(ф),і
    
21,4(квар)
������������(с) = ( ) = 0,75. 
28,2 кВт
 Нерівномірність навантаження по фазах визначається за формулою: 
 
���� − ����
∆���� = ном ������������ ном ������������
ном , 
����ном ������������
21,4 − 18,6
∆����ном = ∙ 100% = 15 %. 
18,6
   Еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних 
електроприймачів (у нашому прикладі фази с): 
Рном у = 3 ∙ ����∑(с);  Рном у = 3 ∙ 28,2 = 84,6 кВт; 
����ном у = Рном у ∙ ������������(с);  ����ном у = 84,6 ∙ 0,75 = 63,5 квар. 
Середньовиважене значення для найбільш завантаженої фази: (с) 
����
⟨К ⟩ = ∑(с)
в(с) ���� , 
����с + ��������с
2 +∑����с.0
 
28,2
⟨Кв(с)⟩ = 12 + 22 = 1. 
2 + 11
  Ефективну кількість однофазних електроприймачів визначаємо по  
співвідношенню (2.15): 
2 ∙ ����
�������� = ∑(0) . 
3 ∙ ����max,(0)
����∑(0) = 11 + 28,2 + 18,6 = 57,8 кВт, 
2 ∙ 57,8
�������� = ≈ 1. 
3 ∙ 28,2
При відомих ��������(0) = 1 та ⟨Кв(1)⟩ = 1 з таблиці 2.1, яка є актуальною і 
       Арк. 
                ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
для однофазних навантажень, отримаємо значення К р.= 1. 
Умовна розрахункова активна потужність однофазних ЕП для 
випадку, що розглядається, дорівнює: 
 
Рроз у = Кр ∙ ⟨Кв(с)⟩ ∙ Рном у, 
Рроз у = 1 ∙ 1 ∙ 84,6 = 84,6 кВт. 
Розрахункова реактивна потужність визначається так: 
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе : 
 
При �������� ≤ 10     Qроз = 1,1⋅ ∑Кв ⋅ Рном ⋅ tgϕ ;                                       (2.18) 
 
При �������� ≥ 10 Qроз = ∑Кв ⋅ Рном ⋅ tgϕ.                                                  (2.19) 
 
Для прикладу, для фази с використовуємо формулу (2.18): 
 
����роз у = 1,1 ∙ Кр ∙�⟨Кв(с)⟩ ∙ Руі ∙ ������������і, 
і
����роз у = 1,1 ∙ 1 ∙� 1 ∙ 84,6 ∙ 0,75 = 69,8 квар. 
і
 
 Повна умовна розрахункова потужність Sроз у силових однофазних 
електроприймачів напругою до 1 кВ визначаєтьсяя за формулою: 
 
���� = �����2роз у роз у + ����2роз у, 
 
���� = �(84,6 ∙ 103)2 + (69,8 ∙ 103 2
роз у ) = 109,6 кВ ∙ А. 
 
 
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від 
освітлювальних систем 
 
Для визначення електричних навантажень (ЕН) освітлювальних 
установок використовується метод питомої потужності. 
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН освітлювальних 
установок (Рп. оc. ф ) використовуються  дані: тип світильника, коефіцієнт 
запасу кз , освітленість Еф , значення розрахункової висоти h, площа 
освітлювального приміщення S. По обраному типу світильника, площі 
освітлювального приміщення та висоті підвісу світильників згідно [6] 
визначаємо питому потужність загального рівномірного освітлення необхідну 
       Арк. 
                ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
для забезпечення необхідного значення норми освітленості. 
Максимальну активну потужність освітлювальних установок 
визначимо згідно виразу: 
 
����max�������� = ����роз,��������,цеху = к���� ∙ ��������.��������.ф ∙ ����, 
 
де к���� − коефіцієнт попиту освітлення [4]; 
���� - площа приміщення, м2; 
��������.��������.ф − питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м2, 
визначається за формулою: 
Е к
���� ф
����.��������.ф = ��������.��������.  табл ∙ ∙ з.ф ∙ кр, 
100 кз табл
де ���� 2
����.��������.  табл − питома потужність освітлювальної установки, Вт/м , 
визначається за [4,]; 
Еф − фактична норма освітленості для виконуваного виду робіт [4], лк; 
кз.ф − коефіцієнт запасу фактичний для виконуваного виду робіт [4]; 
кз табл − коефіцієнт запасу табличний для виконуваного виду робіт [4); 
 кр − коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення [4]. 
 
         Для газорозрядних ламп максимальна реактивна потужність: 
 
����maxос = ����max�������� ∙ ������������о, 
 
де ������������о, − відповідно ����������������о, для кожного типу ламп. 
На етапі визначення величини загальної розрахункової потужності цеху 
активну потужність освітлювальних установок ����max�������� з достатньою 
визначається співвідношенням: 
                                         
����max�������� = ���� ∙ ����,  
 
де ����, - площа приміщення, м2; 
���� − питома потужність освітлювальних установок, Вт/м2,визначається 
за [5]; 
����max�������� = 26,5 ∙ 3116 = 82576 Вт. 
 
Розраховуємо максимальну активну потужність освітлення методом 
коефіцієнта попиту, який приймаємо Кп = 0,9  за формулою: 
 
����роз�������� цеху = ����max�������� ∙ Кп. 
 
 Розрахункова активна потужність освітлення буде: 
 
����роз�������� = 82576 ∙ 0,9 = 74 кВт. 
       Арк. 
                ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 Максимальна (розрахункова) реактивна потужність освітлення 
 
����роз�������� = ����роз�������� ∙  ������������ = 74 ∙ 0,2 = 14,8 квар., 
 
 Проектом передбачається: загальне робоче освітлення 380/220 В;  
   аварійне освітлення 220 В. 
 
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах цехової 
підстанції 
 
Сумарні активна та реактивна розрахункові потужності на шинах  
низької напруги (НН) трансформаторної підстанції (ТП) визначаються за 
виразами: 
����НН ТП = ����роз  цеху + ����роз.ос.  цеху + ����роз у,                        (2.20) 
                            
����НН ТП = 619,1 + 74 + 84,6 = 777,7 кВт. 
 
                ����НН ТП = ����роз  цеху + ����роз.ос.  цеху + ����роз у,                   (2.21)                   
 
����НН ТП = 312,6 + 14,8 + 69,8 = 397,2 квар. 
 
        Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на кабелю 
цехової підстанції за виразом: 
 
                  ����роз ∑. = ������ 2
0,38  цеху� + ����� 2
0,38  цеху�                      (2.22) 
                      
���� 2
роз ∑. = �(777,7 ) + (397,2)2 = 873,3 кВ ∙ А. 
 
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 (коефіцієнт незбігу). 
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на шинах 
розподільчої установки низької напруги (РУНН) головної понижуючої 
підстанції (ГПП) та середньозваженого коефіцієнту використання K в і 
визначається за даними [3]. Коефіцієнт незбігу у часі розрахункових 
навантажень різних груп ЕП знаходять з функції групового коефіцієнта 
використання та кількості приєднань до збірних шин. У разі відсутності даних 
з кількості приєднань величину коефіцієнта незбігу у часі розрахункових 
       Арк. 
                ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
навантажень різних груп ЕП беруть за статистичними галузевими даними, яка 
лежить в межах від 0,85 до 0,95. 
Коефіцієнт незбігу у часі розрахункових навантажень різних груп ЕП 
знаходять з функції групового коефіцієнта використання та кількості 
приєднань до збірних шин. У разі відсутності даних з кількості приєднань 
величину коефіцієнта незбігу у часі розрахункових навантажень різних груп 
ЕП беруть за статистичними галузевими даними, яка лежить в межах від 0,85 
до 0,95 [5]. 
Приблизну потужність підприємства (заводу) на шинах РУНН  SНН ГПП 
визначаємо за формулою: 
 
���� 2 ���� 2
����НН ГПП = Ко ∙ ���РНН ТПі� + ������НН ТПі� , 
і і
 
���� 2 2
НН ГПП = 0,95 ∙ �5910,8 + 3051,6 = 6319,45 кВ ∙ А. 
 
Дані про електричне навантаження інших цехів підприємства (заводу) 
приводяться у вигляді таблиці 2.5. Значення навантажень повинні відповідати 
вихідним даним, характеру і специфіці виробництва, загальної потужності 
підприємства тощо. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
       Арк. 
                ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
        
            Таблиця 2.5 – Відомості про електричне навантаження заводу 
   Р
Найменування Цехова роз, цеху Рроз, ос, цеху Рроз у РНН ТП Qроз, цеху  Qроз у QНН ТП SНН ТП SНН ГПП 
 
цехів підстанція кВт кВт кВт кВт квар Qроз, ос, цеху     кВт квар кВ·А кВ·А 
 квар 
 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 
 Цех з  
 виготовлення КТП1          
 привідних 619,1 74 28,7 721,7 312,6 14,8 45,8 372,6 812,2  
 барабанів 
 Цех по збіркі  
 та  
випробуванню ТП2 1423,9 170,2 66 1660 719 34 105,3 857 1876,8  
 елементів 
 конвеєрів 
 Цех з 
 виготовлення 
стрічкових 
елементів. 
Цех з 
виготовлення 
телескопіч-
них елементів. 
Цех з ТП3     743 88,8 34,4 866 375,1 17,8 55 447,1 979,2  
виготовлення 
ковшових 
елементів 
Цех з 
виготовленням 
елеваторних 
елементів 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Продовження таблиці 2.5. 
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 
Цех з 
виготовленням 
шнекових 
елементів 
Відділ  
ТП4 433,4 51,8 20,1 505,2 218,8 10,4 32,1 260,8 571,2  
розробки та 
проектування 
Офіс 
Їдальня 
Гаражі 
Ремонтний 
цех 
Відділ 
логістики ТП 5 247,6 36,3 14,1 353,6 153,2 7,28 22,5 182,6 399,8  
Цех з 
виготовлення 
ланцюгових 
елементів 
Цех з 
виготовлення 
скрепкових 
елементів 
Цех з 
виготовлення 
пластичних           
елементів ТП6     1547,5          185 71,8 1804,3 781,5 37 114,5 931,5 2040  
Цех з 
виготовлення 
підйомних 
елементів 
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Продовження таблиці 2.5. 
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 
Цех з            
виготовлення 
поворотних 
елементів 
Разом     5910,8    3051,6 6683 6319,5 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень 
цеху та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних 
підстанцій 
 
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху 
У цьому пункті слід привести перелік переваг, які           досягаються за 
рахунок встановлення трансформаторних підстанцій (ГПП, ТП) в умовному 
центрі електричних навантажень (ЦЕН). 
Для визначення умовного центру електричних навантажень  існують 
декілька методів. Враховуючи наявність впливу сукупності факторів на вибір 
місця розташування підстанції, доцільно використовувати достатньо точні 
методи, які дозволяють визначити координати ЦЕН (при похибці приблизно 
5 −10 % ). 
Використовуючи обрані методи, необхідно обчислити координати ЦЕН 
ХЦЕН та УЦЕН як для активної так і реактивної потужності. При цьому у якості 
навантаження Ррозі (����розі) має використовуватися розрахункове значення 
потужності (активної і реактивної відповідно), що отримано у попередніх 
розділах (або міститься у вихідних даних), а у випадку окремих 
електроприймачів − номінальна активна і реактивна потужність окремого ЕП. 
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунку 
представляють у вигляді відповідної таблиці. 
Розрахунки ЦЕН, враховуючи достатньо велику кількість 
електроприймачів цеху (декілька десятків), доцільно виконувати за 
допомогою відповідних прикладних комп’ютерних програмам. 
Необхідність (або відсутність) розрахунку координат ЦЕН реактивного 
навантаження має бути обґрунтовано. 
Якщо добові графіки навантажень істотно змінюються в часі, знайдені 
координати ЦІН не дозволяють остаточно вирішити задачу вибору місця 
розташування ГПП. В цьому випадку координати змінюються в часі в межах 
зони, обмеженої еліпсом. Параметри еліпсу розраховуються за відомими 
методиками. 
При вказаних розрахунках враховують наявність у цеху високовольтних 
двигунів, які є джерелами реактивної потужності, а також попередньо обраний 
спосіб компенсації реактивної потужності. 
 
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства 
 
Головні понижувальні підстанції з метою економії електроенергії і 
металу рекомендується розміщувати в центрі електричного навантаження. Для 
встановлення ГПП поблизу ЦЕН підприємства часто існують обмеження, що 
накладаються технологічними особливостями, умовами генплану тощо. 
Перше уявлення про характер розподілу навантажень по території об’єкта 
отримують за допомогою картограми навантажень. Картограму навантажень 
будують на генеральному плані всього промислового підприємства. У якості  
 
       Арк. 
                ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
приймачів електроенергії розглядаються самі цехи. 
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу 
навантажень на картограмі виконують різними способами. Найбільш простий 
з них полягає в зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень 
приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. В якості центру кола 
вибирають центр електричного навантаження приймача електроенергії (цеху), 
а радіус кола пов’язують з розрахунковою потужністю приймача; значення 
його знаходять з умови рівності розрахункової потужності в деякому масштабі 
площі кола: 
 
Ррозі = ���� ∙ ����2 ∙ ���� 
 
Масштаб обираємо згідно найпотужнішого цеху заводу ( Цех по збіркі 
та випробуванню елементів конвеєрів). 
 
Р
���� = � роз цеху �1423900
= = 24,58 мм. 
���� ∙ ���� ���� ∙ 750
 
де Ррозі − розрахункове електричне навантаження і-го приймача 
(підрозділу цеху); 
���� − радіус кола; 
���� − масштаб. 
Кожне коло може бути розділено на сектори, площі яких дорівнюють 
відповідно силовому та освітлювальному навантаженню. В цьому випадку 
картограма дає уявлення не тільки про значення навантажень, але і про їх 
структуру. 
Оскільки при проектуванні систем промислового електропостачання 
вирішують і завдання визначення розташування джерел живлення для 
реактивних навантажень, рекомендується мати дві картограми: одну для 
активних, іншу для реактивних навантажень. 
Побудова картограм реактивних навантажень проводиться аналогічним 
способом. Реактивні навантаження можуть живитися від засобів компенсації, 
що розташовані в місцях споживання реактивної потужності, а також, 
наприклад, від синхронних компенсаторів і синхронних електродвигунів, що 
знаходяться у іншому місці. У зв’язку з цим, в загальному випадку, для 
відшукання оптимальних умов і місць установки джерел реактивної потужності 
потрібно знаходити окремо центри споживання реактивної потужності 
підприємства. 
 
 
 
 
 
       Арк. 
                ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
У кожному з отриманих кіл виділяють сектори ��������.н. і ����о����.н.,  що 
відповідають силовому і освітлювальному навантаженням 
 
360° ∙ Р
����с.н. = роз цеху ;                                      (2.24) 
�Рроз цеху + Рроз ос цеху�
 
360° ∙ 619,1
����с.н. = ( ) = 322°. 
619,1 + 74
 
 
360° ∙ Р
���� = роз ос цеху
ос.н. ;                                   (2.25) 
�Рроз цеху + Рроз ос цеху�
 
360° ∙ 74
����ос.н. = ( ) = 38°. 
619,1 + 74
 
Дані для побудови, що розраховані за формулами (2.24) – (2.25) 
картограми електричних навантажень зводяться у таблицю 2.6 
 
 
 
 
 
 
 
 
       Арк. 
                ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
      Таблиця 2.6 – Розрахункові дані для визначення теоретичного центру навантаження 
 
Найменування P ° °
роз цеху Pроз оc. цеху P0,4 цеху + Pроз оc. цеху m αc.н  αoc.н  r, мм Х, м Y, м 
1 2 3 5 6 7 8 9 10 11 
Цех з виготовлення привідних барабанів     619,1 74 693,1 750 322 38 16,21 395 265 
Цех по збіркі та 
випробуванню елементів конвеєрів 1423,9 170,2 1594,1 750 322 38 24,58 395 238 
 
Цех з виготовлення стрічкових елементів. 
Цех з виготовлення телекоскопіч-них 
елементів.      743 88,8 831,8 750 322 38 17,75 325 145 
Цех з виготовлення ковшових елементів 
Цех з виготовленням елеваторних елементів 
Цех з виготовленням шнекових елементів 
Відділ розробки та проектування 
Офіс 433,4 51,8 495,2 750 315 38 13,56 265 145 
Їдальня 
Гаражі 
Ремонтний цех 
Відділ логістики 247,6 36,3 283,9 750 314 46 10,25 145 265 
Цех з виготовлення ланцюгових елементів 
Цех з виготовлення скрепкових елементів 
Цех з виготовлення пластичних елементів   
Цех з виготовлення підйомних елементів 1547,5 185 1732,5 750 322 38 25,6 145 185 
Цех з виготовлення поворотних елементів 
Теоретичний центр навантажень 241 174 
 
 
Арк. 
ЧДТУ 001 20019 000 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Результати розрахунку теоретичного центру електричних навантажень 
також зводять у таблицю, що включає необхідні параметри установок та 
координати ЦЕН. 
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують 
декілька методів. Враховуючи наявність впливу декількох факторів на вибір 
місця розташування ТП, доцільно використовувати достатньо точний метод 
(погрішність 5-10%), суть якого полягає в наступному. Координати 
обчислюють ЦЕН по формулах потужності: 
 
∑����
���� ����=1 ����НН ТП ∙ ��������
ЦЕН = ∑���� ;                                       (2.27) 
����=1 ����НН ТП
∑��������=1 �������� НН ТП ∙ ��������
ЦЕН = ∑ ;                                       (2.28) 
����НН ТП
 
де ����НН ТП  − максимальне навантаження цеху, кВт. 
 �������� ,��������, − координати окремих об`єктів заводу, м. 
Розрахунки ЦЕН. Враховуючи достатньо велику кількість 
електроприймачів підприємства (декілька десятків). Для кожного споживача 
заносимо його встановлену потужність та координати у відповідності стовбці 
таблиці 2.6. 
 
 
(619,1 ∙ 395) + (1423,9 ∙ 395) + (743 ∙ 325) + (433,4 ∙ 265)
���� = + 
5910,8
 
(247,6 ∙ 145) + (1547,5 ∙ 145)
+ = 241 
5910,8
 
 
 
(619,1 ∙ 265) + (1423,9 ∙ 238) + (743 ∙ 145) + (433,4 ∙ 145)
���� = + 
5910,8
 
(247,6 ∙ 265) + (1547,5 ∙ 185)
+ = 174 
5910,8
 
 
 
 Теоретичний центр електричних навантажень має координати у точці 
(241; 174), яка зображена на генплані заводу. 
 
