Електропостачання підприємства по виготовленню паяльного та зварювального обладнання

Джулай, Сергій Валерійович
Будь ласка, використовуйте цей ідентифікатор, щоб цитувати або посилатися на цей матеріал: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5778
Назва:	Електропостачання підприємства по виготовленню паяльного та зварювального обладнання
Автори:	Ключка, Костянтин Миколайович Джулай, Сергій Валерійович
Ключові слова:	електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика;розрахунок КЗ;розрахунок електропостачання цеху
Дата публікації:	чер-2024
Короткий огляд (реферат):	У даній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проєктування електропостачання підприємства по виготовленню паяльного та зварювального обладнання. Проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. Кваліфікаційна робота бакалавра виконана у відповідності до вимог методичних рекомендацій з використанням сучасної довідкової літератури, всі розрахунки та креслення електричної частини відповідають вимогам ДСТУ та ЄСКД.
URI (Уніфікований ідентифікатор ресурсу):	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5778
Розташовується у зібраннях:	141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання)
Файли цього матеріалу:
Файл	Опис	Розмір	Формат
ВКРБ_ДЖУЛАЙ.pdf Restricted Access		2.69 MB	Adobe PDF	Переглянути/Відкрити Запит копії
Показати повний опис матеріалу Перегляд статистики
Усі матеріали в архіві електронних ресурсів захищено авторським правом, усі права збережено.
Extracted text
 
ВСТУП 
 
Проектування систем електропостачання охоплює розробку 
документації, яка включає техніко-економічні обґрунтування, розрахунки, 
креслення, схеми та пояснювальну записку.  
Основною метою цього процесу є створення концепції конкретної 
системи електропостачання. Система електропостачання об'єднує 
електроустановки, які працюють у єдиному процесі виробництва, передачі, 
перетворення та розподілу електричної енергії між споживачами. Для 
створення надійної системи електропостачання необхідно розробити проект, 
який складається з конструкторських документів, що визначають будову 
об'єкта системи. 
У процесі проектування проводиться аналіз потужності 
електроспоживачів, їх категорійність за напругою, на якій вони працюють, а 
також їх розташування. На основі цього аналізу формується структурна схема 
електропостачання. Потім обирається оптимальна конфігурація електричної 
мережі з урахуванням технічних та економічних показників. 
Далі визначаються технічні параметри для вибору конкретного 
електроустаткування, включаючи конструктивну частину, кабельні траси, 
технологію монтажу та процес керування. За результатами цього етапу 
визначаються параметри системи електропостачання та обирається 
обладнання для релейного захисту та автоматики. 
Завершальним етапом є вибір обладнання і контроль правильності та 
якості прийнятих рішень. Проектування систем електропостачання є складним 
завданням, яке вимагає комплексного підходу. Важливо врахувати всі 
фактори, такі як споживана потужність, характер навантажень, розташування 
споживачів та параметри джерела живлення. 
Випускна робота бакалавра містить розрахунково-пояснювальну записку 
і графічну частину з кресленнями.  
Метою роботи є проведення розрахунків та вибір сучасних елементів 
системи електропостачання відповідно до вимог стандартів. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    6 
 
 
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ 
 
Система електропостачання − це комплекс взаємопов'язаних 
електричних установок, які призначені для забезпечення споживачів 
електричною енергією. Сучасна система електропостачання промислового 
підприємства має відповідати різним технічним і економічним вимогам: 
− має бути надійною; 
− повинна забезпечувати якість електроенергії відповідно до діючих 
державних стандартів; 
− повинна бути економічно вигідною; 
− має дозволяти внесення частих змін у технологію виробництва та 
розвиток підприємства; 
− має забезпечувати безпеку для електротехнічного та 
неелектротехнічного персоналу; 
− має бути екологічно безпечною, без негативного впливу на 
навколишнє середовище. Ці вимоги мають бути враховані під час 
проектування і експлуатації системи електропостачання промислового 
підприємства (СЕП ПП).  
СЕП ПП − це частина енергосистеми, яка, з одного боку, є менш 
складною з енергетичної точки зору (з нижчими напругами, меншою 
потужністю і довжиною ліній, відсутністю замкнених контурів тощо), а з 
іншого боку, більш складною з точки зору використання та перетворення 
електроенергії для потреб промислового виробництва. Електроприймачі є 
невід'ємною частиною СЕП ПП і значно впливають на роботу цієї системи і її 
параметри. 
 
1.1 Характеристика об’єкта проектування 
 
В представленій роботі проектується електропостачання підприємства 
по виготовленню паяльного та зварювального обладнання. 
Таке обладнання користується попитом та широко застосовується в 
сучасних високотехнологічних виробничих процесах різних спрямувань. 
Підприємством на базі основних цехів випускаються такі види 
обладнання:  
− паяльне обладнання: паяльні станції промислового призначення та 
аксесуари для них (контактні паяльні станції, термоповітряні паяльні станції, 
інфрачервоні станції, індукційні станції, інфрачервоні столи попереднього 
нагріву, газові горілки та паяльники, паяльні ванни, ультразвукові ванни 
тощо); 
−  зварювальне обладнання: зварювальні установки різних типів та 
класів потужностей та супутні вироби (зварювальні трансформатори, 
зварювальні інвертори, захисні маски, електроди, силові кабелі та 
електродотримачі тощо). 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    7 
 
 
Також, в якості супутніх виробів, на підприємстві виготовляють 
електрогенератори для автономного живлення вказаного вище обладнання. 
Електричне живлення усіх цехів підприємства було виконано по 
радіальній схемі розподілу. 
 
 
1.2 Характеристика електроприймачів електричної енергії цеху по 
виробництву автоматичних ліній поверхневого монтажу та 
інфрачервоних столів попереднього нагріву 
Об’єкт, для котрого проектується система електропостачання − цех по 
виробництву автоматичних ліній поверхневого монтажу та інфрачервоних 
столів попереднього нагріву . 
У такому цеху використовуються широкий перелік верстатів та 
електроустановок спеціального призначення. Самими основними 
споживачами є асинхронні електродвигуни верстатів, а також 
електроспоживачі та установки спеціального призначення. Крім того в 
нашому цеху функціонує освітлювальна мережа, з невеликою частиною від 
загального використання електричної енергії.  
На території цеху присутнє нормальне середовище, при цьому є 
відсутнім є запиленість та агресивні домішки в повітрі.   
Загальне число електроспоживачів складає 42 одиниці. В число 
споживачів входять однофазні, числом – 6 одиниць. 
Приміщення цеху є вибухобезпечним, через те, що на території відсутні 
вибухонебезпечні речовини. Приміщення цеху споруджене з бетонних плит, 
підлога бетонна, а стеля перекрита пустотілими плитами. 
Габаритні розміри цеху дорівнюють таким величинам: Д (довжина) – 46 
м, Ш (ширина) – 26 м, В (висота) − 6м.  
Відносна вологість повітря в цеху не більше 60%, є слабозапилене 
середовище. Технологічне обладнання розташоване окремими групами в 
залежності від виду технологічного процесу. 
 Проектом підприємства передбачено централізоване 
енергозабезпечення, а живлення споживачів цеху виконується від комплектної 
трансформаторної підстанції (КТП) на напругу 10/0,4 кВ. КТП буде розміщена 
в окремому блоці силових приміщень.  
В цеху наявні споживачі другої категорії, таким чином припинення 
електропостачання може привести до масового недовипуску продукції, 
простою електрообладнання, псування виробів, що в цілому приводить до 
масового браку.  
Таким чином, згідно з гл. 1.2 ПУЕ якщо цех має електроприймачі, що 
відносяться до споживачів 2-ї категорії, перерва в роботі не призводить до 
зупинки технологічного процесу, псування обладнання, погіршення 
екологічного стану чи виникнення загрози для людського життя. 
Електроприймачі другої категорії в нормальних режимах повинні 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    8 
 
 
забезпечуватися електроенергією від 2-х незалежних взаємно резервованих 
джерел живлення.  
Таким чином, для електроприймачів 2-ї категорії при порушенні 
електропостачання від одного з джерел живлення допустимі перерви 
електропостачання на час, необхідний для включення резервного живлення 
діями чергового персоналу або виїзної оперативної бригади. 
Головними електроспоживачами реактивної потужності індуктивного 
характеру на промислових підприємствах є асинхронні двигуни, 
трансформатори  разом ( в т.ч. зварювальні), а також деякі інші споживачі. 
Реактивною потужністю додатково навантажуються розподільчі мережі 
підприємства, що призводить до збільшення загального споживання 
електроенергії. 
Цех має виробничі, допоміжні, та побутові приміщення. Він отримує 
електропостачання від власної КТП. 
Електроприймачі живляться від трьохфазної мережі змінного струму 
напругою 0,4 кВ, та частотою 50 Гц. В цеху наявні підйомні механізми (2 
одиниці). При проектуванні нашого цеху передбачене місце для встановлення 
комплектної трансформаторної підстанції (КТП) вбудованого типу.  
Місце розташування вибираємо максимально близько до осередків 
найбільш потужних електроприймачів. 
Як уже було зазначено, серед електроприймачів є однофазні (6 шт.): 
 − пристрої для випробовування інфрачервоних випромінювачів,   
− пристрої індукційного  нагріву. 
Переважна кількість верстатів та установок функціонує в тривалому 
режимі роботи. Слід зазначити, що в короткочасному режимі працює 
більшість допоміжних верстатів. Також, в повторно-короткочасному режимі 
працюють електродвигуни підйомних пристроїв, насоси пожеже-господарські 
та ще певна їх кількість. 
Повна встановлена потужність цеху становить 880,1 кВт. 
Весь перелік обладнання цеху та його електричні характеристики 
представлені у табл. 1.1. План цеху та як розміщене обладнання, представлено 
на 5-му листі графічної частини даної випускної роботи. Усе обладнання цеху 
розміщене відповідно до технологічного процесу виробництва паяльного 
обладнання. 
Якщо споживачі є функціонально-подібними, то в такому разі їх буде 
доцільно згрупувати в окремі дільниці. Електропостачання таких дільниць 
раціонально виконувати від окремо встановлених РП (розподільчих пунктів).  
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    9 
 
 
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху по 
виробництву автоматичних ліній поверхневого монтажу та 
інфрачервоних столів попереднього нагріву 
№ № 
Кіль- Потуж- 
поз. 
 п/п Назва електроспоживачів кість, ність, Кв cosφ tgφ 
на шт. кВт 
плані 
Силові трифазні електроприймачі 0,4 кВ 
1 2 Автоматична установка для 
3 26 0,65 0,7 1,33 
пайки контролерів управління 
2 6 Установка по виготовленню  
3 5,5 0,65 0,7 1,33 
завантажувача друкованих плат 
Збиральна установка 
3 4 
револьверного установочного 3 17 0,65 0,7 1,33 
автомату 
4 1 Прес формування корпусу 
3 27 0,65 0,7 1,33 
установочної голівки 
5 5 Збиральна установка 
3 16 0,65 0,7 1,33 
трафаретного принтера 
6 3 Складальна установка 
3 22 0,65 0,7 1,33 
конвекційних печей 
7 15 Вентилятор 8 4 0,8 0,8 0,75 
8 14 Електропідйомник (ТВ=60%) 2 11,5 0,1 0,5 1,73 
9 10 Насос водяний 1 12,5 0,15 0,5 1,73 
10 11 Токарний верстат 2 8 0,15 0,5 1,73 
11 9 Напівавтоматичний автомат 
складання розвантажувача 2 50 0,35 0,8 0,75 
друкованих плат  (ТВ=65%) 
12 13 Свердлильний верстат 1 0,7 0,15 0,5 1,73 
13 8 Прес формування корпусу 
2 37 0,17 0,65 1,17 
установника елементів 
14  Освітлення − 12,7 0,85 0,95 0,33 
Однофазні електроприймачі цеху (на фазну чи лінійну напругу живлення) 
99,8 
15 7 Пристрій індукційного нагріву 3 0,8 0,96 0,29 
(299,7*) 
Пристрій для випробовування 13,3 
16 12 інфрачервоних випромінювачів 3 0,15 0,5 1,73 
*
(ТВ=25%) (9,9 ) 
* − умовна трифазна потужність для відповідної групи однофазних споживачів 
 
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    10 
 
 
1.3 Характеристика цехів об’єкту, особливості їх електропостачання 
 
Електричне живлення ГПП, згідно з матеріалами ПУЕ глава 4.2, 
здійснено від двох не залежних вводів від районних розподільчих пунктів 
(РП), по повітряним лініям (ПЛ). Така схема живлення є надійною, економічно 
вигідною, і має зручні ремонтно-налагоджувальні характеристики. 
Живлення цехів підприємства виконується від власної ГПП, що 
розташована в точці теоретичного навантаження підприємства. Проектована 
СЕП відноситься до систем електропостачання − централізованого типу.  
Живлення цехових ТП виконано за допомогою кабельних ліній (КЛ), які 
розміщуються в підземних кабельних каналах. Основними високовольтними 
споживачами є 8 трансформаторних підстанцій для рівня напруги 10/0,4 кВ. 
Згідно з практикою проектування, будівництва та експлуатації 
промислових підприємств будівлі цехів, що входять за технологічних умов в 
ту чи іншу виробничу групу, розміщуємо компактно в одній зоні з мінімально 
допустимими санітарними та протипожежними розривами між ними при 
якнайменшій протяжності доріг та інженерних мереж. Таким чином площа 
підприємства по функціональному використовуванню ділиться на  
передзаводську, виробничу, підсобну, складську, територію обслуговуючих та 
допоміжних виробництв. 
На території підприємства, крім основних виробничих цехів та ГПП, ще 
розміщені адміністративно-конструкторський відділ,  котельня тощо. 
Структурний склад підприємства приведений на генеральному плані 
підприємства і представлено в графічна частина даної роботи на кресленні №1. 
При здійсненні проектування системи електропостачання було 
враховано рельєф місцевості, вид ґрунту та його характер, фактичні дані 
приймачів електричної енергії окремих цехів та споруд, особливості 
технологічних процесів на підприємстві, характеристику навколишнього  
середовища. 
 
1.4 Характеристика джерела живлення 
 
Схема електропостачання та його розподілу по окремим цехам та 
спорудам підприємства, може бути представлена так: на території 
підприємства розміщена ГПП яка живиться від районної підстанції. Первинна 
напруга величиною 110 кВ, підводиться по повітряній лінії (ПЛ), а уже 
вторинна (10 кВ) розподіляється по території підприємства кабельними 
лініями (КЛ). КЛ відходять від ГПП та проходять по території підприємства у 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    11 
 
 
вигляді радіальних КЛ з відгалуженнями до найбільш великих центрів 
споживання електроенергії. 
Основною умовою успішного впровадження глибоких вводів є гранична 
компактність підстанцій, що досягається найпростішими схемними і 
конструктивними рішеннями. При системі глибоких вводів не потрібні 
проміжні розподільчі пункти РП, необхідні при великій ГПП; їхні функції 
тепер виконують розподільні пристрої вторинної напруги 10 кВ; таким чином, 
відпадає ланка комутації й одна проміжна мережна ланка та скорочується 
число ступенів трансформації. При цьому підвищується надійність 
електропостачання, тому, що у випадку аварії випадає тільки одна невелика 
ланка, що легше відновити, чим при потужній ГПП; зона аварії різко 
скорочується; зменшуються робочі струми і струми короткого замикання на 
вторинній напрузі таких невеликих підстанцій. 
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є: обрана 
номінальна напруга енергосистеми Uс = 110 кВ; потужність КЗ на шинах 
районної підстанції SКЗ = 2199 МВА; довжина повітряної лінії lпл = 70,9 км. 
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на 
границі балансової приналежності Qек = 109 квар, в часи її максимуму 
навантаження. 
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах 
110кВ±5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    12 
 
 
2  РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ 
 
Правильне визначення електричних навантажень при проектуванні є 
основою для раціонального рішення всього комплексу питань 
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі, 
окремого цеху. 
Інформація про електричні навантаження необхідна для вибору і 
перевірки провідників, а саме шин, кабелів тощо та трансформаторів по 
пропускній спроможності і економічній густині струму. Також це потрібно 
для розрахунку втрат і відхилення напруги, вибору апаратів захисту та засобів 
компенсації реактивної потужності. 
Зміст поняття «розрахункове навантаження» витікає з визначення 
І
розрахункового струму роз , за величиною якого вибирають всі елементи 
мережі і електрообладнання системи електропостачання. 
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часу 
 
І=const=Іроз . 
 
При змінному навантаженні, коли його графік має випадковий характер, 
використовується співвідношення  
 
t+Θ
1
ІΘ ( t)=  I( t)×dt , 
Θ
t
 
де   ‒ тривалість інтервалу осереднення ( t  T −) , що приймаються для 
графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної Θ=3×T  ( у решті 
0
випадків ‒ Θ<3×T ); 
0
Т ‒ інтервал реалізації випадкового процесу; 
Т0 ‒ постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої 
температури (за час, рівний 3·Т0, провідник нагрівається 95% сталого рівня). 
 
Умовно приймаємо Т0 = 10 хв.,  = 30 хв. незалежно від перетину 
провідника, відкіля і витікає поняття «півгодинний максимум». 
З приведеного співвідношення вводять поняття «розрахунковий струм» 
Іроз  ‒ це такий струм, що приведе до такого ж максимального нагріву 
провідника або викликає такий же тепловий знос, що і початкове змінне 
навантаження I( t) . 
Значення Іроз  звичайно визначають з виразу  
 
Pроз = 3×U×Іроз×cosφроз . 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    13 
 
 
В якості розрахункового навантаження приймають середнє 
навантаження P  по активній потужності за час   
Θ
 
t+Θ
1
PΘ =  P( t)dt . 
Θ
t
 
Активне розрахункове навантаження Pроз  аналогічне поняттю 
«розрахунковий максимум» Рmax або «максимального навантаження» Іmax = Іроз, 
тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилинних інтервалах 
усереднення. 
 
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів 
 
Визначення розрахункових електричних навантажень проводимо 
відповідно до методики [3], що поширюється на всі галузі господарства та 
адаптована до сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів 
розрахунку. 
Задача визначення електричних навантажень цеху є головною 
складовою розрахунку електричних навантажень промислового підприємства. 
Під час цих розрахунків враховують рівень/ступінь системи 
електропостачання, а розрахунки на кожну з них мають свою специфіку. На 
підприємствах середньої та великої потужності таких рівнів/ступенів 
нараховують шість (рисунок 2.1). 
Заключним етапом таких розрахунків повинна стати величина 
розрахункової потужності (Рроз, цеху) цеху. Розрахункова потужність Pроз  ‒ це 
така потужність, при якій термін служби елементів системи 
електропостачання дорівнює розрахунковому. Величина Pроз  відноситься до 
сукупності вихідних даних на проектування системи електропостачання. 
Розрахунок навантаження цеху від окремого електропостачання (ЕП) до 
шин цехової трансформаторної підстанції виконуємо нормативною методикою 
[2]. При цьому у розрахунках використовуємо наступні позначення та 
співвідношення: 
‒ номінальна потужність P ; 
ном
‒ паспортна потужність P ; 
пасп
‒ установлена потужність Pу . 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    14 
 
 
 
 
Рисунок 2.1 – Рівні/ступені системи електропостачання 
 
 
У розрахунках будемо використовувати загальноприйняті позначення: 
для ‒ Р, для одного електроприймача ‒ р. При цьому для окремого 
електроприймача установлена потужність дорівнює: 
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі 
 
pу =pном =pпасп ; 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    15 
 
 
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному 
режимі 
 
ру = рном = рпасп× ТВ , 
 
де ТВ тривалість включення в долях одиниці (задається у паспорті, як правило, 
у відсотках). 
 
Переважна частина електроприймачів працює в довготривалому режимі, 
тому їх установлена потужність дорівнює паспортній 
 
pу =pном =pпасп . 
 
Установлену потужність зварювального інвертора та кран-балки 
визначаємо за виразом 
 
ру, ТВ = рпасп× ТВ . 
 
 
Групова номінальна (установлена) активна потужність ‒ це алгебраїчна 
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у 
групу ЕП 
 
п
                                               Р =р                                              (2.1) 
ном ном
1
 
де п ‒ кількість електроприймачів у групі. 
При здійсненні обчислень всі застосовувані електроприймачі поділимо 
на 15 груп, за ознакою величини коефіцієнта використання, а також  
споживаної потужності. 
Наприклад, для розрахунків однієї групи обладнання, що містить 3 шт. 
збиральних установок трафаретного принтера, отримаємо 
 
Рном 1 =3∙16 = 48 кВт. 
 
Наступним кроком обчислюємо розрахункову величину K ×P .  
в ном
Для вказаної групи отримаємо 
 
Кв ∙Рном 1 =0,65∙48 = 31,2 кВт. 
 
Аналогічним чином за допомогою електронних таблиць EXCEL-2021 
проводимо розрахунок для інших груп електроспоживачів цеху.  
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    16 
 
 
Потім отримані результати  розрахунків заносимо в таблицю 2.1 (форма 
Ф 636‒92). 
Установлену потужність нашого цеху визначаємо наступним чином 
 
16
Pуст.цеху =Руст.гр =Руст 1+Руст 2 +Руст 3+Руст 4 +Руст 5+Руст 6 +Руст 7 +Руст 8
1  
+Руст 9 +Руст 10 +Руст 11+Руст 12 +Руст 13 + Руст 14 + Руст 15 +Руст 16.
 
Тоді 
 
Pуст.цеху = 880,1 кВт.  
 
Величину ефективної кількості електроприймачів n  визначаємо за 
e
співвідношенням 
 
 n 
Pном 
 1 
                                              ne = ,                                                (2.3) 
n
n×p2
ном
1
 
Величину n  можна також знайти за спрощеним співвідношенням 
e
 
2×pном
                                        n = ,                                                (2.4) 
e
pном.мах
2×880,1
ne = =17,6 . 
100
 
Тоді приймаємо ne=17. 
 
Значення коефіцієнта використання Кв по кожному окремому ЕП 
визначаємо за довідковими даними [6]. 
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними кв і 
знаходимо за формулою 
 
n
кв.і×pном.і
                                    K 1
в = ,                                            (2.5) 
n
pном.i
1
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    17 
 
 
Оскільки, у вибраних нами групах присутні споживачі які мають 
однаковий коефіцієнт використання, то Кв = кв.і . 
Груповий коефіцієнт використання по цеху цілому (середньо виважений 
коефіцієнт) дорівнює 
 
n
Kв.і×Pном.і
                                    Kв.цеху = 1 ,                                         (2.6) 
n
Pном.i
1
534,61
Kв.цеху = =0,607 .    
880,1
 
Відповідно до отриманих даних коефіцієнт розрахункової потужності 
для цеху визначаємо за довідковими даними [6] − Кр  = 0,91. 
Тоді, з урахуванням приведених раніше співвідношень, вираз для 
визначення розрахункової активної потужності  
 
п
                               Pроз.цеху =Kp× Kв.цеху ×Pном =Kp×К ×P ,                      (2.7) 
в.і ном.і
1
Pроз.цеху =0,91×0,607880,1=486,5  кВт. 
 
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП розраховується за виразом 
 
    Qроз.цеху =Kp×Kв.i×Pном.i×tgφi ,                                 (2.8) 
i
Qроз.цеху = 0,91431,52 = 392,7 квар.  
Крім того, до розрахункової активної та реактивної потужності силових 
електроприймачів напругою до 1 кВ повинне бути додане освітлювальне 
навантаження Pроз.oc , Qроз.oc . 
Повну розрахункову потужність Sроз  силових електроприймачів 
напругою до 1 кВ без врахування освітлення визначаємо за формулою 
 
S = P2 2
роз. роз + Qроз , 
S = 486,52 + 392,72 = 625,2  кВА. 
роз.
 
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних 
навантажень від однофазних електроприймачів 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    18 
 
 
Електричні навантаження електроприймачів однофазного струму 
повинні бути розподілені рівномірно по фазах. 
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені по 
фазах з нерівномірністю не вище 15% по відношенню до загальної потужності 
трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують як трифазні 
ЕП тієї ж сумарної потужності. Якщо нерівномірність перевищує 15 %, 
умовна трифазна номінальна потужність приймається рівною потроєній 
величині навантаження найбільш завантаженої фази. 
Якщо число однофазних електроприймачів до трьох одиниць, то з 
достатньою для практичних цілей точністю, умовна трифазна номінальна 
потужність Рном у  (кВт) визначається за такими виразами:  
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулами: 
 
Рном, у = 3× Рном.max ф  
або                               
        Рном, у = 3×Sпасп× ТВ ×cosjпасп ,                            (2.9) 
 
де Рном. max ф  – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт; 
Sпасп  – паспортна потужність, кВ× А ,  
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці; 
 
– при включенні однофазних електроприймачів 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 виразами: 
−  при одному електроприймачеві 
 
Рном, у = 3 Рном. ; 
 
− при двох або трьох електроприймачах 
 
Рном, у = 3 Рном.max ф . 
 
