Електропостачання підприємства з виробництва твердопаливних піролізних котлів

Тирсін, Олексій Ростиславович
Будь ласка, використовуйте цей ідентифікатор, щоб цитувати або посилатися на цей матеріал: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7570
Повний запис метаданих
Поле DC	Значення	Мова
dc.contributor.advisor	Протасов, Сергій Юрійович	-
dc.contributor.author	Тирсін, Олексій Ростиславович	-
dc.date.accessioned	2026-03-10T17:05:24Z	-
dc.date.available	2026-03-10T17:05:24Z	-
dc.date.issued	2023-06	-
dc.identifier.uri	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7570	-
dc.description.abstract	У даній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проєктування електропостачання підприємства з виробництва твердопаливних піролізних котлів. Проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. Кваліфікаційна робота бакалавра виконана у відповідності до вимог методичних рекомендацій з використанням сучасної довідкової літератури, всі розрахунки та креслення електричної частини відповідають вимогам ДСТУ та ЄСКД.	uk_UA
dc.language.iso	uk	uk_UA
dc.subject	електропостачання	uk_UA
dc.subject	розрахунок електричних навантажень	uk_UA
dc.subject	компенсація реактивної потужності	uk_UA
dc.subject	релейний захист та автоматика	uk_UA
dc.title	Електропостачання підприємства з виробництва твердопаливних піролізних котлів	uk_UA
dc.type	Bachelor Thesis	uk_UA
Розташовується у зібраннях:	141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання)
Файли цього матеріалу:
Файл	Опис	Розмір	Формат
ВКРБ_Тирсін.pdf Restricted Access		4.41 MB	Adobe PDF	Переглянути/Відкрити Запит копії
Показати базовий опис матеріалу Перегляд статистики
Усі матеріали в архіві електронних ресурсів захищено авторським правом, усі права збережено.
Extracted text
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ 
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНОЛОІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ 
Факультет  електронних  технологій, автотранспорту та машинобудування 
(назва факультету) 
Кафедра електротехнічних систем 
(повна назва кафедри) 
       
 «До захисту допущено» 
Зав. кафедри ЕТС 
 
__________ О.О. Ситник 
(підпис)                 (ініціали, прізвище) 
«___»___________2023р. 
 
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА 
 
до кваліфікаційної роботи  
 
б а к а л а в р  
                                                                                         (освітньо-кваліфікаційний рівень)  
 
ЧДТУ   А1   19005   45/04 
 
на тему: 
«Електропостачання підприємства з виробництва 
твердопаливних піролізних котлів» 
 (назва теми згідно наказу) 
 
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу, 
групи  ЕСЕ – 92 
Спеціальності: 
141 «Електроенергетика, електротехніка та            
електромеханіка» 
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності) 
 
Тирсін Олексій Ростиславович 
 (прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти) 
 
Керівник _______________      Протасов С.Ю.     . 
                                                                                 ( прізвище та ініціали) 
  
Рецензент _______________  _______________ 
                                                                                      (прізвище та ініціали) 
 
 
 
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів 
без відповідних посилань 
Здобувач вищої освіти ______________ 
(підпис) 
 