 
 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП 
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу 
навантаження по території об’єкта, умови оточуючого середовища, 
наявність зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно - будівельні 
обмеження . 
Слід уважно вибирати зону і місце розташування відкритих підстанцій і 
трас повітряних ліній електропередавання (ПЛ) з урахуванням розривів і їх 
переважного напрямку. 
При виборі місця розташуванні цехової трансформаторної підстанції 
потрібно вказати у якої мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо зворотних 
потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно розрахованого 
ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі нормативи. 
Цехові трансформаторні підстанції (ТП) повинні розташовуватися поза 
межами цеху тільки при неможливості розміщення їх на території цеху, або у 
випадку, коли частина навантаження 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 міркуваннями 
виробничого характеру. 
Обрана підстанція повинна займати мінімум корисної площі цеху, 
відповідати вимогам електричної та пожарної безпеки, та не створювати 
перешкод виробничому процесу. 
Розрахунки ЦЕН виконуємо за допомогою таблиці – 2.7. Для кожного 
споживача заносимо його встановлену потужність та координати ( у 
міліметрах згідно рисунку 2.2.) у відповідні стовбці таблиці – 2.7. 
 
Таблиця  2.7. – Розрахунок центру електричних навантажень  
 
Найменування Pі, Хі, P Х Y
кВт мм і і і, P Y Х Y
мм і і цен цен 
1 2 3 4 5 6 7 8 
Вентилятор витяжний 2,8 162 453,6 78 218,4   
Вентилятор витяжний 2,8 200 560 78 218,4   
Вентилятор витяжний 2,8 151 422,8 16 44,8   
Вентилятор витяжний 2,8 213 596,4 16 44,8   
Вентилятор витяжний 2,8 71 198,8 78 218,4   
Вентилятор витяжний 2,8 71 198,8 98 274,4   
Вентилятор витяжний 2,8 94 263,2 21 58,8   
Вентилятор витяжний 2,8 94 263,2 9 25,2   
Верстат різьбонарізний 5,1 41 209,1 90 209,1   
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Продовження таблиці – 2.7.  
1 2 3 4 5 6 7 8 
 
Найменування Pі, Хі, P Х Y
і і і, P
кВт кВт мм і Yі Хцен Yцен 
1 2 3 7 8 9 10 11 
Верстат різьбонарізний 5,1 41 209,1 90 209,1   
Прес 12,6 63 793,8 95 1197   
Прес 12,6 63 793,8 77 790,2   
Тельфер 7,2 128 921,6 96 691,2   
Тельфер 7,2 128 921,6 78 561,6   
Верстат різьбонарізний 2,2 206 453,2 56 123,2   
Верстат різьбонарізний 2,2 219 481,8 37 81,4   
Широкоуніверсальний 
фрезерний верстат 51,2 118 6041,6 96 4915,2   
Широкоуніверсальний 
фрезерний верстат 51,2 118 6041,6 77 3942,4   
Перфораційний верстат 22,8 104 2371,2 95 2166   
Перфораційний верстат 22,8 93 2120,4 95 2166   
Перфораційний верстат 22,8 104 2371,2 77 1755,6   
Перфораційний верстат 22,8 93 2120,4 77 1755,6   
Радіально-свердлильний 
верстат 4,8 32 153,6 57 273,6   
Радіально-свердлильний 
верстат 4,8 32 153,6 36 172,8   
Клепальний верстат 6,2 156 967,2 89 551,8   
Клепальний верстат 6,2 168 1041,6 89 551,8   
Круглошліфувальний верстат 3,4 73 248,2 56 190,4   
Круглошліфувальний верстат 3,4 73 248,2 39 132,6   
Круглошліфувальний верстат 3,4 67 227,8 56 190,4   
Круглошліфувальний верстат 3,4 67 227,8 39 132,6   
Круглошліфувальний верстат 3,4 61 207,4 56 190,4   
Круглошліфувальний верстат 3,4 61 207,4 39 132,6   
Круглошліфувальний верстат 3,4 54 183,6 56 190,4   
Круглошліфувальний верстат 3,4 54 183,6 39 132,6   
Прес двокривошипний 72,0 150 10800 57 4104   
Прес двокривошипний 72,0 209 15048 57 4104   
Багатошпиндельний токарний 
автомат 7,8 83 647,4 57 444,6   
Багатошпиндельний токарний 
автомат 7,8 83 647,4 37 288,6   
Прес штампувальний 21,2 150 3180 40 848   
Прес штампувальний 21,2 209 4430,8 40 848   
Вертикальний консульно – 
фрезерний верстат 15,4 150 2310 21 323,4   
Вертикальний консульно –
фрезерний верстат 15,4 209 3218,6 21 323,4   
Вертикальний розточува –
льно фрезерний верстат 6,2 182 1128,4 90 558   
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Продовження таблиці – 2.7.  
1 2 3 4 5 6 7 8 
 Pі, Хі, Yі, 
Найменування P Х P Y Х Y
кВт кВт і і мм і і цен цен 
1 2 3 7 8 9 10 11 
Вертикальний розточува –
льно фрезерний верстат 6,2 193 1196,6 90 558   
Конвеєр 4,4 179 787,6 55 242   
Прес однокривошипний 17,8 181 3221,8 11 195,8   
Верстат агрегатний з 
лінійним переміщенням 28,6 80 2288 95 2717   
Верстат агрегатний з 
лінійним переміщенням 28,6 80 2288 77 2202,2   
Токарно – гвинтонарізний 
верстат 7,8 49 382,2 55 429   
Токарно – гвинтонарізний 
верстат 7,8 49 382,2 39 304,2   
Вентилятор припливний 21,4 91 1947,4 22 470,8   
Вентилятор припливний 21,4 91 1947,4 16 342,4   
Вентилятор припливний 21,4 91 1947,4 10 214   
 723,3  102538,  42390,
5 7 141,8 58,6 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА. 
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ 
 
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства 
 
Схема електропостачання показує зв’язок між джерелом живлення та 
споживачами електроенергії підприємства. 
Для підприємства з електричним навантаженням 7 мегават, обираємо 
головну понижуючу підстанцію (ГПП),  [3,4 ]. 
Живлення ГПП від мереж енергосистеми виконуєтися по двох лініях, 
підключених до незалежних джерел живлення. 
При виході з ладу однієї з живильних ліній, лінії, що залишилися в 
роботі, повинно забезпечується все навантаження підприємства. При виході з 
ладу одного незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в 
роботі, повинно забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II категорії, 
які необхідні для функціонування основних виробництв. 
Джерела живлення ми максимально наближаємо до електроустановок 
споживача, скорочуючи кількість ступенів проміжних трансформацій. 
Вибір конкретної схеми здійснюємо за результатом всебічного аналізу 
вимог до системи електропостачання, величини, характеру та особливостей 
навантаження підприємства, надійності електропостачання, місцевих умов та 
інших факторів. Вибір ми розпочинаємо з розгляду можливості застосування 
різних схем із діючих типових [4], починаючи від найпростіших «блочних» до 
більш складних «спрощених» та схем «містків». На рисунку 3.1 приведено 
схему розподільчої установки високої напруги (РУВН) яку ми обрали. 
 
 
 
                                    Рисунок 3.1 – Схеми РУВН “35-2” [4]. 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Два блоки лінія – трансформатор з вимикачами і неавтоматичною 
перемичкою  з боку ліній електропередавання. 
Схеми РУ підстанцій (ПС) при конкретному проектуванні розробляємо з 
врахуванням схем розвитку енергосистеми, схем електропостачання району 
чи об’єкта та інших робіт з розвитку електричних мереж. Для обраної схеми, 
використовуючи її особливості, переваги і недоліки, наводимо основні вимоги 
по роботі схеми у нормальному і післяаварійному режимах при відключених 
кількох приєднаннях з урахуванням допустимого навантаження обладнання, 
що      залишається в роботі. 
Далі ми оцінили спроможність схеми РУВН забезпечувати необхідну 
надійність роботи РУ, проведення ремонтних та експлуатаційних робіт на 
окремих елементах схеми без відключення приєднань або з відключенням  
приєднань. І нас задовольнає схема яку ми обрали. 
 
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі 
 
Для живлення ГПП (напруга 35 кВ) ми обрали повітряні лінії. Кабельні 
лінії (КЛ) застосовують при забрудненій атмосфері та інших випадках, 
передбаченими нормативними документами. 
Дане живлення ГПП відповідає основним вимогам 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, визначили згідно ПУЕ. 
Перерізи провідників перевірені за економічною густиною струму, а при 
відповідній напрузі – перевірені за умовами утворення корони. Крім того, 
перерізи провідників перевірені, при необхідності, на мінімальний переріз 
згідно механічної міцності. 
На цьому етапі проектування попередньо визначаємо переріз 
живлячих ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга ����ном РУВН 
і приблизна потужність ����ВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано  
втрати потужності у силових трансформаторах ГПП: 
 
���� 2 ���� 2
����ВН ГПП = Ко ∙ ���РНН ТПі + ∆��������� + ������НН ТПі + ∆��������� ,              (3.1) 
і і
     
���� = 0,95 ∙ �(5910,8 + 126,4)2 + (3051,6 + 631,95)2ВН ГПП = 6718,6 кВ ∙ А 
 
де ∆�������� і ∆�������� − втрати трансформаторні ГПП відповідно активної і 
реактивної потужності.   
∆�������� = 0,02 ∙ ����НН ГПП;       ∆�������� = 0,1 ∙ ����НН ГПП. 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії визначається згідно виразу: 
 
����
І = ВН ГПП
роз ∙ К                                         (3.2) 
2 ∙ √3 ∙ ���� зав.Л,
ном
 
6718,6
Іроз = ∙ 0,85 = 47,1 А. 
2 ∙ √3 ∙ 35
 
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. 
 
Ми обираємо кабель АС-50 
Довжина лінії L=10 км; R=0,368∙10=3,68 Ом; X=0,257 ∙ 10 = 2,57 Ом. 
 
Вибраний стандартний переріз ��������т 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: 
 
Іроз ≤ к ∙  Ідоп,                                                    (3.3) 
 
47,1 А ≤ 1 ∙  123 А. 
 
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 ∙  ІдопТ,                                           (3.4) 
 
94,2 А ≤ 153,75А.  
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 (3.3) – (3.4) підтверджуємо вибір для повітряної 
лінії провід     певної марки з необхідним перерізом. 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
          3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП 
 
В залежності від параметрів ліній електропередавання (ЛЕП) − 
повітряних ліній (ПЛ) або кабельних ліній - по яких передається 
електроенергія від системи до ГПП підприємства, втрати напруги мають 
істотно різну величину. 
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці 
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних 
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.4): 
 
 
 
Рисунок 3.4 – Схема заміщення фази ділянки мережі 
 
На рисунку 3.4 ����1, ����2 − повна потужність на початку і кінці ділянки 
(комплексні значення);  ����н, Хн − опір навантаження (активний і індуктивний). 
Повздовжня (по напряму ����2ф) складова падіння напруги в лінії ∆����ф: 
 
∆����ф = �������� ∙ ���� + �������� ∙ ���� = ���� ∙ (�������������������� + ��������������������).                      (3.5) 
 
Поперечна (перпендикулярна до напряму ����2ф) складова падіння  
напруги в лінії ��������ф: 
��������ф = �������� ∙ ���� − �������� ∙ ���� = ���� ∙ (�������������������� − ��������������������).                      (3.6) 
 
Знаючи складову падіння напругу ∆����ф, можна визначити, відповідно, 
можна визначити, відповідно: 
 
∆����∘
ф1 = ����ф2 + ∆����∘
ф = ����ф2 + ∆����ф + ������������ф =                        (3.7) 
= ����ф2 + (������������ + ������������) + ����(������������ − ������������) = ����ф1 ∙ ������������ , 
 
 
 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
де модуль Uф1 цієї напруги: 
����ф1 = ������ф2 + ��������ф�
2 + ���������ф�
2                               (3.8) 
 
 
та його фаза ����: 
��������
���� = �������������������� ф .                                           (3.9) 
����ф2 + ��������ф
 
Таким чином, визначено параметри падіння напруги ∆����∘
ф. Втрата  
напруги  ∆����ф, для ділянки електричної мережі: 
 
∆����ф = �∆����∘
ф1� − �∆����∘
ф2�.                                   (3.10) 
 
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі має вид: 
 
Рисунок 3.5 – Векторна діаграма напруги і струму фаз ділянки  
електричної мережі 
 
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для 
будь-якої кількості ділянок лінії отримаємо: 
 
����
∆���� = √3 ∙ ����ф = √3 ∙�(����і ∙ ����і ∙ ����������������і + ����і ∙ ����і ∙ ����������������і).           (3.11) 
і=1
 
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна 
вважати, що падіння напруги ∆����∘
ф1 дорівнює його поздовжній складовій ∆����. 
Тоді втрати напруги ∆���� приблизно визначається за формулою: 
 
�������� + ����
∆���� ≃ ∆���� = √3 ∙ (���� ���� + ���� ����) = і і���� ����і���� + ����і����
���� ���� ≈ ,                (3.12) 
����і ����ном
 
 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими 
формулами. Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при 
проектної потужності складають: 
∆����
∆����(%) = ∙ 100%.                                     (3.13) 
����ном
 
Розраховуємо повздовжню та поперечну складові вектора падіння 
напруги (кВ): 
(5,911 ∙ 0,368 + 3,052 ∙ 0,257) ∙ 10
∆����ф = = 8,5 кВ; 
35
 
(5,911 ∙ 0,257 − 3,052 ∙ 0,368) ∙ 10
∆����ф = = 0,75 кВ; 
35
 
З урахуванням яких отримаємо вектор напруги (кВ): 
∆����∘ °
ф1 = ∆����ф + ������������ф = 8,5 + ����0,75 = 8,53∠5,04  кВ. 
 
Вплив поперечної складової падіння напруги (кВ): 
��������� �2ф (0,75)2
��������ф = = = 0,008 кВ;  
2 ∙ ���� 2 ∙ 35
 
Вплив поперечної складової падіння напруги дуже маленький. Тому 
втрата напруги практично дорівнює повздовжній складовій падіння напруги: 
 
∆���� ≃ ∆����ф = 8,5 кВ; 
 
Втрата напруги у відсотках дорівнює (%): 
 
8,5
∆����(%) = ∙ 100% = 0,24%. 
35
 
Отримані значення порівнюються з допустимими [7]. За результатами 
аналізу втрат напруги визначається, чи здатні вибрані параметри провідника 
забезпечити передачу необхідної потужності до ГПП при допустимих втратах 
напруги. При необхідності проводиться уточнення параметрів провідника. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ 
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ 
 
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції залежить від 
величини та характеру електричного навантаження, категорії 
електроприймачів      за надійністю електропостачання. При цьому враховують 
експлуатаційні вимоги, конфігурацію і розміщення основного навантаження, 
умови оточуючого середовища, охолодження, електричної і пожежної 
безпеки. 
 
4.1 Вибір трансформаторів ГПП 
 
Кількість трансформаторів, яку треба встановити на ПС (ГПП), у 
першу чергу залежить від категорії споживачів. Згідно ПУЕ, розділ 1 [2], 
електроприймачі І категорії треба забезпечувати електроенергією від двох 
незалежних взаєморезервуючих джерел живлення, і перерву їх 
електропостачання в разі порушення електропостачання від одного з джерел 
живлення можна допускати лише на час автоматичного відновлення 
живлення. Електроприймачі II категорії необхідно забезпечувати 
електроенергією від двох незалежних взаєморезервуючих джерел живлення. 
Для електроприймачів II категорії в разі порушення електропостачання від 
одного з джерел живлення переривання електропостачання є допустимим 
на час, необхідний для увімкнення резервного живлення діями чергового 
персоналу або виїзної оперативної бригади. 
Таким чином, як правило головна понижуюча підстанція підприємства 
містить два трансформатора. 
Вибір трансформаторів виконується з урахуванням допустимого 
навантаження в нормальному режимі та при аварійних перевантаженнях. 
При цьому у разі виходу із роботи одного трансформатора 
трансформатор, той що лишився в роботі, повинен забезпечити роботу 
підприємства на час заміни пошкодженого трансформатора з урахуванням 
можливого обмеження навантаження без втрат для основної діяльності 
підприємства та з використанням допустимого перенавантаження 
трансформатора [3]. При цьому враховується як перевантажувальна здатність 
трансформаторів, так і можливість обмеження споживачів без збитків для 
основної діяльності підприємства. Найбільш коректним шляхом врахування 
вказаних характеристик є використання технічної документації на конкретні 
силові трансформатори, які рекомендується обрати попередньо. Така 
документація містить, як правило розділ «Керівництво по навантаженням 
трансформаторів», у якому, в том числі, приведені норми тривалих 
цілодобових навантажень (перевантажень), а також допустимих аварійних 
навантажень з можливим підвищеним зносом. 
У загальному випадку вибір потужності трансформаторів здійснюється з 
врахуванням реальних графіків навантаження підприємства. Але так як  
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
формат випускної кваліфікаційної роботи бакалавра передбачає вихідні дані у 
вигляді середніх навантажень цехів підприємства, вибір здійснюється за 
спрощеною методикою. 
Активна і реактивна складова втрат у відповідному трансформаторі 
Т визначається за виразами: 
 
∆РТ = 0,02 ∙ ����НН ГПП;                                               (4.1) 
∆РТ = 0,02 ∙ 6319,5 = 126,4 Вт. 
 
∆����Т = 0,1 ∙ ����НН ГПП;                                               (4.2) 
∆����Т = 0,1 ∙ 6319,5 = 361,95 квар. 
Де ����НН ГПП повна потужність на шинах низької напруги, що 
визначається за співвідношенням (2.23).  
Таким чином загальне навантаження об’єкта ������������ визначається з 
використанням формули (3.1): 
���� 2 ���� 2
������������ ≈ ����ВН ГПП = Ко ∙ ���РНН ТПі + ∆РТ� + ������НН ТПі + ∆����Т�      (4.3) 
і і
 
���� 2 2
ВН ГПП = 0,95 ∙ �(5910,8 + 126,4) + (3051,6 + 631,95) = 6718,6 кВ ∙ А. 
 
Потужність ����Т кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо 
оцінюється згідно виразу: 
����
���� = ��������
Т                                                         (4.4) 
2 ∙ 0,7
 
6718,6
����Т = = 4799 кВ ∙ А. 
2 ∙ 0,7
По отриманому значенню потужності ����Т вибирається найближча 
номінальна потужність трансформатора ����номТ = 6300 кВа. Якщо різниця між 
потужностями ����Т і найближчою потужністю ����номТ неназначена (∓10%), то 
зазначена ����номТ приймається до подальшого розгляду. У іншому випадку 
розглядається варіант з більшою і меншою стандартною потужністю 
трансформатора відносно ����Т. 
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 ������������ 
об`єкта, згідно чого робиться масштаб по осі навантажень (рисунок 4.1). 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Рисунок 4.1 – Типовий упорядкований графік навантаження для 
вибору      трансформаторів ГПП. 
 