Якщо кількість однофазних електроприймачів уже більше трьох і 
однакових значеннях Кв  і cos , включених на фазну і лінійну напругу, 
максимальне розрахункове навантаження визначається за формулою 
 
Рроз, у =3Кв Кр Рном max ф .                               (2.10) 
 
Величина ne  при визначенні Кр  для однофазних ЕП визначається за 
формулою 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    19 
 
 
2 pном ф
nе = ,                                           (2.11) 
3  pном max ф
 
де pном ф  – сума номінальних потужностей однофазних ЕП даного 
розрахункового вузла, кВт;  
pном max ф  – номінальна потужність найбільшого ЕП однофазного струму, 
кВт. 
 
Коли однофазних електроприймачів з різними Кв  і cos  більше трьох 
одиниць 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 складанням 
середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і однофазних 
навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним зведенням 
останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги з використанням даних 
[7].  
Наприклад, для фази а маємо 
 
P(a) =  Кв× Р 
ав× r(ав)а  + Кв× Рac× r(аc)а  + Кв× Рао ; 
 
Q(a) =  Кв× Рав×q(ав)а  + Кв× Раc×q(аc)а  + Кв×Qао , 
 
де Paв, Pac  – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між 
фазами ав і ас;  
Pao, Qao  – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним та 
нульовим проводами); 
r(ав)а , r(ас)а , q(ав)а , q(ас)а  – коефіцієнти зведення навантажень, що включені на 
лінійну напругу до фази а; 
К , Кв в  – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму роботи. 
 
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз в і с, 
знаходиться найбільш завантажена фаза по активної потужності, наприклад 
фаза с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних 
електроприймачів: 
 
Р  =  3 Р(с) , 
 
 Q  =  3 Q(c) .                                             (2.12) 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    20 
 
 
В нашому цеху, електропостачання якого ми розраховуємо, встановлено 
шість однофазних ЕП і які можна об’єднати у дві групи . До них відносяться: 
I-ша група, це три пристрої для випробовування інфрачервоних вимірювачів,  
II-га група це три пристрої індукційного нагріву.  
Споживачі I-ї групи підключені на фазну напругу мережі − 0,4 кВ, 
причому рівномірно, тобто кожен на іншу фазу. Вони мають такі 
характеристики: cosφпасп = 0,5  ( Sпасп.ф =13,3  кВА); відносна тривалість їх 
вмикання становить ТВ=25% (ТВ=0,25).  
Однофазні споживачі другої групи вже підключені на лінійну напругу 
мережі – 0,4 кВ (рівномірно, кожен на іншу комбінацію фаз), тїх 
характеристики такі:  cosφпасп = 0,95; (Sпасп.ф = 99,9  кВА). 
Оскільки маємо кількість однофазних ЕП до трьох включно в кожній 
групі, а також враховуючи рівномірне пофазне навантаження мережі 0,4 кВ, 
умовну трифазну номінальну потужність Рном у  (кВт), при рівномірному 
розподілі по фазах, обчислимо для першої групи однофазних ЕП, що 
рівномірно ввімкнені на фазні напруги 
 
Рном, у1 = 3×Sпасп.ф× ТВ×cosφпасп ,   
 
 Рном, у1 = 3 13,3  0,25 0,5 = 9,9  кВт. 
 
Для другої групи трьох однофазних ЕП, що рівномірно ввімкнені на 
лінійні напруги 
 
Рном, у 2 = 3× Рном.max ф ,  
 
Рном, у 2 = 3×99,9 = 299,7 кВт.  
 
Остаточно отримаємо для однофазних ЕП цеху 
 
РS = Рном, у1+ Рном, у 2,   
 
РΣ  =  9,9+ 299,7 =309,6 кВт. 
 
Отримані результати заносимо у відповідні графи таблиці 2.1, виконаної 
за формою Ф 636-92 [8]. 
 
 
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    21 
 
 
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від 
освітлювальних систем 
 
При обчисленні електричних навантажень від освітлювальних 
установок будемо використовувати 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 [4] 
визначаємо питому потужність загального рівномірного освітлення необхідну 
для забезпечення необхідного значення норми освітленості. В нашому 
випадку визначаємо Р 2
п. оc. ф =11,8Вт/м .  
Габаритні розміри цеху: А=46м; В=26м; Н=6м. В цеху 
використовуються світильники типу Л201, підтипу Б, з встановленими 
лампами ЛХБ – 80 уяких такі характеристики:  кр =0,85; ККД=65%, cos0  = 
=0,8 ( tg0 = 0,75). 
Максимальну активну потужність освітлювальних установок Pmax oc  
визначимо згідно виразу  
 
Pmax оc = Рп.оc.ф×S, 
де     
     S – площа приміщення, S = 46 26 =1196 м2; 
         Рп. оc. ф  – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м2.  
 
Для газорозрядних ламп максимальна реактивна потужність 
 
Qmaxоc =Qроз, ос, цеху = Pmax оc  tg0 , 
 
де tg0  – відповідно cos0  для кожного типу ламп. 
 
 Тоді, користуючись цими співвідношеннями та даними довідників [4] 
отримаємо: 
 
Pmax оc =11,8 1196 =14113 Вт. 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    22 
 
 
Рроз, ос, цеху =14113 0,8 = 11290,4=11,29 кВт. 
Qроз, ос, цеху =11,29 0,75=8,47квар.  
 
Характеристики освітлення різних видів освітлення приймаються згідно 
довідкових даних та відповідних нормативних документів. 
 
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової 
підстанції 
 
Сумарну активну та реактивну розрахункові потужності на шинах 0.4 кВ 
визначаємо за виразами: 
 
Р = Р +Р , кВт ; 
0,4цеху роз.цеху осв
Р = 486,5+11,29= 497,8 кВт ; 
0,4цеху
Q = Q +Q , квар ; 
0,4цеху роз.цеху осв
Q = 392,7 +8,47 = 401,2 квар ; 
0,4цеху
 
Одночасно визначаємо розрахункове навантаження SТП  на шинах 
цехової підстанції за виразом  
 
2 2
SТП = (Р0,4 цеху ) + (Q0,4 цеху )  
SТП = 497,82 + 401,22 = 639,3 кВА.  
  
 
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 . 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    23 
 
 
Коефіцієнта одночасності Ko  залежить від кількості приєднань на 
шинах РУНН ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв  і 
визначається за даними [4, 7]. 
Приблизну потужність заводу (на шинах РУНН) SНН ГПП   визначаємо за 
формулою  
2 2
 N   N 
SНН ГПП = Ко  P0,4 цеху  + Q0,4 цеху  .               (2.13) 
 i   i 
 i   i 
 
Дані про електричне навантаження інших цехів підприємства (заводу) 
приводяться у вигляді таблиці 2.2. Значення навантажень повинні відповідати 
вихідним даним, характеру і специфіці виробництва, загальної потужності 
підприємства тощо. 
Далі підставимо у вираз (2.13) відповідні значення та отримаємо 
величину сумарної приблизної потужності підприємства (кВА) 
 
S 2 2  
НН ГПП =Sпр = 0,92 4955,1 +5020,2 = 6489,4 кВА.
 
Тобто приблизна розрахункова потужність по підприємству становить 
значення S пр= 6489,4 кВА. 
 
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  
При визначенні умовного центру електричних навантажень (ЦЕН) 
застосовують декілька методів. Враховуючи наявність впливу певних факторів 
на вибір місця розташування підстанції, правильно використовувати достатньо 
точні методи, які дозволяють визначити координати ЦЕН, при допустимій 
погрішності близько 5 −10 % . 
Використовуючи обрані методи, необхідно обчислити координати ЦЕН 
ХЦЕН  та УЦЕН  як для активної так і реактивної потужності. При цьому у 
якості навантаження Рроз  (Qроз ) має використовуватися розрахункове 
i і
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. 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    24 
 
 
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства 
Картограмою навантажень називають план, на якому зображена картина 
середньої інтенсивності розподілу навантажень приймачів електроенергії. 
Картограму навантажень будують, як на плані розташування приймачів 
електроенергії в цехах, так і на генеральному плані всього промислового 
підприємства. Якщо картограму будують на генеральному плані промислового 
підприємства, то як приймачі електроенергії розглядають самі цехи. 
ГПП для економії електроенергії і металу рекомендується розміщувати в 
центрі електричного навантаження (ЦЕН). Однак, при встановленні ГПП 
поблизу ЦЕН підприємства часто існують обмеження, що накладаються 
технологічними особливостями або вимогами генплану і т. п. Початкову уяву 
про особливості розподілу навантажень по території об’єкта отримують за 
допомогою картограми навантажень.  
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень 
на картограмі виконують різними способами [4, 7]. Найбільш простий з них 
складається в зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень 
приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. Як центр кола 
вибирають центр електричного навантаження (ЦЕН) приймача електроенергії, 
а радіус кола зв'язують із розрахунковою потужністю приймача 
електроенергії; значення його знаходять із умови рівності розрахункової 
середньої активної потужності групи електроспоживачів площі кругу. 
Розрахунок параметрів кругів проведемо на прикладі цеху по 
виробництву вакуумних сушильних установок НВЧ. 
Радіус розрахункового кола r (мм) визначаємо за виразом 
 
P
r= м ,                                                    (2.14) 
π×m
 
де Рм – сумарне електричне навантаження цеху, кВт;   = 3,14 ; m − масштаб,  
кВт/мм2 (приймаємо згідно найбільшої потужності цеху 0,2 кВт/мм2).  
 
Підставивши у формулу (2.14) відповідні значення, отримаємо радіус 
кола 
 
497,8
r = = 28,2 мм.  
3,14 0,2
 
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають 
силовому та освітлювальному навантаженням. Величини відповідних кутів 
αс.м. та αо.м.  (градус) визначаємо за такими виразами: 
 
360 Р
 = м.с. ;                                            (2.15) 
с.м.
Рм
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    25 
 
 
360 Р
 = м.о. ,                                              (2.16) 
о.м.
Рм
 
де α − величина сектору, градус. 
  
Підставивши у формули (2.15) та (2.16) відповідні значення, отримаємо 
величини відповідних кутів (градуси): 
 
360 486,5 360 11,29
с.м. = = 351,83;  о.м. = = 8,16.  
497,8 497,8
 
За аналогічними розрахунками знаходимо навантажувальні координати 
інших цехів і підрозділів підприємства.  
Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.3. 
Точку, що відповідає теоретичному центру електричних навантажень 
підприємства з координатами Х, Y (м), знаходимо за виразами: 
 
n n
(Pм.і  х і ) (Pм.і  yі )
X = i=l ;  Y = i=l ,                              (2.17) 
n n
Рм.і Рм.і
і=l і=l
 
де хі , yі  − координати навантаження окремих об’єктів підприємства, м;   Рм.і. − 
максимальне навантаження цеху, кВт.  
 
Підставивши у вирази (2.17) та (2.18) відповідні значення, отримаємо 
координати ЦЕН нашого заводу: 
 
524213,7
Х = =105,79 м;   
4955,1
326201,3
Y = = 65,83 м.  
4955,1
 
При наступних розрахунках будемо використовувати отримані дані для 
раціонального вибору точки розміщення ГПП. 
Отримані результати розрахунків заносимо до таблиці 2.4. 
 
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    26 
 
 
Наступним кроком координати ЦЕН цеху по виробництву вакуумних 
сушильних установок НВЧ: 
 
n n
(Pроз. x )
і i (Pроз. y )
i i
Х = i=1 ;  У = i=1
цеху  
n цеху n ,
Pроз. P
і  роз.i
i=1 i=1
 
де Рроз і, Qроз і – розрахункове навантаження окремого вузла живлення, ділянки, 
     а у випадку окремих електроприймачів – номінальна активна і реактивна 
     потужність окремого ЕП, 
 xі, yі – координати відповідного споживача. 
 
Встановлення ТП в точці, координати якої розраховуємо за 
вищенаведеними формулами та дозволяє суттєво зменшити використання 
провідникового матеріалу за рахунок оптимізації довжини кабелів з 
врахуванням площі їхнього перерізу. 
Розрахунки проводимо з використанням електронних таблиць EXСEL. 
Використовуючи раніше розраховані дані які занесені в таблицю 2,1, 
розраховуємо ЦЕН цеху, та отримуємо: 
 
16522,1 11397,2
 Хцеху = =18,77 м ; Yцеху = =12,95 м.  
880,1 880,1
 
ЦЕН визначався як деяка точка на генплані об’єкта. 
 
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП) 
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.  
При виборі місця розташування цехової трансформаторної підстанції ми 
будемо враховувати, зокрема, вимоги щодо зворотних потоків енергії до 
джерела живлення, розташування відносно розрахованого ЦЕН та інші 
фактори, врахування яких вимагають діючі нормативи. Також будемо 
вибирати зону і місце розташування ГПП  і трас ПЛ з урахуванням рози вітрів 
і їх переважного напрямку. 
ГПП розташовується поблизу точки теоретичного ЦЕН заводу [4]. 
Енергопостачання ГПП виконано від двох незалежних вводів районного РП, 
по ПЛ напругою 110 кВ. 
Для живлення ГПП використовується схема без прохідної п/ст від ГРП 
відстань до якої 70,9 км. 
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах 
110 кВ± 5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню. 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    27 
 
 
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 підприємств з електричним навантаженням десятки мегават, 
приймальними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП), 
підстанції глибокого вводу (ПГВ).  
Живлення ГПП, ПГВ від мереж енергосистеми повинне виконуватися не 
менше ніж по двох лініях, підключеними до незалежних джерел живлення.  
При виході з ладу однієї з живильних ліній, лінії, що залишилися в 
роботі, повинні забезпечити все навантаження підприємства. При виході з 
ладу одного незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в 
роботі, повинне забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II категорії, 
які необхідні для функціонування основних виробництв.  
ГПП призначена для зниження напруги до величини розподільчої 
мережі підприємства і розподілу її по окремим групам споживачів. ГПП 
бувають двох видів: тупикові і прохідні. 
Тупикові підстанції передбачають дві незалежні лінії до кожного з 
трансформаторів від джерела живлення (районної підстанції). 
Прохідні підстанції являють собою підключення двох трансформаторів в 
розріз лінії з двостороннім живленням. 
В конструктивному плані підстанцію можна розділити на дві частини: 
високовольтна частина підстанції і розподільчий пункт на 10 кВ. 
В більшості випадків підключення трансформаторів відбувається від 
повітряної лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввід. 
В якості прикладу на рисунках 3.1 і 3.2 нижче приведені схеми РУВН 
«схема 35-9А» та «схема 110-3Н». 
Схеми РУ ПС при конкретному проектуванні розробляються з 
врахуванням схем розвитку енергосистеми, схем електропостачання району чи 
об’єкта та інших робіт з розвитку електричних мереж. 
До комутаційної апаратури високої напруги відносяться роз’єднувачі з 
заземлюючими ножами, високовольтні вимикачі, трансформатори струму і 
вимірювальні трансформатори напруги, а також розрядники. 
Використовувати замість високовольтних вимикачів струмо-
відокремлювачів і короткозамикачів (система ВДКЗ) не будемо, оскільки вони 
виявляють їх нестійке функціонування в зимовий період. 
. 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    28 
 
 
 
 
Рисунок 3.1 – Схема РУВН “35-9А” підстанції 35/6 кВ 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    29 
 
 
 
Рисунок 3.2 – Схема РУВН “110-3Н” підстанції 110/10 кВ 
 
Між двома лініями на підстанції, як правило, робиться ремонтна 
перемичка з двома роз’єднувачами. 
Трансформатори підстанції бувають двообмотковими і триобмотковими 
з регулюванням напруги під навантаженням. Двообмоткові трансформатори 
виконуються з розщепленою вторинною обмоткою [4, 7]. В нашій роботі 
будемо використовувати двообмотковий понижувальний трансформатор 
110/10 кВ. 
Розподільча установка 10 кВ виконується закритого типу, має в 
більшості випадків одинарну секційну систему шин (при використанні 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    30 
 
 
двообмоткових трансформаторів) і складається з комплектних розподільчих 
установок (КРУ) [7]. 
До складу КРУ входять ввідні КРУ, які розміщені посередині секції шин, 
трансформатора власних потреб, шиноз’єднуючої КРУ, для відгалужень до 
окремих споживачів (трансформаторів), вимірювальних трансформаторів 
тощо. 
В якості прикладу, на рис. 3.3 приведена електрична схема типової 
розподільчої установки у складі цехової ТП. 
 
 
Рисунок 3.3 – Схема РУ НН 6 (10) кВ у складі ТП 
 
 
Для зовнішнього електропостачання промислових підприємств 
використовуються всі передбачені міждержавним стандартом (ГОСТом) 
напруги: 35, 110, 220 та 330 кВ за винятком 150 кВ, застосування якої 
обмежене. При цьому на вартість будівництва ліній електропередачі в умовах 
міської та промислової забудови введений підвищувальний коефіцієнт 1,6 для 
ПЛ 35−110 кВ і 1,62 для ПЛ 220−330 кВ. 
Таким чином, на основі вищенаведених даних, а також враховуючи 
загальні вимоги до систем електропостачання, попередньо обираємо схему 
ГПП, наведену на рисунку 3.4 
РУ 10 кВ − закритого типу, вона має найчастіше одинарну секційну 
систему шин (як у нашому випадку − при використанні двообмоткових 
трансформаторів) і складається з комплектних розподільних установок (КРУ). 
. 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    31 
 
 
 
 
Рисунок 3.4 − Електрична частина попередньо обраної ГПП 110/10 кВ 
 
Оскільки, наше підприємство є окремо об’єктом з окремим 
розташуванням і має споживачі першої категорії надійності 
електрозабезпечення, згідно ПУЕ (розділ 4.2), обираємо до застосування  
тупикову ГПП з напругами ВН та НН, 110 кВ та 10 кВ, відповідно. ГПП буде 
розміщена на території підприємства, поблизу ЦЕН. 
Отже, зважаючи на вищенаведену інформацію, обираємо схему 
живлення підприємства від РПС, без проміжної трансформації. 
Живлення підприємства виконано ПЛ напругою 110 кВ, що прокладена 
на залізобетонних проміжних опорах та сталевих анкерно-кутових опорах.  
 
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі 
 
Для живлення нашої ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості 
випадків використовуються ПЛ. Інколи застосовують КЛ, зокрема при 
забрудненій атмосфері та інших випадках, які передбачені нормативними 
документами та директивами. 
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною 
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами 
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірені, при 
необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності. 
На цьому етапі проектування попередньо визначається переріз живлячих 
ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном  РУВН і 
приблизна потужність SВН ГПП  на стороні ВН ГПП. 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    32 
 
 
Потужність SВН ГПП  визначається за формулою, у якої враховано втрати 
потужності у силових трансформаторах ГПП 
 
2 2
 N   N 
SВН ГПП =Ко  (P0,4 цеху і + PT) + (Q
   0,4 цеху і + QT) ,    (3.1) 

 i   i 
 
де PT  і QT  – втрати відповідно активної і реактивної потужності у силових 
трансформаторах ГПП. 
 
Активну ΔРТ (кВт) і реактивну ΔQТ (квар) складову втрат в 
трансформаторі визначаємо за виразами: 
 
РТ = 0,02 Sпр;  
QТ = 0,1Sпр ,  
 
де Sпр − приблизна повна потужність об'єкта проектування, кВА (S пр= 6489,4 
кВА дані з таблиці 2.4). 
 
 Тоді отримаємо: 
 
Р  
Т = 0,02 6489,4=129,79 кВт;
QТ = 0,16489,4= 648,94 квар.  
 
Таким чином, потужність ГПП визначається виразом 
 
SВН ГПП = 0,92  (4955,1+129,79)2 + (5020,2+ 648,94)2 = 7006,22 кВА.  
 
 
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно 
виразу 
 
SВН ГПП
Іроз.Л= Кзав.Л ,                                  (3.2) 
2   3   Uном
 
де Кзав.Л  – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН, 
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному 
режимах з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і 
безперебійності електропостачання, приймаємо згідно рекомендацій [7] 
Кзав.Л =0,85 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    33 
 
 
7006,22
Іроз Л = 0,85 =15,62 А. 
2   3   110
 
Переріз лінії живлення F 2
ек (мм ) визначаємо за виразом 
 
I
F = м ,                                                       (3.3) 
eк
Jек
 
де J 2
ек − нормоване  значення  економічної густини струму, А/мм ; 
визначається згідно ПУЕ (таблиця 1.3.36). При використанні максимуму 
навантаження від 1000 до 3000 годин на рік і виконанні живлячої лінії 
сталеалюмінієвими провідниками економічна густина струму складе Jек = 1,3 
А/мм2. 
 
Підставивши у формулу (3.3) відповідні значення, отримаємо значення  
перерізу ПЛ  
 
15,62
Feк = =12,02 мм2.  
1,3
 
Вибраний розрахунково-економічний вигідний переріз проводу 
округлимо до найближчого стандартного перерізу Fст. Але вибираємо 
мінімальний стандартний переріз лінії Fст = 70 мм2 (за умовою корони [1] 
мінімальний переріз для повітряних ліній 110 кВ – 70 мм2), марки АС−70. 
Тривалий допустимий струм провідника такого перерізу визначаємо згідно 
ПУЕ (таблиця 1.3.29).  
При прокладанні провідника ззовні приміщень тривало допустимий 
струм складе Іт.д = 260 А. 
Далі вибраний стандартний переріз Fст  лінії живлення перевіряється на 
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм 
післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і 
мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів і умов: 
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А 
 
Іроз    к   Ідоп ,                                             (3.4) 
 
де Ідоп  – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А; 
      к  – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру 
середовища, к=1 
 
15,62 1260;   
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    34 
 
 
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення 
однієї з ліній живлення) 
 
2   Іроз    к   кдоп    Ідоп.Т ,    (3.5) 
 
де кдоп  – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25 ; 
 
2   15,62   1   1,25   260,  
 
або 
31,24   325;  
 
– 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. 
Таким чином, вибраний нами провід в повній мірі відповідає усім 
умовам та режимам роботи. Остаточно, користуючись проведеними 
розрахунками, обираємо для ПЛ провід АС-70. 
 
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП  
 
В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній), по 
яких передається електроенергія від системи до ГПП підприємства, втрати 
напруги мають істотно різну величину. 
Так, для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х 
повітряної лінії більше активного опору R: X R , причому для ЛЕП 
напругою 220 кВ і вище справедливе співвідношення: Х R .  
Отже, при значних довжинах таких ліній або при роботі мереж, що 
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проектних, значення 
кутів зсуву   стають великими, як правило, близько 15− 25 , зі збільшенням 
  до 35−55  при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі потужностей, 
близьких до нормативних по статичній стійкості. У цих випадках врахування 
поперечної складової U / /  вносить уточнення в розрахунки напруги, що 
істотно перевищують погрішності інформації про параметри мережі, а тому 
аналіз електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної 
складової падіння напруги.  
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X R , кут   невеликий (менше 
2−3 ).  
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці 
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних 
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.5) 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    35 
 
 
 
Рисунок 3.5 – Схема заміщення фази ділянки мережі 
 
На рисунку 3.5 S1, S2  – повна потужність у началі і кінці ділянки 
(комплексні значення); Rн , Хн  – опір навантаження (активний і 
індуктивний). 
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії U/
ф   
 
U/
ф = Iа R + Iр X = I (Rcos+Xsin) .                       (3.6) 
 
де R = r0l = 0,329 70,9 = 23,3 Ом,
Х = х0l = 0,195 70,9 =13,8 Ом.  
(r0, x0 − активний та індуктивний опір 1 кілометру лінії, Ом; для лінії з 
провідника марки АС−70 r0 = 0,329 Ом/км, х0= 0,195 Ом/км; lл − довжина лінії, 
км, lПЛ  = 70,9 км з вихідних даних до роботи, 
cos=P / S=5084,89 / 7006,22= 0,73  sin=Q / S=5669,14 / 7006,22 =0,81). 
 