Черкаси 2023 року 
 
ЗМІСТ 
Вступ……………………………………………………………………….………5 
Перелік умовних позначень, символів, скорочень, і термінів………….…… ..5 
1 Умови проектування……………………………………………………………7 
1.1Характеристика об’єкта проектування……………………………...…7 
1.2Характеристика електроприймачів електричної енергії (на прикладі 
окремого цеху)…………………………………………………………..….8 
1.3Характеристика цехів об’єктів, особливості їх 
eлектропостачання……………………………………………………..….12 
1.4Характеристка джерела живлення………………………………...….12 
2 Розрахунок електричних навантажень…………………………………...…..13 
2.1Розрахунок цехових навантажень від силових  
електроприймачів……………………………………………………..…..14 
2.2Особливості визначення розрахункових електричних  
навантажень від однофазних елетропримачів ………………………….19 
2.3Визначення розрахункових електричних навантажень від 
освітлювальних мереж …………………………………………………...25 
2.4Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової 
підстанції…………………………………………………………………..26 
2.5Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи 
електроприймача …………………………………………………………26 
2.6Картограма та положення центру електричних навантажень  
цеху та підприємства. Вибір місця розташування  
трансформаторних підстанцій……………………………………………29 
2.6.1Центр електричних навантажень  
підприємста і цеху……………………………………………...…..29 
2.6.2Картограма електричних навантажень  
підприємства………………………………………………………..29 
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)……………...…31 
3 Виібр і обґрунтування схеми живлення підприємства …………….……….34 
Розрахунок живлячої мережі………………………………………………..…..34 
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ………...…..34 
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі…………………………...….38 
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП………………….....39 
 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 
 Розроб. Тирсін О.Р. Електропостачання Літ. Арк. Акрушів 
 Перевір. Протасов С.Ю. Підприємства по 2  
 Реценз.  виготовленню твердопаливних ФЕТАМ, 4 курс, 
 Н. Контр. Ключка К.М. піроліз них котлів ЕСЕ – 92 
 Затверд. Ситник О.О.  
 
 
4 Вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності……..43 
4.1 Вибір трансформатора ГПП……………………...…………………..43 
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з  
врахуванням компенсації реактивної потужності……………….……...46 
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємства …………….51 
5 Вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання ……………….…53 
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції  
внутрішньозаводської мережі……………………………………………53 
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж………………………….,54 
6 Розрахунок струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В……..…57 
6.1 Вихідні дані для розрахунків…………………………………………57 
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних 
точках………………………………………………………………………62 
6.3 Розразунок струму однофазного короткого замикання в мережі    
110 кВ……………………………………………………………………...67 
7 Вибір типу трансферної підстанції для ГПП. Вибір високовольтної 
апаратури. Перевірка кабельних лінії……………………………………….….73 
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП. ……….….……73 
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН…………………………...….73 
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН………………...……74 
7.4 Вибір трансформаторів струму…………………………………..…..76 
7.5 Вибір трансформаторів напруги ………………………………….....77 
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість …………………...……….79 
8 Розрахунок системи електропостачання цеху ………………………………81 
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху………….……81 
8.2 Розрахунок внутрішньо цехових освітлювальних систем………….82 
8.2.1 Загальні відомості ………………………………………..….82 
8.2.2 Розрахунок освітленості ………………………………...…..83 
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок ……….…..85 
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву……….88  
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж…….89 
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1кВ за 
умовами нагріву та захисту ……………………………………….90 
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги …….92 
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ ….… 94 
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В……95 
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної складової 
струму трифазного КЗ…………………………………………....   98 
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ…………………...…..107 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 3 
 
 
8.5 Захист цехових електричних мереж…………………………..……107 
8.5.1 Вибір апаратів захисту……………………………………...108 
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність …………………...…….111 
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умови 
термічної стійкості короткого замикання …………………...….111 
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної 
підстанції ………………………………………………………..…….…112 
8.7 Вибір тииу, конструкції та компоновки трансформаторної 
підстації…………………………………………………………………..113 
9 Індивідуальне завдання………………………………………………...…….115 
10 Техніко-еккономічні розрахунки СЕП промислового підприємства. …..120 
Список використаних джерел………………………………………………….122
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 4 
 
 
ВСТУП 
Згідно Стандарту вищої освіти України, кваліфікаційна робота «має 
передбачати розв’язання складного спеціалізованого завдання 
електроенергетики, електротехніки, що характеризується комплектністю та 
невизначеністю умов, із застосуванням теорій та методів електричної 
інженерії». До таких завдань належить проектування системи 
електропостачання промислового підприємства. 
Раціонально спроектована сучасна система електропостачання 
промислового підприємства в цілому та окремих цехів, повинна відповідати 
ряду вимог: надійності та економічності, безпеки та зручності експлуатації, 
забезпеченню відповідної належної якості електроенергії тощо. 
Різноманіття умов, які необхідно враховувати при проектуванні 
електропостачання як промислового підприємства, так і окремого цеху, не 
дозволяє в ряді випадків давати однозначні рекомендації по багатьом 
питанням. 
Вони повинні вирішуватися за допомогою ретельного аналізу 
специфічних вимог, які пред’являють до електропостачання конкретного 
об’єкту. Тому приведені в цих «Методичних вказівках» рекомендацій не слід 
розглядати як єдино можливі. В окремих випадках допустимі можливі і 
неминучі відхилення від них. Тому, щоб мінімізувати сферу пошуків 
придатних оптимальних рішень, у список літератури включено не тільки 
загальновідомі навчальні посібники, але й нормативну документацію, якою 
користуються інженери та проектанти відповідного напряму при 
проектуванні реальних систем електропостачання. 
 