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначається 
за формулою: 
1 ∑��������=1(����2 ∙ ∆���� )
К1 = � ���� ����
∑���� .                                         (4.5) 
����номТ ����=1 ∆��������
 
де ����номТ − номінальна потужність трансформатора, МВА; 
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження транс- 
форматора, за яких навантаження менше або дорівнює номінальному 
трансформатора; 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 ∆�������� − проміжки часу, у які потужність навантаження не перевищує 
потужність трансформатора, год.; 
����і − потужності, що відповідають цим проміжкам часу ∆��������, МВА. 
Підставивши у формулу вище відповідні значення, отримаємо 
величину коефіцієнту початкового значення трансформатора: 
 
1 (2,3752 ∙ 4) + (2,5202 ∙ 2) + (3,8752 ∙ 2) + (4,1952 ∙ 2) +
К1 = �  
5 4 + 2 + 2 + 2 + 2 + 2 + 2 + 4
�(3,8752 ∙ 2) + (4,1952 ∙ 2) + (2,5202 ∙ 2) + (2,3752 ∙ 4)
= 0,6 (МВА). 
4 + 2 + 2 + 2 + 2 + 2 + 2 + 4
 
Коефіцієнт перевантаження трансформатора К2 визначається за 
більшим значенням із двох величин К2 та К2. 
Величина К2 обчислюється за формулою: 
 
1 ∑��������=1(����2
К = � ���� ∙ ∆��������)
2 ∑���� .                                         (4.6) 
����номТ ����=1 ∆��������
Де m - число ступенів потужності графіка навантаження, за яких його 
навантаження більше від номінальної потужності трансформатора. 
 
1 (5,3502 ∙ 2) + (6,1952� ∙ 2)
К2 = = 0,76. 
5 2 + 2
 
Величина К2 визначається за виразом: 
 
0,9 ∙ ����
К = ��������
2 ; 
����номТ
 
0,9 ∙ 6718,6
К2 = = 0,96. 
6300
 
Згідно даного типу трансформатора, при відомій 
температурі охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового 
навантаження К1, за допомогою таблиць визначається допустиме 
систематичне перевантаження К2 доп. Робота трансформатора допускається із 
систематичним перевантаженням, коли виконується умова К2 доп. ≥ К2 . 
На основі розрахунків приймається номінальна потужність 
трансформатора і вказуються його параметри. 
 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
У післяаварійному режимі (при вимиканні одного з двох 
трансформаторів) для надійного електропостачання усіх або значної частини 
споживачів ГПП передбачається живлення від трансформатора, який 
залишився у роботі, в межах допустимого його перевантаження (згідно 
документації на нього). 
Номінальна потужність ����номТ трансформатора ГПП має відповідати 
двом наступним очевидним умовам.  
По-перше, номінальна потужність одного з них не повинна бути менше 
половини розрахункового повного навантаження ������������ тому що в разі 
аварійного вимикання одного з трансформаторів і автоматичним вмиканням 
секційного вимикача РУ НН, інший трансформатор бере на себе все 
навантаження підстанції. Цю умову можна записати так: 
 
����
���� ≥ ��������
номТ .                                                       (4.7) 
2
 
6718,6
����номТ ≥ = 3359,3 кВ ∙ А. 
2
 
По-друге, повинна також виконуватися умова: 
 
����
���� ��������
номТ ≥ ,                                                       (4.8) 
К2.а
 
6718,6
����номТ ≥ = 5598,8 кВ ∙ А. 
1,2
 
Де ������������ − розрахункове повне навантаження у після аварійному режимі 
для даного конкретного підприємства з врахуванням можливого обмеження 
навантаження у цьому режимі; 
К2.а − коефіцієнт, який визначає величину допустимого 
перевантаження залежно від тривалості перевантаження, температури 
повітря та величини попереднього навантаження. 
Співвідношення між коефіцієнтами допустимого перевантаження 
масляних трансформаторів в післяаварійному режимі і коефіцієнтами 
завантаження трансформаторів дво-трансформаторної підстанції в 
нормальному режимі наведені в [3] (таблиця 11.1). 
У загальному випадку використовують нормативну документацію та 
експлуатаційну документацію на трансформатор. Для визначення 
навантажувальної здатності проводять розрахунки за допомогою відповідних 
комп’ютерних програм. 
На основі розрахунків обираємо трансформатори: ТМН−6300/35 для 
ГПП. Їх характеристики в таблиці 4.1. 
 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Таблиця 4.1 – характеристики трансформаторів ТМН–6300/35 
Номінальна потужність 6300 кВА 
Номінальна напруга ВН 35 кВ 
Номінальна напруга НН 11 кВ 
Номінальна частота 50 Гц 
Схема і група з`єднання Y/∆ − 11 
Втрати холостого ходу 7,4 кВт 
Струм холостого ходу 0,85 % 
Втрати короткого замикання 40 кВт 
Навантаження короткого замикання 7,5 % 
Спосіб і діапазон регулювання 
навантаження РПН±4×2,5% 
Масса загальна 15250 кг 
Масса масла 3500 кг 
Масса транспортувальна 12310 кг 
Масса масла для доливки 1140 кг 
 
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з 
врахуванням компенсації реактивної потужності 
 
При вирішенні цього питання керуються такими положеннями: 
– число трансформаторів на підстанції визначається з умови 
надійності живлення з урахуванням категорії споживачів електроенергії; 
– намічаються можливі варіанти потужності трансформаторів з 
урахуванням допустимого їх перевантаження в робочому і після аварійному 
режимах, і на підставі техніко-економічного зіставлення вибирається 
прийнятний варіант з урахуванням можливого збільшення навантажень. 
Цехові трансформаторні підстанції, що живлять силові і, як правило, 
освітлювальні електроустановки промислових підприємств, є основними 
електроустановками системи розподілу електроенергії напругою до 1 кВ. 
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, в основному, 
вимогами надійності живлення споживачів [3]. 
Визначальними факторами при виборі одиничної потужності 
трансформатора є витрати на живлючу мережу 0,4 кВ, втрати потужності в 
живлячій мережі і в трансформаторах, витрати на будівельну частину ТП. 
Якщо значення густини навантаження 0,2 кВ ∙ А2 і більше, доцільно 
м
застосувати трансформатори потужністю 400 кВ ∙ А, 630 кВ ∙ А і 1000 кВ ∙ А; 
якщо густина навантаження (0,2 − 0,3)кВ ∙ А2- економічною є потужність 
м
трансформаторів 1000 кВ ∙ А; якщо густина навантаження більше ніж 
 0,3 (кВ) ∙ А  доцільно застосувати трансформатори потужністю 1600 (кВ ∙ А) 
м2
і 2500 (кВ ∙ А).  
 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Кількість типорозмірів трансформаторів на одному підприємстві має 
бути мінімальним. 
При цьому живлення ЕП I та II категорії передбачають від 
двотрансформаторних підстанцій. 
Попередньо обираються можливі варіанти потужності 
трансформаторів ТП з урахуванням допустимого перевантаження в робочому 
і після аварійному режимах. 
Існує декілька методик розрахунку числа та потужності цехових 
трансформаторів з врахуванням компенсації реактивної потужності. Один з 
можливих шляхів вибору числа і економічної потужності цехових 
трансформаторів одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів 
(НБК) приведено нижче. Загальна послідовність розрахунків наступна. 
Вибирається економічне оптимальне число цехових 
трансформаторів ��������.����. та економічне оптимальне значення потужності НБК  
������������1. 
Визначається додаткова потужність НБК ������������2  з метою оптимального 
зниження втрат потужності в трансформаторах напругою 10(6) кВ. 
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе: 
 
������������ сум = ������������1 + ������������;                                           (4.9) 
 
Мінімальне число цехових трансформаторів ���������������� однакової 
потужності ����номТ, що призначені для живлення технологічно зв`язаних 
навантажень дорівнює: 
����
���� ������������
������������ = + ∆����,                                    (4.10) 
кзаван ∙ ����номТ
 
721,7
���������������� = + 0,53 = 2. 
0,75 ∙ 630
 
де ���������������� − максимально активне навантаження даної групи 
трансформаторів, кВт; 
����номТ − номінальна потужність трансформатора, кВА; 
∆���� − дробовий доданок до найближчого цілого числа; 
кзаван − фактичний коефіцієнт завантаження трансформатора = ����роз ∑. . 
��������∙����номТ
Для трансформаторів цехової підстанції слід,як правило, застосувати 
наступні коефіцієнти завантаження: 
– для цехів з переважним навантаженням I категорії при дво− 
трансформаторних підстанціях – 0,65 - 0,7; 
– для цехів з переважним навантаженням II категорії при одно− 
трансформаторних підстанціях з взаємним резервуванням трансформаторів 
– 0,7 - 0,8; 
 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
−      для цехів з переважним навантаженням II категорії з можливістю 
використання централізованого резерву трансформаторів і для цехів з 
навантаженням III категорії – 0,9 - 0,95 [3]. 
 
Економічна кількість трансформаторів �������� знаходиться за виразом: 
 
�������� = ���������������� + ����,                                             (4.11) 
 
�������� = 2 + ����. 
 
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно 
[8] у функції ���������������� і ∆����. 
За рахунок ∆���� та m з`являється некомпенсована потужність ��������������������, 
яка передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається 
вона за формулою: 
���� 2 2
maxТ = �(�������� ∙ кзаван ∙ ����номТ) − ����������������,                        (4.12) 
 
����maxТ = �(2 ∙ 0,64 ∙ 630)2 − 721,72 = 359,8. 
 
 
 
де кзаван − фактичний коефіцієнт низьковольтних конденсаторів QHK1 
складе: 
������������1 = ����max0,4 − �������������������� ,                              (4.13) 
 
������������1 = 327,5 − 359,8 = −32 квар. 
 
де ����max0,4 − сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за 
найбільш завантажену зміну, квар. 
При ������������1 < 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку 
не потрібно. 
Додаткова потужність статичних конденсаторів ������������2 з врахуванням 
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою: 
 
������������2 = ����max0,4 − �������������������� ,                                         (4.13) 
 
де ����max0,4 − сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за 
найбільш завантажену зміну, квар. 
При ������������1 < 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку 
не  потрібно. 
Додаткова потужність статичних конденсаторів ������������2 з врахуванням 
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою: 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
������������2 = ����max0,4 − ������������1 − ���� ∙ �������� ∙ ����номТ                   (4.14) 
 
������������2 = 327,5 − (−32) − 0,18 ∙ 2 ∙ 630 = 132,7 квар. 
 
де ���� − розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції 
показників К1, К2, схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі. 
Показник К2 характеризує відношення питомих витрат на низько- та 
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної 
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній 
роботі – 12, однозмінній – 24. 
Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та потужність 
трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з довідковими 
даними.  
Якщо в розрахунках отримаємо, що ������������2 < 0, тоді додатково 
встановлювати конденсаторні батареї не потрібно. 
У результаті розрахунків за співвідношеннями (4.9 ) – (4.14) 
вибирається  кількість і потужність трансформаторів, а також сумарна 
реактивна потужність  батарей статичних конденсаторів. 
Результати вибору приводиться у вигляді таблиці 4.1 «Вибір кількості та 
потужності цехових трансформаторів та НКБ». 
 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 Таблиця 4.1- Вибір кількості та потужності цехових трансформаторів та низьковольтної батареї 
        Сумарна 
Місце Р , ���� , ���� , ���� , ���� , ���� , ���� , ���� , Прийнятий тип та потужність 
Встановлення НН, ТП НН ТП НН, ТП номТ ���� ��������1 ��������, 2 ��������з
кВА квар кВА кВА шт квар квар квар кількість батарей батарей 
(ТП) конденсаторів ����хх,у, квар 
КТП-1 721,7 372,6 812,2 630 2 -32 132,7 100,7 УКЗ-0,38-50 2шт. 50 
ТП-2 1660 857 1876,8 1600 2 -146 323,3 86,3 УКЗ-0,38-50 2шт. 100 
ТП-3 866 447,1 979,2 1600 1 -63 168 105 УКБН-0,38-135 ТЗ 1шт. 135 
ТП-4 505,2 260,8 571,2 1000 1 -34,8 84 50,8 УКЗ-0,38-50 1шт. 50 
ТП-5 353,6 182,6 399,8 630 1 -19,8 66,9 47,1 УКЗ-0,38-50 1шт. 50 
ТП-6 1804,3 931,5 2040 1600 2 -80,5 323,3 242,8 УКБН-0,38-135 ТЗ 2шт. 270 
Сумарна ємність 655 
 
 
 
 
Арк. 
ЧДТУ 001 20019 000 ПЗ 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві 
Заходи з компенсації реактивної потужності застосовують на основі 
техніко – економічних розрахунків, виконаних комплексно на базі єдиного 
перспективного плану розвитку даного району з урахуванням балансу 
реактивної потужності, виходячи із допустимих меж коливань напруги та 
спотворення форм кривої напруги і струму, встановлених ДСТУ EN 50160:2014 
[7]. 
Вибір засобів компенсації повинен виконуватися одночасно з вибором усіх 
елементів живлячої і розподільної електричної мережі для нормального і 
післяаварійного режимів роботи [8]. 
Компенсація реактивної потужності є невід’ємною частиною завдання 
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності 
одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових 
підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії. 
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [10]. 
При виборі засобів компенсації реактивної потужності у мережі 10 кВ 
вихідними даними є максимальна реактивна потужність ����тах та вхідна 
реактивна потужність ����ек, що погоджена з енергопостачальною організацією на 
межі балансової приналежності. 
Максимальна реактивна потужність ����вк на шинах розподільчої установки 
10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована високовольтними батареями 
статичних конденсаторів, визначається за виразом:  
����вк = кнс ∙ ���������������� + ∆�������� − ����ек −�����нк.ф, 
 
����вк = 0,92 ∙ 3051,6 + 361,95 − 122,95 − 655 = 2391,47 квар. 
 
Де кнс − коефіцієнт, що враховує не сповідання за часом найбільшого 
навантаження промислового підприємства з максимум навантаження 
енергосистеми (чисельні значення коефіцієнту кнс визначається за довідковими 
даними); 
���������������� − розрахункова реактивна потужність підприємства, квар; 
∆�������� −сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторах, квар; 
����ек − економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в 
часи її максимуму навантаження, квар. 
∑����нк.ф, − сумарна встановлена потужність низьковольтних конденсаторів, 
квар. 
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення два комплектні 
високовольтні блоки статичних конденсаторів марки УКЛ 56-10,5-1200 У3 
потужністю ����БСК = 1200 квар при номінальній напрузі живлення ����д=10,5 кВ.  
Сумарна ємність конденсаторної установки складає ∑����БСК = 2400 квар. 
 
 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО 
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) кВ 
 
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської 
мережі 
 
Розподіл електроенергії у внутрішньозаводських електричних мережах 
виконуємо по радіальній схемі розподілу електроенергі в залежності від 
територіального розміщення навантажень, їхньої величини, необхідного ступеня 
надійності живлення та інших характерних рис проектованого підприємства. 
Для визначення найбільш відповідальних електроспоживачів звертаємо 
увагу на обладнання, що використовується в виробничому процесі заводу. 
В нашому випадку до найбільш відповідальних споживачів відносяться 
цехи з виробництва: скрепкових, пластичних, під`йомних, поворотних 
елементів. 
Саме припинення електропостачання обладнання цих цехів приведе до 
масового браку продукції, псування обладнання та загрози життю працівників 
завода. 
Зважаючи на те, що всі цехи підприємства в своєму складі не мають 
високовольтних електроспоживачів, живлення їх виконуємо також по радіальній 
схеми розподілу електроенергії. Прокладання кабельних ліній виконано в 
спеціально створених підземних кабельних каналах. 
При проектуванні враховуємо кількість та потужність трансформаторних 
підстанцій та розподіляємо їх потенціал 
потужності так, щоб навантаження на обох вводах ГПП було приблизно 
однаковим. 
Резервування що живлять трансформаторні підстанції, як правило 
виконується від більш потужного джерела живлення 10 кВ. 
 
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж 
 
Провідники будь-якого призначення мають задовольняти вимогам щодо 
гранично допустимого нагріву з урахуванням не тільки нормальних, а й після 
аварійних режимів, а також режимів у період ремонту і можливих 
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо [2]. 
Температура нагріву струмовідних частин кабелів, проводів і шин не 
повинна перевищувати значень, наведених у табл. 1.3.1 – 1.3.3 ПУЕ [2]. 
Під час перевірки на нагрів приймається півгодинний максимум струму, 
найбільший із середніх півгодинних струмів цього елемента мережі. 
При визначенні перерізу жил кабелів для живлення цехових ТП за 
розрахункову потужність кожного трансформатора приймають 
максимальне навантаження (Р������������10 і ����������������10) з врахуванням втрат потужності 
у трансформаторі. Втрати активної ∆Р���� та реактивної ∆�������� потужності в 
трансформаторі з достатньою для практики точністю приймають рівними 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 відповідно 2 % и 10 % повної максимальної потужності із сторони 
низької напруги трансформатора: 
Р������������10 = Рроз 0,4 + ∆Р���� = Рроз 0,4 + 0,02 ∙ ����номТ;                (5.1) 
 
Р������������10 = 721,7 + 0,02 ∙ 630 = 734,3 Вт. 
 
����������������10 = ����роз 0,4 + ∆�������� = ����роз 0,4 + 0,1 ∙ ����номТ;                (5.2) 
 
����������������10 = 45,8 + 0,1 ∙ 630 = 108,8 квар. 
 
Де Рроз 0,4, ����роз 0,4 − розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ 
(активне, реактивне). 
Розрахункова потужність лінії з урахування електричної схеми 
живлення визначається за співвідношенням: 
 
���� ( )2 2
Л (
і = � Р������������10 + ����������������10) , 
 
����Л = �( )2 ( )2
і 734,3 + 108,8 = 742,3 (кВ ∙ 
 
Де Р������������10 і  ����������������10 − відповідно розрахункова активна і реактивна 
потужність лінії і-го трансформатора з врахуванням втрат в трансформаторах, 
що розраховані за співвідношеннями %, 5.1 – 5.2). Розраховані дані заносимо у 
таблицю 5.1. 
 
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП 
 Рроз 0,4 Qроз 0,4 Sном Т , Рmax 10 , Qmax 10 , S Л, 
ТП кВт квар кВ·А кВт квар кВ·А 
1 2 3 4 5 6 7 
КТП-1 721,7 45,8 630 734,3 108,8 742,3 
ТП-2 1660 105,3 1600 1692 265,3 1711,3 
ТП-3 866 55 1600 898 215 923,4 
ТП-4 505,2 32,1 1000 525,2 132,1 541,6 
ТП-5 353,6 22,5 630 366,2 85,5 376 
ТП-6 1804,3 114,5 1600 1836,3 274,5 1856,7 
 
Розрахунковий струм лінії Іроз,Л (А) в нормальному режимі визнчається 
за формулою: 
����
І = Л
Л  А. 
√3 ∙ ����ном
 
де ����ном − номінальна напруга лінії, кВ. 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Підставивши у формулу вище відповідні значення, отримаємо 
розрахунковий струм лінії (А): 
742,3
ІЛ = = 42,9 А. 
√3 ∙ 10
 
Для визначення перерізу живлячого кабелю визначимо згідно ПУЕ 
(таблиця 1.3.36) економічну густину струму. При використанні максимуму 
навантаження від 1000 до 3000 годин на рік і виконанні живлячої лінії кабелем з 
алюміневими жилами та паперовою ізоляцією =, економічна густина струму 
складе ����ек = 1,6( А
2). 
мм
Визначаємо стандартний переріз кабельної лінії ����  (мм2ек ), по якому 
проходить струм ІЛ за формулою: 
І
����ек = Л , 
����ек
 
42,9
����ек = = 26,8 мм2. 
1,6
 
Для живлення підстанції (КТП-1) приймаємо кабель марки АСБГ(3×35) з 
перерізом жил 35 мм2 та тривало допустимим струмом Іт.д. = 110 А. 
Аналогічно вибираємо кабелі, що живлять інші ТП. Результати 
розрахунків зводимо в таблицю 5.2. 
 