U/
ф =15,62  (23,3 0,73+13,8 0,81) = 440,28В. 
 
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння 
напруги в лінії U/ /
ф  
 
U/ /
ф = Iа X− Iр R = I  (X cos−R sin) .                    (3.7) 
U/ /
ф =15,62  (13,8 0,73− 23,34 0,81) =−137,95В.  
Знаючи складову падіння напруги Uф , можна визначити, відповідно, 
вектор напруги на початку ділянки 
 
U = U +U = U +U + jU//
ф1 ф2 ф ф2 ф ф =
                 (3.8) 
= U j
ф2 + (IaR + IpX)+ j(IaX − IpR) = Uф1 e ,
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    36 
 
 
де модуль U1ф  цієї напруги  
 
U / 2 / / 2
ф1 = (Uф2 + Uф) + (Uф ) ,                                (3.9) 
 
U = (110000 + 440,28)2
ф1 + (−137,95)2 =110440,37 В.  
 
та його фаза   
U/ /
ф
 = arctg ,                                      (3.10) 
U + U/
ф2 ф
−137,95
 = arctg = −0,06.  
110000 + 440,28
Далі отримаємо параметри падіння напруги Uф . Втрата напруги» 
Uф , для ділянки електричної мережі 
 
 Uф = Uф1 − Uф2 .                                      (3.11) 
 
Uф = 110440,37 − 110000 = 440,37В.
 
 
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі 
має вид  
 
 
 
Рисунок 3.6 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки 
електричної мережі 
 
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для 
будь-якої  кількості ділянок лінії отримаємо 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    37 
 
 
n
U/ / = 3 U/ /
ф = 3 (Ii  ri cosi + Ii xi sini ) .          (3.12) 
i=1
 
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна 
вважати, що падіння напруги U1дорівнює його поздовжній складовій U/ . 
Тоді втрати напруги Uприблизно визначається за формулою 
 
/ PіR +QіX PіR +Q X
U U = 3  (Ia R + Ip X) =  і ,  (3.13) 
Uі Uном
 
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу 
підставляється номінальна напруга Uном  ділянки. 
 
 Тоді отримаємо 
 
U U/ = 3  (15,62 0,7323,3+15,62 0,8113,8) = 763,89 В. 
 
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими 
формулами. 
 
Відносні втрати напруги від РПС до ГПП підприємства, складають 
 
Uф
U(%) = %,  
Uном
763,89
U(%) = 100% = 0,694%,  
110000
 
Таким чином, вибрані параметри ПЛ здатні практично без втрат напруги 
передавати розрахункову потужність на наше підприємство. 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    38 
 
 
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ 
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ 
 
4.1 Вибір трансформаторів ГПП 
 
Силові трансформатори ГПП повинні забезпечити надійне 
електропостачання в нормальному, аварійному і післяаварійному режимі. 
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з 
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в 
трансформаторі визначаються за виразами 
 
РТ = 0,02 Sпр;                                              (4.1) 
QТ = 0,1Sпр ,                                             (4.2) 
 
де Sпр − приблизна повна потужність об'єкта проектування, що визначається 
на 6 ступені, кВА (S пр= 6489,4 кВА з таблиці 2.4). 
 
 Далі обраховуємо: 
 
РТ = 0,02 6489,4=129,79 кВт;  
QТ = 0,16489,4= 648,94 квар. 
 
Отже, остаточно потужність ГПП визначається значенням з п.3.2 
 
Snp(6 ст.) SВН ГПП = 7006,22 кВА.                                 (4.3) 
 
Номінальна потужність SТ  кожного з двох трансформаторів ГПП 
попередньо оцінюється згідно виразу 
 
Snp(6 ст.)
SТ = ,                                                (4.4) 
2 0,7
7006,22
SТ = = 5004,4 кВА.  
1,4
 
Таким чином, оптимальним вибором буде застосування силового 
трансформатора на номінальну потужність: SТ = 6300 кВА. 
Далі проведемо перевірку силового трансформатора на 
перевантажувальну здатність в післяаварійному режимі тобто при аварійному 
відключенні одного з двох трансформаторів. Будемо використовувати 
упорядкований типовий графік навантаження, в якому максимальне 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    39 
 
 
навантаження буде відповідати Sпp(6 ст.)  об’єкта, згідно чого робиться масштаб 
по осі навантажень (рисунок 4.1). 
 
 
Рисунок 4.1 – Впорядкований графік навантаження для проведення 
вибору типу (номінальної потужності) силових трансформаторів ГПП 
 
 
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначається за 
формулою 
 
n
(S2
i  ti )
1
К1 =
i=1 ,                                    (4.5) 
S n
ном Т ti
i=1
 
де Sном Т  – номінальна потужність трансформатора, МВА; 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    40 
 
 
n  – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора, 
за яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора; 
ti  – проміжки часу, у які потужність навантаження не перевищує 
потужність трансформатора, год.; 
Si  – потужності, що відповідають цим проміжкам часу ti , МВА.  
Коефіцієнт перевантаження трансформатора K2  визначається за більшим 
значенням із двох величин K /
2  та K / /
2 . 
 
Підставивши у (4.5) відповідні значення, отримаємо величину 
коефіцієнту початкового завантаження трансформатора 
 
1 147,42
К1 = = 0,41.  
6,3 22
 
Величина K /  
2 обчислюється за формулою 
 
 
m
(S2
i  ti )
1
К/ = i=1
2 ,                                        (4.6) 
S m
ном Т ti
i=1
 
де m  – число ступенів потужності графіка навантаження, за яких його 
навантаження більше від номінальної потужності трансформатора. 
 
Підставивши у (4.6) відповідні значення, отримаємо величину 
коефіцієнту перевантаження трансформатора 
 
' 1 84,22
К2 =  =1,03. 
6,3 2
 
Величина K / /
2  визначається за виразом 
 
0,9 S
/ / np(6 ст.)
К2 = , 
Sном т
'' 0,9 6489,4
К2 = = 0,927. 
6300
 
Приймаємо коефіцієнт перевантаження рівним К2 = К2´ = 1,03. 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    41 
 
 
Для трансформатора з масляним охолодженням та вимушеною 
циркуляцією масла при температурі охолоджувального середовища θохол = 30 
оС та коефіцієнті початкового завантаження К1 = 0,41; відповідно до 
рекомендацій наданих в джерелі [4]. Значення коефіцієнту допустимого 
перевантаження при аварійних несистематичних перевантаженнях по t = 6 
годин на добу складе К2доп = 1,36. 
Робота трансформатора в такому режимі допускається, оскільки 
виконується умова 
К2доп  К2;  
 1,36 1,03.  
 
Таким чином, після проведених обчислень остаточно приймаємо 
трансформатор з такими характеристиками: 
− номінальною потужністю Sн.тр. = 6300 кВА,  
− марки 2×ТМН – 6300/110 У1,  
− що має напруги UВН = 115 кВ та UНН = 11 кВ, Ік.з. – 1%,  
− втрати х. х. – 11кВт, втрати к. з. – 44кВт.  
При роботі в післяаварійному режимі (при вимиканні одного з двох 
трансформаторів) для надійного електропостачання усіх або значної частини 
споживачів ПС передбачається живлення від трансформатора, який залишився 
у роботі, в межах допустимого перевантаження. 
Таким чином, якщо на ГПП два трансформатора, то номінальна 
потужність Sном Т  кожного з них має відповідати двом умовам. 
Потужність одного з них не повинна бути менше половини 
розрахункового повного навантаження Snp(6 ст.)  тому що в разі аварійного 
вимикання одного з трансформаторів і автоматичним вмиканням секційного 
вимикача РУ НН, інший трансформатор бере на себе все навантаження 
підстанції.  
Цю умову можна записати так 
 
Snp(6 ст.)
 SномТ  .                                             (4.7) 
2
6489,4
6300  = 3244,7.  
2
 
В нашому випадку ця умова виконується, тому вибір трансформатора 
здійснено правильно. 
 
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з 
врахуванням компенсації реактивної потужності   
 
При вирішенні цього питання керуються такими положеннями: 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    42 
 
 
 – 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 післяаварійному 
режимах, і на підставі техніко-економічного зіставлення вибирається 
прийнятний варіант з урахуванням можливого збільшення навантажень.  
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 
NТ.Е. та економічне оптимальне значення потужності НБК QНК1 .  
Визначається додаткова потужність НБК QНК2  з метою оптимального 
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою 10 кВ.  
Обираємо попередньо потужність силового трансформатора ТП, що 
буде встановлена в нашому цеху 
 
S
S ТП
приблТ = ,  
2 0,7
639,3
SприблТ = = 456,64 кВА.  
2 0,7
 
За цим значенням потужності обираємо оптимальну номінальну 
потужність трансформатора Sном Т = 400 кВА. 
Обрана потужність трансформатора дещо нижча від рекомендованого 
значення. Тому, в такому випадку для забезпечення надійної роботи 
трансформаторів цехової КТП в післяаварійному режимі (при живленні 
споживачів цеху від одного трансформатора) будемо відключати деякі 
невідповідальні споживачі III категорії на даний період. При цьому буде 
розвантажуватися трансформатор який залишився в роботі. Ці міри  
полегшать роботу трансформатора, який залишився в роботі. 
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе 
 
QHK =Q +Q .                                            (4.9) 
сум HK1 HK2
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    43 
 
 
Мінімальне число цехових трансформаторів Nмін однакової потужності 
SномТ, що призначені для живлення технологічно зв`язаних навантажень 
дорівнює 
P
Nmin =
max + N,                                      (4.10) 
кзаван Sном Т
 
де     Pмах – максимальне активне навантаження даної групи трансформаторів, 
кВт;  
кзаван – коефіцієнт завантаження трансформатора, для 
двотрансформаторних підстанцій приймається 0,7 – 0,75, для 
однотрансформаторних – 0,95; 
 SномТ – номінальна потужність трансформатора, кВА;  
∆N – дробовий доданок до найближчого цілого числа. 
 
497,8
Nmin = + 0,34 = 2.  
0,75 400
    
 
Економічна кількість трансформаторів Nе  знаходиться за виразом 
 
Nе = Nmin +m ,                                            (4.11) 
 
де m  – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [6] у 
функції Nmin  і N , m=0 
Nе = 2. 
 
За рахунок N  та m  з`являється некомпенсована потужність Qmax T , 
яка передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається 
вона за формулою 
 
2
Qmax T = (Nе кзаван.ф S
2
ном T ) − Рmax ,                         (4.12) 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    44 
 
 
S
де кзаван.ф  – фактичний коефіцієнт завантаження, к = ТП
заван.ф  
Ne Sном T
 
639,3
kз.ф = = 0,799. 
2 400
 
Підставивши у формулу (4.12) відповідні значення, отримаємо величину 
некомпенсованої потужності  
 
Q 2
max.Т = (2 0,799 400) − 497,82 = 400,96 квар.  
 
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів 
QHK1 складе 
QHK1 =Qmax −Q ,                                    (4.13) 
0,4 max T
 
де Qм  – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш 
0,38
завантажену зміну, квар. 
При QHK1  0  встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не 
потрібно 
QHK1 = 401,20− 400,96= 0,24 квар.  
 
Додаткова потужність статичних конденсаторів QHK2  з врахуванням 
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою 
 
QHK2 =Qmax −Q −  N S                   (4.14) 
0,4 HK1 е ном Т
 
де   – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників K1 , 
K2 , схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі.  
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько- та 
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    45 
 
 
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.  
Значення коефіцієнту К1 визначаємо згідно з [3]. Для енергосистеми 
центру при числі робочих змін – 1 питомий коефіцієнт втрат складе К1 = 24. 
Значення коефіцієнту К2 визначаємо згідно даних з [3]. При потужності 
кожного цехового трансформатора Sт = 400 кВА та довжині живлячої лінії l ≤ 
0,5 км коефіцієнт К2 = 3. 
Відповідно значення коефіцієнту γ при К1 = 24 та К2 = 3 складе γ = 0,18.   
Далі, підставивши у формулу (4.14) відповідні значення, отримаємо 
додаткову потужність батарей статичних конденсаторів (квар) 
 
QНК2 = 401,2−0,24−0,18 2 400 = 256,96 квар. 
 
Отже сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе 
 
QHK =QHK1 +QHK2 = 0,24 + 256,96 = 257,2 квар. 
сум
 
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 
 
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві 
 
В якості засобів компенсації реактивної потужності приймають батареї 
низьковольтних і високовольтних конденсаторів напругою 0,4 кВ і 6 (10) кВ 
відповідно та синхронні електродвигуни 6 (10) кВ, статичних тиристорних 
компенсаторів. 
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно враховувати: 
– забезпечення допустимих навантажень елементів електричної мережі і 
трансформаторів; 
– використання компенсуючого пристрою в якості одного із засобів 
забезпечення якості електроенергії в електричній мережі; 
– забезпечення балансу і обумовленого резерву реактивної потужності в 
вузлах мережі за наявністю джерел реактивної потужності в допустимих 
межах; 
– забезпечення статичної стійкості роботи мереж і ЕП. 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    46 
 
 
При виборі компенсуючих пристроїв виконують одночасно з вибором 
інших основних елементів системи електропостачання підприємства з 
урахуванням динаміки зростання ЕН і постійного розвитку системи. Вибір 
виконують на основі наступних початкових даних: 
– максимальних, мінімальних і післяаварійних режимів реактивних 
потужностей, які споживають ЕП підприємства; 
– технічних умов енергосистем з вказаною величиною реактивної 
потужності, яка передається із мережі енергосистем в мережу підприємства в 
режимі найбільших активних навантажень енергосистеми. 
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно: 
– визначати доцільну ступінь використання реактивної потужності 
генераторів власних електростанцій підприємства і синхронних двигунів в 
мережах на напругу до 1000 В і вище; 
– враховувати реактивну потужність, що генерується силовими 
трансформаторами, ПЛ, струмопроводом і КЛ напругою вище 20 кВ, а також 
КЛ напругою 6 (10) кВ значної протяжності; 
– розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної 
потужності перетворювальних установок, спеціальних засобів компенсації. 
Для підприємств з великою нерівномірністю графіків навантажень 
передбачається автоматичне регулювання: 
– збудження синхронних електродвигунів; 
– потужності частин конденсаторних батарей в залежності від режиму 
роботи системи електропостачання; 
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як правило, в 
цеху біля розподільчих пунктів або приєднують до магістральних 
шинопроводів. 
Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В на ТП або 
на головній дільниці магістрального шинопроводу допускається лише в тих 
випадках, коли установка конденсаторів в цеху можлива за умовами пожежної 
безпеки. 
Установку конденсаторів напругою 6 (10) кВ передбачають: 
– на цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 6 (10) кВ; 
– на розосереджених ПГУ або ГПП, безпосередньо від яких виконується 
розподіл електроенергії між цеховими підстанціями. 
Індивідуальна компенсація може бути допущена як виключення у 
потужних ЕП з низьким коефіцієнтом потужності та з великою кількістю 
годин роботи на рік. 
У разі ввімкнення конденсаторних батарей до мереж з джерелами вищих 
гармонік потрібно перевіряти ймовірність перенавантаження конденсаторів 
струмом в розрядженому або близьких до цього режимах і застосовувати 
необхідні заходи з їх усунення. 
Компенсація реактивної потужності є невід’ємною частиною завдання 
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності 
одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    47 
 
 
підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії. 
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [4, 6, 7]. 
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними 
даними є максимальна реактивна потужність  Qтах  та вхідна реактивна 
потужність  Qек , що погоджена з енергопостачальною організацією на межі 
балансової приналежності. 
Максимальна реактивна потужність Qвк   на шинах розподільчої 
установки 10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована 
високовольтними батареями статичних конденсаторів, визначається за 
виразом 
Qвк  =   кнс    Qmax +  Qт -  Qек -  Qнк.ф ,                    (4.15) 
 
де кнс   – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого 
навантаження промислового підприємства з максимумом навантаження 
енергосистеми (чисельні значення коефіцієнту   кнс   визначаються за 
довідковими даними [7],   кнс  =0,92); 
Qmax  – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар; 
 Qт  – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторах, квар; 
 Qек  – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в 
часи її максимуму навантаження, квар; 
 Qнк.ф  – сумарна встановлена потужність низьковольтних 
конденсаторів, квар. 
 
Підставивши у формулу (4.15) відповідні значення (Qeк = 109 квар), 
отримаємо максимальну реактивну потужність на шинах розподільного 
пункту 10 кВ (квар) 
 
Qк =0,92×5669,14+648,94-109-2450=3305,5 квар.  
  
Отже, в результаті проведених розрахунків, ми обираємо до 
встановлення дві ККУ марки УКЛ−10,5−1800−У1 потужністю QБСК = 1800 
квар при номінальній напрузі живлення Uн = 10,5 кВ. 
Сумарна ємність конденсаторної установки складає ΣQБСК  = 3600 квар, 
при номінальній напрузі живлення 10,5 кВ. 
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    48 
 
 
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО 
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ 
 
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської 
мережі 
  
Вибір способу позацехового електропостачання слід виконувати на 
підставі техніко-економічних розрахунків порівнянних варіантів по мінімуму 
приведених витрат з урахуванням трудовитрат при виробництві 
електромонтажних робіт.  
При виборі і обґрунтуванні схеми слід привести всі фактори, які 
впливають на вибір (у тому числі, надійності і зручності експлуатації, 
розміщення технологічних, транспортних та інших комунікацій, перспективу 
розвитку мережі тощо). 
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують 
магістральною, радіальною або змішаною схемами [4, 6, 9]. Вибір схеми 
визначається категорією надійності споживачів електроенергії, їх 
територіальнім розміщенням, особливостями режимів роботи. 
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх 
за потужністю підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП. 
Радіальні схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи 
електропостачання, від джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій. 
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється 
не менш ніж двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій 
джерела живлення. Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції 
потужністю 400-630 кВА одержують живлення по одиночним радіальним 
лініям без резервування, якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам 
прокладки ліній можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції 
мають споживачі II категорії, їх живлення повинне здійснюватися 
двокабельною лінією з роз'єднувачами на кожному кабелі. 
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг 
перед магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і 
обслуговуванні, безпеку роботи. Недоліками є: мала економічність внаслідок 
значних витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах 
для розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні 
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу. 
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються 
при живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при 
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості 
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи. Такі 
схеми розподілу електричної енергії забезпечують споживачам під'єднання до 
любої точки магістралі. Магістралі можуть поєднуватись до РП підстанції, до 
силових РП, або безпосередньо до трансформаторів.До переваг магістральних 
схем слід віднести спрощення щитів підстанцій; висока гнучкість мережі, яка 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    49 
 
 
дає можливість переміщувати технологічне устаткування без переобладнання 
мережі; використання уніфікованих елементів, які дозволяють вести монтаж 
індустріальними способами. Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна, 
бо при зникненні напруги на магістралі всі під'єднанні до неї споживачі 
втрачають живлення. 
Розподіл електроенергії у внутрішньозаводських електричних мережах 
нашого заводу, виконуємо по одноступеневій радіальній схемі розподілу 
електроенергії. 
. 
Зважаючи на те, що всі інші цехи заводу в своєму складі не мають 
відповідальних та високовольтних електроспоживачів, живлення їх виконуємо 
також по радіальній схемі розподілу електроенергії, але з резервуванням на 
стороні 0,4 кВ. Прокладання кабельних ліній виконано в спеціально створених 
підземних кабельних каналах. Споживачі першої та другої категорії, згідно 
ПУЕ (пункт 1.2.17), як правило, живляться від двотрансформаторних 
підстанцій, з резервуванням на стороні 0,4 кВ. Враховуючи це до кожної 
трансформаторної підстанції підведено по дві окремі кабельні лінії, кожна з 
яких живить окремий цеховий силовий трансформатор. При проектуванні 
враховуємо кількість та потужність однотрансформаторних підстанції та 
розподіляємо їх потенціал потужності так, щоб навантаження на обох вводах 
ГПП було приблизно однаковим. Резервування споживачів, що живляться від 
одно трансформаторних підстанцій, як правило виконується від більш 
потужного джерела живлення 0,4 кВ. 
На рисунку 5.1., для прикладу, представлено одноступеневу радіальну 
схему розподілу електроенергії на підприємстві. 
 
 
Рисунок 5.1 – Одноступенева радіальна схема розподілення електроенергії 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    50 
 
 
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж 
 
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ вибираємо згідно ПУЕ (розділ 
3.3.35 – 2.3.53, таблиці 1.3.19 − 1.3.21) за економічною густиною струму з 
перевіркою: на умови нагріву довготривалим розрахунковим струмом в 
нормальному та післяаварійному режимах; на допустиму втрату напруги і на 
термічну стійкість до струмів короткого замикання.  
Розрахунок проведемо на прикладі цеху по виробництву вакуумних 
сушильних установок.  
За розрахункову потужність кожного трансформатора приймаємо 
максимальне повне навантаження, що складається з активного Рм.10 (кВт) та 
реактивного Qм.10 (квар) навантаження з врахуванням втрат потужності в 
трансформаторі. Дані для розрахунків беремо з таблиці 1.4. Втрати активної 
∆Рт та реактивної ∆Qт потужності в трансформаторі з достатньою для 
практики точністю приймаємо рівними відповідно 2% и 10% повної 
максимальної потужності зі сторони низької напруги: 
 
Рмакс10 = Рроз0,4 + РТ = Рроз0,4 + 0,02 Sном.Т;                            (5.1) 
Qмакс10 =Qроз0,4 + QТ =Qроз0,4 + 0,1Sном.Т ,                           (5.2) 
 
де Рроз0,4, Qроз0,4 − активні та реактивні розрахункові  навантаження  на  стороні 
0,4  кВ, кВт та квар відповідно: 
 
Рмакс10 = 497,8+0,02 400=505,8 кВт;  
Q = 401,2+0,1400 = 405,2 квар. м.10
 
Аналогічно розраховуємо максимальні активні та реактивні 
навантаження для інших цехів. Результати розрахунків заносимо до таблиці 
5.1.  
 
Таблиця 5.1 − Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП  
№, 
Позиція, ТП Рроз0,4 кВт Qроз0,4 квар Sном. Т, кВА Рмакс10, кВт Qмакс10, квар 
п/п 
1 1 497,8 401,2 2×400 505,8 405,2 
2 8 640,2 573,7 2×630 648,2 613,7 
3 2 1505,3 1473,9 2×1600 1537,3 1633,9 
4 3 652,3 708,7 2×630 660,3 74878 
5 5 704,9 860,1 2×630 713,0 900,2 
6 4 386,2 459,6 2×400 394,2 499,6 
7 6 265,7 221,5 2×250 273,7 261,5 
8 7 304,2 319,7 2×250 312,2 359,7 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    51 
 
 
Розрахункову потужність кожної радіальної лінії, що живить підстанцію 
ТП-1 цеху по виготовленню офісних меблів Sл(ТП-1) (кВА) визначаємо згідно 
електричної схеми живлення і розрахункових потужностей за виразом 
 
S = Р 2 +Q 2                                        (5.3) 
л(ТП−1) макс10 макс10 ,
 
де Рмакс10 і Qммакс10 − розрахункова активна і реактивна потужність лінії, що 
живить підстанцію ТП-1, кВт та квар відповідно. 
 
Підставивши у формулу (5.3) відповідні значення, отримаємо 
розрахункову потужність лінії  
 
S = 505,82 + 405,22  
л(ТП-1) = 648,09 кВА.
 
Розрахунковий струм лінії Іл(ТП-1) в нормальному режимі визначається за 
виразом 
 
S
Iл =
л ,                                                  (5.4) 
3 Uн
 
де Uн − номінальна напруга лінії, кВ. 
 