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, 
СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ 
ПУЕ – правила улаштування установок 
СЕП ПП – система електропостачання промислового підприємства  
ЕП – електроприймачі 
ЕН − електричні навантаження  
ВН – вища напруга 
НН – нижча напруга 
НБК − низьковольтні батареї конденсаторів  
ГПП – головна понижуюча підстанція 
ПГУ – підстанції глибокого уводу РП – розподільчий пункт 
РУ – розподільча  (розподільна) установка  
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 5 
 
 
ДЖ – джерело живлення 
КЛ − кабельна лінія 
ПЛ – повітряна лінія електропередавання  
ЦЕН – центр електричних навантажень 
ЛЕП – лінія електропередавання 
ТЕР – техніко-економічні розрахунки  
КЗ – коротке замикання 
ТП − трансформаторна підстанція 
ПРА – пускорегулююча апаратура  
ПС − підстанція 
КТП – комплектна трансформаторна підстанція  
РУНН − розподільча установка низької напруги  
РУВН − розподільча установка високої напруги  
СН – середня напруга 
ЩТП − щоглова трансформаторна підстанція  
ОПН – обмежувач перенапруг нелінійний 
КЗО – камера закрита з одностороннім обслуговуванням  
КРУ − комплектна розподільча установка 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 6 
 
 
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ 
Системою електропостачання (СЕП) називають сукупність 
взаємопов’язаних електроустановок, призначених для забезпечення 
споживачів електричною енергією. 
Раціонально виконана сучасна система електропостачання 
промислового підприємства повинна задовольняти технічним і економічним 
вимогам, а саме: 
 надійність електропостачання; 
 якість електроенергії, що задовольняє вимогам діючім державним 
стандартам; 
 економічність; 
 можливість частих перебудов технології виробництва і розвитку 
підприємства; 
 забезпечення безпеки робіт як для електротехнічного персоналу, так і 
не електротехнічного; 
 відсутність шкідливого впливу на навколишнє середовище. 
Ці вимоги повинні забезпечуватися при проектуванні і експлуатації 
системи електропостачання промислового підприємства (СЕП ПП). 
СЕП ПП – частина енергосистеми і в енергетичному плані більш 
проста (більш низькі напруги, менша потужність і протяжність ліній, 
відсутність замкнутих контурів тощо) і більш складна в плані використання 
та перетворення електроенергії в технологічних цілях промислового 
виробництва. Електроприймачі, як електрична частина технологічних 
агрегатів, входять невід’ємними елементами в СЕП ПП і багато в чому 
визначають роботу цієї системи і її параметри. 
1.1Характеристика об’єкта проектування 
Система електропостачання промислового підприємства складається з 
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції, 
розподільчих пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у 
цехах. Призначена система для забезпечення вимог виробництва в передачі 
електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у відповідній 
кількості та якості. 
У розділі вказується, до якого типу (згідно завдання) відноситься СЕП, 
що проектується: ізольована, централізована або комбінована. 
Вказуються яким чином враховано основні чинники при проектуванні 
системи електроспоживання, а саме: характеристики джерел живлення та 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 7 
 