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ 
Ділянка LКЛ , S Л, Іроз Л , Fек , Ідоп , Прийнята F, Марка кабелю 
кабелю м кВА А мм2 А мм2 
ПГВ-КТП1 200 742,3 42,9 26,8 110 35 АСБГ 3×35 
ПГВ-ТП2 170 1711,3 98,8 61,8 162 70 АСБГ 3×70 
ПГВ-ТП3 60 923,4 53,3 33,3 110 35 АСБГ 3×35 
ПГВ-ТП4 20 541,6 31,3 19,6 91 25 АСБГ 3×25 
ПГВ-ТП5 200 376 21,7 13,6 74 16 АСБГ 3×16 
ПГВ-ТП6 170   1856,7 107,2 67 162 70 АСБГ 3×70 
 
Перевірку обраного кабелю на допустимий струм в нормальному 
режимі роботи здійснюють за співвідношенням: 
 
Іроз,Л ≤ Ідоп ∙ К1 ∙ К2, 
 
42,9 А ≤ 110 А ∙ 1,05 ∙ 0,87; 
 
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та 
повітря К1 = 1,05 ; 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості числа 
кабелів прокладених паралельно; 
Ідоп – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних умовах. 
Перевірка на допустимий струм в після аварійному режимі відбувається 
за виразом: 
2 ∙ Іроз,Л ≤ Ідоп ∙ К1 ∙ К2 ∙ К3, 
 
2 ∙ 42,9 А ≤ 110 А ∙ 1,05 ∙ 0,87 ∙ 1,25. 
 
де К3 – допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3. 
« Настановою з проектування систем електропостачання промислових 
підприємств» [3] визначено, що «під час проектування електропостачання 
потрібно передбачити заходи і пристрої для забезпечення якості електроенергії 
відповідно вимогам ГОСТ 13109 та ДСТУ ЕN 50160». 
Тому втрата напруги ΔU в лінії в нормальному режимі роботи повинна 
бути не більш 5% ⋅ Uном або 10% ⋅ Uном і  визначається за виразом: 
 
∆���� ≤ 52,5. 
 
Величина втрати напруги в лінії ∆���� (В) визначається за формулою: 
∆���� = √3 ∙ Іроз,Л ∙ ����КЛ ∙ (����° ∙ ���������������� + ����° ∙ ����������������), 
∆���� = √3 ∙ 42,9 ∙ 0,2 ∙ (0,89 ∙ ���������������� + 0,095 ∙ ����������������) = 10,23 кВ. 
 
де ����КЛ − довжина лінії, км; 
����°,  ����° − відповідно питомий активний і реактивний опір лінії, Ом/км; 
cosϕ – коефіцієнт потужності навантаження лінії. 
Втрата напруги в лінії не перевищує допустиму, оскільки виконується 
умова (1.35); 
10,23 ≤ 52,5. 
 
Вибраний кабель повністю відповідає усім умовам і режимам роботи. 
Аналогічно виконуємо перевірку усіх живлячих кабельних ліній. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В 
МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В 
 
6.1 Вихідні дані для розрахунків 
Розрахунок електромагнітних перехідних процесів у СЕП при коротких 
замиканнях (КЗ), як найбільш характерних збудженнях, має важливе значення 
для проектування та експлуатації. Такий розрахунок передбачає знаходження 
значень струму та інших параметрів режиму КЗ у точці виникнення КЗ або в 
інших точках СЕП чи вітках мережі при заданих умовах. 
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання є 
прийнята схема електропостачання, величина потужності короткого замикання 
на шинах підстанції та конкретні дані елементів схеми заміщення. 
Розрахункова схема мережі та її схема заміщення зображена на рисунку 6.1. 
 
Рисунок 6.2 – Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ 
 
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в 
характерних точках 
 
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для 
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ – 
симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього здійснюють 
перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого – в заміні 
окремих елементів електричними еквівалентами, з’єднаними у такій же 
послідовності. 
Розрахунки проводять методом точного зведення у іменованих або 
відносних одиницях. 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Для найбільш характерних обраних точок короткого замикання Кі 
розраховується початкове значення Іп0 періодичної складової струму КЗ, 
ударний струм іу. 
Розраховуючи ударний струм вважають [15] (у п. 6.2 – 6.3 
використовуються позначення фізичних величин, прийнятих у цьому 
нормативі): 
1) ударний струм наступає через 0,01 c після початку КЗ; 
2) амплітуда періодичної складової струму КЗ в момент t = 0,01 c. 
дорівнює амплітуді цієї складової в початковий момент КЗ. 
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш 
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту. 
Розрахунок виконуємо у базисних одиницях, при цьому всі опори схеми 
заміщення проводяться до базисних умов. За базисні умови приймаємо: 
– базисна потужність – ����б=100 МВА; 
– базисна напруга – ����б1 = 35 кВ,  ����б2 = 10,5 кВ. 
– базисний струм визначаємо за формулою: 
 
����
І = б
б . 
√3 ∙ ����б
Відповідно: 
            – базисний струм І ступеня:  
100
Іб1 = = 1,65 кА; 
√3 ∙ 35
 
– базисний струм ІІ ступеня: 
100
Іб2 = = 5,5 кА. 
√3 ∙ 10,5
 
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях. 
Реактивний опір системи хс визначаємо за формулою: 
 
����
х = б
с                                                           (6.1) 
����кз
 
де – потужність, яку видає генератор в мережу при короткому 
замиканні, МВА. 
Підставивши у формулу (6.1) відповідні значення, отримаємо опір 
електричної системи (В, О,); 
100
хс = = 0,7 Ом. 
140
 
Активний ����пл (в.о.) та реактивний Хпл (в.о.) опір повітряної лінії 35 кВ 
визначаємо за формулами: 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
����
����пл = ����0пл ∙ І ∙ б
л 2 ;                                            (6.2) 
����б1
 
����
Хпл = х0пл ∙ І ∙ б
л 2 .                                           (6.3) 
����б1
 
де ����0пл, х0пл – активний та індуктивний опір 1 кілометру лінії, Ом; для лінії з 
провідника марки АС–50: ����0пл= 0,368 (Ом/км), х0пл= 0,257 (Ом/км). L=10 
(км); R=3,68 (Ом); X=0,257 ∙ 10 = 2,57 (Ом). 
Іл − довжина лінії, км. 
Підставивши у формули (6.2) та (6.3) відповідні значення, отримаємо 
активний та індуктивний опір повітряної лінії 35 кВ (в.о.): 
100
����пл = 0,368 ∙ 10 ∙
352
= 0,3 Ом; 
 
100
Хпл = 0,257 ∙ 10 ∙ = 0,2 Ом. 
352
 
Реактивний опір трансформатора ГПП Хтр (в.о.) визначаємо за формулою: 
 
���� ����
Х = ���� ∙ б
тр .                                                 (6.4) 
100 ����н.тр
 
де �������� −напруга короткого замикання трансформатора %, для 
трансформатора ТМН−6300/35:  �������� = 7,4%. 
����н.тр − номінальна потужність трансформатора, МВА. 
Підставивши у формулу (6.4) відповідні значення, отримаємо 
реактивний опір трансформатора ГПП (в.о.); 
 
7,4 100
Хтр = ∙ = 1,17 Ом. 
100 6,3
 
1.6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних 
точках  
 
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К1 ІкзК1 (кА) за виразом: 
 
І
І б1
кзК1 = .                                                     (6.5) 
����К1
 
де ����К1 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К1, (в.о.). 
Величину цього опору визначаємо за формулою: 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
���� 2 2
К1 = �(����с + ����пл) + ����пл ; 
 
����К1 = �(0,7 + 0,2)2 + 0,32 = 0,95 Ом. 
 
Підставивши у формулу (6.5) відповідні значення, отримаємо струм 
короткого замикання в точці К1: 
1,65 
ІкзК1 = = 1,7 кА. 
0,95
 
Ударний струм в точці К1 іуаК1(кА) визначаємо за виразом: 
іуаК1 = √2 ∙ ІкзК1 ∙ ����уаК1.                                        (6.6) 
 
де ����уаК1 −ударний коефіцієнт в точці К1, визначається за формулою: 
����пл
����уаК1 = 1 + ����−3,14����с+Хпл; 
0,3
����уаК1 = 1 + 2,71−3,140,7+0,2 = 1,4. 
 
Підставивши у формулу (6.6) відповідні значення, отримаємо величину 
ударного струму в точці К1: 
іуаК1 = √2 ∙ 1,7 ∙ 1,4 = 3,37 кА. 
 
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К2 ІкзК2 (кА) за 
виразом: 
І
І = б2
кзК2 .                                                     (6.7) 
����К2
 
де ����К1 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К2, (в.о.). 
Величину опору цього опору визначаємо за формулою: 
 
����К2 = ������с + ���� 2 2
пл + хтр + хш� + (����пл + ����ш) ; 
 
����К2 = �(0,7 + 0,2 + 1,17 + 0,21)2 + (0,3 + 0,21)2 = 2,3 Ом. 
 
Підставивши формулу (6.7) відповідні значення, отримаємо струм короткого 
замикання в точці К2: 
5,5
ІкзК2 = = 2,39 кА. 
2,3
 
Ударний струм в точці К2 іуаК2(кА) визначаємо за виразом: 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
іуаК1 = √2 ∙ ІкзК2 ∙ ����уаК2.                                        (6.8) 
 
де ����уаК1 −ударний коефіцієнт в точці К2, визначається за формулою: 
 
−3,14 ����пл+����ш
���� = 1 + ���� ����с+���� +х +х
уаК2 пл тр ш; 
 
���� = 1 + 2,71−3,14 0,3+0,21
уаК2 0,7+0,2+1,17+0,21 = 1,18. 
 
Підставивши у формулу (6.6) відповідні значення, отримаємо величину 
ударного струму в точці К2: 
іуаК2 = √2 ∙ 2,39 ∙ 1,18 = 3,99 кА. 
 
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К3 ІкзК3 (кА) за 
виразом: 
І
І б2
кзК3 = .                                                     (6.9) 
����К3
 
де ����К1 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К2, (в.о.). 
Величину опору цього опору визначаємо за формулою: 
 
����К3 = ������с + ���� 2
пл + хтр + хш + ����авт + ����ш + хавт1 + хл1� + 
�+(����пл + ����ш + ����авт + ���� + ���� 2
ш авт1 + ����л1) ; 
 
����К3 = �(0,7 + 0,2 + 1,17 + 0,21 + 0,13 + 0,21 + 0,17 + 0,082)2 +  
�+(0,3 + 0,21 + 0,41 + 0,21 + 1,1 + 0,0612)2 = 3,67 Ом. 
 
Підставивши формулу (6.9) відповідні значення, отримаємо струм короткого 
замикання в точці К3: 
5,5
ІкзК3 = = 1,5 кА. 
3,67
 
Ударний струм в точці К3 іуаК3 визначаємо за виразом: 
 
іуаК3 = √2 ∙ ІкзК3 ∙ ����уаК3.                                        (6.10) 
 
де ����уаК1 −ударний коефіцієнт в точці К1, визначається за формулою: 
−3,14 ����пл+����ш+����л2+����авт+����ш+����авт2
����уаК3 = 1 + ���� ����с+����пл+хтр+хш+����л2+хш+хавт+хавт; 
−3,14 0,3+0,21+0,41+0,21+1,1+0,0612
����уаК3 = 1 + 2,71 0,7+0,2+1,17+0,21+0,13+0,21+0,17+0,082 = 1. 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Підставивши у формулу (6.10) відповідні значення, отримаємо величину 
ударного струму в точці К3: 
іуаК3 = √2 ∙ 1,5 ∙ 1 = 2,12 кА. 
 
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К4 ІкзК3 за виразом: 
 
І
І б2
кзК3 = .                                                     (6.11) 
����К4
 
де ����К1 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К2, (в.о.). 
Величину опору цього опору визначаємо за формулою: 
 
����К4 = ������ 2
с + ����пл + хтр + хш + ����авт + ����ш + хавт2 + хл2� + 
�+(����пл + ����ш + ���� 2
авт + ����ш + ����авт2 + ����л2) ; 
 
����К4 = �(0,7 + 0,2 + 1,17 + 0,21 + 0,13 + 0,21 + 0,17 + 0,082)2 +  
�+(0,3 + 0,21 + 0,41 + 0,21 + 1,1 + 0,0625)2 = 3,67 Ом. 
 
Підставивши формулу (6.11) відповідні значення, отримаємо струм 
короткого замикання в точці К4: 
5,5
ІкзК4 = = 1,5 кА. 
3,67
 
Ударний струм в точці К4 іуаК3 визначаємо за виразом: 
іуаК4 = √2 ∙ ІкзК4 ∙ ����уаК4.                                        (6.12) 
 
де ����уаК1 −ударний коефіцієнт в точці К1, визначається за формулою: 
−3,14 ����пл+����кл+����ш+����авт+����авт2+����л2
���� = 1 + ���� ����с+����пл+хтр+хкл+����ш+����авт+хавт2+хуаК4 л2; 
 
−3,14 0,3+0,21+0,41+0,21+1,1+0,0625
����уаК4 = 1 + 2,71 0,7+0,2+1,17+0,21+0,13+0,21+0,17+0,082 = 1. 
 
Підставивши у формулу (6.12) відповідні значення, отримаємо величину 
ударного струму в точці К3: 
іуаК4 = √2 ∙ 1,5 ∙ 1 = 2,12 кА. 
 
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1. 
 
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 Місце короткого замикання 
Параметр 
К1 К2 К3 К4 
����К, Ом 0,95 2,3 3,67 3,67 
Ікз, кА 1,7 1,18 1,5 1,5 
іуаК3,кА 3,37 3,99 2,12 2,12 
 
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 35 кВ 
 
Розрахунок струму однофазного короткого замикання здійснюється для 
розрахункової схеми, що містить точки однофазного короткого замикання 
методом симетричних складових. Схема заміщення складається користуючись 
рекомендаціями та припущеннями. 
 Для розрахунку струму однофазного замикання на землю приймаємо 
електричну схему трансформатора 35/10 кВ і складаємо схему заміщення 
(рисунок 6.1 зі струмом короткого замикання в точці А. 
 
Рисунок 6.1– електрична схема і схема заміщення для розрахунку 
однофазного КЗ 
 
На базі цих схем приводимо схему для визначення опору нульової 
послідовності (рисунок 6.2). Розрахунок ведемо у відносних одиницях. 
 
 
Рисунок 6.2 – схема заміщення для визначення опору нульової 
послідовності 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії х0 (в.о.) 
визначаємо з виразу: 
х0 = ���� ∙ 0.025                                                 (6.13) 
 
де n – коефіцієнт в залежності від типу монтажу лінії, для одноланцюгової 
лінії зі сталевими тросами n=3. 
Підставивши у формулу (6.13) відповідні значення, отримаємо 
індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії (в.о.): 
 
х0 = 3 ∙ 0.025 = 0,075 Ом. 
 
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежить від 
схеми з`єднання обмоток трансформатора – при схемі з`єднання зірка з нульовим 
виводом – трикутник (рисунок 6.2) мають такі ж значення, як і прямої 
послідовності. 
Потужність однофазного короткого замикання ����(І)
к  (кВА) на шинах 35 кВ 
заводської підстанції визначаємо через потужність трифазного КЗ за формулою: 
 
����(І) = ���� ∙ ����(3)
к к ;                                                 (6.14) 
 
���� − коефіцієнт, значення якого залежать від відстані КЗ від шин районної 
підстанції, 0 ≤ ���� ≤ 1,5, при КЗ у віддаленій точці (поблизу трансформатора 
КТП1), приймаємо  k = 1,5. 
Підставивши у формулу (6.14) відповідні значення, отримаємо 
потужність однофазного короткого замикання на шинах 35 кВ заводської  
підстанції: 
����(І)
к = 1,5 ∙ 1400 = 2100 кВ ∙ А. 
 
Струм однофазного КЗ І(І)к  (кВА) на шинах заводської підстанції 
визначаємо за виразом: 
����(І)
І(І) = к
к ,                                                    (6.15) 
√3 ∙ ����1
де ����1 − номінальна напруга на шинах заводської підстанції, кВ: ����1 = 35 
(кВ). Підставивши у формулу (6.15) відповідні значення на шинах 35 кВ 
заводської підстанції: 
(І) 2100
Ік = = 34,6 кА. 
√3 ∙ 35
 
Опір нульової послідовності визначаємо з виразу: 
 
І(І)к 3 ∙ 1
= ,                                              (6.16) 
Іб хе1 + хе2 + хе0
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
де хе1, хе2 − відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи, 
в.о. Ці опори визначаються з виразу: 
 
хе1 = хе2 = хе0. 
 
З виразу (6.16) знаходимо хе0 (в.о.): 
 
3 ∙ 1 ∙ І
х б
е0 = − х
х е1 − хе2. 
 
Згідно з рисунком 6.2 визначаємо сумарний опір схеми нульової 
послідовності х0 (в.о.) для однофазного струму КЗ як паралельне з`єднання двох 
гілок: 
(х + х )�х + х �
х = е0 л0 тр10 тр20
0 ; 
(хе0 + хл0) + �хтр10 + хтр20�
 
(1,04 + 0,0147)(1,66 + 1,66)
х0 = ( = 0,8 Ом. 
1,04 + 0,0147) + (1,66 + 1,66)
 
Струм однофазного КЗ І(І)кзА (кА) у віддаленій точці А визначаємо струм 
однофазного короткого у точці А (кА): 
 
І(І)
3 ∙ 1 ∙ Іб
кзА = ,                                        (6.17) 
хрез1 + хрез1 + х0
 
де хрез1 = хрез1 = хе1 + хл1 = 0,05 + 0,0147 = 0,0647 Ом. 
Підставивши у формулу (6.17) відповідні значення, отримаємо струм 
однофазного короткого замикання у точці А: 
 
(І) 3 ∙ 1 ∙ 0,385
ІкзА = = 1,24 кА. 
0,0647 + 0,0647 + 0,8
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
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 
 
Для нашої ГПП обираємо КТПБР яка виконуються за схемами зі збірними 
шинами, тупикові і відгалужувальні підстанції – за блочними схемами, транзитні 
підстанції – за схемою містка з вимикачами в колах ліній. Розподільні пристрої 
СН всіх напруг вказаних КТПБР виконані по схемах зі збірними шинами.  
КТПБР виконуються з уніфікованих транспортабельних блоків 
заводського виготовлення, які складаються з металевого каркасу зі змонтованим 
на ньому високовольтним обладнанням і елементами допоміжних кіл. 
В якості комутаційних апаратів РП високого і середнього класів напруги 
застосовуються колонкові вакуумні вимикачі: ВР35НС, ВР35НСМ на стороні 35 
(кВ). 
У складі КТПБР поставляються такі основні блоки і елементи: 
− силові трансформатори; 
−лінейні регулювальні трансформатори; 
−блоки ВРП; елементи жорсткої і гибкої ошиновки; 
−кабельні конструкції; 
−загальнопідстанційний пункт управління (ЗПУ); 
−обладнання НН (в модульній будівлі або комірки КРП для установки в 
капитальній будівлі); 
−обладнання освітлення, грозозахисту, заземлення; інше обладнання. 
 