Підставивши у формулу (5.4) відповідні значення, отримаємо 
розрахунковий струм лінії  
 
648,09
Iл(ТП−1) = = 37,46А.  
3 10
 
Для визначення перерізу живлячого кабелю визначаємо згідно ПУЕ 
(таблиця 1.3.36) економічну густину струму. При використанні максимуму 
навантаження від 1000 до 3000 годин на рік і виконанні живлячої лінії кабелем 
з алюмінієвими жилами та паперовою ізоляцією економічна густина струму 
складе – Jек = 1,6 А/мм2. 
Визначаємо стандартний переріз кабельної лінії Fек(ТП-1), по якому 
проходить струм Іл(ТП-1) за виразом 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    52 
 
 
Iл(ТП−1)
Fек(ТП−1) = ;  
Jек
37,46
F 2
ек(ТП−1) = = 23,41 мм . 
1,6
 
Для живлення підстанції ТП-1 приймаємо кабель марки АСБГ(3×25) з 
перерізом жил 25 мм2 та тривало допустимим струмом Іт.д = 90 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 
№, 
п/п Fек,    
Ділянка кабелю Sл, кВА Lл, м Iл, A Iт.д, А Марка кабеля 
мм2 
1 ГПП-ТП1 648,09 36 37,46 23,41 90 АСБГ(3×25) 
2 ГПП-ТП5 1148,2 138 66,4 41,4 90 АСБГ(3×25) 
3 ГПП-ТП6 378,8 90 21,9 13,7 70 АСБГ(3×16) 
4 ГПП-ТП2 2126,2 50 122,8 76,8 160 АСБГ(3×70) 
5 ГПП-ТП8 892,5 38 51,5 32,2 90 АСБГ(3×25) 
6 ГПП-ТП3 998,4 77 57,6 36,0 90 АСБГ(3×25) 
7 ГПП-ТП4 636,3 43 36,7 23,1 90 АСБГ(3×25) 
8 ГПП-ТП7 476,4 85 27,5 17,2 70 АСБГ(3×16) 
 
Виконаємо перевірку кабелю (на прикладі кабеля, що живить підстанцію 
ТП-1) на допустимий струм в нормальному режимі роботи за виразом:  
 
Іл  Іт.д×К1×К2,                                                 (5.5) 
 
де К1 − поправочний коефіцієнт, що залежить від температури землі та повітря 
в середовищі яких прокладено кабель; К1 = 1,04; 
     К2 − поправочний  коефіцієнт, що залежить від кількості кабелів, 
прокладених паралельно; К2 = 0,88 
      Ідоп − тривалий допустимий струм на 1 кабель в нормальних умовах, А. 
 
Підставивши у співвідношення (5.5) відповідні значення отримаємо: 
 
37,46  90 1,04 0,86;  
37,46  80,5.  
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    53 
 
 
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається 
за виразом: 
2  Iл  Iт.д К1 К2 К3,                                           (5.6) 
 
де К3 − допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії; К3 = 1,25.  
 
Підставивши у співвідношення (5.6) відповідні значення отримаємо: 
 
2 37,46  90 1,04 0,86 1,25;  
 
 74,92 100,62.  
  
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не 
більше 5% від Uн, тобто має виконуватися умова 
 
U  52,5.                                                    (5.7) 
 
Величина втрати напруги в лінії ΔU (В) визначається за виразом 
 
U = 3  Іл L  (r cos + x sin),                               (5.8) 
0 0
 
де r0, x0 – відповідно питомий активний та реактивний опір лінії, Ом/км; для 
кабеля АСБГ(3×25) r0 = 0,047 Ом/км, x0 = 0,92 Ом/км.  
 
Підставивши у формулу (5.8) відповідні значення, отримаємо величину 
втрати напруги у лінії (В) 
 
U = 3 37,46 0,035  (0,047 0,78+0,92 0,63) =1,4 В. 
  
Втрата напруги в лінії не перевищує допустиму, оскільки виконується 
умова (5.7) 
1,4  52,5.  
 
Вибраний кабель повністю відповідає усім умова і режимам роботи. 
Аналогічно виконуємо перевірку інших живлячих кабельних ліній. 
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    54 
 
 
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ 
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В 
 
6.1 Вихідні дані для розрахунків 
 
При коротких замиканнях, розрахунок електромагнітних перехідних 
процесів у СЕП, 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. Розрахунки режиму КЗ необхідні для 
вирішення таких завдань [5, 7]: 
– виявлення умов роботи споживачів енергії при можливих КЗ та 
допустимості того чи іншого режиму; 
– вибір та перевірка електроустаткування за умов КЗ; 
– зіставлення, оцінка та вибір схем електричних з’єднань СЕП; 
– координація і оптимізація значень струмів та потужності КЗ; 
– оцінка стійкості режиму СЕП та її вузлів навантаження; 
– проектування заземлювальних пристроїв; 
– визначення впливу струмів КЗ на лінії зв’язку; 
– вибір розрядників для захисту електроустановок від перенапруги; 
– аналіз аварій в електроустановках; 
– проведення різних випробувань у СЕП. 
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для 
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ 
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього 
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого – 
в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з’єднаними у такій 
же послідовності. Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для 
найбільш характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів 
захисту. 
Проводити розрахунки будемо відповідно до джерела, що представляє 
собою настанову ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015 [2], який в т.ч. надає загальну 
методику розрахунку струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В.  
Згідно з цим стандартом параметри елементів схем заміщення можуть 
бути визначені в іменованих одиницях (додаток 1 вказаного стандарту), або у 
відносних одиницях з приведенням значень параметрів розрахункових схем до 
вибраних базисних умов (додаток 1 вказаного стандарту). Розрахунок 
виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі опори схеми 
заміщення приводяться до базисних умов. За базисні умови приймаємо: 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    55 
 
 
х с      
К1      х л      
Rл     
К1      
х т  р     
Rт  р      
х а в т      
Rа  в  т     
К2      х ш      
Rш      
К2      
х а в т  1      х а в т  2      
К3      К4      R а в  т  1     R а в  т  2     
х я 1      х я 2      
R я 1      R я 2      
Т П  1      Т П  2      К3      К4      
Т П  1      Т П  2       
 
Рисунок 6.1 – Електрична схема та схема заміщення для розрахунку 
Sст кр з у    А    
м ів КЗ у високовольтній мережі 
 
− базисна потужність − Sб = 100 МВА;    
− базисна напруга − U х = с  1    15 кВх,  Uл     б1 бА2 =   1 0х,5 т   рк  1В     ;  х т р  2      
 − базисний струм визначаємо за виразом 
 
S
I б
б = .  
3 Uб
  х с 0       х л 0    А       х т  р  1  0       х т р  2  0       
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є: 
– номінальна напруга енергосистеми UC : 
– довжина повітряної лінії lПЛ . U к  0      
Відповідно отримаємо: 
Ли  с т      
Из  м .   Л  и  с т     №  д о  к у   м  .      По  д п   .    Д а  т а      Арк. 
Ко  п и   р  о  вЧ  а  лД   Т  У  А1 22374 49/04 ПЗ Фо  р м   а   т      A}4         
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    56 
 
Ин  в   .      №      п о    д   л    .           По  д   п    .      и      д  а   т   а           Вз   а  м    .      и   н    в   .      №        И н  в   .      №      д у    б   л    .           По  д   п    .      и      д  а   т   а           
 
100
− базисний струм І ступеня: Iб1 = = 0,5 кА;  
3 115
100
− базисний струм ІІ ступеня: I  
б2 = = 5,5 кА.
3 10,5
Далі будемо визначати значення опорів схеми заміщення у відносних 
базисних одиницях. 
Реактивний опір системи хс (в.о.) визначаємо за виразом 
 
S
x = б ,                                                     (6.1) 
c
Sкз
 
де Sкз − потужність, що видається генератором джерела живлення в мережу 
при КЗ, МВА, відповідно до вихідних даних Sкз становить величину рівну 2199 
МВА. 
 
Далі підставимо у вираз (6.1) відповідні значення, і визначимо 
внутрішній опір системи (в.о.) 
 
100
х = = 0,045.  c
2199
 
Активний Rпл (в.о.), а також реактивний хпл (в.о.) опір ПЛ 110 кВ 
визначаємо за виразами: 
 
S
R = r  l  б ;                                             (6.2) 
пл 0пл л
U 2
б1
S
х = х  l  б ,                                             (6.3) 
пл 0пл л
U 2
б1
 
де r0пл, x0пл − активний та індуктивний опір 1 кілометру лінії, Ом; для лінії з 
провідника марки АС−70 r0пл = 0,33 Ом/км, х0пл = 0,19 Ом/км; lл − довжина 
лінії, км; за умовою маємо, що lл  = 70,9 км. 
 
Далі підставимо у (6.2) та (6.3) необхідні значення і отримаємо активний 
та індуктивний опір повітряної лінії 110 кВ  
 
100
Rпл = 0,33 70,9  = 0,18;  
1152
100
хпл = 0,19 70,9  = 0,1. 
1152
 
Реактивний опір трансформатора ГПП хтр визначаємо за формулою 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    57 
 
 
Uк S
х тp =  б ,                                               (6.4) 
100 Sн.mp
 
де Uк − напруга короткого замикання трансформатора, %; для трансформатора 
ТМН – 2×6300/110 У1 Uк = 10,5%; Sн.тр − номінальна потужність 
трансформатора – 6,3 МВА; фактичний коефіцієнт трансформації 
 
Uном В 115
n = = =10,5 . 
Uном Н 11
 
Підставивши у вираз (6.4) відповідні значення, отримаємо реактивний 
опір трансформатора ГПП (в.о.) 
 
10,5 100
х тp =  =1,68.  
100 6,3
 
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в 
характерних точках 
 
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для 
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ 
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього 
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого – 
в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з’єднаними у такій 
же послідовності. 
Розрахунки проводять методом точного зведення у іменованих або 
відносних одиницях. 
Для найбільш характерних обраних точок короткого замикання Кі  
розраховується початкове значення Iп 0  періодичної складової струму КЗ, 
ударний струм iу . 
Розраховуючи ударний струм вважають [5, 7] (у п. 6.2 – 6.3 
використовуються позначення фізичних величин, прийнятих у цьому 
нормативі): 
1) ударний струм наступає через 0,01c  після початку КЗ; 
2)  амплітуда періодичної складової струму КЗ в момент t = 0,01c  
дорівнює амплітуді цієї складової в початковий момент КЗ. 
В практичних випадках, найчастіше визначають не повний струм КЗ, а 
тільки його складові. Наприклад, основною розрахунковою величиною під час 
вибору параметрів пристроїв релейного захисту та системної автоматики є 
початкове значення періодичної складової струму КЗ. Вибираючи провідники 
й апарати, необхідно знати початкове значення періодичної складової струму 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    58 
 
 
КЗ, ударний струм, значення періодичної та аперіодичної складових для 
заданого моменту часу тощо. 
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К1 ІкзК1 (кА) за 
виразом 
 
I
 I = б1 ,                                                   (6.5) 
кзК1
ZК1
 
де ZК1 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К1, в.о. 
 
Величину цього опору визначаємо за формулою 
 
2
ZК1 = (хc + хпл ) + R 2
пл ;  
2
ZК1 = (0,045+ 0,1) + 0,182 = 0,23 Ом.  
 
Підставивши у формулу (6.5) відповідні значення, отримаємо струм 
короткого замикання в точці К1 (кА) 
 
0,5
IкзК1 = = 2,2 кА. 
0,23
 
Ударний струм в точці К1 іудК1 (кА) визначаємо за виразом 
 
іудК1 = 2  IкзК1 kудК1,                                            (6.6) 
 
де kудК1 − ударний коефіцієнт в точці К1; визначається за формулою 
 
R
−3,14 пл
х +х
kудК1 =1+ е c пл ;  
0,18
−3,14
k 0,045+0,1
удК1 =1+ 2,71 =1,4. 
 
Підставивши у формулу (6.6) відповідні значення, отримаємо величину 
ударного струму в точці К1  
 
іудК1 = 2 2,2 1,4 = 4,4 кА. 
 
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К2 ІкзК2 (кА) за 
виразом 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    59 
 
 
I
I = б2 ,                                                  (6.7) 
кзК2
ZК2
 
де ZК2 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К2, в.о. 
 
Величину цього опору визначаємо за виразом 
 
2
Z 2
К2 = (хс + хпл + хтр + хш ) + (Rпл +Rшл) ;  
2
ZК2 = (0,045 + 0,1+1,68 + 0,21) + (0,18 + 0,21)2 = 2,12 Ом.  
 
Підставивши у формулу (6.7) відповідні значення, отримаємо струм 
короткого замикання в точці К2  
 
5,5
IкзК2 = = 2,6.  
2,12
 
Ударний струм в точці К2 іудК2 визначаємо за виразом 
 
іудК2 = 2  IкзК2 kудК2;                                            (6.8) 
 
де kудК2 − ударний коефіцієнт в точці К2; визначається за формулою 
 
R
−3,14 пл+Rшл
х +х +х +х
kудК2 =1+ е с пл тр ш ;  
0,18+0,21
−3,14
k =1+ 2,71 0,045+0,1+1,68+0,21
удК2 =1,7.  
 
Підставивши у формулу (6.8) відповідні значення, отримаємо величину 
ударного струму в точці К2  
 
іудК2 = 2 2,59 1,7 = 6,2 кА. 
 
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К3 ІкзК3 за виразом 
 
I
I = б2 ,                                                 (6.9) 
кзК3
ZК3
 
де ZК3 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К3, в.о. 
 
Величину цього опору визначаємо за виразом 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    60 
 
 
ZК3 = (Х 2
с +Хпл +Хтр +Хш +Хавт +Хш +Хавт1 +Хл1) + (Rпл +Rш +Rавт +Rш +Rавт1 +R 2
л1) ;
 
ZК3 = (0,045+ 0,1+1,68+ 0,21+ 0,13+ 0,21+ 0,18 + 0,1)2 +  
+(0,18 + 0,21+ 0,41+ 0,21+1,1+ 0,1)2 = 3,3.  
 
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо струм 
короткого замикання в точці К3  
 
5,5
IкзК3 = =1,7 кА. 
3,3
 
Ударний струм в точці К3 іудК3 визначаємо за виразом 
 
іудК3 = 2  IкзК3 kудК3;                                           (6.10) 
 
де kудК3 − ударний коефіцієнт в точці К3; визначається за формулою 
 
R +R +R +R +R +R
−3,14 пл ш авт ш авт1 л1
Хс+Хпл+Х +Х +Х
k =1+ е тр ш авт+Хш+Хавт1+Хл1
удК3 ;  
0,18+0,21+0,41+0,21+1,1+0,1
−3,14
k =1+ 2,71 0,045+0,1+1,68+0,21+0,13+0,21+0,17+0,1
удК3 =1,1.  
 
Далі підставимо у формулу відповідні значення, отримаємо величину 
ударного струму в точці К3 
 
іудК3 = 2 1,67 1,1= 2,6 кА.  
 
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К4 ІкзК4 за виразом 
 
I
I б2                                                   (6.11) 
кзК4 = ,
ZК4
 
де ZК4 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К4, в.о. 
Величину цього опору визначаємо за формулою 
 
ZК4 = (Хс +Хпл +Х 2
тр +Хш +Хавт +Хш +Хавт2 +Хл2) + (Rпл +Rш +Rавт +Rш +Rавт2 +R л2)2 ;
ZК4 = (0,045 + 0,1+1,68 + 0,21+ 0,13+ 0,21+ 0,17 + 0,082)2 +  
= +(0,18 + 0,21+ 0,41+ 0,21+1,1+ 0,0625)2 = 3,4. 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    61 
 
 
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо струм 
короткого замикання в точці К4  
 
5,5
IкзК4 = =1,6 кА.  
3,41
 
Ударний струм в точці К4 іудК4 визначаємо за виразом 
 
іудК4 = 2  IкзК4 kудК4;                                           (6.12) 
 
де kудК4 − ударний коефіцієнт в точці К4; визначається за виразом 
 
R +R +R +R +R +R
−3,14 пл ш авт ш авт 2 л 2
Хс+Хпл+Хтр+Х +Х
k =1+ е ш авт+Хш+Хавт 2+Хл 2 ;  удК4
0,18+0,21+0,41+0,21+1,1+0,0625
−3,14
k =1+ 2,71 0,045+0,1+1,68+0,21+0,13+0,21+0,17+0,082
удК4 =1,2. 
 
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо величину 
ударного струму в точці К4  
 
іудК4 = 2 1,611,21= 2,8 кА. 
 
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1. 
 
Таблиця 6.1 − Струми короткого замикання в СЕП 
Точка короткого К1 К2 K3 К4 
замикання (115 кВ) (10,5 кВ) (10,5 кВ) (10,5 кВ) 
Z*к, в.о. 0,23 2,12 3,29 3,41 
ІКЗ, кА 2,2 2,6 1,7 1,6 
іуд, кА 4,4 6,2 2,6 2,8 
 
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 
110 кВ 
 
Розрахунок струму однофазного короткого замикання здійснюємо у 
відносних одиницях. Для розрахункової схеми (рисунок 6.2), що містить точку 
А однофазного короткого замикання, складаємо схему заміщення (рисунок 
6.2), користуючись рекомендаціями та припущеннями, вказаними у [5, 7]. 
Для розрахунку струму однофазного замикання на землю приймаємо 
електричну схему трансформатора 110/10 кВ і складаємо схему заміщення 
(рисунок 1.4) зі струмом короткого замиканням в точці А. 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    62 
 
х с     
К1      
х л     
R л    
К1      
х т р     
К2      Rт  р      
х а в т      
R а в  т     
х ш      
Rш х    с       
К2      
К1      
х    х л х    ав т 1      а в т  2      
К3      К4      R а в  т  1     R л R    а в  т  2     
К1      
х я 1      хх я  2       тр     
Rя  1      R я 2      
К2      Rт  р      
Т П  1      Т П  2      К3      К4      
Т П  1   х    а в т      Т П  1      
 
R а в  т     
S    А    
кз    
х ш      
х с     х л    А     х т  р  1      Rх тш  р   2          
К2      
 х а в т  1  
     х а в т  2      
Рисунок 6.2 − Електрична схема і схRем  а заміщення для розрахунку 
К3      К4      ав  т  1     R а в  т  2     
х с 0      однхо фазного КЗ 
  л 0    А       х т  р  1  0       х т р  2  0       
 х я 1      х я 2      
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях. За базисні умови 
приймаємо: Rя  1      R я 2      
− базисна потужність − S  = 100 МВАU;   к    0      б
Т− П   б1  а з и  
К3      К4      
сна напТру П г а2    −    Uб1 = 115 кВ; 
 − базисний струм визначаємо за формулоТю П   1      Т П  1      
 Ли  с т      
S
Из  м .   Л  и  с т     №  д о  к у   м  .     б
S П о   д  п    .    Д а  т а      I =А    .  
кз    б
Ко  п и   р  о  в  а  л    3  Uб Фо  р м   а   т      A4        
 Відповідно: 
х    х    100
− базисний струм І сст у пеня: Iбл1 = А    х т  р  1=     0 ,5хкА т р ; 2      
3 115
 
На базі цих схем приводимо схему для визначення опору нульової 
послідовності (рисунок 6.3). Розрахунок ведемо у відносних одиницях. 
 
х с 0        х л 0    А       х т  р  1  0       х т р  2  0       
U к  0      
 
Рисунок 6.3 − Схема заміщення для розрахунку опору нульової 
послідовності Ли  с т      
 
Из  м .   Л  и  с т     №  д Іо н к уд   му  . к   т  иПвон  ди п  й .     Д оа п т іар      н ульової послідовності повітряної лінії х0 (в.о.) 
визначаємо через опір лінії прКяо м п и о  р ї о  п в  ао  лс  л   ід овності з врахуваннямФ ко  ре м  ф а   ті  ц і є н Aт4 а    n  ,  
величина якого залежить від конструктивного виконання лінії за формулою 
 
х = n х ;                                                    (6.13) 
0 пл
 
де n − коефіцієнт в залежності від типу монтажу лінії, для одноланцюгової 
лінії зі сталевими тросами n = 3. 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    63 
 
Ин  в   .      №      п о    д   л    .           По  д   п    .      и      д  а   т   а           Вз  а   м    .      и   н    в   .      №        И н  в   .      №      д у    б   л    .           По  д   п    .      и      д  а   т   а           
Ин  в   .      №      п о    д   л    .           По  д   п    .      и      д  а   т   а           Вз   а  м    .      и   н    в   .      №        И н  в   .      №      д у    б   л    .           По  д   п    .      и      д  а   т   а           
 
Підставивши у формулу (6.13) відповідні значення, отримаємо 
індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії (в.о.) 
 
х0 =30,103= 0,31.  
 
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від 
схеми з’єднання обмоток трансформатора − при схемі з’єднання зірка з 
нульовим виводом − трикутник (рисунок 6.3) мають такі ж значення, як і 
прямої послідовності. 
Потужність однофазного короткого замикання S (1)
к  (кВА) на шинах 110 
кВ районної підстанції визначаємо через потужність трифазного КЗ за 
формулою 
 
S(1)
к = k S(3)
к ;                                                   (6.14) 
 
де k − коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ від шин районної 
підстанції, 0  k 1,5, при КЗ у віддаленій точці (поблизу трансформатора 
ГПП), приймаємо k  = 1,55. 
 
Далі підставимо у вираз (6.14) відповідні значення та розрахуємо 
потужність однофазного КЗ на шинах 110 кВ районної підстанції (кВА) 
 
S(1)
к =1,55 2199 = 3408,5 кВА.  
 
Струм однофазного КЗ І (1)
к  (кА) на шинах районної підстанції 
визначаємо за виразом 
 
(1)
I(1) S
= к ,                                                  (6.14) 
к
3 U1
 
де U1 − номінальна напруга на шинах заводської підстанції, кВ; U1 =110  кВ. 
 
Підставивши у формулу (6.14) відповідні значення, отримаємо струм 
однофазного короткого замикання на шинах 110 кВ заводської підстанції 
 
(1) 3408,5
Iк = =17,9 кА.  
3 110
 
Опір нульової послідовності системи хco (в.о.) визначаємо з виразу 
 
І(1)
к 3 1
= ,                                            (6.15) 
Іб хс1 + хс2 + хсо
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    64 
 
 
де хс1, хс2 − відповідно опори прямої та зворотної послідовності системи у в.о. 
Ці опори визначаються з виразу х (
с1 = хс2 = хс, хс =0,045 – визначається 
раніше). 
 
З виразу (6.15) знаходимо хсо (в.о.) 
 
3 1 І
хс0 =
б − х − х  
с1 с2;
Ік
3 15,5
хс0 = − 0,045− 0,045 = 0,83.  
17,93
 
Згідно з рисунком 6.3 визначаємо сумарний опір схеми нульової 
послідовності х0 (в.о.) для однофазного струму КЗ як паралельне з'єднання 
двох віток 
 
(хс0 + хл0)(хтр10 + хтр20)
х = ;  
0
(хс0 + хл0) + (хтр10 + хтр20)
(0,83+ 0,31)(1,66 +1,66)
х0 = = 0,86.  
(0,83+ 0,31) + (1,66 +1,66)
 
Струм однофазного КЗ І (1)
кзА  (кА) у віддаленій точці А визначаємо за 
виразом 
І(1) 3 1 І
кзА = б ,                                          (6.16) 
хрез1 + хрез2 + х0
 
де хрез1 = хрез2 = хс1 + хл1 = 0,045 + 0,1 = 0,145. 
 