 
споживачів електроенергії, в першу чергу безперебійність електропостачання 
з урахуванням можливості забезпечення резервування, а також вимоги 
електробезпеки . 
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її 
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером 
навантаження та розміщенням їх на генеральному плані підприємства. При 
цьому повинні враховуватися експлуатаційні вимоги, розміщення 
технологічного обладнання, умови навколишнього середовища, вимоги 
вибухопожежної та екологічної безпеки, а також за необхідністю, 
архітектурно-будівельні вимоги. 
При проектуванні системи електропостачання промислового 
підприємства належить враховувати потребу в електроенергії сторонніх 
близько розташованих споживачів. 
В об’єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати 
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання . 
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально 
уніфіковані. Система електропостачання в схемній, компонованій і 
конструктивній частинах повинна забезпечувати зростаюче споживання 
електроенергії підприємством без корінної реконструкції системи 
електропостачання. 
Категорії електроприймачів (ЕП) за надійністю електропостачання 
повинні відповідати ПУЕ . 
У даному підрозділі випускної роботи бакалавра також приводяться 
загальні дані по об’єкту в цілому – вид виробництва, його особливості, 
класифікація приміщення, основні розміри, особливості розташування 
обладнання, специфіка виробництва, яка призводить до додаткових вимог до 
СЕП, попередня характеристика джерела живлення цехів тощо. Слід 
зазначити, що питання вибору схеми живлення і розподілу електричної 
енергії, вибору напруги та системи живлячих і розподільних мереж, а також 
вибору кількості, потужності, місця розташування і типу підстанцій 
вирішуються комплексно. 
1.2 Характеристика електроприймачів електричної енергії (на 
прикладі окремого цеху) 
У даному підрозділі необхідно провести класифікацію 
електроприймачів за такими основними ознаками: 
 за родом струму; 
 за числом фаз; 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 8 
 
 
 за частотою; 
 за встановленою потужністю; 
 за номінальною напругою; 
 за споживанням реактивної потужності; 
 за лінійністю електричних кіл (характеризується наявністю вищих 
гармонік); 
 за режимом роботи; 
 за вимогами до якості електроенергії; 
 за вимогами до надійності електропостачання і резервування; 
 за технологічним призначенням та технологічними зв’язками; 
 за територіальним розміщенням; 
 за питомою густиною навантаження на 1 м2 площі цеху. 
Визначається доля споживачів першої, другої та третьої категорій за 
надійністю електропостачання. 
При наявності високовольтних споживачів вказується їх призначення, 
кількість, встановлена потужність, якщо це двигуни, то синхронні чи 
асинхронні, окремо дається інформація по споживачам постійного струму 
або високої частоти. 
При живленні від системи електропостачання об’єкта сторонніх 
споживачів вказується їх активне і реактивне навантаження, а також загальні 
відомості для подальших розрахунків. 
Вказується напруга системи освітлення. 
Відомості про електричні навантаження окремого цеху приводяться у 
вигляді таблиці 1.1. 
  
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 9 
 
 
 
 
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху 
 
№ Кількість, Встановлена 
Електроприймач 
поз. шт. потужність, cos
кВт 
 Силові трифазні електроприймачі напругою 400 
В 
1 Токарний верстат  10 5.6 0,89 
2 Фрезерний верстат 10 4.2 0,9 
3 Розкрійний верстат 5 5.5 0,92 
4 Тельфер 2 4.5 0,9 
5 Копресор 5 7.5 0,89 
6 Зварювальна установка  8 20 0,75 
   40   
 Однофазні електроприймачі 
1 Дриль 2 1,2 0,91 
2 Копсресор 3 2,6 0,89 
3 Болгарка  4 2,9 0,92 
   9   
*Примітка. Однофазні електроприймачі в обов’язково повинні бути присутні в 
переліку електричного навантаження цеху 
Для визначення центру електричних навантажень цеху, розташування 
обладнання повинне бути приведено на окремому рисунку (приклад – 
рисунок 1.1) або для розрахунків слід використовувати лист 5 графічної  
частини  роботи «План живлячих та розподільчих мереж цеху». 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 10 
 
 
 
 
Рисунок 1.1 – Приклад розташування обладнання в цеху 
 
 
 