Мій вибір обумовлений тим, що при використанні комплектного 
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її роботи, 
зручність і безпека обслуговування.  
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних 
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування дає 
значне спрощення будівельної частини електроустановок, так як непотрібні 
складні перегородки для камер електричних апаратів, трансформаторів, та 
іншого обладнання. 
Обрана підстанція призначена для надійного електропостачання 
промислових об`єктів, має два трансформатора потужністю 2500 (кВА). 
 
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН 
 
Апарати, які застосовують в електроустановках, повинні задовольняти 
умовам довготривалої номінальної роботи, режиму перевантаження 
(форсований режим) та режиму можливих коротких замикань [2]. 
Апарати також повинні відповідати умовам навколишнього середовища, 
виду установки (відкрита чи закрита), температурі, вологості, запиленості та 
іншим показникам. 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
До силової апаратури мережі живлення відносяться комутаційні апарати 
РУВН (вимикачі і роз’єднувачі та ін.), які вибираються за максимальним 
струмом і номінальній напрузі і перевіряються на електродинамічну і термічну 
стійкість до струмів КЗ. Результати вибору зводяться в таблицю 7.1−7.2. 
 
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача 
Розрахункові дані Каталожні дані  
ВР35НС та ВР35НСМ 
����ном = 35 кВ. ����ном = 35 кВ. 
�������� = 1240 А. ����ном = 1600 А. 
������������ = 34,6 кА. ����maxдин = 52 кА. 
����відкл. = 20 кА. ����відкл. = 20 кА. 
В 2 2
К = ����Т ∙ ����Т = 20 ∙ 0,05 = 20 В =  ����2К Т ∙ ���� 2
Т = 20 ∙ 0,05 = 20 
 
  Ми обрали вакуумні вимикачі: ВР35НС та ВР35НСМ. 
Вимикач вважається правильно вибраним, якщо каталожні дані 
перевищують (дорівнюють) розрахунковим. 
Роз’єднувач вибирається аналогічно, тільки відсутня перевірка на 
допустимий струм відключення. 
 
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН 
 
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі. 
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення. 
Високовольтні вимикачі на напругу 10 (6) кВ вибираються так, як і на 
напругу 35 кВ; при виборі слід орієнтуватися на сучасні вимикачі. Умови вибору 
вимикача навантаження напругою 10 (6) кВ ті ж самі, що і силових вимикачів. 
Плавкі запобіжники напругою вище 1000 В вибирають за 
конструктивним виконанням, номінальною напругою та струмом, граничному 
струму відключення та потужності, роду установки. Параметри вибору 
автомата наведені в таблиці 7.2.  
Результати вибору ввідного вимикача заводимо в таблицю 7.3, 
секційного вимикача в таблицю 7.4. 
 
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ 
Розрахункові дані Каталожні дані 
ВБ4-П-10/630А 
����ном = 10 кВ. ����ном к = 10 кВ. 
�������� = 368 А. ����ном = 630 А. 
������������ = 3 кА. ����maxдин = 20 кА. 
����відкл. = 7,5 кА. ����відкл. = 20 кА. 
ВК =  ����2����=∞ ∙ ����Т = 7,52 ∙ 0,12 = 6,75 ВК =  ����2Т ∙ ���� = 202Т ∙ 0,12 = 48 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Розрахунковий струм ввідного вимикача визначаємо за формулою: 
 
����
����maxдин = рор ; 
√3 ∙ 10,5
 
6683
����maxдин = = 368 А. 
√3 ∙ 10,5
 
Розрахунковий струм секційного вимикача визначаємо за формулою: 
 
0,5 ∙ ����
���� = рор
maxдин ; 
√3 ∙ 10,5
 
0,5 ∙ 6683
����maxдин = = 184 А. 
√3 ∙ 10,5
 
Таблиця 7.3 – Вибір секційного вимикача 
Розрахункові дані Каталожні дані 
ВБ4-П-10/630А 
����ном = 10 кВ. ����ном к = 10 кВ. 
�������� = 184 А. ����ном = 630 А. 
������������ = 3 кА. ����maxдин = 20 кА. 
����відкл. = 7,5 кА. ����відкл. = 20 кА. 
ВК =  ����2����=∞ ∙ ����Т = 7,52 ∙ 0,12 = 6,75 ВК =  ����2Т ∙ ����Т = 202 ∙ 0,12 = 48 
 
7.4 Вибір трансформаторів струму 
Трансформатори струму, згідно ПУЕ (пункти 1.6.6 – 1.6.8), вибирають 
за номінальною напругою, первинну та вторинну струмам, за родом 
встановлення, конструкції, класу точності та перевіряють на термічну 
стійкість при короткому замиканні. Результати вибору трансформатора 
струму, що розташований у ввідному колі приведено в таблиці 7.5. 
 
     Таблиця 7.5 – Вибір трансформаторів струму напругою 10 кВ 
Розрахункові дані Каталожні дані 
ТОЛ-10 630/5 0,5 10Р 
����ном = 10 кВ. ����ном к = 10 кВ. 
����max = 368 А. ����ном = 630 А. 
����відкл. = 7,5 кА. ����відкл. = 14,8 кА. 
В 2
К =  ��������=∞ ∙ ����Т = 7,52 ∙ 0,12 = 6,75 В =  ����2К Т ∙ ���� 2
Т = 14,8 ∙ 0,12 = 26,2 
 
Номінальний струм вторинної обмотки трансформатора складає 5А.  
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Допустима потужність вторинної обмотки при ���������������� = 0,8 та класі точності 
0,5 складає 15 (Вт). 
Вибраний трансформатор струму перевіряємо на відповідність своєму 
класу точності.  
Для цього має виконуватися умова: 
 
����пров ф + ����приєд < ����л,                                                  (7.1)  
 
де ����пров ф − фактичний опір з`єднувальних проводів, Ом; 
����приє − сумарний опір приєднаних до трансформаторів приладів, Ом; 
����л − опір вторинної обмотки трансформатора струму, Ом: ����л = 0,6 (Ом). 
Сумарний опір приєднаних приладів  визначаємо за формулою: 
 
∑����
���� приє
приєд = 2 .                                                   (7.2)  
І2м
 
де ����приє − сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники фктивної та 
реактивної енергії, інші прилади), ВА; ����приє = 7 (ВА). 
Підставивши у формулу (7.2) відповідні значення, отримаємо сумарний 
опірприєднаних приладів: 
14
����приєд = 2 = 0,28 Ом. 
5
  
Сумарний опір з`єднувальних проводів визначаємо за формулою: 
 
����2л − І22м ∙ (����
���� = приєд + ����к)
пров 2 ,                                     (7.3) 
5
 
де ����к − опір контактів, Ом: ����к =0,1 Ом. 
 
Підставивши у формулу (7.3) відповідні значення, отримаємо сумарний 
опір з`єднувальних проводів: 
 
15 − 5 ∙ (0,28 + 0,1)
����пров = 2 = 0,22 Ом. 
5
 
Визначаємо переріз з`єднувальних проводів мм2: 
 
І ∙ ����
����пров = р                                                      (7.4) 
����пров
 
де Ір − розрахункова довжина проводів при з`єднанні в зірку, (м); Ір −
Іпров = 25 (м); 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
���� − питомий опір матеріалу провідника, Ом∙ мм2/м; для алюмінієвих 
провідників ���� =0,02 (Ом∙ мм2/м). 
Підставивши у формулу (7.4) відповідні значення ми отримаємо переріз 
з`єднувальних проводів: 
25 ∙ 0,02
����пров = = 2,27 мм2. 
0,22
 
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу F = 2,5 мм2. 
Визначаємо фактичний опір з`єднувальних проводів: 
 
Ір ∙ ��������пров = ;  
����
 
25 ∙ 0,02
����пров = = 0,2 Ом. 
2,5
 
Підставивши у вираз (7.1) відповідні значення, отримаємо: 
 
0,2 + 0,28 < 0,6; 
0,46 < 0,6. 
 
Оскільки умова виконується, то обраний трансформатор струму 
забезпечить допустиму похибку в межах класу точності 0,5. 
 
7.5 Вибір трансформаторів напруги 
 
Вибір трансформатора напруги в мережі 10 (кВ) виконуємо згідно ПУЕ  
(пункт 1.6.9). Для цього виконуємо розрахунок навантаження основної обмотки 
трансформатора. Розрахунок виконаємо в таблиці 7.6. 
де S2ном – номінальна потужність вторинної обмотки у обраному класі 
точності. При визначенні потужності враховується схема з`єднання. 
Результати розрахунку по формулам (7.1) - (7.4) навантаження основної 
обмотки трансформатора для зручності подають у вигляді таблиці 7.4. 
Згідно з розрахунковим навантаженням трансформатора, що дорівнює 
472 (ВА), вибираємо трансформатор напруги типу НТМН-10-66 УЗ потужністю 
500 (ВА). Оскільки номінальна потужність трансформатора більша 
розрахункової потужності навантаження, то трансформатор буде працювати в 
класі точності 0,5 з допустимою похибкою.  
 
 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформаторів 
Прилад Тип ���������������� ���������������� Потужність що 
  споживається 
 Р,Вт Q,вар S, 
 ВА 
 
Вольтиметр ZUBRV3 2,0 1 1 0 1 2,0 - 2,0 
Лічильник NIK 2307 2,5 3 0,38 0,925 1 7,5 18,2 19,7 
активної 
енергії 
(ввід) 
Лічильник NIK 2,5 3 0,38 0,925 1 7,5 18,2 19,7 
реактивної 2307 
енергії 
(ввід) 
Лічильник NIK 2,5 3 0,38 0,925 7 82,5 200,2 216,7 
активної 2307 
енергії 
(лінії 10кВ) 
Лічильник NIK 2,5 3 0,38 0,925 7 82,5 200,2 216,7 
реактивної 2307 
енергії 
(лінії 10кВ) 
Всього       180 436,8 472,8 
 
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість 
Кабелі і шини вибирають за номінальними параметрами (струмом і 
напругою) і перевіряють на термічну і динамічну стійкість при КЗ [2]. 
Величину мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості 
до струмів короткого замикання визначають за формулою: 
 
��������=∞ ∙ �����ф
���������������� = ,                                                   (7.5) 
����
 
де ��������=∞ − удфрний струм КЗ, що діє на ділянці лінії; 
            tф – фіктивний час дії струмів КЗ, с; 
C – коефіцієнт, що визначається обмеженням допустимої 
температури нагрівання кабелю в залежності від його матеріалу, значення якого 
становить 92…100 для паперових кабелів, 75 – для пластмасових, 65 – для     
гумових [10]. 
Фіктивний термін дії КЗ можна визначити за приблизним виразом: 
 
tф = t зах + tвідкл ,                                                  (7.6) 
 
де t зах – тривалість дії захисту, с; 
tвідкл – тривалість дії відключаючої апаратури, с. 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
Споживана 
потужність 
одної  
котушки, 
Вт  
Кількість 
котушок, 
шт. 
 
 
 
Число 
приладів, 
шт. 
 
Підставивши у формулу (7.6) відповідні значення, отримаємо фіктивний 
час дії струмів КЗ: 
tф = 0,08 + 0,12 = 0,2. 
 
Визначимо для прикладу мінімальний переріз кабелю з умови термічної 
стійкості для лінії ПГВ – ТП2. 
Підставивши у формулу (7.5) відповідні значення, отримаємо 
мінімальний переріз кабелю з умови термічної стійкості (мм2): 
 
���� = 2120 ∙ √0,2
������������ = 10,3 
92 (мм2). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
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 (кВ). 
Вибір схеми і конструктивне виконання цехової мережі залежить від 
таких факторів, як вимоги до надійності електропостачання і резервування, 
режими роботи електроприймачів, розміщення їх по території цеху, номінальні 
струми та напруги. Суттєве значення має мікроклімат виробничих приміщень. 
Класифікація приміщень приведена в гл. 1.1 ПУЕ. 
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за конструкцією 
провідників, способах їх ізоляції та прокладки. 
По способам ізоляції мережі діляться на дві групи: виконані голими 
проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і виконані кабелями і 
ізольованими проводами (електропроводки). 
Повітряні лінії напругою до 1000 В застосовують для розподілу 
електроенергії по економічним міркуванням, зручності експлуатації і т. ін. 
На промислових підприємствах повітряні лінії знаходять обмежене 
застосування: для живлення окремих споживачів невеликої потужності і в якості 
мереж зовнішнього освітлення. 
Кабельні лінії - найбільш поширені елементи цехової електричної мережі. 
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного призначення та 
конструктивного виконання. 
 
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху 
Цехові мережі виконують за радіальною, магістральною або змішаною 
схемами. Кожний вид схем має свою найбільш доцільну область застосування. 
Магістральні схеми широко використовують в приміщеннях з 
нормальним середовищем із рівномірним розподілом технологічного 
обладнання. При цьому нерідко трансформатор цехової підстанції не має 
розподільчого щита на низькій стороні і магістральна мережа виконується за 
схемою блоку «трансформатор-магістраль» (рисунок 8.1). 
 
 
Рисунок 4.1 – Магістральна схема цехової електричної мережі: 
1 - магістральний шинопровід; 2 -розподільчий шино провід; 
3 – електроприймачі. 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Магістральну мережу, як правило, виконують з використанням 
шинопроводів. Мережі, що виконані подібним методом, по гнучкості та 
універсальності є найбільш досконалими.  
В якості магістральних шино-проводів використовується комплектний 
шино-провід типу – ШМА, в якості розподільчого – ШРА. 
У цехах з декілька ТП для підвищення надійності електропостачання 
магістральні мережі, як правило, живляться від декількох підстанцій та 
секціонують нормально відключеними автоматичними вимикачами      (рисунок 
8.2). 
 
Рисунок 8.2 – Магістральна схема цехової електричної мережі з 
резервуванням магістралей 
 
Радіальні схеми живлення використовують в приміщеннях з любим 
середовищем. Від ТП відходять лінії, що живлять безпосередньо потужні ЕП або 
розподільчі пункти (РП) і силові шафи, від яких окремими лініями живляться 
менш потужні електроприймачі (рисунок 8.3 ). 
 
 
Рисунок 8.3 – Радіальна схема цехової електричної мережі 
 
Недоліком радіальних схем є більша вартість порівняно з магістральними 
внаслідок більшої кількості ліній до ЕП, збільшення загальної довжини цехової 
мережі, і, як наслідок, збільшення застосування більшої кількості кольорового 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
металу та комутаційно-захисних апаратів. 
Розподільчі пункти зазвичай живляться від цехової ТП кабелями, марка і 
спосіб прокладки яких визначається характером середовища в приміщенні. 
Достоїнство радіальні схеми живлення порівняно з магістральною 
полягає в більш високої надійності електропостачання і зручності експлуатації. 
При коротких замиканнях припиняють роботу один або декілька ЕП, 
підключених до ушкодженої лінії; решта продовжують роботу. 
Як правіло, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми живлення 
використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше розповсюдженні 
змішані схеми. 
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. 
Розміщення технологічного обладнання на плані цеху, надійність 
електропостачання електроприймачів, номінальні напруги, потужності 
електроприймачів, відстань від центру живлення, характер навантаження та її 
розподіл по площі цеху є визначальними факторами при виборі схеми та 
конструкції цехової мережі. 
З врахування всіх факторів, що впливають на вибір схеми живлення, 
обираємо радіальну схему. Живлення розподільчих пунктів здійснюємо 
кабелями. 
 
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем 
 
8.2.1 Загальні відомості 
 
На промислових підприємствах близько 10% енергії, що споживається, 
витрачається на електричне освітлення. 
Правильне виконання освітлювальних установок сприяє раціональному 
використанню електроенергії, поліпшенню якості продукції, знижує стомлення 
робітників, зменшує кількість аварій та випадків травматизму. 
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної та 
електричної частин.  
В світлотехнічної частині вирішуються наступні завдання: обираються 
типи джерел світла і світильників, намічають найбільш доцільні висоти 
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні характеристики 
освітлювальних установок. 
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження 
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір 
раціонального перетину і марки проводу, способу прокладання мережі. 
Першим етапом проектування системи освітлення обʼєкту є його аналіз, 
необхідний для отримання повного уявлення про обʼєкт освітлення. 
На другому етапі обирається вид і система освітлення. 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Норми освітлення побудовані на основі класифікації робіт, основною 
ознакою котрих є найменший розмір обʼєктів, що розрізняються в залежності від 
розряду робіт, що виконуються, коректуються рівні освітленості, якісні 
показники освітлювальних установок, до яких відносяться показник 
засліпленості (дискомфорту), пульсації освітленості, кольоропередача, 
нерівномірність розподілу освітленості. 
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. 
 
Вибір виду і системи освітлення. 
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 застосовують для освітлення всього 
приміщення, в тому числі й робочих поверхонь. Загальне освітлення може 
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним розміщенням 
світильників під стелею освітлюваного приміщення. 
Освітлення з рівномірним розміщенням світильників застосовують, якщо 
в виробничих приміщеннях технологічне устаткування 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. 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
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 та. ін.). 
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 проводимо методом світлового потоку 
(методом коефіцієнту використання). 
Розраховуємо освітлення цеху, розміри якого А×В×Н=82×38× 10, 
освітлення виконано лампами типу ДРЛ з світильниками РСП05/ГОЗ−250. В 
подальшому виконуємо позначення, приведені на рисунок 8.4 в нашому випадку 
ℎр = 0,6 (м); ℎс=1,2 (м). 
кз ∙ ���������������� ∙ ���� ∙ ����Ф =                                                 (8.1) 
���� ∙ ����
 
де кз − коефіцієнт запасу, визначається за довідником [5, 4, 1]; 
      ���������������� −  мінімальна освітленість, лк; 
      S - площа освітлювального приміщення, м2; 
      z - коефіцієнт нерівномірності освітлення, 
 
����
z = ср = 1,1 … 1,5; 
����������������
 
      N - прийнята кількість світильників, шт.; 
      ���� −  коефіцієнт використання світлового потоку. 
      Коефіцієнт використання світлового потоку визначається по 
довідковим таблицям в залежності від типу прийнятого світильника, 
коефіцієнтів відбиття від поверхонь приміщення і від індексу приміщення "i", 
останній визначається за виразом: 
���� ∙ ����
���� = ( ) ,                                                (8.2) 
���� + ���� ∙ 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. 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
         3 приймаємо ���� = ����в
���� = 1, тоді отримаємо відстань між 
ℎ
світильниками: 
����в = �������� ∙ ℎ.                                                (8.3)     
                                          
        Розраховуємо кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад 
розміщення світильників приведений на рисунку 8.4. 
 