Далі підставимо у вираз (6.16) відповідні значення, отримаємо струм 
однофазного КЗ у точці А  
 
(1) 3 15,5
ІкзА = =14,4 кА. 
0,145 + 0,145 + 0,83
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    65 
 
 
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП.  
ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ.  
ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ 
 
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП 
 
Вибір типу, потужності та інших параметрів ГПП, а також її 
місцезнаходження повинні бути вибрані на основі значень і характеру 
навантаження та розміщенням їх на генплані заводу. При цьому повинні 
братися до уваги архітектурно-будівельні і експлуатаційні вимоги, розміщення 
технологічного обладнання, умови навколишнього середовища, вимоги 
вибухо-пожежної та екологічної безпеки тощо.  
Головні понижуючі підстанції призначаються для зниження напруги до 
величини розподільчої мережі підприємства та розмноження виводів для 
окремих груп споживачів. ГПП бувають двох видів: тупикові та прохідні. 
Тупикові підстанції передбачають дві незалежні лінії до кожного з 
трансформаторів від джерела живлення (районної підстанції). Прохідні 
підстанції являють собою підключення двох трансформаторів в розріз лінії з 
двостороннім живленням. 
В конструкції ГПП можна розділити на дві частини: високовольтна 
частина та розподільний пункт на 10 кВ. 
В більшості випадків підключення трансформаторів відбувається від 
повітряної лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввід. 
До комутаційної апаратури високо ї напруги відносяться роз’єднувачі з 
заземлюючими ножами, високовольтні вимикачі, трансформатори струму та 
вимірювальні трансформатори напруги, а також розрядники. Використання 
замість високовольтних вимикачів струмовідокремлювачів та 
короткозамикачів небажано в зв’язку з їх нестійкою роботою в зимовий 
період. Між двома лініями на підстанції, як правило, робиться ремонтна 
перемичка з двома роз’єднувачами та високовольтним вимикачем. 
Трансформатори підстанції бувають двообмотковими та триобмотковими з 
регулюванням напруги під навантаженням. Двохобмоткові трансформатори 
потужністю 25, 40 і 63 МВА виконуються з розщепленою вторинною 
обмоткою. Для трансформатора потужністю 25 МВА виводи вторинних 
обмоток в більшості випадків перемикають. Для аналогічних перемикань в 
трансформаторах 40 і 63 МВА необхідне економічне обґрунтування. 
Для обґрунтування вибору напруги зовнішньої мережі нашого 
підприємства, ми скористаємося рекомендаціями, завдяки яким напруги 
вибирають не на основі конкретного техніко-економічного розрахунку, а на 
базі заздалегідь виконаного техніко-економічного аналізу приведених витрат 
на зовнішнє електропостачання підприємств даного типу. У цьому випадку ми 
не враховуємо деякі приватні чи місцеві фактори, однак виконання не 
прив’язаних до конкретних умов рекомендацій забезпечує більш 
перспективний розвиток електропостачання промислового району в цілому. 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    66 
 
 
В основу техніко-економічних розрахунків покладені дві принципові 
схеми електропостачання промислового підприємства: 
− від районної підстанції без проміжної трансформації з урахуванням 
наявності на районній понижуючої підстанції (РПС) вільної потужності на 
порівнюваних напругах; 
− від РПС з установкою на ній трансформаторів чи 
автотрансформаторів. При цьому враховуються частка витрат і вартість утрат 
за коефіцієнтом, що визначається як відношення 
 
Sр
 4,                                                       (7.1) 
Sп
 
де Sр – потужність трансформаторів на РПС, МВА; в нашому енергетичному 
регіоні використовують автотрансформатори типу АТДЦТН-200000/220/110, з 
потужністю первинної обмотки Sном(ВН) = 200 МВА, а вторинної обмотки 
Sном(НН) = 100 МВА;   
    Sп – потужність трансформаторів на головній понижуючій підстанції 
промислового підприємства, МВА; (для даного типу підприємств номінальна 
потужність трансформаторів ГПП складає приблизно Sп = 20 МВА). 
  
Відповідно умова (7.1) буде виконуватися 
 
100
 = 5 4. 
20
 
Для зовнішнього електропостачання промислових підприємств 
використовуються всі передбачені міждержавним стандартом (ГОСТом) 
напруги: 35, 110, 220 та 330 кВ за винятком 150 кВ, застосування якої 
обмежене. При цьому на вартість будівництва ліній електропередачі в умовах 
міської та промислової забудови введений підвищувальний коефіцієнт 1,6 для 
ПЛ 35−110 кВ і 1,62 для ПЛ 220−330 кВ. 
Розглянувши усі вищевикладені умови вибору напруги живлячої мережі, 
обираємо схему живлення підприємства від РПС, без проміжної 
трансформації з урахуванням наявності на ГПП вільної потужності на 
порівнюваних напругах. Живлення підприємства виконано силовою ПЛ 110 
кВ, що прокладена на залізобетонних проміжних опорах та сталевих анкерно-
кутових опорах.  
 
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 [4, 7]. 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    67 
 
 
Апарати також повинні відповідати умовам навколишнього середовища, 
виду установки (відкрита чи закрита), температурі, вологості, запиленості та 
іншим показникам. 
До силової апаратури мережі живлення відносяться комутаційні апарати 
РУВН (вимикачі і роз’єднувачі та ін.), які вибираються по максимальному 
струму і номінальній напрузі і перевіряються на електродинамічну і термічну 
стійкість до струмів КЗ. Результати вибору зводяться в таблицю 7.1 та 7.2. 
 
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача  
Каталожні дані вимикача Умови вибору 
Розрахункові дані  
ВГТ-110-40/2500 У1  
Uн = 110 кВ Uном = 110 кВ Uн U  
ном
Іmах = 15,62 А Іном = 2500 А Іmax  І  
ном
Iуд = 4,4 кА Iм.м.ск. = 67 кА іуд  Ім.м.ск  
In.t = 2,2 кА Iвідкл. = 40 кА Іn.t  І  
відкл
В 2 2 2 2
к = Іt=  tф = 2,22 0,05 = 0,2  Вк = Іm  tm = 67 0,05 = 224,4  Вк  ІТ  tT  
 
де Ім.м.ск. – номінальний допустимий струм термічної стійкості вимикача на 
проміжку часу tm, кА; 
     Вк – тепловий імпульс струму, що характеризує кількість теплоти, яка 
виділяється в апараті під час дії струмів КЗ; 
     Івідкл. – струм спрацювання апарату захисту, кА; 
     tф – час спрацювання апарату захисту, с.   
 
Таблиця 7.2 − Вибір роз’єднувача 
Каталожні дані роз’єднувача Умови вибору 
Розрахункові дані  
РДЗ-2-110Б/1000 У1  
Uн = 110 кВ Uном =110 кВ U  
н Uном
Іmах = 15,62 А Іном = 1000 А І  І  
max ном
Iуд = 4,4 кА Iм.м.ск. = 80 кА іуд  Ім.м.ск  
Int = 2,2 кА Iвідкл. = 31,5 кА Іn.t  І  
відкл
 
Апаратура вважається правильно вибраною, якщо каталожні дані 
більше чи дорівнюють розрахунковим. 
 
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 110 кВ; при виборі слід орієнтуватися на сучасні вимикачі. Умови 
вибору вимикача навантаження напругою 10 (6) кВ ті ж самі, що і силових 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    68 
 
 
вимикачів. У якості вимикачів навантаження використовуються вимикачі типу 
ВН, ВНП та інші сучасні.  
Результати вибору ввідного вимикача зводимо в таблицю 7.3, а 
секційного вимикача – в таблицю 7.4. 
 
Таблиця 7.3 − Вибір ввідного вимикача 10 кВ 
Каталожні дані вимикача 
Розрахункові дані  
ВБ4-П-10/1250 
Uн = 10 кВ Uн = 10 кВ 
Іmах(ввід) = 357,2 А Ін = 1250 А 
Iуд ≈ 6,2 кА Iм.м.ск. = 31,5 кА 
Int ≈ 2,6 кА Iвідкл. = 31,5 кА 
В = І 2 2 2
к t=  tф = 2,62 0,12 = 0,81 Вк = Іm  tm = 31,5 0,12 =109  
де Імах(ввід) − розрахунковий струм ввідного вимикача, А. 
 
 Розрахунковий струм ввідного вимикача Імах(ввід) визначаємо за виразом 
 
Sрозр
Imax(ввід) = ;   
3 10,5
6489,4
I  
max(ввід) = = 357,2 А.
3 10,5
 
Таблиця 7.4 − Вибір секційного вимикача 10 кВ 
Каталожні дані вимикача 
Розрахункові дані  
ВБ4-П-10/630 
Uн = 10 кВ Uн = 10 кВ 
Іmах(секційний) = 178,6 А Ін = 630 А 
Iуд ≈ 2,8 кА Iм.м.ск. = 20 кА 
Int ≈ 1,6 кА Iвідкл. = 20 кА 
В = І 2
к t=  tф =1,62 0,12 = 0,31 В = І 2  t 2
к m m = 20 0,12 = 48  
де Іmax(секційний) − розрахунковий струм секційного вимикача, А.  
 
Апаратура вважається правильно вибраною, якщо каталожні дані 
більше (дорівнюють) розрахунковим. 
Розрахунковий струм секційного вимикача Імах(секційний) (А) визначаємо за 
виразом 
 
0,5 Sрозр 0,5 6489,4
Imax(секційний) = ;  I  
max(секційний) = =178,6А.
3 10,5 3 10,5
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    69 
 
 
Плавкі запобіжники (при їх наявності) напругою вище 1000 В 
вибирають за конструктивним виконанням, номінальною напругою та 
струмом, граничному струму відключення та потужності, роду установки.  
 
7.4 Вибір трансформаторів струму 
 
Трансформатори струму, згідно ПУЕ (пункти 1.6.6 – 1.6.8), вибирають 
за номінальною напругою, первинному та вторинному струмам, за родом 
встановлення, конструкції, класу точності та перевіряють на термічну 
стійкість при короткому замиканні. Попередньо обираємо трансформатор 
струму напругою 10 кВ типу ТОЛ-10 (800/5). 
Результати вибору трансформатора струму, що розташований у 
ввідному колі приведено в таблиці 7.5. 
 
Таблиця 7.5 − Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ 
Каталожні дані трансформатора 
Розрахункові дані 
струму ТОЛ-10 (800/5) 
Uн = 10 кВ Uн = 10 кВ 
Іmах = 357,2 А Ін = 800 А 
Iуд ≈ 9 кА Iд = 14,8 кА 
Int ≈ 3 кА  
Вк = І 2 2  В = І 2 2
t=  tф = 3 0,12 =1,08 к m  tm =14,8 0,12 = 26,2  
 
Номінальний струм вторинної обмотки трансформатора складає І2н=5А, 
допустима потужність вторинної обмотки при соsφ =0,8 та класі точності 0,5 
складає S2н = 15 ВА. 
Вибраний трансформатор струму перевіряємо на відповідність своєму 
класу точності. Для цього має виконуватися умова 
 
rпров.ф + rприл  rн ,                                                (7.2) 
 
де rпров.ф − фактичний опір з’єднувальних проводів, Ом; 
     rприл − сумарний опір приєднаних до трансформатора приладів, Ом. 
     rн − опір вторинної обмотки трансформатора струму, Ом; rн = 0,6 Ом. 
 
Сумарний опір приєднаних приладів rприл (Ом) визначаємо за виразом 
 
Sприл
r = ,                                                (7.3) 
прил
I 2
2н
 
де Sприл − сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної та 
реактивної енергії, інші прилади), ВА; Sприл = 7 ВА. 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    70 
 
 
 Підставивши у фор+’мулу (7.3) відповідні значення, отримаємо 
сумарний опір приєднаних приладів (Ом) 
 
14
rприл = = 0,28.  
52
 
 Сумарний опір з’єднувальних проводів rпров (Ом) визначаємо за виразом 
 
S 2
2н − I 2н(rприл + rк )
r = ,                                       (7.4) 
пров
I 2
2н
 
де rк − опір контактів, Ом; rк = 0,1 Ом. 
 
Підставивши у формулу (7.4) відповідні значення, отримаємо сумарний 
опір з’єднувальних проводів (Ом) 
 
15− 52  (0,28+ 0,1)
rпров = = 0,22.  
52
 
Визначаємо переріз з’єднувальних проводів F  (мм2
пров ) 
 
l
F = P  
пров ,                                                   (7.5) 
rпров
 
де lпров − розрахункова довжина проводів при з’єднанні в зірку, м; 1р = lпров = 25 
м; 
     ρ − питомий опір матеріалу провідника, Ом·мм2/м; для алюмінієвих 
провідників ρ = 0,02 Ом·мм2/м. 
 
Підставивши у формулу (7.5) відповідні значення, отримаємо переріз 
з’єднувальних проводів (мм2) 
 
25 0,02
Fпров = = 2,27 мм2. 
0,22
 
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу F = 2,5 мм2. 
Визначаємо фактичний опір з’єднувальних проводів rпров.ф (Ом) 
 
lP   25 0,02
rпров = = = 0,2.  
F 2,5
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    71 
 
 
Підставивши у вираз (7.2) 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 трансформаторів напруги в мережі 10 кВ виконуємо згідно ПУЕ 
(пункт 1.6.9). Для цього виконуємо розрахунок навантаження основної 
обмотки трансформатора. Розрахунок виконаємо в таблиці 7.6. 
Згідно з розрахунковим навантаженням трансформатора, що дорівнює 
Sф = 472 ВА, вибираємо трансформатор напруги типу НТМИ-10-66 УЗ 
потужністю Sн = 500 ВА. Оскільки номінальна потужність трансформатора 
більша розрахункової потужності навантаження, то трансформатор буде 
працювати в класі точності 0,5 з допустимою похибкою. 
 
Таблиця 7.6 − Розрахунок навантаження трансформатора напруги 
Потужність, що 
споживається 
Прилад Тип 
Р, Вт Q, вар S, ВА 
Вольтметр Э-335 2,0 1 1 0 1 2,0 − 2,0 
Лічильник 
активної СА-И670М 2,5 3 0,38 0,925 1 7,5 18,2 19,7 
енергії (ввід) 
Лічильник 
реактивної СР-И676 2,5 3 0,38 0,925 1 7,5 18,2 19,7 
енергії (ввід) 
Лічильник 
Активної 
СА-И670М 2,5 3 0,38 0,925 11 82,5 200,2 216,7 
енергії 
(лінії 10 кВ) 
Лічильник 
реактивної 
СР-И676 2,5 3 0,38 0,925 11 82,5 200,2 216,7 
енергії 
(лінії 10 кВ) 
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. 
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до 
струмів короткого замикання визначаємо за формулою 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    72 
 
Споживана 
потужність однієї 
котушки, Вт 
Кількість 
котушок, шт 
cosφ 
sinφ 
Число 
приладів, шт 
 
Величину мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до 
струмів короткого замикання Fmin (мм2), згідно ПУЕ (пункти 1.4.16 − 1.4.18, 
[1]), визначаємо за виразом 
 
Іt=  tф
F = ,                                               (7.6) 
min
С
 
де Іt=∞ −  струм КЗ, що діє на ділянці лінії, А; 
     tф – фіктивний час дії струмів КЗ, с; 
     С – коефіцієнт, що визначається обмеженням допустимої температури 
нагрівання кабелю в залежності від його матеріалу, А× с /мм2 . Для кабелю з 
паперовою ізоляцією жил С = 83 А× с /мм2 . 
  
Фіктивний час дії струмів КЗ tф (с) визначаємо за приблизним виразом 
 
tф = t зах + tвідкл ,                                                (7.7) 
 
де tзах − тривалість дії захисту, с; 
     tвідкл − тривалість дії  відключаючої апаратури, с. 
 
Підставивши у формулу (7.7) відповідні значення, отримаємо фіктивний 
час дії струмів КЗ (с) 
 
tф = 0,08+ 0,12 = 0,2.  
 
 Визначимо для прикладу мінімальний переріз кабелю з умови термічної 
стійкості для кабельної лінії ГПП – ТП1 (точка к.з. К3). 
Підставивши у формулу (7.6) відповідні значення, отримаємо 
мінімальний переріз кабелю з умови термічної стійкості (мм2) 
  
3000  0,2
Fmin = =16,2 мм2.  
83
 
Кабельна лінія ГПП – ТП1 виконана кабелем перерізом F = 25 мм2. Цей 
переріз більший за допустимий, тому він повністю задовольняє умовам 
термічної стійкості під час дії ударних струмів КЗ. 
Аналогічно виконуємо перевірку інших високовольтних кабелів, що 
використовується для розподілу електричної енергії по території заводу. 
 
 
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    73 
 
 
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ 
 
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняють за конструкцією 
провідників, способах їх ізоляції та прокладки. 
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1кВ, 
з якої найбільш поширена − напруга 0,4 кВ. 
По способам ізоляції мережі діляться на дві групи: виконані оголеними 
проводами і шинами ( повітряні лінії і струмопроводи) і виконані кабелями і 
ізольованими проводами (електропроводки). 
Кабельні лінії – найбільш поширені елементи цехової електричної 
мережі. 
У цеховій мережі використовуються шино проводи різного призначення 
та конструктивного виконання. 
 
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху  
 
Цехові мережі виконують за радіальною, магістральною або змішаною 
схемами.  
Радіальна схема конструктивно виконується по чотирьохступінчатому  
принципу (рис. 8.1), а саме: енергія від розподільчого пристрою 0,4 кВ  через 
живлячі кабелі типу АВВГ і ААШв передається до розподільчих щитів типу 
ПР11. Мережа від розподільчих щитів виконується проводом АПВ, який 
прокладено  в трубах, чи кабелем АВВГ, який прокладено на кабельних 
конструкціях. В якості захисних апаратів застосовуються автоматичні 
вимикачі з комбінованим розчіплювачем: тепловий розчіплював виконує 
захист мережі від перевантажень електромагнітний – від струмів К.З. Умови 
прокладання живлячих провідників регламентуються ПВЕ розд. 2.  
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька переваг 
перед магістральною: високу і простоту в експлуатації і обслуговуванні, 
безпеки і надійність роботи. При коротких замиканнях припиняють роботу 
один або декілька електроприймачів, підключених до ушкодженої лінії, решта 
продовжують роботу. 
Усі споживачі можуть лишитися живлення тільки при ушкодження на 
шинах ТП, що мало ймовірно внаслідок достатньої надійності конструкції 
шаф комплектної трансформаторної підстанції. 
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних 
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для 
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні 
технологічних механізмів, яке пов’язане зі зміною технологічного процесу. 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    74 
 
 
 
  
 Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі 
 
Магістральні схеми розподілу електричної енергії (рис. 4.2) 
забезпечують споживачам під’єднання до любої точки магістралі. Магістралі 
можуть поєднуватись до РЩ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до 
трансформаторів. 
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються 
при живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при 
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості 
живлячих провідників застосовується шинопроводи, кабелі і проводи. 
Як правило, у чистому вигляді радіальні або магістральні схеми 
застосовуються досить рідко. Найчастіше у практиці більше розповсюджені 
змішані схеми електропостачання. 
До переваг магістральних схем будемо відносити спрощення щитів 
підстанцій; використання уніфікованих елементів тощо. Магістральна схема 
менш надійна, ніж радіальна, оскільки при зникненні напруги на магістралі  
всі її споживачі втрачають живлення. Застосування шинопроводів призводе до 
збільшення витрат провідникового матеріалу.  
У цехах з декількома ТП для підвищення надійності електропостачання 
магістральні мережі  живляться від декількох підстанцій та секціонуються 
нормально відключеними автоматичними вимикачами, що показано на 
рисунку 8.3. 
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способу її 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 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    75 
 
 
його розподіл по площі цеху є визначальними факторами при виборі схеми та 
конструкції цехової електромережі. 
Враховуючи вимоги до надійності електрозабезпечення відповідальних 
споживачів а також характер роботи встановленого іншого обладнання та 
особливості приміщення, приймаємо радіальну схему живлення споживачів 
цеху. 
 
 
 
Рисунок 8.2 – Магістральна схема цехової електричної мережі 
1 – магістральний шинопровід, 2 – розподільчий шинопровід,  
3 - електроприймачі 
 
 
 
 
Рисунок 8.3 – Магістральна схема цехової електричної мережі з 
резервуванням магістралей 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    76 
 
 
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем 
 
8.2.1 Загальні відомості 
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної 
та електричної частин [3]. 
В світлотехнічній частині вирішуються наступні завдання: обираються 
типи джерел світла і світильників, намічаються найбільш доцільні висоти 
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні 
характеристики освітлювальних установок.  
Електрична частина включає6 визначення розрахункового 
навантаження освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, 
вибір раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі. 
Першим етапом проектування системи освітлення є його аналіз, 
необхідний для повного уявлення про об’єкт освітлення. На другому етапі 
обирається вид і система освітлення. 
Норми освітлення побудовані на основі класифікації робіт, основною 
ознакою яких є найменший розмір об’єктів, що розрізняються в залежності від 
розряду робіт, що виконуються, коректуються рівні освітленості, якісні 
показники освітлювальних установок, до яких відноситься показник 
засліпленості, пульсації освітлюваності, кольоропередача, нерівномірність 
розподілу освітленості [3]. 
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш 
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням 
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників. 
При проектуванні освітлювальної частини необхідно також врахувати 
умови експлуатації освітлювальної установки. 
Штучне освітлення проектується двох видів: загальне і комбіноване, 
коли до загального додається місцеве освітлення робочих місць. Якість і 
економічність освітлювальних установок залежить від правильного вибору  
системи освітлення. 
Систему загального освітлення застосовують для освітлення всього 
приміщення в тому числі і робочих поверхонь. Загальне освітлення може 
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним розміщенням 
світильників під стелею освітлювального приміщення.  
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого) 
застосовують у приміщеннях з точними зоровими роботами, які вимагають 
високого рівня освітленості. Освітленість робочих місць, що створюють 
світильники загального освітлення при комбінованій системі, має становити 
10 % від нормативної для комбінованого освітлення. Використання в 
приміщенні тільки місцевого освітлення нормами заборонено. 
За функціональним призначенням електричне освітлення поділяють на 
робоче, аварійне, спеціальне (чергове), охоронне, вказівне. 
Робоче освітлення влаштовують в усіх приміщеннях. Воно створює на 
робочих поверхнях нормовану освітленість.  
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    77 
 
 
Аварійне освітлення необхідне там, де при раптовому вимиканні 
робочого освітлення можливі вибух або пожежа, масовий травматизм, тривале 
порушення виробничого процесу, а також порушення роботи відповідних 
об’єктів (водопостачання, вузли зв’язку, пожежні пости). Це освітлення 
називають аварійним освітленням для продовження роботи, воно має 
створювати на робочих місцях не менше 5 % нормованого робочого 
освітлення при системі загального освітлення, але не менше як 2 Лк. 
 
8.2.2 Розрахунок освітленості 
Спеціальних вимог до якості освітлення не ставиться. Розряд і під 
розряд зорової роботи ІІв+1, показник засліпленості Р=20, коефіцієнт 
пульсації приймемо рівним Кп=20% [4]. 
Приміщення закрите опалюване умови нормальні, відносна вологість 
не вище 60%. Стіни пофарбовані світлою водно-дисперсною фарбою, 
поштукатурені, перекриття білою фарбою. Виходячи з особливостей 
будівельних конструкцій і умов середовища, визначаємо коефіцієнти відбиття 
світла [1].  
При розрахункові приймаємо наступні габаритні розміри цеху: висота 
H=6 м;  довжина А=46 м;  ширина В=26 м.  
 Для даного приміщення приймаємо згідно [4]: коефіцієнт відбиття від 
стелі ρ =30%;  коефіцієнт відбиття від стін ρ =10%;  коефіцієнт відбиття від 
п с
робочої поверхні ρр.п =10%;  розряд зорової роботи дорівнює вищій точності. 
 Для роботи даного цеху з технологічними установками та верстатами 
визначаємо  мінімальну освітленість загального освітленя Ен = 200 лк  [1, 4]. 
Також будемо проектувати можливість використання аварійного освітлення, 
яке призначене для евакуації працюючих та попередження подальшого 
розвитку аварії.  
Оскільки техпроцес виробництва не потребує високого рівня 
кольоропередачі, то робоче освітлення в цеху виконано люмінесцентними 
лампами низького тиску. Такі лампи мають наступні переваги: спектр 
випромінювання наближений до природного, лампи мають високу ефективну 
віддачу – 75…90 лм/Вт, строк служби – 10 000 годин і більше.  
Для використання  візьмемо люмінесцентну лампу типу ЛБ. 
По каталогах остаточно обираємо світильник типу Л201, типу Б, лампи 
ЛХБ − 80, ККД=65%, кр =0,85; cos0  = 0,8 ( tg0 = 0,75).  
Спосіб кріплення – підвіска шинопроводу вздовж металевих ферм на 
полосових підвісках. Висота підвішування 0,3м.  
Розраховуємо відстань між рядами світильників (див. рис. 8.4) 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    78 
 
 
 
 
Рисунок 8.4 – Приклад розміщення світильників цеху: 
hс – відстань від стелі до світильника, Lв – відстань між світильниками,  
l – відстань від крайнього ряду до стіни, Lа – відстань між рядами 
 
L = Hp . 
 
Для цього визначаємо: 
1) за довідниковими даними для вибраного типу світильника відносну 
відстань між рядами світильника, з КСС світильника типу нашого типу  λ=1,4; 
2) розрахункову висоту підвішування світильників 
 
Нр = Н – hзв – hр.п.,  
де 
Н – загальна висота приміщення; hзв – висота звішування світильника; 
hр.п. – висота робочої поверхні; Нр = 6 – 0,3 – 0,8 = 4,9 м; 
L = 4,9  1,4 = 6,86 (м). 
 
Відстань від крайнього ряду до стіни визначаємо залежно від наявності 
робочих місць біля стіни 
l = 0,5 L; l = 0,5 6,86 = 3,43 м. 
 