Рисунок 8.4 — Розміщення світильників цеху 
 
Після прийняття схеми розміщення світильників проводиться перевірка 
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим 
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу: 
 
Ф ����
���� = св ∙ ���� ∙ ∑����=1 �������� ,                                             (8.4) 
1000 ∙ кз
 
де Фсв — світловий потік прийнятого світильника, лм; 
     ���� − коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників, 
     ����=1,1...1,2; 
∑��������=1 �������� − сума освітленості від світильників згідно кривих просторових  
ізолюкс, (лк); 
      ���� − кількість врахованих світильників. 
      Намітимо розміщення в світильників цеху, в першу чергу висоту підвісу h. 
 
h = H - ℎ���� − ℎ���� = 10 − 0,8 − 1,2 = 8 м. 
 
    Для прийнятого світильника, що має глибоку криву сили світла (буква 
Г в позначенні світильника), знаходимо значення ���� [5] - ���� =1. 
   Відстань між світильниками: 
 
�������� = �������� ∙ ℎ = 1 ∙ 8 = 8 м. 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
При ����а = 8 м в ряду можна розмістити 10 світильників, тоді між ними буде 
9 проміжків: 
2 ∙ ���� = 82 − 8 ∙ 9 = 10 м, 
де ���� = 5 м. 
       Приймаємо число рядів світильників рівним 5, тоді �������� = 6 м, а 
величина: 
����а 8
=  = 1,33 ≤ 1,5. 
�������� 6
        Отримаємо кількість світильників в цеху N = 50. 
        Розрахуємо індекс приміщення за виразом: 
 
82 ∙ 38
і = ( ) = 3,2. 
8 ∙ 82 + 38
 
        По даних таблиці В.3 для приміщення з індексом і= 3,2 та 
коефіцієнтом відбиття ����п = 0,7; ����с = 0,5; ����р = 0,3 коефіцієнт використання 
світлового потоку світильників Кв = 0,69.  Для мінімальної освітленостіи ���������������� = 
= 250 (лк та коефіцієнту запасу Кз = 1,5 світловий потік Фсв складає: 
 
250 ∙ 1,5 ∙ 3116 ∙ 1,15
Ф = = 54848 лм. 
50 ∙ 0,49
 
Обираємо лампу ДРЛ 1000 з потужністю 1000 Вт, що має свтловий потік 
����ном =59000 лм. 
Активна потужність системи освітлення складає: 
������������ ∑. = ����ДРЛ ∙ ���� 
������������ ∑. = 1000 ∙ 50 = 50000 Вт.  
 
8.2.3  Електропостачання освітлювальних установок 
 
Приводяться вимоги розділу 6 ПУЕ [2] та інших нормативних документів 
до схеми живлення освітлювальних установок щодо необхідного рівня 
надійності живлення; регламентованого рівні напруги і постійності напруги 
джерела живлення тощо. 
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на 
підставі світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості 
світильників, тобто відповідно до встановленої потужності світильників. 
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно 
враховувати втрати в ПРА: 
����
      ����роз = к���� ∙ кдод ∙�Рном���� ,                                                (8.5) 
����=1
����роз = 0,95 ∙ 1,12 ∙ 50 ∙ 1000 = 53,2 кВт.  
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
де к���� −коефіцієнт попиту; 
∑��������=1 Рном���� , − сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт; 
n – кількість груп світильників; 
кдод − коефіцієнт додаткових втрат, що складає для ДРЛ −1,12. 
 
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за припустимим 
струмом навантаження: 
Вказується, яким вимогам провідники  
Допустимим струмом навантаження Ідоп:  
 
Ідоп > Іроз,                                                        (8.6) 
 
де Іроз − розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А. 
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний 
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі. 
Розрахунковий струм в залежності від системи виконання мережі 
визначається виразами: 
− для однофазних двопровідних мереж (1ф + N) 
 
Р 3
І = роз ∙ 10
роз ; 
����ф ∙ ����������������
 
 − для двофазних двопровідних мереж (2ф + N) 
 
Рроз ∙ 103
Іроз = ; 
2 ∙ ����ф ∙ ����������������
 
− для трифазних чотирипровідних мереж (3ф + N) 
 
Рроз ∙ 103 Р ∙ 103
Іроз = = роз , 
√3 ∙ ����л ∙ ���������������� 3 ∙ ����ф ∙ ����������������
 
де Рроз − розрахункова потужність, кВт; 
Uф , Uл − відповідно фазна і лінійна напруга, В; 
cosϕ – коефіцієнт потужності, для газорозрядних ламп типу ДРЛ 
cosϕ=0,9. 
Враховуючи, що кількість світильників, що підключається на одну фазу 
групової мережі не повинна перевищувати для ламп ДРЛ 20 штук, приймаємо 
семетричне розподілення ламп: ЩО1− 20 штук, ЩО2− 20 штук. 
Групові лінії освітлювальної мережі цеху виконуємо у вигляді 
трифазних чотирипровідних мереж(3ф + N). 
Розрахунковий струм провідника від шин 0,4 (кВ) до магістральних 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
щитків робочого освітлення при обраної схемі визначається за 
співвідношенням: 
1 Р
І = ∙ роз ос
роз . 
2 3 ∙ ����ф ∙ ����������������
 
1 53,2 ∙ 103
Іроз = ∙ = 44,8 А. 
2 3 ∙ 220 ∙ 0,9
 
Обмеження на групові щитки, що використовуються за радіальною 
схемою, складають 200 А. Таким чином, для обраної радіальної схеми та 
прийнятого розподілу ламп між щитками для обраної схеми, вимоги щодо 
обмеження, виконуються. 
Згідно отриманих вихідних даних, а також перерізу алюмінієвих 
двожильних кабелів, що відповідає розрахунковому струму, обираємо 
алюмінієвий чотирижильний кабель типу АППВ (4× 6) з допустимим струмом 
40 (А). 
На цьому ж етапі здійснюється вибір магістральних і групових щитків 
робочого освітлення. 
 
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги 
Даний метод розрахунку передбачає забезпечення припустимих рівнів 
напруг на джерелах світла. 
Зниження напруги відносно номінальної пов’язано зі зменшенням 
світлового потоку світильників і, у кінцевому рахунку, рівнів освітленості на 
робочих місцях. 
Збільшення напруги відносно номінальної пов’язано з додатковою 
витратою енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє 
особливо важливо для ламп розжарювання. 
Згідно ПУЕ [2] «допустимі відхилення та коливання напруги на 
освітлювальних приладах становлять не менше ніж 95 % і не більше ніж 105 %; 
вони не мають перевищувати норм, зазначених у ГОСТ 13109-97». 
Величина допустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від 
джерела живлення (трансформатора) до найбільш віддаленої лампи складає: 
 
                                   ∆Uм = Uxx − ∆UТ − Umin ,                                  (8.7) 
 
∆����м = 36,75 − 0,68 − 35 = 1,07 В. 
 
де  ∆Uм − припустима втрата напруги в мережі; 
Uxx − напруга холостого ходу трансформатора (на 5 % вища за 
номінальну); 
∆UТ − втрата напруги в трансформаторі; 
Umin− мінімально допустима напруга на затискачах лампи. 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Розрахунок припустимої величини втрати напруги в освітлювальній 
мережі в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися й в 
іменованих величинах (вольтах). 
Втрата напруги в трансформаторі визначається виразом: 
 
∆����тр = кзаван ∙ �����а ∙ ���������������� + ����р ∙ �����������������,                              (8.8) 
 
408,5
∆����тр = ∙ (1,2 ∙ 0,9 + 5,37 ∙ 0,433) = 2,58 %. 
630
 
де ����а,����р − відповідно активна і реактивна складові напруги короткого 
замикання трансформатора (����КЗ), %; 
cosϕ – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга     
трансформатора; 
кзаван − коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення  
розрахункового навантаження трансформатора до його   номінальної 
потужності). 
Активна і реактивна складові напруги короткого замикння  
трансформатора (%) визначаються виразами: 
 
100 ∙ Р
���� = КЗ
а ;  ����р = �����2
КЗ − ����2
а                                   (8.10) 
����ном.Т
 
100 ∙ 7,6
����а = = 1,2 %; ����р = �5,52 − 1,22 = 5,37 %. 
630
 
де РКЗ – втрати потужності короткого замикання трансформатора, (кВт); 
    ����ном.Т − номінальна потужність трансформатора, (кВА). 
    Для трансформаторів, що випускаються серійно, значення: ����ном.Т, РКЗ, ����КЗ 
вказуються в каталогах на трансформатори. 
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без урахування 
індуктивного опору провідників. 
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної 
мережі визначається виразом: 
М
∆���� = ,                                                      (8.11) 
С ∙ ����
Для першої ділянки: 
109
∆����1 = = 0,4 %. 
46 ∙ 6
 
Для другої ділянки: 
63,2
∆����1 = = 0,23 %. 
46 ∙ 6
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
         де М – момент освітлювального навантаження, кВт⋅м; 
С – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, 
обраної системи мережі і матеріалу провідника (визначається за 
довідковими даними); 
F – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2. 
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від схеми 
підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими 
співвідношеннями (за аналогією з механікою). Наприклад, для нашої схеми  
(рисунок 8.3) момент відповідно складає: 
 
����
М1 = ����1 ∙ ����1, М2 = ����2 ∙ ����0 + Р ∙ �����0 + �. 
2
 
де ���� = 1
1 ∙ Рроз − потужність групового щитка робочого освітлення, 
4
����1 = 18 м − відстань від ТП до групового щитка робочого освітлення. 
 
1
 М1 = ∙ 24,2 ∙ 18 = 109 кВт ∙ м. 
4
Для ділянки 2 (рисунок 8.3) від шин РУНН підстанції до для більш 
віддалених світильників: 
М2 = 6,05 ∙ 46 + 0,605(46 + 12) = 63,2 кВт ∙ м. 
 
 
Рисунок 8.3 - Схема підключення світильників 
 
При складній розгалуженій мережі втрати напруги визначається для 
кожної окремої ділянки. 
Таким чином, вимоги до напруги в найбільш віддалених лампах 
внутрішнього освітлення – бути не нижче 97,5%  ����ном – виконується. 
 
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.   
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової 
електричної мережі, номінальна напруга мережі ����ном, 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. 
Вибір перерізу провідників здійснюється за даними [2] або згідно 
технічної документації на них (що є більш прийнятним). При цьому повинна 
виконуватися умова: 
Ipоз ≤ Iдоп ,                                                 (8.12)  
 
де Iдоп – допустимий тривалий струм навантаження в кабелі, проводі й 
шині для даного перерізу згідно 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 після аварійного 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 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; 
–����ном мережі; 
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки  
мережі Р������������; 
– 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 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
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. 
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи 
електроприймачів в якості розрахункового струму для перевірки перерізу 
провідників по нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить від 
відповідного режиму (повторно-короткочасний, короткочасний, тривалий). 
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового 
струму (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 
допустимий Qтр. доп, нагрівається струмом КЗ до гранично допустимої 
температури за умовами термічної стійкості. 
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
струмове навантаження за півгодинний інтервал часу Imax = Ipоз обчислене за 
формулою: 
Р
І = роз
роз                                             (8.13) 
√3  ∙ ����ном ∙ ����������������
 
Вибір перерізу провідників виконується за таблицями гл.1.3 ПУЕ «Вибір 
провідників за нагрівом», при цьому повинна бути виконана умова: 
 
                                               Imax = Ipоз ≤ Iдоп ,                                                                 (8.14 ) 
 
де Iдоп – допустимий тривалий струм навантаження в кабелі, проводі й 
шині для даного перерізу згідно ПУЕ. (або технічними характеристиками 
конкретних     виробів). 
Вибраний переріз провідника за умовами нагріву тривалим струмом 
перевіряється по нагріванню струмом після аварійного режиму Ітр. ав (в умовах 
двотрансформаторних цехових ТП і декількох кабелів одної лінії): 
І
І ≥ тр,ав
доп                                               (8.17) 
Кпрокл ∙ Кперев
                                     
де Кперев − коефіцієнт допустимого короткочасного перевантаження 
кабелів і проводів. 
Вибраний переріз провідника за умовами нагріву має бути погоджений з 
апаратом захисту цього провідника за умовою: 
 
І
І зах ∙ Кзах
доп ≥                                                 (8.18) 
Кпрокл
 
де Кзах −коефіцієнт захисту або кратність захисту, тобто відношення 
тривало допустимого струму для проводу або кабелю до номінального 
струму або струму уставки спрацьовування захисного апарату при 
перевантаженні або КЗ, 
 Кзах −  визначається, наприклад, за таблицями, що складені на основі 
ПУЕ; 
Ізах − номінальний струм або струм уставки спрацьовування 
захисного апарату. 
N−провідники систем трифазного струму повинні мати провідність, не 
меншу ніж 50 % провідності фазних провідників. У необхідних випадках 
(несиметричне навантаження, нелінійне навантаження) їх провідність потрібно 
збільшувати до 100 % провідності фазних провідників. 
При виборі перерізу провідників до специфічних електроприймачів 
(наприклад, зварювальних установок, установок підвищеної частоти тощо), а 
також шинопроводів і тролейних ліній,   враховуються відповідні особливості їх 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
розрахунку. 
Керуючись вказаними вимогами, співвідношеннями (8.13) – (8.18) 
проводиться розрахунок мережі живлення споживачів цеху, обираються за 
каталожними даними кабелі і результати заносяться в таблицю 8.1 
 
Таблиця 8.1 – Вибір перерізу живлячого кабелю 
Електроприймачі Рном , cosϕ І роз , Imax , Ітр.доп Марка 
кВт А А ,А 
1 2 3 4 5 6 7 
Силові трифазні електроприймачі напругою 400 В 
Вентилятор витяжний 2,8 0,87 4,9 6,1 19 АВВГ(4×2,5) 
Верстат різьбонарізний 5,1 0,82 9,5 11,8 19 АВВГ(4×2,5) 
Прес 12,6 0,88 21,8 27,2 34 АВВГ(4×6) 
Тельфер 7,2 0,85 12,9 16,1 19 АВВГ(4×2,5) 
Верстат різьбонарізний 2,2 0,81 4,1 5,2 19 АВВГ(4×2,5) 
Широкоуніверсальний 51,2 0,93 83,7 104,7 109 АВВГ(3×35)+ (1×25) 
фрезерний верстат 
Перфораційний верстат 28,8 0,84 52,2 65,2 67 АВВГ(3×16)+ (1×10) 
Радіально-свердлильний верстат 4,8 0,87 8,4 10,5 19 АВВГ(4×2,5) 
Клепальний верстат 6,2 0,81 11,6 14,6 19 АВВГ(4×2,5) 
Круглошліфувальний верстат 3,4 0,81 6,4 8,0 19 АВВГ(4×2,5) 
Прес двокривошипний 72,0 0,91 120,4 150,4 155 АВВГ(4×70) 
Багатошпиндельний токарний 7,8 0,88 13,5 16,9 19 АВВГ(4×2,5) 
автомат 
Прес штампувальний 21,2 0,85 37,9 47,4 50 АВВГ(3×10)+ (1×6) 
Вертикальний консольно- 15,4 0,94 24,9 31,2 34 АВВГ(4×6) 
фрезерний верстат 
Верстат розточувально- 6,2 0,87 10,8 13,6 19 АВВГ(4×2,5) 
фрезерний 
Конвеєр 4,4 0,87 7,7 9,6 19 АВВГ(4×2,5) 
Прес однокривошипний 17,8 0,92 29,4 36,8 37 АВВГ(3×6)+ (1×4) 
Верстат агрегатний з лінійним 28,6 0,90 48,3 60,4 62 АВВГ(4×16) 
переміщенням 
Токарно-гвинторізний верстат 7,8 0,87 13,6 17,0 19 АВВГ(4×2,5) 
Вентилятор припливний 21,4 0,88 37,0 46,2 50 АВВГ(3×10)+ (1×6) 
Однофазні електроприймачі 
Машина шовного зварювання 10 0,56 48,9 61 72 АВВГ(2×10) 
МШ-01 
Машина шовного зварювання 8 0,51 41,3 51,5 54 АВВГ(2×6) 
МШ-02 
Машина шовного зварювання 12 0,62 50,3 62,8 72 АВВГ(2×10) 
МШ-03 
Машина шовного зварювання 22 0,65 89,0 111 120 АВВГ(2×25) 
МШ-04 
Шахтна електропіч НОЛ-1А 9 0,75 68,2 85,3 94 АВВГ(2×16) 
Шахтна електропіч НОЛ-2А 10 0,8 56,8 71 72 АВВГ(2×10) 
Шахтна електропіч НОЛ-3А 11 0,7 87,7 108,8 120 АВВГ(2×25) 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги 
 
Відхилення напруги у цехової мережі від номінального значення 
регламентуються ДСТУ EN 50160 [7]. Найбільші втрати напруги слід очікувати, 
як правило, у ланцюгу «ГПП – найбільш віддалений потужний споживач». 
Розрахункова схема для визначення втрат напруги зображена на рисунку 
8.4. 
 
 
Рисунок 8.4 – Розрахункова схема 
 
Повний розрахунок відхилення напруги послідовно уздовж ланцюга 
«РУ НН ГПП – потужний споживач» включає в себе визначення 
відхилення напруги на двох ділянках – Л1 та Л2. Цеховій мережі на рис.8.4 
відповідає дільниця Л2. 
Відхилення напруги δU відносно Uном в любої точці мережі 
розраховується згідно співвідношення: 
 
�������� = ∆����ЦЖ(%) + ∆����Т(%) −�∆����(%),                      (8.19) 
 
 де ∆����ЦЖ(%) − відхилення в центрі живлення; 
∆����Т(%) − додаток, що створюється цеховим трансформатором; 
∑∆����(%) −  сума втрат напруги від центра живлення до розрахункової 
точці  мережі. 
Співвідношення (8.19) для нашого випадку з врахуванням того, що 
напруга на затискачах найбільш віддалених електроприймачів не повинна 
бути нижче  0,95 ����ном набуває вигляду: 
 
����ном − ∆����Т − ∆��������2 ≥ 95%,                                     (8.20) 
 
де ∆����Т,∆��������2 − відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми 
(рисунок 8.4). 
Розрахунок втрати напруги на ділянці Л2 від шин цехової підстанції до 
віддаленого споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить 
споживача від РП, так як його переріз менше ніж переріз кабелю від шин ТП до 
РП. Отримані таким чином відхилення напруги будуть більше реальних, але в 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
тому разі, коли і вони не будуть перевищувати норму, реальні відхилення тим 
більше будуть задовольнять нормі. 
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються формулою: 
 
∆��������2 = √3 ∙ Іроз л2 ∙ ����КЛ2 ∙ (����0 ∙ ���������������� + ����0 ∙ ����������������)               (8.21) 
 
∆��������2 = √3 ∙ 176 ∙ 0,04 ∙ (0,28 ∙ 0,95 + 0,26 ∙ 0,31) = 4,22 В. 
Тобто 
4,22
∆��������2(%) = ∙ 100% = 1,11%. 
380
 
       де ����КЛ2 − довжина лінії Л2; 
Іроз л2 − розрахунковий струм через лінії Л2; 
����0, ����0 − активний і індуктивний опір лінії Л2. 
 