Визначаємо кількість рядів світильників у приміщенні 
Nрядів=А/L, Nрядів=46/6,86 =6,5; 
 
отримане значення округлюємо до 6 рядів. 
Оскільки число рядів не є цілим числом, то уточнюємо величину L = 7м. 
Розраховуємо індекс приміщення 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    79 
 
 
і = (А×В)/(Нр×(А+В)), 
і = (47×25)/(4,9× (47+25)) = 3,33. 
 
Визначаємо коефіцієнт використання світлового потоку по 
довідниковим даним [7], враховуючи, що і = 3,33               
 
η = 75%. 
 
Визначаємо потужність освітлювальної установки методом коефіцієнту 
використання світлового потоку. Розраховуємо світловий потік ряду 
світильників – світної лінії 
 
Фр=(Е×S×kз×z)/(η×Nрядів) 
 
де z = 1,1 – коефіцієнт, що враховує нерівномірність освітлення 
                
Фр= (300×47×25×1,5×1,1)/(0,75×6) = 127549,3 лм. 
 
У нашому випадку світловий потік використаних ламп (ЛХБ80) 
дорівнює Ф0 = 5200 лм 
Далі розраховуємо кількість світильників в ряду (2 лампи) 
 
N  = Фр/Ф0 = 127549,3/(2×5200) ≈ 12. 
в ряду
 
Визначаємо загальну кількість світильників і встановлену потужність 
освітлювальної установки: 
N∑ = N ×
рядів  Nв ряду, N∑ = 6×12 =72; 
P∑ = P0  N∑  kПРА, P∑ = 160  72  1,05 = 12096 Вт  12 кВт. 
 
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок 
Джерелом електропостачання освітлювальної установки являється 
загальна мережа цеху 380/220В з глухо заземленою нейтраллю.  
З метою управління освітленням та захисту її від струмів короткого 
замикання і перевантаження встановлюються групові освітлювальні щити 
робочого (ЩО) і аварійного освітлення (ЩАО). 
Для цехів промислових підприємств найбільш доцільним являється 
централізоване управління освітленням з елементами автоматизації. 
Для зручності управління всі світильники поділяють на групи, у 
нашому випадку на 6 груп. Групову освітлювальну проводку виконати 
кабельно-провідниковою продукцією з мідною жилою. Мережу виконати 
кабелем ВВГ. В проекті прийняти трипровідну схему підключення 
світильників. Номінальна напруга – 220 В.  
Для зручності управління освітлення, для захисту установки від 
струмів короткого замикання і перевантаження, в цеху передбачена установка 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    80 
 
 
щита робочого робочого освітлення серії УКРПРЭ-29АУ3, та щита 
розподільчого аварійного освітлення серії УКРПРЭ-01АУ3.  
 
 
 
Рисунок 8.5 – Схема живлення освітлювальної установки від  
двотрансформаторної підстанції 
 
При двотрансформаторних підстанціях забезпечується більш висока 
надійність освітлення, коли частина освітлювальних установок живиться від 
одного трансформатора, а друга від іншого, як показано на рис. 8.5.  
При аварійному відключенні одного з трансформаторів автоматичне 
включення резерву (АВР) по низькій стороні забезпечить живлення 
освітлювальних установок від іншого трансформатора. Система аварійного 
освітлення живиться перехресним способом тобто від іншого трансформатора 
по відношенню до трансформатора робочого освітлення, як показано на рис. 
8.5.  
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за припустимим 
струмом навантаження 
Переріз освітлювальної електропроводки вибирається за умовою 
нагрівання і перевіряється на втрати напруги.  
Розрахунковий струм в залежності від системи виконання мережі 
визначається виразами: 
 
− для однофазних двопровідних мереж (1ф + N)  
 
P 3
роз 10
Ipоз = ; 
Uф cos
 
– для двофазних двопровідних мереж (2ф + N)   
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    81 
 
 
Pроз 103
Ipоз = ; 
2 Uф cos
 
 
− для трифазних чотирипровідних мереж (3ф + N)  
 
 
P 3
роз 10 Pроз 103
Ipоз = = , 
3 Uл cos 3 Uф cos
 
де Рроз  – розрахункова потужність, кВт; 
Uф, Uл  – відповідно фазна і лінійна напруга, В; 
cos  – коефіцієнт потужності. 
 
Розраховуємо струм групи світильників освітлювальної мережі 
 
12 103
Ipоз = =19,32 А,  
3 230 0,9
 
де 
сos φ =0, 9 – коефіцієнт потужності для обраних ламп. 
 
Нашу освітлювальну мережу групового типу будемо виконувати 
кабелем з трьома мідними жилами, який прокладено в повітрі − ВВГ 4 6;  для 
якого Іт.д= 46А  [3].  
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги 
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. 
Відповідно до [6] напруга в найбільш віддалених лампах внутрішнього 
освітлення промислових підприємств і суспільних будинків, а також 
прожекторних установок зовнішнього освітлення повинна бути не нижча 
97,5 % Uном , а в найбільш віддалених лампах освітлення житлових будинків, 
аварійного і зовнішнього освітлення, виконаного світильниками – не нижча 
95 % Uном . У мережах 12 – 42 В допускаються втрати напруги до 10 % Uном , 
якщо рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша напруга в ламп не 
повинна перевищувати 105 % Uном . 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    82 
 
 
У післяаварійних режимах на затисках газорозрядних ламп напруга не 
повинна бути нижчою 90 % Uном , при інших лампах – не нижчою 88 % Uном . 
Перевіряємо мережу на втрати напруги  
 
ΔU = (2×1011×М)/(γ×S×U 2
н ) ,  
де 
М – момент навантаження, кВт м; 
γ – питомий опір матеріалу провідника, Ом м; 
            γ=50,6× 106 Ом× м (для міді) 
S – переріз провідника, мм2; 
Uн – номінальна напруга групи, В. 
 
Розрахунок моменту навантаження групи: 
  
Складаємо розрахункову схему групи (рисунок 8.6): 
  
 
Рисунок 8.6 – Схеми підключення світильників 
 
Отримаємо: 
 
l1=56м; l2=l3=l4=l5=l6=1,8м; l7+8=3,6м; l9=l10=l11=l12=1,8м; 
 
М = [(160 1,8) + (160×2)×1,8 + (3 160) 1,8 + (4 160) 1,8 + (5 160) 3,6+ 
 + (6 160) 1,8 + (7 160) 1,8 + (8 160) 1,8 + (9 160) 1,8 +  
+(10 160) 1,8 + (11 160) 56]×1,1 = 128 кВт м. 
 
Зниження напруги по відношенню до номінального не повинно 
перевищувати в найбільш віддалених ламп 2,5% для робочого освітлення 
промислових приміщень. 
Втрати напруги для робочого освітлення становлять 
 
ΔU = (2×1011×128)/ 
/(50,6×106×1,5×2202) = 6,9 %. 
 
Отримані втрати перевищують встановлені 2,5%, тому збільшуємо 
переріз струмоведучої жили у 2 рази.  
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    83 
 
 
ΔU = (2×1011×128)/ 
/(50,6×106×4×2202) = 2,5 %. 
 
Умова виконується, тому приймаємо переріз провідника ВВГ 3×4 
Іт.д.=35 А. 
 
Для економії матеріалу переріз збільшуємо лише для 4-ої, 5-ої, 6-ої 
груп, так як вони знаходяться на найбільшій відстані від щита робочого 
освітлення.    
 
Перевіряємо втрати 3-ої  групи: 
 
М= [(160 1,8) + (160×2)×1,8 + (3 160) 1,8 + (4 160) 1,8 + (5 160) 3,6 + 
(6 160) 1,8 + (7 160) 1,8 + (8 160) 1,8 + (9 160) 1,8 + (10 160) 1,8 + 
(11 160) 29,3]×1,1 = 75,6 кВт м; 
ΔU = (2×1011×75,6)/(50,5×106×1,5×2202)=2,6 %. 
 
Умова не виконується, тому для груп 1,2,3 збільшуємо  переріз   
       
ΔU = (2×1011×75,6)/ 
/(50,6×106×2,5×2202)=2,4 %. 
 
Аналогічно розраховуємо для трьох інших груп (6 шт). 
Умова виконується, тому для груп 1−6 приймаємо переріз провідника 
ВВГ 3×2,5; Іт.д.=25 А. 
Далі перевіряємо мережу ремонтного освітлення на втрати напруги, 
приймаючи при визначенні моменту навантаження максимальну потужність 
трансформатора. При цьому враховуємо, що до світильника ремонтної 
переноски підключається лампа розжарювання з Рн=60 Вт 
 
М=60×59,6=3570 Вт× м=3,6 кВт×м; 
ΔU = (2×1011×3,6)/ 
/(50,6×106×4×422)=2%. 
 
Встановлюємо додаткові ящики з понижуючими трансформаторами 
типу ЯТП 0,25. При цьому живлення ящиків буде розраховане на 220 В, а сама 
ремонтна переноска підключатиметься до ящиків з трансформаторами і буде 
розрахована на 42 В.  
Очікувані втрати напруги в мережі ремонтного освітлення не 
перевищують 2,5%. Отже, для аварійного освітлення обираємо кабель ВВГ 
3×4; Іт.д.= 35 А.  
Заявлена в умові висота приміщення – 6 м, тому дозволяється виконати 
проводку по стінах під скобу. Живлення до ЩО і ЩАО виконуємо в 
кабельних лотках.  
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    84 
 
 
Обираємо автоматичний вимикач на вводі до ЩО типу ВА47-29, 
Ін = 25А.; кабель живлення − ВВГ 4×6, Ітд = 46А.(таблиця ПУЭ 1.3.6).  
Обираємо автоматичний вимикач для захисту світильників аварійного 
освітлення. Визначаємо розрахунковий струм групи приймачів аварійного 
освітлення: 
Ргр = Р0  N св. в гр  kПРА; 
Ргр = 160  6  1,1 = 1056 Вт; 
Iр = Ргр/(UнСоsφ); Iр = 1056/(220×0,92) = 6 А; 
Іуст≥1,25×6=7,5 А; Іуст=10 А. 
 
Обираємо вимикач для вводу в ЩАО: ВА47-29, Ін =16А.   
Далі обираємо переріз провідника, для живлення світильників 
аварійного освітлення, приймаємо ВВГ 4×4; Іт.д.=35 А. 
   
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву 
 
В даному розділі, основним завданням є вибір перерізу кабелів, 
проводів, шинопроводів для  всіх рівнів системи електропостачання на 
напругу до 1кВ. 
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цеху 
електричної мережі, номінальна напруга мережі, результати розрахунку 
навантажень. 
Для мереж наругою 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. 
Перевірці на економічну густину струму згідно  п. 1.3.28 ПУЕ [1] не 
підлягають: 
− мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ за числа 
годин використання максимуму навантаження підприємств до 4000-5000 год; 
− відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1кВ, також 
освітлювальні мережі промислових підприємств; 
− збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих і 
закритих розподільчих установок всіх напруг; 
− мережі тимчасових споруд а також пристрої з терміном служби 3-5 
років; 
− Вибір перерізу провідників по технічним умовам включає: 
− вибір по умовам теплового нагріву; 
− по їх пропускній спроможності і умовам захисту; 
− термічну стійкість до струмів короткого замикання; 
− втрати напруги; 
− механічна міцність 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    85 
 
 
На механічну міцність перевіряються голі проводи і приймаються 
перерізи з умов механічної міцності для алюмінієвих S>35 мм2 і стальних   
S>25 мм2. 
 
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж 
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів кабелів, 
проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи 
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні 
забезпечувати допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що 
нормуються стандартом по якості електроенергії. Для кожної ділянки цехової 
мережі за розрахованим півгодинним максимумом навантаження і значенням 
максимального пускового або пікового струму вибирається переріз 
провідника, а також тип і значення уставок апаратів захисту від ненормальних 
режимів в мережі: тривалих, не передбачених перевантажень мережі і 
коротких замикань. 
Вихідними даними для проведення розрахунків є: 
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів захисту; 
– Uном  мережі;  
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки 
мережі Рmax ;  
– пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми;  
– номінальні потужності ЕП. 
 
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. 
Вибір перерізу провідника пов’язаний з вибором апаратів захисту, тому 
вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів виконується 
спільно. 
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового 
струму, від того, чи потрібно захищати мережу від перевантаження, від 
температури умов оточуючого середовища, характеру приміщення і типу 
ізоляції провідника. Попередньо необхідно обрати марку провідника, 
визначитися з умовами його прокладання, а потім виконати розрахунок. 
Вибір елементів схеми на стороні 10 кВ 
 
Sн.т.р 400
Ip = = =23,1А,  
3 U 1,73 10
н
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    86 
 
 
де Uн = 10 кВ; Sн.т.р – номінальна потужність силового трансформатора. 
 
Вибираємо високовольтний запобіжник з умови U≥Uр 
 
Iп.в. ≥2÷3 Iр, Iп.в. ≥2,5∙23,1=57,8 А; Iп.в. ≥3 Iр, Iп.в.=3∙23,1=69,4 А. 
 
Для встановлення обираємо високовольтний запобіжник типу ПКТ 103-
10-80 (20У3): 
Uн=10 кВ; Uм=12 кВ; Iн=80 А; Iн відкл=20 кА; m=9,2 кг. 
 
Для вводу напруги 10 кВ до використовуємо вимикач навантаження, що 
задовольняє наступні умови: 
 
Iн.в. ≥ Iр, Uн.в. ≥  Uр.в. 
 
 Застосовуємо камеру КСО 306-04063 (Uн=10кВ, Ін=630А), в яку 
вбудовано вимикач ВНПР 10/630-20Зп та раніше обраний запобіжник ПКТ 
103-10-80-20У3. 
Вибіраємо переріз живлячого провідника за умовою 
 
Fмін= Iр/jе 
де 
       jе= 1,4 А/мм2. 
  
 Переріз кабелю приймається найближчий до стандартного, в залежності 
від способу прокладання [1, 7] з умов: 
 
Iт.д. ≥Iз × Кз; Iз= Iп.в; Кз=1,2 для 10 кВ;  
Fмін=23,1/1,4=16,5 мм2; 
Iт.д. ≥80∙1,2; Iт.д. ≥96 А. 
 
           Вибираємо кабель з алюмінієвими жилами, прокладений в повітрі                         
ААШВ 3×35, для якого − Iт.д=105 А. 
Вибір елементів схеми на стороні 0,4 кВ. 
Визначаємо розрахунковий струм за формулою 
 
S К
н.т.р з.т 400 0,8
І = ;  І = =462,43А.
р р  
3 U 3 0,4
нн
 
де Uнн = 0,4 кВ; Кз.т = 0,8 [3]. 
 
Тип автоматичного вимикача приймається в залежності від типу шафи, 
прийнятої проектом, з умов:  
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    87 
 
 
Ін.а.в  Ін.тр; Ін.т.р 1,25  Ір;
  
630  630; 630 1,25 462,43=578,03;
 
де Ін.тр – номінальний струм теплового розчіплювача автоматичного вимикача 
(каталожні дані), А.  
 
Обираємо вимикач типу ВА88-39 630/630, для якого Uн=0,4 кВ, Ін=630А. 
 Вибір перерізу шин проводимо з умов:  
Iт.д. ≥ Iз × Кз; 
де 
     Кз=1 − для мережі до 1 кВ; 
 
Iз= Iн.т.р; Iт.д. ≥ 1∙630; Iт.д. ≥ 630. 
 
 Відповідно приймаємо шини [7]  
 
Іном.шин  І ;  
макс.роб
1,4 Sн.тр 1,4 400
Імакс.роб = = = 809,2 А.  
3 Uнн 3 0,4
 
Вибираємо шини типу АД31Т розміром 60х6 та Ін=870А. 
Далі обираємо секційний вимикач для аварійного живлення споживачів 
від одного трансформатора. В аварійному режимі споживачі  III категорії 
від’єднуються від шин трансформаторів. Навантаження споживачів II 
категорії, що рівномірно під’єднані до кожної секції шин, становлять близько 
0,5 Sм(II), кВА на кожний трансформатор.  
Вибираємо секційний автоматичний вимикач з умов: 
 
Ін.(с.в)  Ін.т.р(с.в);    630А  630А;   
 
де Ін.т.р.(с.е.) – номінальний струм секційного автоматичного вимикача     
(каталожні дані), А.  
 
Далі струм, який буде проходити через секційний автоматичний вимикач, 
та визначаємо із умови 
 
0,5Sм(ІІ) 0,5625,2
Iр.с.в= = =451,73А.  
3 Uнн 3 0,4
 
Тоді отримуємо 
 
     Ін.т.р(с.в) 1,25 Ір(с.в);6301,25451,73= 564,66.  
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    88 
 
 
Приймаємо автоматичний вимикач ВА88-39 630/630, для якого Uн=0,4 
кВ, Ін=630А. 
 
Переріз провідника цехової мережі вибирається за розрахунковим 
струмом таким чином, щоб провідники при струмах навантаження, які 
відповідають роботі у тривалому режимі і умовам нормованої для них 
температури середовища, не перегрівалися більше допустимих. 
Вибір перерізу провідника здійснюється за таблицями глави 1.3 ПУЕ [1].  
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне 
струмове навантаження за півгодинний інтервал часу. При цьому повинна 
виконуватись умова 
 
Ірозр  Ідоп , 
 
де Ідоп – допустимий тривалий струм навантаження в кабелі, проводі і шині 
для даного перерізу ПУЕ. 
 
Обраний переріз провідника по умовам нагріву довготривалим струмом 
необхідно перевіряти по нагріву струмом після аварійного режиму відповідно 
до схеми цехової мережі. Отримані дані заносяться в таблицю 8.  
Вибір розподільчих щитів проводиться в залежності від: 
− кількості під’єднаних електроприймачів до щита (від 2 до 12                      
максимально); 
− номінального струму автоматичних вимикачів, та струму теплових 
розчіплювачів, які захищають під’єднані  електроприймачі. 
− сумарного струму споживачів, під’єднаних до щита , який  
− визначається з умови 
 
Ip = Iн Kn , 
 
де Кп=0,3−0,7 для щитів в залежності від технологічної функції, яку 
виконують споживачі [7], коефіцієнт, який залежить від технологічних 
функцій, які виконують споживачі. 
 
Для довготривалого режиму роботи струм визначається з  умови 
 
P
I = H ;
p ,  
3 U cos
H
 
де Рн − номінальна потужність кВт,  
     Uн = 0,4кВ. 
де ТВ приймається у відносних одиницях  
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    89 
 
 
P
I = H1
p1  
3 U cos
H 1
 
Таблиця 8.1 – Вибір струмовідних частин живлення ЕП цеху 
Iр, Iдоп., Марка  
Назва обладнання 
А А кабеля 
Насос водяний 36,1 42 АВВГ 4×10 
Прес формування корпусу установника 
86,5 140 АВВГ 3×70+1×35 
елементів 
Збиральна установка трафаретного 
32,6 60 АВВГ 4×16 
принтера 
 Автоматична установка для пайки 
56,4 90 АВВГ 3×35+1×25 
контролерів управління 
Складальна установка конвекційних 
47,8 75 АВВГ 3×25+1×16 
печей 
Вентилятор 7,6 19 АВВГ 4×2,5 
Установка по виготовленню 
12 19 АВВГ 4×2,5 
завантажувача друкованих плат 
Прес формування корпусу 
58,6 90 АВВГ 3×35+1×25 
установочної голівки 
Збиральна установка револьверного 
37 60 АВВГ 4×16 
установочного автомату 
Електропідйомник (ТВ=60%) 31 42 АВВГ 4×10 
Напівавтоматичний апарат складання 
розвантажувача друкованих плат 87,5 140 АВВГ 3×70+1×35 
(ТВ=60%) 
Фрезерний верстат 24,3 42 АВВГ 4×10 
Пристрій для випробовування 
інфрачервоних випромінювачів 17,7 42 АВВГ 4×10 
(ТВ=25%) 
Свердлильний верстат 3,4 19 АВВГ 4×2,5 
Пристрій індукційного нагріву 158,2 210 АВВГ 3×120+1×70 
Конденсаторна установка 327,4 420 2хАВВГ 3×120+1×70 
Щит аварійного освітлення (ЩАО) 6 35 ВВГ 4×4 
Щит основного освітлення (ЩО) 19,32 46 ВВГ 4×6 
 
Для розрахунку струму живлення споживачів, які можуть працюють в 
повторно-короткочасному режимі ми використовуємо вираз  
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    90 
 
 
P  ТВ 1
I = H  .
р  
3 U cos 0,875
H
 
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги 
Згідно з ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної 
має становити не більше 5 % Uном . Для освітлювальних мереж промислових 
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від +5   
до −2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення 
5 % Uном . Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту 
асинхронних електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його 
зменшення може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення 
зниження напруги призводить до різкого зменшення світлового потоку. 
Оскільки серед електроприймачів заводу відсутні електроприймачі, що   
значно впливають на якість електроенергії, то перевіримо обрану цехову 
мережу на допустимі відхилення напруги у споживачів (рис. 8.7). 
 
 
 
Рисунок 8.7 – Розрахункова схема 
 
Розрахунки по відхиленні напруги виконуються для режимів 
максимального і мінімального навантаження. В режимі максимальних 
навантажень напруга на зажимах найбільш віддалених електроспоживачів не 
повинна бути нижче 0,95Uн. В режимі максимальних навантажень обмеження 
йде зі сторони верхньої допустимої границі напруги. При цьому напруга на 
шинах 0,4 кВ ТП не повинна перевищувати 5 %  номінальної напруги.  
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги 
 
δ×U = δ×U = Eм -(ΔUтр +Uм +ΔUсп )−5 , 
1 1
 
де Ем – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях  
    трансформатора, % 
    ∆Uтр – втрата напруги в трансфоматорі, % 
    ∑Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача,% 
    ∆Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, % 
 
δU =Uцж (%)+Uт(%)-ΔU(%) , 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    91 
 
 
де ∆Uцж (%) – відхилення в центрі живлення; 
     ∆Uт (%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором; 
     ∑∆U (%) – сума втрат напруги від джерела живлення до розрахункової 
точки мережі 
 
Uн-ΔUт-ΔUл295%,  
 
де ∆Uт, ∆Uл2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми.  
 
Втрату напруги на ділянці Л2 від шин цехової підстанції до віддаленого 
споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить споживача 
від РП, оскільки його переріз менший, ніж переріз кабелю від шин ТП до РП. 
Отримані таким чином відхилення напруги будуть більше реальних, але якщо 
вони не перевищуватимуть норму, то реальні відхилення тим більш 
задовольнятимуть норму. 
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються за формулою 
 
ΔU = 3×Ірл×Lкл×(r ×cosφ + x ×sinφ) . 0 0
 
Визначимо втрати напруги для самого потужного споживача в нашому 
цеху – установки ВЧ нагріву. Його струм споживання становить Ір=158,5А. 
Переріз живлячої лінії Л2 дорівнює 200 мм2. Питомі, активний та індуктивний 
опір, складають: r0=0,15 Ом/км, х0=0,06 Ом/км, Lкл2=40м. 
Тоді отримаємо 
 
ΔU (В) = 3×158,2×0,04×(0,15×0,95+0,06×0,31)=1,876В; 
л2
1,876
ΔU (%) = 100%=0,49% . 
л2 400
 
Знайдемо втрати напруги на цеховому трансформаторі 
 
S
ΔU = м
т ×(Uа ×cosφ + Uр ×sinφ) , 
Sнт
 
де  Sм – максимальне навантаження одного трансформатора 
      Sнт – номінальна потужність трансформатора 
ΔР
U кз
а = ×100%  − активна складова напруги КЗ; 
Sнт
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    92 
 
 
Uр = u2 2
кз -U а  − реактивна складова напруги КЗ. 
 
Для трансформатора КТП 10/0,4 кВ, що нами використовується, 
справедливі будуть наступні показники: ∆Ркз= 5500 Вт; Uк.з.=4,5%; 
Sтр=400кВА; сosφ=0,9; sinφ=0,43 
 
1 639,3
Sм = Sтп = = 319,65 кВА. 
2 2
 
Розраховуємо активні і реактивні складові КЗ 
 
5500 ; U = 4,52 2
Uа = ×100% =1,39% р -1,39 = 4,27% . 
400000
 
Втрати напруги ΔUT на цеховому трансформаторі складуть 
 
319,65
ΔU . 
Т = ×(1,39×0,9 + 4,27×0,43) = 2,47%
400
 
В результаті розрахованих даних отримаємо нерівність 
 
100% + 5% − 2,47% − 0,5% = 102,1% >95%. 
 