Втрати напруги ∆����Т на цеховому трансформаторі: 
 
����
∆���� = ������������
Т ∙ ��������� ∙ ���������������� + �������� ∙ �����������������,                      (8.22) 
����номТ
 
408,5
∆����Т = ∙ (1,2 ∙ 0,9 + 5,37 ∙ 0,433) = 2,58%. 
630
 
де ���������������� − максимальне навантаження одного трансформатора; 
����номТ − номінальна потужність трансформатора; 
���� = ∆РКЗ
���� ∙ 100% − активна складова напруги КЗ; 
����номТ
���� 2 2
���� = �����КЗ − ����а  −  реактивна складова напруги КЗ. 
Значення ∆РКЗ, ����КЗ − каталожні дані для конкретного 
трансформатора. 
При необхідності може бути задіяне «перемикання без збудження» 
цехового трансформатора для створення додаткової напруги ��������Т. 
100% + 5% − 2,5% − 1,11% = 101,31% ≥ 95%. 
Таким чином, відхилення напруги уздовж ланцюга РУ НН КТП − 
віддалений потужний споживач не виходить за допустимі значення. 
 
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ 
 
На цьому етапі доцільно обраємо тип и характеристики низьковольтних 
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф та інш.). 
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів 
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв 
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма внутрішніми 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на єдиній 
конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних приєднань тощо. 
Проаналізуваємо ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб з врахування 
всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних комплектних 
установок. 
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ здійснюємо 
як за нормальним режимом роботи (відповідність робочій напрузі і струму 
основних і допоміжних кіл, частоти мережі, заданому класу точності, умовам 
експлуатації тощо), так і за умовами роботи в разі короткого замикання з 
урахуванням термічних і електродинамічних впливів, комутаційної 
спроможності. 
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних 
характеристик ( кількості приєднаних електроприймачів, сумарного струму 
Іроз,РП споживачів, що приєднані до РП, тощо).  
Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання автоматичних 
вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом автоматичних вимикачів, 
та струмів теплових розчіплювачів, 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. 
 
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В 
 
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за 
методикою, передбаченою [11, 9]. Методика призначена для розрахунку струмів 
КЗ, необхідних для вибору і перевірки електрообладнання по умовам КЗ, для 
вибору комутаційних апаратів, уставок релейного захисту і заземлювальних 
пристроїв згідно ПУЕ. 
Розрахунку для вибору и перевірки електрообладнання по умовам КЗ 
підлягають: 
1) початкове значення періодичної складової струму КЗ; 
2) аперіодична складова струму КЗ; 
3) ударний струм КЗ; 
4) дійсне значення періодичної складової струму в довільний момент 
часу, аж до розрахункового часу розмикання ушкодженого кола. 
 
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної складової струму 
трифазного КЗ 
 
При електропостачанні від енергосистеми через понижуючий 
трансформатор початкове дійсне значення періодичної складової трифазного 
струму КЗ Іп0 без врахування підживлення від електродвигунів розраховують за 
формулою [9]: 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
����
І = ср.НН
п0 ,                                              (8.24) 
√3 ∙ �����2 2
1Σ − ����1Σ
 
400
Іп0 = = 3849 А.  
√3 ∙ �0,282 − 0,262
 
де ����ср.НН − середня номінальна напруга мережі, в якої відбулося коротке 
замикання, В; 
����1Σ, ����1Σ − відповідно сумарний активний і сумарний індуктивний опори 
прямої послідовності. 
Найбільше початкове значення аперіодичної складової струму КЗ іа0 в 
загальному випадку вважають рівним амплітуді періодичної складової струму в 
початковий момент КЗ: 
іа0 = √2 ∙ Іп0.                                                  (8.25)  
 
іа0 = √2 ∙ 3849 = 5443 А; 
 
В радіальних мережах аперіодичну складову струму КЗ в довільний 
момент часу іа���� розраховують за формулою: 
 
і = і ∙ ����−����/��������
а���� а0  ,                                             (8.26) 
 
де t – час, с; 
����а − постійна часу затухання аперіодична складова струму КЗ, с, яка 
дорівнює: 
����
���� = Σ
а ,                                                       (8.27) 
����С ∙ ����Σ
 
де ����Σ та ����Σ − результуючі індуктивний та активний опори ланцюга КЗ, Ом;  
����С − синхронна кутова частота напруги мережі, рад/с.  
У якості прикладу приведено формулу для розрахунку еквівалентного 
індуктивного опору системи ��������: 
����2
���� = ср.НН
���� .                                          (8.28) 
√3 ∙ Iном відк ∙ ����ср.ВН
 
4002
�������� = = 0,5 мОм. 
√3 ∙ 20 ∙ 103 ∙ 10 ∙ 103
 
Ударний струм трифазного КЗ іуд визначається за співвідношенням: 
 
 іуд = √2 ∙ Іп0 ∙ Куд,                                             (8.29)        
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
де  К = �1 + ���������������� ∙ е−����уд/Т
уд к а� − ударний коефіцієнт, що може бути 
визначений за кривими [13];    
����к − кут зсуву по фазі напруги або ЕРС джерела і періодичної складової 
струму КЗ, що розраховується за співвідношенням: 
 
����
����к = �������������������� 1Σ ,                                                       (8.30) 
����1Σ
 
����1Σ 0,26
= = 0,9; 
����1Σ 0,28
 
де ����уд − час від початку КЗ до появи ударного струму, с, що дорівнює: 
 
���� + ����к
����уд = 0,01 2 .                                                    (8.31) 
����
 
���� + 0,9
����уд = 0,01 2 = 0,0079 с. 
����
 
При розрахунках ударного струму КЗ на виводах автономних джерел, 
а також синхронних і асинхронних електродвигунів допускається вважати що: 
– ударний струм наступає через 0,01 с після початку КЗ; 
– амплітуда періодичної складової струму КЗ в момент часу t = 0, 01 
с дорівнює амплітуді цієї складової в начальний момент КЗ. 
 
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ 
 
Особливу увагу в мережах напругою до 1 кВ з глухо заземленою 
нейтраллю належить приділяти розрахунку струму однофазного короткого 
замикання. 
Якщо електропостачання електроустановки напругою до 1 кВ 
здійснюється від енергосистеми за допомогою понижуючого трансформатора, 
розрахунок струму I(1)
КЗ  однофазного короткого замикання з достатньою 
точністю можна здійснювати за наступною спрощеною формулою: 
 
I(1) √3 ∙ ����ср.НН
КЗ = ,                           (8.32) 
�(2����1Σ + ����0Σ)2 + (2���� 2
1Σ + ����0Σ)
 
де ����1Σ та ����1Σ − результуючі (сумарні) індуктивний та активний опір прямої 
послідовності ланцюга КЗ та визначаються як і в попередньому випадку; 
����0Σ та ����0Σ − результуючі (сумарні) індуктивний і активний опір нульової 
послідовності відносно точки КЗ. Активний і індуктивний опір нульової 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
послідовності понижуючого трансформатора слід приймати в залежності від 
схеми з’єднань обмоток трансформатору. При розрахунку використовується 
метод симетричних складових. 
 
8.5 Захист цехових електричних мереж 
 
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави 
3.1 ПУЕ [2]. 
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом 
режими роботи: 
– збільшення струму внаслідок перевантаження; 
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів; 
– збільшення струму внаслідок короткого замикання. 
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі, такий 
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення. 
У підрозділі повинно бути ретельно проаналізовано і вказані всі мережі, 
що захищаються від перевантаження. 
Вказується окремі мережі, у яких забороняється встановлення апаратів 
захисту. 
Приводяться критерії, за якими допускається відмовлятися від 
застосування захисту провідників від перевантаження. 
Повинен бути наведений перелік мереж, що згідно ПУЕ мають бути 
захищеними від перевантаження, у тому числі силові і освітлювальні мережі, 
мережі всередині приміщень (залежно від способу прокладення та характеристик 
ізоляції). 
 
8.5.1 Вибір апаратів захисту 
 
Приводяться особливості місць встановлення та розташування апаратів 
захисту. 
У якості апаратів захисту, як правило, мають застосовуватися 
автоматичні вимикачі або запобіжники. На сучасних підприємствах найбільше 
поширені більш досконалі автоматичні вимикачі, які мають очевидні переваги. 
При виборі автоматичних вимикачів доречно орієнтуватися на сучасні апарати, 
які відповідають нормативним стандартам. Вибір автоматичних вимикачів в 
загальному випадку проводять з врахуванням електричних характеристик 
електроустановок, умов експлуатації, експлуатаційних вимог: селективності 
відключення, вимогам до дистанційного керування та індикації і тощо. У цілому 
при такому виборі слід, в першу чергу, користуватися технічною документацією 
на конкретні апарати. При виборі уставок струму автоматичних вимикачів 
необхідно враховувати різницю в характеристиках і погрішності у роботі 
розчіплювачів. 
Існують наступні вимоги до вибору автоматичних вимикачів, яких слід 
дотримуватися при виконанні роботи [2]: 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
– номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги мережі; 
– відключаюча здатність повинна бути розрахована на максимальні струми КЗ, 
що протікають по елементу, що захищається; 
– номінальний струм розчіплювача повинен бути не менше найбільшого 
розрахункового струму навантаження, що тривало протікає по елементу, що 
захищається 
 Iном.роз. ≥ Iроз ;                                           (8.33) 
 
– автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному режимі 
роботи елементу, що захищається, тому струм уставок сповільненого 
спрацювання розчіплювача, що регулюються, слід обирати за умовою 
 
Iном.роз ≥ (1,1 − 1, 3) ⋅ Iроз                                                       (8.34) 
 
(для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим 
розчіплювачем достатньо виконання попередньої умови);  
− при допустимих короткочасних перевантаженнях елемента, що захищається, 
автоматичний вимикач не повинен спрацьовувати; це досягається вибором 
уставки миттєвого спрацювання електромагнітного розчіплювача за умовою 
 
                     Iном.розч.е ≥ (1, 25 − 1, 35) ⋅ iп                                          (8.35) 
 
  де iп − пікове навантаження елементу, що захищається. 
У роботі проводиться детальний вибір одного автоматичного вимикача, 
дані на решту вимикачів зводять у відповідну таблицю, що включає в себе 
найменування елементу, що захищається, розрахунковий струм, тип апарата 
захисту та його характеристики ( у якості прикладу приведена таблиця 8.3). 
 
Таблиця 8.3 – Вибір автоматичних вимикачів 
 Іроз , 1,1 ⋅ Iроз 1, 25 ⋅ іп Тип І , І ,
Найменування електроприймачів А , А А апарату НА.В.  НТ.Р.  
А А 
1 2 3 4 5 6 7 
Вентилятор витяжний 4,9 5,4 34,3 ВА47-29 63 6 
Верстат різьбонарізний 9,5 10,5 66,5 ВА47-29 63 13 
Прес 21,8 24,0 152,6 ВА47-29 63 25 
Тельфер 12,9 14,2 90,3 ВА47-29 63 16 
Верстат різьбонарізний 4,1 4,5 28,7 ВА47-29 63 6 
Широкоуніверсальний фрезерний верстат 83,7 92,1 585,9 ВА88-32 125 100 
Перфораційний верстат 52,2 57,4 365,4 ВА47-100 80 63 
Радіально-свердлильний верстат 8,4 9,2 58,8 ВА47-29 63 10 
Клепальний верстат 11,6 12,8 81,2 ВА47-29 63 13 
Круглошліфувальний верстат 6,4 7,0 44,8 ВА47-29 63 8 
Прес двокривошипний 120,4 132,4 842,8 ВА88-35 200 160 
Багатошпиндельний токарний автомат 13,5 14,9 94,5 ВА47-29 63 16 
Прес штампувальний 37,9 41,7 265,3 ВА47-29 63 50 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Продовження таблиці – 8.3 
1 2 3 4 5 6 7 
Вертикальний консольно-фрезерний 24,9 27,4 174,3 ВА47-29 63 32 
верстат 
Верстат розточувально-фрезерний 10,8 11,9 75,6 ВА47-29 63 13 
Конвеєр 7,7 8,5 53,9 ВА47-29 63 10 
Прес однокривошипний 29,4 32,3 205,8 ВА47-29 63 40 
Верстат агрегатний з лінійним 48,3 53,1 338,1 ВА47-100 80 63 
переміщенням 
Токарно-гвинторізний верстат 13,6 15,0 95,2 ВА47-29 63 16 
Вентилятор припливний 37,0 40,7 259,0 ВА47-29 80 63 
Розподільчий пункт РП-1 48,5 53,3  ВА47-100 63 16 
Розподільчий пункт РП-2 165 181,5  ВА88-35 63 50 
Розподільчий пункт РП-3 175 192,5  ВА88-35 80 63 
Розподільчий пункт РП-4 175 192,5  ВА88-35 250 200 
Розподільчий пункт РП-5 175 192,5  ВА88-35 250 200 
Розподільчий пункт РП-6 57 62,7  ВА47-100 80 63 
Розподільчий пункт РП-7 57 62,7  ВА47-100 80 63 
Розподільчий пункт РП-8 124 136,4  ВА88-33 160 160 
Конденсаторна установка 75 82,5  ВА47-100 100 100 
Однофазне навантаження 
Машина шовного зварювання МШ-01 48,9 53,8 61,1 ВА47-100 80 63 
Машина шовного зварювання МШ-02 41,3 45,4 51,6 ВА47-29 63 50 
Машина шовного зварювання МШ-03 50,3 50,3 55,3 ВА47-100 80 63 
Машина шовного зварювання МШ-04 89,0 97,9 111 ВА88-32 125 100 
Шахтна електропіч НОЛ-1А 68,2 75 85,3 ВА47-100 100 80 
Шахтна електропіч НОЛ-2А 56,8 62,5 71 ВА47-100 100 63 
Шахтна електропіч НОЛ-3А 87,7 96,5 109,6 ВА88-32 125 100 
 
У таблиці 8.3, що наведена для прикладу: 
ІНА.В. – номінальний (установчій) струм автоматичного вимикача; 
Iроз – номінальний струм розчіплювача вимикача (незалежно від його 
виду); 
ІНТ.Р. – номінальний струм теплового розчіплювача; 
ІНЕ.Р. – номінальний струм електромагнітного розчіплювача; 
ІП – струм пікового навантаження: ІП = (5 − 7) ⋅ Iроз . 
 
Як варіант, можуть використовуватися апарати серії ВА: автоматичні 
вимикачі, що призначені для групового захисту розподільчих пунктів, які мають 
дві системи захисту – електротеплову і електромагнітну, та виконані згідно 
державного стандарту зі ступенем захисту не нижче ІР30. 
Для автоматичних вимикачів серії ВА, що виконані в стандарті DIN, для 
струму електромагнітного розчіплювача в залежності від   характеристики (С, В 
чи D) виконується співвідношення: 
 
ІНЕ.Р. ≈ (3… 5) ⋅ ІНТ. Р ;   ІНЕ.Р. ≈ (5…10) ⋅ ІНТ.Р. або ІНЕ.Р. ≈ (10…14 ) ⋅ ІНТ.Р. . 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність 
 
Обрані лінії перевіряються на захищеність згідно умови: 
 
Ксх ⋅ Ідоп ≥ Кзах ⋅ Ізах ,                                       (8.36) 
 
де Ксх – поправний коефіцієнт, що дорівнює одиниці для умов цеху; 
     Ідоп – тривалий допустимий струм провідника, А; 
         Кзах – коефіцієнт захисту, що дорівнює 1,0 для теплового та 0,22 
для електромагнітного розчіплювачів; 
          Ізах – струм спрацювання апарату захисту, А. 
         Для прикладу перевіримо лінію, для якої �������� = 6,4 А, ����ДОП = 19 А, 
����ЗАХ = 10 А. 
1 ∙ 19 ���� ≥ 1 ∙ 10 ����. 
 
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами 
термічної стійкості до струмів короткого замикання 
 
Цим розрахунком проводиться перевірка обраного провідника на його 
термічну стійкість до струмів КЗ. 
Для цього розрахунку необхідно знати: 
1) дійсний час t протікання струму КЗ, який дорівнює 
 
t = tзах + tвим ,                                      (8.37) 
 
t=0,08+0,012=0,2 с. 
 
де tзах – час дії захисту ; 
     tвим – час вимикання апарату; 
2) усталене значення струму КЗ, І∞ ; 
3) надперехідне значення струму КЗ, І//; 
4) приведений час tпр , протягом якого стале (значення струму КЗ І∞ 
  виділяє таку ж кількістю тепла, що й змінний в часі струм КЗ за дійсний 
час t. 
               Приведений час tпр визначається складовими часу періодичної 
tпр(п) і аперіодичною tпр(а) складових струму КЗ: 
 
tпр = tпр(п) + tпр(а) .                                    (8.38) 
 
tпр =0,2+0=0,2 с. 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Значення  tпр(п) при дійсному часу  t < 5 c знаходиться по кривих залежності  
  t / / 
пр(п) = f (β )  (рисунок 8.4), де β// = I// / I∞ . 
Криві приведеного часу періодичної складової струму КЗ в залежності від β 
для різних значений t беруть з довідкової літератури. 
Приведений час аперіодичної складової струму КЗ 
 
tпр(а) = 0,005 ⋅β// .                                        (8.39) 
 
При дійсному часі t < 1 c величину tпр(а) не враховують. 
Переріз кабелю на термічну стійкість в трифазному КЗ перевіряється за  
формулою 
����∞ ∙ �����пр
���������������� = ,                                               (8.40) 
����
 
395 ∙ √0,2
���������������� = = 1,03. 
171
 
де C – коефіцієнт, що відповідає різниці виділеної теплоти в провіднику 
після і до КЗ. 
 