Таким чином, бачимо, що отримане відхилення напруги ланцюга «РУ 
НН КТП – віддалений потужний споживач» не виходить за допустимі 
значення, та має значний запас. 
 
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ 
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних 
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф та інш.). 
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів 
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв 
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма 
внутрішніми електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на 
єдиній конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних 
приєднань тощо. 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    93 
 
 
РП встановлюється так, щоб ширина проходів обслуговування була   не 
менше 0,8м. Відстань від розподільчих щитів до електроустаткування  повинні 
бути не менше 1м. 
 Щит робочого освітлення встановлюємо ближче до дверей, всі інші 
щити встановлюються в максимально можливій близькості до 
електроспоживачів, з урахуванням центру навантажень. 
Вибір перерізу живлячого РП  кабелю здійснюється з умови 
 
Іт.д  І К , 
З З
 
де  Іт.д.  − приймаємо з таблиць ПУЕ в залежності від провідника та способу 
прокладки;  
      ІЗ=Ін.т.р; КЗ=1  − для мережі до 1 кВ. 
 
Результати розрахунків заносимо до таблиці 8.3 
 
Таблиця 8.3 − Переріз живлячого кабеля РП 
№, Найменува-
Тип РП Іт.д  ІЗ КЗ  Марка кабелю 
п/п ння РП 
1 ПР11-3067-21У3 340  320  АВВГ 2(3×95+1×50) РП5 
2 ПР11-3059-21У3 200  200  АВВГ 3×120+1×70 РП2 
3 ПР11-3053-54У3.1 340  320  АВВГ 2(3×95+1×50) РП1 
4 ПР11-3053-54У3.1 400  400  АВВГ2( 3×120+1×70) РП4 
5 ПР11-3053-54У3.1 140 125  АВВГ 3×70+1×35 РП6 
6 ПР11-3053-54У3.1 200  200  АВВГ 3×120+1×70 РП3 
 
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В 
 
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за 
рекомендаціями настанови ДСТУ-Н Б В.2.5-80-2015 [2]. Де дані настанови 
щодо застосування методики розрахунків максимальних і мінімальних значень 
струму при симетричних і не симетричних КЗ, види яких визначені відповідно 
методики.  
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    94 
 
 
Струм КЗ електроустановках напругою до 1 кВ рекомендується 
розраховувати в іменованих одиницях. У схемі заміщення параметри 
елементів розрахункової схеми належить привести до ступеня напруги мережі, 
на якій знаходиться точка КЗ. 
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання наступна: 
1) відповідно до принципової схеми обираємо умови розрахунку; 
2) складаємо розрахункову та схему заміщення; обчислюємо параметри 
її елементів; 
3) вибираємо метод розрахунку струмів КЗ; 
4) здійснюємо розрахунок; 
5)оцінюємо одержані результати. 
Відповідного до цільового призначення розрахунку встановлюємо 
розрахункові умови короткого замикання для аналізованого елемента СЕП. 
Розрахункові умови КЗ – найбільш складні, але достатньо важливі, в 
яких може опинитися елемент електроустановки через різні види коротких 
замикань. До сукупності первинних характеристик розрахункових умов 
входять: схема, вид струму Кз, а також точка (місце), вид і тривалість КЗ. 
Розрахункова схема електроустановки – це схема зєднань елементів 
СЕП, де існують розрахункові умови КЗ для елемента, що розглядається, бо 
іншого завдання. При виборі розрахункової схеми слід враховувати 
передбачені для даної електроустановки умови  її усталеної роботи і не 
зважати на короткочасні зміни схеми, не передбачені для сталої експлуатації ( 
наприклад, під час перемикань). 
Розрахункова схема містить реальні елементи ( на різних ступенях 
напруги) з електромагнітними зв’язками, опорами втрат і розсіювання. 
З можливістю застосування методів теорії електричних кіл у розрахунках 
струмів КЗ схему СЕП слід подавати у вигляді електричного контуру. При 
цьому вважають, що КЗ – симетричне і перехідний процес аналізується в 
одній фазі. 
Для того, щоб була можливість застосування методів теорії електричних 
кіл у розрахунках струмів КЗ, схему СЕП слід подавати у вигляді 
електричного контуру. Для цього здійснюється перехід від розрахункової 
схеми до схеми заміщення, суть якої – в заміні окремих елементів 
електричними еквівалентами, з’єднаними у такій же послідовності. 
Особливістю розрахунків струмів КЗ визначають на основі принципової 
схеми.  Такими місцями мають бути точки КЗ, що знаходяться поблизу 
споживачів, обладнання та елементів мережі ( шини РУ, РП тощо), в яких 
встановлюють апаратуру, яку слід перевіряти на дію струмів КЗ. 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    95 
 
 
Методика розрахунку начального діючого значення періодичної 
складової струму короткого замикання залежить від способу 
електропостачання – від енергосистеми або від автономного джерела. 
Місце КЗ в електроустановках напругою до 1кВ в більшості систем 
електропостачання промислових підприємств характеризується як значно 
електрично віддалене від джерел електроенергетичної системи. Установлена 
потужність цих електроустановок звичайно помітно перевищує споживану. В 
цьому випадку на стороні низької напруги знижувальних трансформаторів 
амплітуду періодичної складової струму КЗ від енергосистеми можна вважати 
незмінною. Ці ознаки обґрунтовують припущення, що електроустановки 
напругою до 1кВ промислових підприємств увімкнені до джерела 
необмеженої потужності через еквівалентний індуктивний опір ХС 
В електроустановках можуть виникати різноманітні види коротких 
замикань, які зумовлені різними причинами. 
 
 
 
Рисунок 8.8 − Розрахункова схема 
 
На основі схеми електричної принципової складаємо розрахункову та 
схему заміщення, в якій кожний елемент замінюється на відповідний опір. На 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    96 
 
 
схемі заміщення позначаються точки, в яких ймовірне виникнення короткого 
замикання: К1, К2, К3 (рис. 8.8, рис. 8.9). 
 
 
 
Рисунок 8.9 − Схема заміщення 
 
Розрахунок опорів елементів мережі. На стороні 10 кВ розрахунок 
струмів короткого замикання ведеться методом відносних одиниць: за базисну    
напругу приймається U U = 10,5кВ
б = Uн ,  де н ; за базисну потужність 
приймається Sб = 100мВА , чи кратну 100, Sk = 33мВА , L = 4,1км . 
Активний та індуктивний опір силових трансформаторів у міліомах, 
приведений до ступеня низької напруги мережі розраховують за формулами: 
 
2
Р U2 100P  U2
r = к НН 106 ; x = U2 - к НН
т т к  104 ; 
S2  
нт  Sнт  Sнт
 
де Sнт  – номінальна потужність трансформатора, кВА;  
     Рк  – втрати КЗ в трансформаторі, кВт;  
     U
НН  – номінальна напруга обмотки нижчої напруги трансформатора, кВ; 
 uк  – напруга КЗ трансформатора, % 
 
2
5,50,42 2
r = 106 =5,5 мОм ; x = 4,52 100 5,5  0,4
т т -  104 =17,1 мОм . 
4002
 400  400
 
При наближеному обліку опорів контактів приймають: rк = 0,1 мОм  – 
для контактних з’єднань  кабелів;  rк = 0,01 мОм  – для шинопроводів; 
rк =1,0 мОм  – для комутаційних апаратів. 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    97 
 
 
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 Іпо без врахування підпитки від електродвигунів розраховують за 
формулою 
 
Uср.нн
Іпо = ; 
2 2
3  r1 + x
 1
 
де Uср.нн – середня номінальна напруга мережі, в якій відбулося коротке 
замикання,В; 
r1 , x1  − сумарний активний і сумарний індуктивний опори прямої 
 
послідовності 
 
Визначаємо результуючий опір кола до визначеної точки короткого 
замикання К1. При послідовному з'єднанні елементів  
 
Z = Х 2 2
*р * рез + r ,
*рез  
 
 Оскільки, на стороні 10кВ активний опір незначний, то ним нехтують, 
тоді отримаємо     
   
         Z = Х = 3,36;
*р(К1) *р
  
Х*р = Х*бс + Х*бл = 3,03+ 0,25 = 3,28;
S
б 100
Х = = = 3,03 , 
*бс Sк.ш 33
 
де  Х*бс   − опір системи зведений до базисних умов;  
      Sб  − базисна потужність МВА; 
      Sк.ш  − потужність короткого замикання на шинах, МВА, (вихідні дані). 
 
 Відносний опір лінії 
 
S 100
Х = Х ×l б = 0,07×4,1× = 0,26Ом, 
*б.л 0 U2 2
ср 10,5
 
де Ucр = Uб =10,5 кВА;  
     l −довжина лінії, км; 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    98 
 
 
     Х0  − опір 1 км лінії ом/км, довідникові дані, Х =0,07 мОм/м=0,07 Ом/км. 
0
(за даними з довідника [5, 7]). 
 
Тоді отримаємо  
 
Z = Х 2 + r2
*р * рез *рез . 
 
Визначаємо величини струмів і потужності короткого замикання в точці 
К1. 
1. Визначаємо  базисний струм короткого  замикання 
 
Sб 100
Іб = = = 5,51 кА.  
3 U 1,73 10,5
б
 
2. Визначаємо діюче значення струму короткого замикання 
 
(3) Іб 5,51
І = = =1,64 кА.
к(к1)  
Z 3,36
р(К1)
 
3. Визначаємо миттєве значення  ударного струму короткого замикання 
 
іу = Ку × 2×І(3) =1,8× 2×1,64 = 4,17 кА,
к(к1)    
 
де Ку =1,8-для мережі 10 кВ. 
 
4. Визначаємо повний струм короткого замикання за перший період 
 
Іу = (1-1,52)І3 =1,25×1,64 = 2,05 кA.
к(к1)  
 
5. Визначаємо потужність короткого замикання в точці К1 
 
Sк = 3 U  І(3)
н к.з = 3 10,51,64 = 29,8 МВА. 
 
6. Визначаємо 2-х фазний струм короткого замикання  
 
І (2) (3)
к(к1) = 0,865  Ік(к1) = 0,865 1,64 = 1,42 кА.  
 
Визначаємо результуючий опір для точки К2. 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    99 
 
 
 Проводимо розрахунок на стороні 0,4 кВ. Розрахунок проводимо 
методом іменованих одиниць. Складаємо схему заміщення. Визначаємо 
результуючий опір для точки К2 
 
Zрез (к2) = (rтр + r + r )2
ав1 ш + (Хтр + Х 2
ав1 + Хш ) =
= (0,0095 + 0,00041+ 0,0001)2 + (0,03+ 0,00013+ 0,00013)2 =  
= 0,03 Ом,
 
де Rш, Хш − опір шин [6].  
  
Опір трансформатора визначаємо з умови 
 
ек % U 2
н 4,5 0,42
Zтр = = = 0,017;  
100 Sтр 100 0,4
 
де ек %  − напруга короткого замикання в %, ек %= 4,5 , [1]; 
     Sтр  − номінальна потужність трансформатора, Sтр = 0,4  МВА, [7]; 
     Uн  − лінійна напруга 0,4 кВ; 
 
Р U2 3700 0,42
R тр =
к.з н = = 0,0037 Ом;  
S 2 4002
тр
де 
   Ркз − втрати короткого замикання, Ркз =3700Вт [7]; 
   Sтр  − потужність трансформатора, Sтр =250 кВА [7]; 
 
Х = Z2 −R2
тр тр тр = 0,0172 + 0,00372 = 0,03 Ом  
 
де 
 rав1, Хав1 − опір автоматичного вимикача (Ом) [7]: 
                  
Xа1 = 0,13мОм,  rа1 = 0, 41мОм.  
 
Далі будемо визначати струм та потужність к. з. (дво-, та трифазного) в 
точці К2: 
 
(3) Uн 0,4 (3)
Iк(к2) = = = 7,2 кА;   Іу = (1,4 − 2,1)  І к(к2) =1,4 7,2 =10,1 кА;  
3 Zрез(к2) 3 0,03
2 (3)
Sкз = 3 Uн  І
(3) = 3 0,4 7,2 = 8,7 МВА;   Ік(к2) = 0,865  Ік(к2) =0,87 7,2 = 6,3кА.
к(к2)  
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    100 
 
 
Проводимо  розрахунок струмів к.з. для точки К3: 
Схема розрахункова та заміщення, має вигляд для точки К3, має вигляд: 
 
 
 Рисунок 8.10 – Розрахункова схема  
 
 
Рисунок 8.11 – Схема заміщення 
 
Тоді отримаємо 
 
Z рез(кз) = (rтр + rав1 + rш + rав2 + r 2 + r 2 2
ав3 + rав4 + rл3) + (Хтр + Хав1 + Хш + Хав2 + Х 2 + Хав3 + Хав4 + Х л3) =
2
(0,0095+0,00041+0,0001+0,00041+0,000329+0,0011+0,0011+0,00521) +
=
2
(0,03+0,00013+0,00013+0,00013+0,000081+0,0005+0,0005+ 0,0001)
= 0,036 Ом.
 
Визначаємо струм і потужності в точці К3: 
 
(3) 0,4 0,4
I (3)
к (к3) = = = 6,4 кА;  Іу = (1,4− 2,1)  І к(к3) =1,4 6,41= 9,01 кА;  
3 Zрез(к3) 3 0,036
S = 3 U × І(3)
кз н к(к3) = 3 0,4 6,41= 4,44 МВА;  І2
к(к3) = 0,87  І(3)
к(к3) = 0,87 6,41= 5,6 кА. 
 
4. В нашому випадку мережа 0,4 кВ виконана з глухо заземленою 
нейтраллю, то завдяки цьому у ній можуть виникати однофазні замикання на 
землю. Далі визначимо однофазний струм короткого замикання  в точці К3.  
 
 
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. 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    101 
 
 
Якщо електропостачання електроустановки напругою до 1 кВ 
здійснюється від енергосистеми за допомогою понижуючого трансформатора, 
(1)
розрахунок струму ІКЗ  однофазного короткого замикання з достатньою 
точністю можна здійснювати за наступною спрощеною формулою 
 
U
ф
Ік.з = , А  
Zп +1/ 3 Zт
 
де UФ  − фазна напруга мережі 0,4 кВ ( UФ  = 220В), 
     1/ 3×Zтр  − одна третя частина повного опору трифазного трансформатора, 
зведеного до напруги 0,4кВ (за інформацією з довідника  
1/ 3ТР =1/ 3 0,312Ом , [7]); 
     Zп  − опір петлі фаза;-нуль, (за інформацією з довідника  Zп =18,52 Ом / км , 
[7]); 
     l ─ довжина лінії, км.до найвіддаленішого споживача,  
 
U
1 ф 230
І к.з = = = 0,22кА . 
Zп +1/ 3 Zт 18,52 0,05+1/ 30,312
 
Таблиця 8.4 – Залежність повного опору трансформатора від потужності 
ST, кВА 40 63 100 160 250 400 630 1000 1600 
ZT, Ом 1,95 1,24 0,78 0,49 0,31 0,2 0,13 0,08 0,006 
 
Результати розрахунків заносимо в таблицю 8.5. 
 
Таблиця 8.5 – Значення струмів короткого замикання 
Точки Z  (3)
р (к) І  І у  І (2) І (1) S
к к  к  к .з.  
короткого (Ом)  (кА)  (кА) (кА)  (кА)  мВА  
замикання 
К1 3,36 1,64 4,17 1,42  29,8 
К2 0,03 7,2 10,1 6,3  8,7 
К3 0,04 6,42 9,01 5,6 0,22 4,44 
 
 
8.5 Захист цехових електричних мереж 
 
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави 
3.1 ПУЕ [1]. 
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом 
режими роботи: 
– збільшення струму внаслідок перевантаження; 
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів; 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    102 
 
 
– 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.  
Перевантаження є менш небезпечним і в ряді випадків допускається 
відмовитись від застосування захисту провідників від перевантаження.  
Згідно глави ПУЕ  3.1 мають бути захищеними від перевантаження : 
− мережі всередині приміщень, виконані відкрито прокладеними 
провідниками з горючою зовнішньою оболонкою або ізоляцією; 
− освітлювальні мережі в службово-побутових приміщеннях 
промислових підприємств, включаючи мережі для побутових і переносних 
електроприймачів,  а також у пожеже-небезпечних зонах; 
− силові мережі на промислових підприємствах – тільки в разі, якщо за 
умовами технологічного процесу або за режимами роботи мережі може 
виникати тривале перенавантаження провідників; 
− мережі всіх видів у вибухонебезпечних зонах. 
Оскільки, мережа всередині приміщення виконана приховано (в 
кабельних лотках підлоги цеху), та беручи до уваги те, що за технологічним 
процесом у мережі не може виникати тривалих перенавантажень, то від 
захисту від перенавантажень мережі цеху допускається відмовитись. 
 
8.5.1 Вибір апаратів захисту 
Місця встановлення та розташування апаратів захисту регламентуються 
гл. 3.1 ПУЕ. 
Не допускається встановлювати апарати захисту в місцях приєднання до 
живильної лінії таких кіл керування, сигналізації та вимірювання, вимкнення 
яких може спричинити небезпечні наслідки. 
Як апарати захисту мають застосовуватись автоматичні вимикачі або 
запобіжники. На сучасних підприємствах найбільш поширені досконалі 
автоматичні вимикачі, які мають очевидні переваги. При виборі 
автоматичного вимикача необхідно орієнтуватись на тип ВА, які відповідають 
ДСТУ 30-20-95.  
Вибір автоматичних вимикачів в загальному випадку проводять з 
врахуванням електричних характеристик електроустановок, експлуатаційних 
умов та вимог: селективності відключення, вимог до дистанційного керування, 
індикації і т.д. При такому виборі необхідно користуватися технічною 
документацією на конкретні апарати.  
Вимоги до вибору автоматичних вимикачів: 
− номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги мережі; 
− відключаючи здатність повинна бути розрахована на максимальні 
струми КЗ, що протікають по елементу, який захищається; 
− номінальний струм розчіплювача повинен бути не менше найбільшого 
розрахункового струму навантаження, що тривало протікає по елементу, який 
захищається 
Іном.розч. Іроз  
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    103 
 
 
− автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному 
режимі роботи елементу, що захищається, тому струм уставок повільного 
спрацювання розчіплювачів слід обирати по умові 
 
Іном.розч  (1,1−1,3)Іроз  
 
Для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим 
розчіплювачем достатньо виконання попередньої умови: при допустимих 
короткочасних перевантаженнях елементу, що захищається, автоматичний 
вимикач не повинен спрацьовувати, це досягається вибором уставки 
миттєвого спрацювання електромагнітного розчіплювача з умови 
 
Іном.роз.е  (1,25−1,35)іп ,  
 
де іп – пікове навантаження 
 
 
Таблиця 8.6 − Типи позиційних автоматичних вимикачів, що живлять ЕП 
№, Тип 
  І    
п/п н.а.в.  Ін.т.р Iр Ін.т.р 1,25  Iр
 автомата 
Автоматична установка 
801,2556,4 = 70,5
1 для пайки контролерів 250  80  56,4 ВА51-35 
 
управління 
Установка по 
виготовленню 
2 250 16  12 161,2512 =15  ВА51-35 
завантажувача друкованих 
плат 
Насос  
3 250  40  36,1 401,2530,4 = 38  ВА51-35 
водяний 
4 Фрезерний верстат 250  40  24,3 401,2524,3=30,4  ВА51-35 
Напівавтоматичний апарат 
5 складання розвантажувача 250 125  87,5 1251,2587,5 =109  ВА51-35 
друкованих плат (ТВ=60%) 
Електропідйомник 
6 250  40  31 401,2531= 38,8  ВА51-35 
(ТВ=60%) 
7 Вентилятор 250 16  7,6 161,257,6 =10  ВА51-35 
Збиральна установка 
8 250  50  32,6 501,2532,6 = 41 ВА51-35 
трафаретного принтера 
9 Конденсаторна установка  400  400  327,4  ВА57-35 
Щит основного освітлення 
10 250  80  19,32  ВА47-29 
(ЩО) 
Щит аварійного освітлення 
11 250 16  6  ВА47-29 
(ЩАО) 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    104 
 
 
Продовження таблиці 8.6 
   12 Свердлильний верстат 250 16  3,4 161,253,4 = 4,25  ВА51-35 
Пристрій індукційного 
13 250  200  158,2 2001,25158,3=197  ВА51-35 
нагріву 
Прес формування корпусу 
14 250 125  86,5 1251,2586,5 =108  ВА51-35 
установника елементів 
Збиральна установка 
15 револьверного 250  50  37 501,2537 = 46,25  ВА51-35 
установочного автомату 
Складальна установка 
16 250  63  47,8 631,2547,8= 60  ВА51-35 
конвекційних печей 
Пристрій для 
випробовування 
17 250  40  17,7 401,2517,7 = 22,12  ВА51-35 
інфрачервоних 
випромінювачів (ТВ=25%) 
Прес формування корпусу 
18 250  80  58,6 801,2558,6 = 73,25  ВА51-35 
установочної голівки 
19 РП-1  239,1   
20 РП-2  143,8   
21 РП-3  129,9   
22 РП-4  293,1   
23 РП-5  211,9   
24 РП-6  91,9   
 
 
Таблиця 8.7 − Типи ввідних автоматичних вимикачів, що живлять РП 
 
№, Ін.а.в.  Ін.т.р Тип поз. 
І 1,25
п/п н.т.р (I n) Кп  Ін.д.м.р  (57)І  
р н
 автомата РП 
РП2 
1 400  200  200 177  1600 1456  ВА 57-35 
 
РП6 
2 400 125  125115,5  1250 1168  ВА 57-35 
 
РП5 
3 400  320  320  268   1280 1218  ВА 57-35 
 
РП1 
4 400  320  320  300  1250 1200  ВА 57-35 
 
РП3 
5 400  200  200 163  1280 1190  ВА 57-35 
 
РП4 
6 400  400  400  367  1000  896  ВА 57-35 
 
 
Вибір автоматичного вимикача здійснюється, згідно величині струму 
споживання під’єднаного до нього споживача, а також типу РП і марки 
встановлених в ньому автоматів, з умов приведених в розрахункових 
таблицях.  
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    105 
 
 
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність 
Виконаємо дану перевірку згідно з умовою 
 
Ксн×Ідоп Кзах×Ізах , Ін.е.р 1,25×Іп .  
 
Проводимо розрахунок для споживача, що споживає найвизначніший 
струм, ним є пристрій індукційного нагріву.  
Виконаємо дану перевірку згідно умови, та занесемо до таблиці 8.7 
 
1.200 > 0,22 . 800 = 176 А, 
 
де Ксн  – поправочний коефіцієнт, що дорівнює одиниці для умов цеху; 
     Ідоп  – тривалодопустимий 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 нашого випадку споживач в початковий момент включення не 
споживає пускового струму, тому перевірка за пусковим струмом не 
виконується. 
Крім того необхідно перевірити правильність захисту від струмів 
короткого   замикання, для чого порівнюється величина струму короткого 
замикання в точці розташування автоматичного вимикача з величиною 
номінального струму електромагнітного розчіплювача автоматичного 
вимикача, відношення вказаних величин повинно бути не менше 1,5. 
Аналогічно проводимо перевірку ліній, що живлять інші споживачі. 
 
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної 
підстанції 
 
 Оскільки серед електроприймачів заводу відсутні електроприймачі, що   
значно впливають на якість електроенергії, то перевіримо обрану цехову 
мережу на допустимі відхилення напруги у споживачів (рис. 5.1). 
Розрахунки по відхиленні напруги виконуються для режимів 
максимального і мінімального навантаження. В режимі максимальних 
навантажень напруга на зажимах найбільш віддалених електроспоживачів не 
повинна бути нижче 0,95Uн. В режимі максимальних навантажень обмеження 
йде зі сторони верхньої допустимої границі напруги. При цьому напруга на 
шинах 0,4 кВ ТП не повинна перевищувати 5 %  номінальної напруги.  
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги 
 
δ×U = δ×U = E - ΔU + U +ΔU −5 , 
1 1 Т ( Т  м сп )
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    106 
 
 
 
де ЕТ – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях  
    трансформатора, % 
    ∆UТ – втрата напруги в трансфоматорі, % 
    ∑Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача,% 
    ∆Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %. 
    −5% – припустиме усталене відхилення напруги згідно [6, 7]. 
 
Величина UТ  (%) знаходиться по формулі 
 
S
U = max
Т (Ua cos+ Up sin) , 
Sном Т
 
де Smax  – максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора, 
кВА; 
Sном Т  – номінальна потужність трансформатора, кВА; 
100  P
Ua =
КЗ  – активна складова напруги КЗ трансформатора, %; 
Sном Т
Uр = U2 − U2
КЗ a  – реактивна складова напруги КЗ трансформатора, %. 
 
639,3  5,8 2 5,8 
UТ =  100 0,78 + 5,5 − ( 100)2 0,78 =1,25%. 
400  400 400 
 
Тоді 
 U1 = Ет − (1,25+ 2,5+ 0,56)  −5%,
 
 U1 = −4,31%  −5%,
 
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги  
 
 U2 = Eт − кзаван (UТ + Uм ) − Uсп  +5%,  
 
де кзаван = 0,3 – коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень; 
 +5 %  – припустиме усталене підвищення напруги згідно 2 
 
 U2 = Ет − 0,3(1,25+ 2,5) − 0,56  +5%;  U2 = 2,33%  +5%.
 
   
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    107 
 
 
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної 
підстанції 
 
В результаті проведеного розрахунку обираємо до застосування 
двохтрансформаторну КТП у вигляді однорядного типу, типу − 2КТП 400-
10/0,4У3. До її складу входять:  
− пристрій уводу з боку високої напруги (УВН);  
− силовий трансформатор;  
− розподільча установка на боці нижчої напруги (РУНН).  
Пристрій УВН виготовляється в виконанні ШВВ-2Р − шафа з вимикачем 
навантаження типу ВНПР і запобіжниками ПКТ. По конструкції. Вимикач 
ВНПР має пружинно-важільний привід, надійніше пружинного приводу ВНП. 
У КТП застосовуються трифазні двохобмоточні силові 
трансформатори типів ТМЗ 400−10/0,4.  
РУНН складається з набору шаф:  
− шафи введення нижчої напруги − ШНВ;  
− шаф фідерних ліній − ШНЛ;  
− шафи секційної – ШНС;   
− зовнішньої шафи сигналізації (за окремим замовленням). 
РУНН випускається транспортними блоками довжиною не більше 4 м. 
Шкафи РУНН представляють собою металевий каркас, закритий з боків і 
зверху металевими знімними листами. У КТП застосовуються два види 
конструкції каркасів: збірна (каркас зібраний із спеціальних стійок) і зварена 
(каркас зварений з металевих стійок, швелерів і куточків). Усередині каркаса 
закріплені вимикачі, шини, апаратура, прилади та монтаж вторинної 
комутації. Оперативне обслуговування шаф проводиться з фасаду, доступ до 
ошиноки і кабельним прикріпленням здійснюється з заднього боку шафи. Для 
зручності обслуговування і монтажу передбачені двері, що замикаються на 
замки. Конструкція шаф РУНН зі стаціонарними вимикачами забезпечує 
оперування приводами вимикачів при закритих дверях і неможливість 
відкривання дверей без застосування інструменту. У шафах РУНН встановлені 
автоматичні вимикачі: на вводі і секціонуванні − висувного виконання; на 
відхідних лініях − стаціонарного або висувного виконання. Релейний 
апаратура розміщена у верхніх відсіках шаф. 
Шафи ШНВ забезпечують можливість підключення магістральних 
шинопроводів (ШМА-16) без додаткових стикувальних вузлів. Для обліку 
електричної енергії в КТП встановлені лічильники активної і реактивної (за 
замовленням) енергії. Лічильники розміщені в шафі обліку (розміщеному на 
стінці ШНВ).  
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    108 
 
 
У двотрансформаторних КТП передбачений автоматичний ввід резерву 
(АВР), забезпечує відключення вимикача вводу НН і включення секційного 
вимикача при: зникнення напруги на вводі або при зникненні напруги в одній 
з фаз в залежності від виконання схеми. Крім того, АВР передбачається при 
відключенні вимикача одного з вводів з якої-небудь причини (відключення 
вбудованими в вимикач захистами, при помилковій роботі автоматики і т.д.). 
Схема виконана із захистом від перевантаження. 
У КТП передбачені наступні захисту: 
− від багатофазних коротких замикань, 
− від однофазних коротких замикань, 
− від коротких замикань в колах керування і сигналізації, 
− від коротких замикань в обмотках і висновках трансформаторів 
потужністю до 1000 кВА включно високовольтними запобіжниками, 
− відключення вступного вимикача РУНН з витримкою часу при 
зникненні напруги, 
− від перегріву обмоток сухих трансформаторів. 
У КТП передбачена наступна сигналізація: 
− АВР включений, 
− положення ввідних і секційного вимикачів РУНН (для відхідних 
автоматів на замовлення), 
− аварійне відключення вступного та секційного вимикачів РУНН (для 
відхідних автоматів на замовлення), 
− перегріву обмоток сухого трансформатора, 
− аварійного відключення одного з вводів в результаті перевищення 
допустимої температури обмоток сухого трансформатора, 
− аварійне відключення в результаті однофазного замикання на землю 
на шинах РУНН, 
− загальний сигнал відхилення нормального режиму роботи КТП. 
Ввід високої напруги розміщений в спеціальному сталевому кожусі на 
баку трансформатора. Прохідні ізолятори високої напруги входять всередину 
кожуха з масляного бака. Усередині кожуха можуть бути розміщені дві кінцеві 
закінцівки силових кабелів. Контактний пристрій допускає підключати дві 
жили кабелів до кожної фази, що дозволяє з'єднувати кілька КТП ланцюжком 
або в кільце. 
На кришці бака трансформатора встановлені розширювальний бачок з 
мастило-вказівником рівня і повітре-осушувачем і газовим реле, що діє на 
сигнал чи відключення. Протилежна вузька сторона масляного бака 
трансформатора з'єднана кожухом з блоком розподільного пристрою низької 
напруги. Усередині кожуха розташовані виводи нижчої напруги 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    109 
 
 
трансформатора, які з'єднані шинами з автоматичним повітряним вимикачем 
(автоматом) введення нижчої напруги.  
Будівельна частина підстанції складається з окремих об'ємних блоків, 
виготовлених на заводі залізобетонних виробів. Всі необхідні отвори, а також 
монтаж внутрішнього обладнання виконують на заводі. Для кріплення 
електрообладнання в панелі закладають спеціальні металеві деталі. Окремі 
елементи (панелі) з'єднуються між собою металевими зв'язками на зварюванні 
або на болтах в об'ємні блоки. Заводи постачають приміщення для підстанції 
цілком або складається з окремих об'ємних секцій, збираються на монтажі. 
Об'ємні КТП забезпечені пристроями, що забезпечують їх вентиляцію, 
опалення, освітлення і зв'язок. Крім того, в конструкції передбачені всі 
приєднувальні елементи, необхідні для підведення зовнішніх комунікацій.  
 Для підстанцій, встановлюваних всередині виробничого корпусу, 
виконують бетонну підготовку. Об᾿ємні елементи виготовляють із 
залізобетону або металу. Залежно від числа і потужності трансформаторів, 
кількості та типу шаф розподільних пристроїв високої та низької напруги 
будівельна частина підстанцій може складатися з одного або декількох 
об'ємних блоків, які є цілком закінченими елементами, що не вимагають будь-
якого доопрацювання на місці установки. Перевезення кожного блоку об'ємної 
підстанції здійснюється окремо, їх габарити допускають транспортування по 
залізних і автомобільних дорогах. Приймання під монтаж залізобетонних 
об'ємних елементів, коли вони доставляються будівельниками для монтажу 
електрообладнання безпосередньо на місце установки, полягає в перевірці 
розташування закладних конструкцій, кабельного підпілля,  маслозбірних ям, 
якості обробки стель, стін, підлог і покрівлі. При проектуванні та побудові 
трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай 
використовуються комплектні трансформаторні підстанції різної 
модифікації. Це обумовлено тим, що при використанні комплектного 
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її 
роботи, зручність і безпека обслуговування, забезпечується швидке 
розширення та мобільність електрогосподарства.  
Електромонтаж зводиться встановлення різних комплектних установок  і 
приєднанню їх до електричних мереж. Застосування комплектних установок 
дає значне спрощення будівельні частини електроустановок, так як не потрібні 
складні перегородки для камер електричних апаратів, трансформаторів та 
іншого обладнання.  
Приміщення повинні бути досить простими у будівельному відношенні. 
Повністю закриті комплектні установки можна розташовувати безпосередньо 
у виробничих приміщеннях без улаштування будівельних оболонок. 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    110 
 
 
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Огляд основних підходів до 
проектування поздовжнього диференціального захисту силового  
трансформатора 110/10 кВ 
 
Вступ. Електроенергетичні системи (ЕЕС) під час проектування та 
експлуатації повинні враховувати ймовірність виникнення пошкоджень та 
ненормальних режимів роботи. Найбільш небезпечними з них є короткі 
замикання, які трапляються найчастіше. Перевантаження − це один з основних 
типів ненормальних режимів роботи. У перевантаженому елементі струми 
перевищують допустимі значення, що може призвести до неприпустимого 
підвищення температури струмоведучих та інших частин, їх деформації, 
прискореного зносу або руйнування ізоляції. 
Аварії в ЕЕС. Пошкодження та ненормальні режими роботи можуть 
призвести до аварій в ЕЕС. Аварією вважається вимушене порушення 
нормальної роботи всієї системи або її частини, яке супроводжується: 
• Недоотриманням енергії споживачами; 
• Неприпустимим погіршенням якості енергії; 
• Руйнуванням основного обладнання. 
Причини аварій: 
Першопричини аварій можуть бути різними, але в більшості випадків 
вони є наслідком: 
• Несвоєчасного виявлення та не усунення дефектів обладнання; 
• Неякісного проектування, монтажу та експлуатації. 
Захист ЕЕС від аварій: 
Згідно з пунктом 3.2.2 ПУЕ, всі електроустановки повинні бути 
обладнані пристроями релейного захисту (РЗ), які призначені для: 
1. Автоматичного відключення пошкодженого елемента від решти 
непошкодженої частини ЕЕС за допомогою вимикачів. Якщо пошкоджений 
елемент не впливає на роботу ЕЕС, допускається дія РЗ на сигнал. 
2. Реагування на небезпечні, ненормальні режими роботи ЕЕС. Залежно 
від режиму роботи та умов експлуатації електроустановки РЗ має 
спрацьовувати на сигнал або на відключення тих елементів, зупинка яких 
може призвести до пошкодження. 
Захист силових трансформаторів.  
1. Типи релейного захисту для понижуючих трансформаторів: 
Для захисту понижуючих трансформаторів від пошкоджень та 
ненормальних режимів роботи використовуються такі основні типи релейного 
захисту: 
• Поздовжній диференційний захист (ПДЗ):  
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    111 
 
 
o Захищає від коротких замикань в обмотках та на їх зовнішніх виводах. 
o Застосовується для трансформаторів потужністю 6,3 МВА і вище. 
o Діє на відключення трансформатора. 
• Струмова відсічка без витримки часу (СВЧ):  
o Захищає від коротких замикань на зовнішніх виводах ВН 
трансформатора зі сторони живлення та в частині обмотки ВН. 
o Застосовується для трансформаторів, не обладнаних ПДЗ. 
o Діє на відключення трансформатора. 
• Газовий захист (ГЗ):  
o Захищає від всіх видів пошкоджень всередині бака (кожуха) 
трансформатора, що супроводжуються виділенням газу з трансформаторного 
масла, а також від зниження рівня масла. 
o Застосовується для масляних трансформаторів потужністю 6,3 МВА і 
вище. 
o Діє на сигнал та на відключення. 
• Максимальний струмовий захист (МЗ):  
o Захищає від надструмів, обумовлених зовнішніми міжфазними 
короткими замиканнями на сторонах НН або СН трансформатора. 
o Застосовується для всіх трансформаторів, незалежно від потужності і 
наявності інших типів релейного захисту. 
o Діє на відключення. 
• Спеціальний струмовий захист нульової послідовності (ЗНП):  
o Захищає від однофазних КЗ на землю в мережі НН, що працює з 
глухозаземленою нейтраллю (як правило 0,4 кВ). 
o Застосовується для трансформаторів з схемою з'єднання Y/Y і Δ/Y. 
o Діє на відключення. 
• Максимальний струмовий захист в одній фазі (МЗ-1ф):  
o Захищає від надструмів, обумовлених перевантаженням. 
o Застосовується для трансформаторів починаючи з 400 кВА. 
o Діє на сигнал або на автоматичне розвантаження. 
• Сигналізація однофазних замикань на землю (СЗЗ):  
o Інформує про однофазні КЗ на землю в обмотці ВН або на живлячому 
кабелі. 
o Застосовується для трансформаторів, що працюють в мережах з 
ізольованою нейтраллю. 
2. Переваги та недоліки реле прямої та непрямої дії: 
В промислових електроустановках широко використовуються пристрої 
релейного захисту і автоматики (РЗА) з реле непрямої дії. 
• Переваги реле непрямої дії:  
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    112 
 
 
o Використання постійного або випрямленого оперативного струму. 
o Висока чутливість та селективність. 
o Швидкість дії. 
o Можливість реалізації складних логічних функцій. 
• Недоліки реле непрямої дії:  
o Більш складна конструкція. 
o Вища вартість. 
o Залежність від наявності джерела оперативного струму. 
Поздовжній диференційний захист (ПДЗ). 
ПДЗ без витримки часу застосовується для захисту трансформаторів: 
• Номінальною потужністю 6,3 МВА і більше. 
• Номінальною потужністю 4 МВА, якщо вони працюють паралельно 
на шини низької напруги. 
• Меншої потужності 
Поздовжній диференційний захист (ПДЗ) силових трансформаторів 
Умови застосування ПДЗ 
ПДЗ без витримки часу застосовується для захисту трансформаторів: 
• Номінальною потужністю 6,3 МВА і більше. 
• Номінальною потужністю 4 МВА, якщо вони працюють паралельно 
на шини НН (з метою селективного відключення пошкодженого 
трансформатора). 
• Меншої потужності (не менше 1000 кВА) за умови виконання однієї з 
таких умов:  
o Струмова відсічка не задовольняє вимогам чутливості, а МЗ має 
витримку часу більше 0,5 с. 
o Трансформатор встановлений в сейсмоактивній зоні. 
Далі оглянемо основну схему, що використовується для побудови ПЗД. 
Трансформатори струму (ТС) для ПДЗ встановлюються з обох сторін 
трансформатора, що захищається. 
• Для двохобмоткових трансформаторів (Y/Δ):  
o Вторинні обмотки ТС на стороні ВН з'єднуються в трикутник, а на 
стороні НН - в неповну зірку. 
o У диференційному колі використовуються два реле. 
• Для трьохобмоткових трансформаторів (Yн/Yн/Δ):  
o Вторинні обмотки ТС на сторонах ВН і СН з'єднуються в трикутник, а 
на стороні НН - в повну зірку. 
o Використовується трьохрелейна схема. 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    113 
 
 
o Це усуває недолік трьохрелейних схем з неповним з'єднанням 
вторинних обмоток на стороні НН (можливість помилкового спрацьовування в 
перехідному режимі через двополярний струм небалансу в реле фази В). 
Для ПДЗ рекомендується використовувати реле струму з покращеним 
відстроюванням від стрибків намагнічуючого струму, перехідних та 
встановившихся струмів небалансу. 
• Рекомендовані реле:  
o Реле з гальмуванням типу ДЗТ-11. 
o Комплект захисту типу ДЗТ-21. 
Чутливість диференційного захисту перевіряється при КЗ на виводах з 
врахуванням впливу на струм, що протікає в реле, регулювання напруги (РПН) 
при роботі пристрою автоматичного регулювання коефіцієнта трансформації. 
Найменше значення коефіцієнта чутливості − 2. 
Таким чином оптимальна блок-схема однієї фази комплекту 
диференціального захисту силового трансформатора на реле типу ДЗТ-21 буде 
така як представлено на рис. 9.1. 
 
 
 
Рисунок 9.1 − Оптимальна блок-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.  
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    114 
 
 
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП − 
Техніко-економічні показники робіт з монтажу та експлуатації 
електрообладнання 
 
 
У даному розділі нами буде проведено орієнтовний розрахунок вартості 
встановлення та підключення головної розподільної підстанції (ГПП) на 
підприємстві, електропостачання якого проектується. Під час розрахунку буде 
враховано низку факторів, а саме: 
• Категорія споживачів електроенергії на заводі та їхня потужність. 
• Особливості технології виробництва. 
• Кліматичні умови та фактори навколишнього середовища. 
• Схема зовнішнього електропостачання заводу. 
• Технічні характеристики ГПП. 
• Нормативні документи та ціни на обладнання та матеріали. 
На даний момент живлення заводу здійснюється від зовнішньої мережі 
напругою 110 кВ. Для цього використовуються дві повітряні лінії 
електропередач (ЛЕП) та два трансформатори габаритною потужністю 6,3 
МВА, встановлені на ГПП 110/10 кВ. 
Укрупнені вартісні показники (УВП) електричних мереж напругою 110 
кВ і вище використовуються для: 
• Техніко-економічних розрахунків при виборі оптимальної схеми 
електромережі. 
• Розробки обґрунтування інвестицій та бізнес-планів. 
• Оцінки обсягу інвестицій при новому будівництві або реконструкції 
електромережевих об'єктів. 
УВП ґрунтуються на: 
• Матеріалах та кошторисах до проектів конкретних об'єктів. 
• Вимогах до будівельної та механічної частини електромережевих 
об'єктів, визначених «Правилами побудови електроустановок» 7-го видання. 
• «Загальних технічних вимогах до підстанцій 330-750 кВ нового 
покоління» та «Загальних технічних вимогах до повітряних ліній 
електропередач 110-750 кВ нового покоління». 
• Цінах на обладнання та матеріали, що діють на ринку. 
Укрупнені вартісні показники встановлення та підключення ГПП 110 кВ 
наведені для: 
• Підстанції в цілому. 
• Окремих елементів:  
o Відкритих та закритих розподільних пристроїв (ВРП, ЗРП). 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    115 
 
 
o Блоків вимикачів. 
o Трансформаторів (автотрансформаторів). 
o Регулюючих пристроїв (конденсаторні батареї, статичні 
компенсатори тиристорів тощо). 
o Постійної частини витрат. 
Базові показники вартості ПС враховують: 
• Середні умови будівництва. 
• Усі виробничі витрати. 
• Стаціонарні пристрої для ревізії трансформаторів (500 кВ і вище). 
• Витрати на зовнішні інженерні мережі (дороги, водопровід тощо). 
Для визначення повної вартості ПС до базових показників додається 
вартість постійного відведення земельної ділянки. Ця вартість розраховується 
з урахуванням розрахункової площі земельної ділянки під ПС. 
Для точного розрахунку вартості встановлення та підключення ГПП 110 
кВ необхідно мати більше детальної інформації про: 
• Схему ГПП. 
• Тип та характеристики обладнання. 
• Умови будівництва. 
• Ціни на обладнання та матеріали на момент розрахунку. 
В цій роботі було проведено лише орієнтовний розрахунок, на основі 
умовних значень деяких розцінок у зв’язку з неможливістю визначення 
реальних показників в умовах воєнного стану.  
Проведемо орієнтовний розрахунок вартості встановлення та 
підключення ГПП нашого заводу. Під час визначення оптимальної та 
раціональної схеми зовнішнього електропостачання заводу потрібно в т.ч. 
враховувати категорію споживачів електроенергії, їхню потужність, 
особливості технології виробництва, кліматичні умови, фактори оточуючого 
середовища тощо.  
Як джерело живлення нашого заводу використовується зовнішня 
мережа напругою 110 кВ. Живлення від системи здійснюється за допомогою 
двох ЛЕП та встановленням на ГПП 110/10 кВ двох трансформаторів 
габаритною потужністю – 6,3 МВА.  
Для визначення повної вартості до базових показників додається 
вартість постійного відведення землі. Вартість відведення землі приймається з 
урахуванням розрахункової площі земельної ділянки під ПС 
 
Cв.з = Cн.з×S, 
 
де Сн.з – вартість 1 м2 відчужених від сільськогосподарських потреб під 
установку ПС земель; Сн.з = 800* грн/м2; S – площа земельної ділянки, 
відведеної під ПС; S = 54×38 = 2052 м2. 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    116 
 
 
Cв.з =800 2052=1641600  грн. 
 
Заключні значення вартості  комірок ВРП, ЗРП враховують встановлене 
устаткування, а саме: вимикач, роз‘єднувач, трансформатори струму і напруги, 
розрядники, а також панелі управління, захисту і автоматики, встановлені в 
пункті управління – ЗПУ, що відносяться до ВРП, ЗРП або комірки, і кабельне 
господарство в межах комірки і до панелей в ЗПУ тощо), а також будівельні і 
монтажні роботи. 
Підсумовуючи окремі складові, можна визначити вартість будівництва 
ГПП до якої входить вартість основних складових ПС, їх транспортування до 
місця встановлення та вартість установки і підключення елементів ПС між 
собою і до ПЛЕ з урахуванням формул та таблиць укрупнених показників 
вартості на ПС та монтажні роботи [15]. 
Далі визначимо постійні витрати по ГПП  (витрати на підготовку і 
впорядкування території, облаштування доріг, трансформаторне і масляне 
господарство тощо) приймаються [12]: Сп.в = 350 000 грн. 
Після закінчення всіх монтажних робіт на огорожу наносяться 
інформаційні знаки з вказівкою ширини охоронної зони; попереджувальні 
плакати. Після запуску і тестування комплексу ГПП, приймальна комісія 
оформлює акт передачі ГПП в експлуатацію. При цьому вартість роботи 
приймальної комісії [12] приймається: Сп.к =  11000 грн. 
Дані по вартості встановлення та підключення ГПП наведені в таблицях 
10.1−10.2. 
 
Таблиця 10.1 – Вартістні показники будівництва ГПП 
 
Вартістні показники 
 
Елемент ГПП Установки та/або 
Елементу Транспортування, 
. підключення до ПЛЕ, 
ГПП, СГППі СтрГПП = 0,15 СГПП 
С  = 0,25.
устГПП СГПП 
грн. грн. люд.-днів грн. 
1 2 3 4 5 6 
Трансформатор 
силовий ТМ-6300- 2 4250000 637500 24 1062500 
115/11 
Комірки КРУ-10 23 95 500 14325 15 23875 
Розподільчий пункт 
1 595 000 89250 23 148750 
КРУН 10 кВ 
Роз‘єднувач 8 24800 3720 8 6200 
Шафа з інвентарем 1 6950 1043 1 1738 
Вимикач 3 35440 5316 3 8860 
Привод вимикача 3 10150 1522 6 2538 
Конденсаторна 
установка УКЛ-10,5- 2 93500 14025 10 23375 
1800 У3 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    117 
 
Кількість, ni, шт 
 
Продовження таблиці 10.1 
Трансформатор 
власних потреб ТН- 2 92180 13827 12 23045 
110-1 
Трансформатор струму 6 8230 1235 8 2058 
Портал 6 10100 1515 9 2525 
Кабельний канал 1 4700 705 10 1175 
Майданчик для 
ремонту 1 1800 270 5 450 
трансформаторів 
Баки для оливи 2 4120 618 5 1030 
Огорожа 110 
1550 233 11 388 
м 
 
ВСЬОГО СΣГПП = Σ (n .
i СГППі  + СтрГПП + СустГПП) = 37 475 588 грн. 
 
 
Таблиця 10.2 – Витрати на встановлення та підключення ГПП 
Стаття витрат Сума, грн. 
Витрати на відведення земель під ГПП, Св.з 1641600 
Постійні витрати по ГПП, Сп.в 350 000 
Вартість роботи приймальної комісії, Сп.к 11000 
Разом (з урахуванням даних табл. 10.1) 39 478 177 
Примітка: у зв’язку з постійним ростом вартісних показників, суми зазначені у 
графах таблиці вважити орієнтовними.  
 
Отже, розрахунки укрупнених вартісних показників мереж зовнішнього 
електропостачання підприємства, в т.ч. визначення сумарних капітальних 
вкладень в будівництво та монтаж ГПП дозволить встановити питомі 
капітальні вкладення в схему електропостачання, грн. за кожний 1 кВт 
споживаної підприємством електричної енергії. 
Арк. 
ЧДТУ А1 22374 49/04 ПЗ 
} 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата    118
Репозиторій ЧДТУ