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної 
підстанції 
 
Оскільки серед електроприймачів цеху, як правило, відсутні 
електроприймачі, що значно впливають на якість електроенергії, то обрану 
цехову мережу перевіряють на допустимі відхилення напруги живлення 
споживачів. 
Хід розрахунків залежить від схеми 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 затискачах найбільш 
віддалених електроприймачів  не повинна бути нижче 0,95 ⋅ Uном . В режимі 
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої 
границі напруги. При цьому напруга на шинах 0,4 кВ ТП не повинна 
перевищувати 5 % номінальної напруги, тобто δ⋅ U1 ≤ 5%. 
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за 
мінімальні – 30 % від максимальних. 
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги 
згідно [7] 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
����
����1 = �������� − �∆�������� + ��������� + ∆����СП� ≥ −5,                     (8.41) 
����=1
 
1
����1 = 6 − �2,58 + � 1,07 + 4,22� = −1,87 ≥ −5. 
����=1
 
де �������� − величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях 
трансформатора, %; 
∆�������� − втрати напруги в трансформаторі, %; 
∑Т����=1�������� − сумарні втрати напруги в магістральних лініях до споживача, %; 
         ���� − кількість послідовних магістралей до споживача; 
∆����СП − втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %; 
       −5% – припустиме усталене відхилення напруги згідно [7]. 
 
Втрати напруги ∆����Т на цеховому трансформаторі: 
 
����
∆����Т = ������������ ∙ ��������� ∙ ���������������� + �������� ∙ �����������������,                      (8.22) 
����номТ
 
408,5
∆����Т = ∙ (1,2 ∙ 0,9 + 5,37 ∙ 0,433) = 2,58%. 
630
 
де ���������������� − максимальне навантаження одного трансформатора; 
����номТ − номінальна потужність трансформатора; 
�������� = ∆РКЗ ∙ 100% − активна складова напруги КЗ; 
����номТ
���� = �����2 − ����2
���� КЗ а  −  реактивна складова напруги КЗ. 
 
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги 
 
���� ∙ ����2 = Ет − кзаван(∆����Т + ∆����м) − ∆����сп ≤ +5%.                        (8.43) 
 
���� ∙ ����2 = 6 − 0,3(2,58 + 1,07) − 4,22 = 0,69 ≤ +5%. 
 
де кзаван = 0,3 − коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних 
навантажень; 
≤ +5% − припустиме усталене підвищення напруги згідно [7]. 
З розрахунків видно, що величина зміни напруги не перевищує допустиму. 
 
 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної 
підстанції 
 
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай 
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної 
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного обладнання 
підвищується якість систем електропостачання, надійність її роботи, зручність і 
безпека обслуговування, забезпечується швидке розширення та мобільність 
електрогосподарства. 
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних 
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування 
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини 
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер електричних 
апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення утворюються 
простими у будівельному відношенні. Повністю закриті комплектні установки 
можна розташовувати безпосередньо у виробничих приміщеннях без 
улаштування будівельних оболонок. 
На рисунку 6.1 приведена типова комплектна трансформаторна підстанція 
внутрішньо-цехового розташування. 
 
Рисунок 8.1 − Типова комплектна трансформаторна підстанція  
 
 
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо 
комплектну трансформаторну підстанцію 2КТПЦ Мінського електротехнічного 
заводу [14]. 
Обрана двотрансформаторна підстанція 2КТПЦ-630/10/0,4-04 У3 
призначена для надійного електропостачання промислових обʼєктів, має 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
потужність трансформаторів 630 кВ∙А, з захистом і автоматикою, що виконана 
на мікропроцесорних блоках типу БМР3-0.4. 
Склад підстанції 2КТПЦ-630/10/0,4-04 У3: 
1. Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН). 
2. Силовий трансформатор. 
3. Кожух виводів силового трансформатору. 
4. Розподільча установка низької напруги (РУНН), що складається з 
наступного обладнання: 
- шафа вимикача робочого вводу; 
- шафа секційного вимикача; 
- шафа ліній, що відходять; 
- шафа автоматизованої конденсаторної установки; 
- шафа управління. 
5. Шинна перемичка. 
Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна трансформаторна може бути 
виконана як однорядною, так і дворядною. З врахуванням особливостей цеху, 
обираємо компактне дворядне виконання. 
Для прикладу на рисунку 6.2 приведено загальний вид шафи 
секційного вимикача, на рисунку 6.3 - загальний вид шафи управління. 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
 
Рисунок 8.2 − Загальний вид шафи секційного вимикача: 
1−шафа секційного вимикача; 2−відсік збірних шин; 3−клапан розвантаження; 
4−відсік клемного блоку; 5−відсік секційного вимикача; 6−відсік релейного 
блоку; 7−відсік шинок управління; 8−відсік шин. 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
  
Рисунок 8.3 – Загальний вид шафи управління: 
1−шафа упрвління; 2− відсік збірних шин; 3−клапан розвантаження; 4−відсік 
клемного блоку; 5−відсік релейного блоку; 6−відсік шинок управління. 
 
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії ТМГ11 
(трансформатор масляний герметичний), що виготовляється у герметичному 
баку і не потребує обслуговування на протязі всього терміну експлуатації. 
Загальний вид трансформатору серії ТМГ приведено на рисунку 6.4. 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
 
Рисунок 8.4 − Загальний вид трансформатору серії ТМГ 
Конструкція і компоновка трансформаторної підстанції 2КТП-630/10/0,4-04 У3 
приведено на графічної частини дипломної роботи.  
Для нашого конкретного випадку обрана однорядна компоновка підстанції, що 
більш відповідає реальним умовам цеху, для якого проектується система 
електропостачання. 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
11. ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ − захист понижуючого трансформатора 
35/10 кВ 
  
 11.1 Загальні відомості про захист силових трансформаторів 
 
 Для трансформаторів, встановлюваних в мережах напругою 6 кВ і вище, 
повинні передбачатися пристрої релейного захисту від: 
−  багатофазних коротких замикань в обмотках і на виводах; 
− однофазних коротких замикань в обмотці і на виводах, приєднаних до 
мережі з глухозаземленою нейтраллю; 
− виткових замикань в обмотках; 
− струмів в обмотках при зовнішніх КЗ і перевантаженнях; 
− знижень рівня масла в маслонаповнених трансформаторах і в 
маслонаповнених вводах трансформаторів. 
При проектуванні релейного захисту вцілому та захисту силових 
трансформаторів зокрема необхідно враховувати: 
− схеми первинних з'єднань мереж і підстанцій промислового підприємства 
та проектованого вузла навантаження; 
− необхідний рівень надійності електропостачання електроприймачів, їх 
режими роботи, включаючи перехідні 
− технічні вимоги енергосистеми; можливі види пошкоджень і анормальних 
режимів роботи електроустановок і мереж, види і уставки пристроїв релейного 
захисту і автоматики на суміжних з проектованим ділянках мереж. 
В промислових електроустановках широке використання знаходять 
пристрої релейного захисту і автоматики з реле непрямої дії, що використовують 
постійний або випрямлений оперативний струм. Рідше застосовується змінний 
оперативний струм. Як правило, використовуються пристрої, виконані з 
електромеханічними або напівпровідниковими реле. Почали застосовуватися 
комплектні пристрої релейного захисту і автоматики з вимірювальними і 
функціональними органами на мікропроцесорах. 
 
11.2 Диференційний струмовий захист 
 
Повздовжній диференційний струмовий захист без витримки часу 
виконується на трансформаторах номінальною потужністю 6,3 МВА і більше, а 
також на трансформаторах номінальною потужністю 4 МВА, якщо вони 
працюють паралельно на шини низької напруги (з метою селективного 
відключення пошкодженого трансформатора). Захист може застосовуватися і на 
трансформаторах меншої потужності (але не менше 1000 кВА), якщо 
виконується хоча б одна з двох умов: 
− струмова відсічка не задовольняє вимогам чутливості, а максимальний 
струмовий захист має витримку часу більше 0,5 с; 
− трансформатор встановлений в районі, що зазнає землетрусів. 
Трансформатори струму для подовжнього диференційного струмового 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
захисту встановлюються з обох сторін трансформатора, що захищається. 
Для двохобмоточних трансформаторів, що мають схему з'єднання обмоток 
Y/Δ, вторинні обмотки трансформаторів струму на стороні вищої напруги 
з'єднуються в трикутник, а на стороні низької напруги − в неповну зірку, при 
цьому в диференціальному колі встановлюються два реле. 
Для трьохобмоточних трансформаторів з схемою з'єднання обмоток Yн/Yн/Δ 
приймається трьохрелейна схема, причому вторинні обмотки трансформаторів 
струму на сторонах вищого і середнього напруг з'єднуються в трикутник, а на 
стороні низької напруги − в повну зірку. Цим усувається недолік трьохрелейних 
схем із з'єднанням вторинних обмоток на стороні низької напруги в неповну 
зірку, що полягає в можливості неправильного спрацьовування захисту в 
перехідному режимі внаслідок протікання двохполярного струму небалансу, що 
проходить в реле фази В в результаті додавання струмів небалансу фаз А і С. 
Повздовжній диференціальний струмовий захист здійснюється із 
застосуванням реле струму, що мають покращене відлаштування від стрибків 
намагнічуючого струму, перехідних і встановившихся струмів небалансу. 
Рекомендується використовувати реле з гальмуванням типа ДЗТ-11 або 
комплект захисту типа ДЗТ-21 (рисунок 11.1). 
 
 
 
Рисунок 11.1 − Схема підключення комплекту захисту типу ДЗТ-21 
AKW − комплект захисту типу ДЗТ-21; TAL1, TAL2 − автотрансформатори 
струму типу АТ-31 
 
За наявності струмообмежуючих реакторів зі сторони низької (або 
середньої) напруги для визначення місця КЗ (реактор або трансформатор) 
доцільне незалежно від того, яку чутливість має диференційний захист 
трансформатора до КЗ на виводах реактора, виконувати окремі диференційні 
захисти реакторів. 
Диференційний захист трансформатора з реле ДЗТ-11 виконується так, щоб 
при внутрішніх пошкодженнях трансформатора гальмування було мінімальним 
або було зовсім відсутнє. Тому гальмівна обмотка реле зазвичай підключається 
до трансформаторів струму, встановлених на стороні низької (або низької і 
середньої) напруги трансформатора.  
Чутливість диференційного захисту перевіряється при КЗ на виводах з 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
врахуванням впливу на струм, що протікає в реле, регулювання напруги (РПН) 
при роботі пристрою автоматичного регулювання коефіцієнта трансформації. 
Найменше значення коефіцієнта чутливості − 2. 
При КЗ за струмообмежуючим реактором на стороні низької напруги 
допускається зниження коефіцієнта чутливості диференціального захисту до 1,5. 
Блок-схема однієї фази комплекту диференціального захисту типа ДЗТ-21 
показана на рисунку 11.2. 
 
  
 
Рисунок 11.2 − Допоміжна схема однієї фази комплекту захисту типу ДЗТ-
21 
1 − блок диференційної відсічки; 2 − блок гальмування другої гармоніки; 3 
− блок гальмування від струмів у плечах; 4 − реагуючий орган; 5 − блок живлення 
та управління; Т − захищуваний трансформатор; ТА1, ТА2 − трансформатори 
струму; TAL − автотрансформатор струму типу АТ-31; AKW − комплект захисту 
типу ДЗТ-21; TAV − трансреактор; ТА − трансформатор струму в комплекті ДЗТ-
21 
 
Задачею розрахунку захисту є вибір номерів відгалужень трансреактора 
ТАV, автотрансформаторів струму ТАL, приставки та (при необхідності) 
проміжних трансформаторів струму ТА ланцюгів гальмування, а також 
визначення відносного мінімального струму спрацьовування за відсутності 
гальмування, уставки початку гальмування та коефіцієнта  гальмування.  
 
11.3 Максимальний струмовий захист 
 
На трансформаторах номінальною потужністю 400 кВА і більше, що 
можуть перевантажуватися, передбачається максимальний струмовий захист від 
струмів перевантаження з дією на сигнал з витримкою часу. Захист 
встановлюється на двохобмоточних трансформаторах з одностороннім 
живленням − зі сторони живлення та зі сторони обмотки меншої потужності. При 
однаковій потужності обмоток достатнє встановлення захисту лише з боку 
живлення. Для двохобмоточних трансформаторів з розщепленими обмотками 
10(6) кВ встановлення захисту обов'язкове на кожній частині розщепленої 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
обмотки. 
Для трансформаторів 10(6) кВ, що живляться по магістральній лінії, цей 
захист допускається не виконувати, якщо для його виконання необхідна 
установка додаткових трансформаторів струму на вводах ВН кожного силового 
трансформатора. 
Тривалість спрацьовування захисту повинна бути вибрана приблизно на 
30% більше тривалості пуску або самозапуску електродвигунів, що отримують 
живлення від трансформатора, який захищається, якщо ці процеси призводять до 
перевантаження трансформатора. 
Двохступінчатий максимальний струмовий захист передбачає:  
− перша ступінь − фазна струмова відсічка без витримки часу, що охоплює 
частину обмотки трансформатора. 
− друга ступінь − максимальний струмовий захист з витримкою часу в 
двофазному, двохрелейному або трьохрелейному виконанні, що виконує 
одночасно і функцію захисту від струмів, обумовлених зовнішніми КЗ. Для 
знижувальних трансформаторів із з'єднанням обмоток Δ/Yн з метою 
забезпечення надійного відключення однофазних КЗ в обмотці низької напруги 
і на її виводах захист рекомендується виконувати двофазнимю трьохрелейним. 
Захист діє на відключення пошкодженого трансформатора у таких 
випадках: 
− коли немає підживлення пошкодження в двохобмоточному 
трансформаторі з боку низької напруги (НН), 
− коли вимикач сторони НН віддалений від місця установки захисту 
настільки, що прокладання кабелю передачі вимикаючого сигналу  виявляється  
економічно недоцільною. 
У цих випадках допускається дія захисту на відключення вимикача лише з 
живлячої сторони. 
Функції двохступінчатого максимального струмового захисту 
трансформатора можуть бути покладені і на аналогічний захист лінії, що живить 
один або декілька трансформаторів за умови дотримання вимог чутливості. 
Перевірка чутливості виконується при двофазних КЗ на стороні вищої (для 
відсічки) і нищої (для максимального струмового захисту) напруги 
трансформатора. 
Найменше значення коефіцієнта чутливості для струмової відсічки − 2, для 
максимального струмового захисту − 1,5. Для максимальних струмових захистів 
трансформаторів з нижчою напругою 0,23 - 0,4 кВ рекомендується збільшення 
цього значення до двох. 
В цих умовах перевірка чутливості захисту трансформаторів з схемою з'єд-
нання обмоток Δ/Yн до однофазних КЗ на стороні НН може не проводитися. 
Захист від багатофазних коротких замикань призначений для відключення 
зовнішніх багатофазних КЗ при відмові захисту або вимикача суміжного 
пошкодженого елемента, а також для виконання функцій ближнього 
резервування по відношенню до основних захистів трансформатора 
(диференціальної і газової). 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Як захист трансформатора від струмів зовнішніх КЗ використовуються: 
а) струмові захисти шин секцій розподільних пристроїв низького і 
середнього напруг, підключених до відповідних виведень трансформатора; 
б) максимальний струмовий захист з пуском напруги, встановлюваний на 
стороні вищої напруги (ВН) трансформатора, що захищається. 
Захист, встановлений на стороні ВН, виконується на двохобмоточних 
трансформаторах з двома, а на трьохобмоточних трансформаторах з трьома реле 
струму. Реле приєднуються до вторинних обмоток трансформаторів струму, 
з'єднаних, як правило, в трикутник. 
Безпосереднє вмикання реле захисту від струмів зовнішніх КЗ в струмові 
кола диференціального захисту не допускається. 
Пуск напруги комбінований − з одним реле напруги зворотної послідовності 
і одним реле зниження напруги, включеним на міжфазну напругу (рисунок 3.3), 
або симетричний − з трьома реле напруги, включеними на міжфазні напруги. 
 
 
 
Рисунок 11.3 − Схема комбінованого пускового органу напруги 
KVZ − фільтр-реле напруги зворотньої послідовності типу РНФ-1М; KV − 
реле напруги РН-54/35 
 
Для живлення котушок напруги пускових органів можуть бути використані 
як шинні трансформатори напруги, так і трансформатори напруги, встановлені 
до ввідних вимикачів 6 − 35 кВ, якщо до цих трансформаторів напруги не 
підключені ланцюги лічильників розрахункового обліку. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП 
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА 
 
При рішенні задач оптимізації промислового електропостачання виникає 
необхідність у порівнюванні достатньо великої кількості варіантів. 
Багатоваріантність вирішення задач електропостачання промислових 
підприємств, існуючі суттєві відмінності між варіантами за капітальними 
вкладеннями і експлуатаційними витратами потребують техніко-економічних 
розрахунків під час проектування і експлуатації систем електропостачання. 
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 3 аварійності 
електрообладнання та елементів мереж, тривалості й вартості їх планових і 
аварійних ремонтів 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 до її браку. 
Зниження показників якості електричної енергії повʼязано 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 обгрунтування варіантів спорудження чи реконструкції обʼєктів, 
суттєвого покращення якостей окремих типів обладнання електропередачі та 
устаткування підстанцій. 
Розрахунки такого роду необхідні також при реконструкції діючих систем 
електропостачання та обгрунтуванні доцільності впровадження 
енергозберігаючих заходів та проектів. 
Техніко-економічні розрахунки виконуються при виборі: 
- найбільш раціональної схеми електропостачання цехів та підприємства у 
цілому; 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
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, обʼєм 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. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 
Тема: «Переведення електричних мереж з напруги живлення 380 В на 
660 В». 
Вихідні дані. 
Визначити річну економію електричної енергії в мережі цехового 
трансформатора, від якого живляться 20 двигунів зі споживаним кожним 
двигуном струмом 100 А, середня віддаленість двигуна від трансформатора 25 
м, переріз живильної лінії з алюмінієвими провідниками кожного двигуна 25 мм, 
середня річна тривалість роботи двигуна 3000 годин. Цехова мережа 
переводиться з напруги 380 В на напругу 660 В при тих же двигунах і тій же 
мережі живлення. 
Розв'язок. 
При переведенні електричних мереж на більш високу напругу економія 
електричної енергії (кВт-год) в повітряних і кабельних лініях розраховується 
за виразом 
����2 ����2
∆���� = 0,003 ∙ ���� ∙ ���� ∙ ���� 1
���� ∙ � − 2 � ,                               (10.1) 
����1 ����2
де ���� − питомий опір матеріалу провідника, Ом- мм2/м; 
     ���� − довжина лінії, м; 
     ����1, ����2 − значення струму в лінії відповідно при низькій і більш високій 
напрузі, А; 
    ����1,����2 − ереріз провідників при низькій і більш високій напрузі, мм2. 
Струм двигуна при напрузі 660 В зменшиться в √3 разів і буде  становити 
���� = 100
2 = 57,8 А. Економія електроенергії в лініях живлення за рахунок 
√3
переведення мережі на напругу 660 В розраховується за вищенаведеним виразом 
з урахуванням кількості двигунів i постійності перерізу провідників: 
1002 57,82
∆���� = 20 ∙ 0,003 ∙ 0,028 ∙ 25 ∙ 3000 ∙ � − � = 33562,2 кВт ∙ год/рік. 
25 25
Фактична економія електричної енергії буде більша, тому що з підвищенням 
напруги втрати в сталі двигунів зменшуються. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
                       ЧДТУ А1 20019 49/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Репозиторій ЧДТУ