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 11 
 
 
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх 
електропостачання 
Дається аналіз приміщень підприємства, для якого проектується 
система електропостачання, з точки зору середовища, в якому буде 
працювати електрообладнання. На основі середовища дається попередній 
висновок щодо електрообладнання та конструкції мереж, які повинні 
використовуватися в цих приміщеннях. 
Відзначається наявність на підприємстві приміщень з хімічно активним 
або органічним середовищем, в яких постійно або протягом тривалого часу 
містяться агресивні пари, гази, рідини, утворюються відкладення або цвіль, 
що руйнують ізоляцію і струмопровідні частини електроустаткування. 
Приводяться інші відомості, які можуть впливати на систему 
електропостачання, що проектується. 
1.4 Характеристика джерела живлення 
У даному підрозділі приводяться можливі варіанти живлення 
підприємства. Аналізуються варіанти живлення об’єкта проектування від 
районних підстанцій; рівні напруги на підстанціях, потужності (або струм) 
короткого замикання на шинах підстанцій, відстань підстанцій від об’єкта, 
економічна узгоджена з енергосистемою на границі балансової 
приналежності реактивна потужність, конструктивне виконання живлячої 
лінії (якщо це передбачено «Завданням на кваліфікаційну роботу. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 12 
 
 
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ 
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки 
провідників (шин, кабелів та ін.) і трансформаторів за пропускною 
спроможністю, а також для розрахунку втрат і відхилення напруги, вибору 
апаратів захисту та засобів компенсації реактивної потужності. 
Правильне визначення електричних навантажень при проектуванні є 
основою для раціонального рішення всього комплексу питань 
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі, 
окремого цеху. 
Метою розрахунку електричних навантажень Ppоз є визначення струмів, 
що протікають струмовідними елементами, з точки зору їх допустимості за 
умов нагрівання елементів. Розрахункова величина електричних навантажень 
визначає технічні рішення, диктуючи витрати на виготовлення 
електротехнічних виробів, створення та розвиток суб'єктів 
електроенергетики, побудови та функціонування систем електропостачання.  
Поняття «розрахункове навантаження» випливає з визначення 
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи 
мережі і електрообладнання системи електропостачання. 
В найпростішому випадку, коли навантаження І постійне в часі, 
І = const=Iроз 
При змінному навантаженні, коли його графік має випадкових 
характер, використовується співвідношення 
t
I 
1
t    I (t)dt   
 t
де  – тривалість інтервалу усереднення (   t T -), що приймається для 
графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної   3  T0 (урешті 
випадків – 3  T0 ); 
T – інтервал реалізації випадкового процесу; 
 T0–постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої 
температури (за час, рівний.3  T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого 
рівня) 
Умовно приймають T0 = 10 хв., = 30хв.незалежно від перерізу 
провідника, звідки і витікає поняття «півгодинний максимум». 
 З наведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий 
струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж максимального 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 13 
 
 
нагрівупровідника або викликає такий же тепловий знос, що й початкове 
змінне навантаження I(t) . 
Значення Іроззвичайно визначають з виразу 
Pроз  3U I роз cos   
В якості розрахункового навантаження приймають середнє 
навантаження P за активною потужністю впродовж часу 
1 t
 P   P(t)dt  
 t
Активне розрахункове навантаженняPpоз аналогічне поняттю 
 «розрахунковий максимум» Pmax або «максимального навантаження» 
Imax  Iроз , тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-
хвилиних інтервалах усереднення. 
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів 
Визначення розрахункових електричних навантажень від силових 
електроприймачів (ЕП) необхідно проводити методом розрахункових 
коефіцієнтів [3], який поширюється на всі галузі господарства, адаптований 
до сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів 
розрахунку. 
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку 
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких 
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, 
оскільки розрахунки на кожному з них мають свою специфіку. На 
підприємствах середньої та великої потужності таких рівнів нараховують 
шість (рисунок 2.1). 
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина 
розрахункової потужності ( Ppоз, цеху ) як окремих цехів, так і підприємства  
( Ppоз, підпр ) у цілому. Розрахункова потужність Рpоз - це така потужність, при 
якій термін службі елементів системи електропостачання дорівнює 
розрахунковому. 
У розрахунках використовуються такі позначення та співвідношення: 
– номінальна потужність,Рном ; 
– паспортна потужність,Рпасп ; 
– встановлена потужністьРвст . 
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп 
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для 
окремого електроприймача встановлена потужність дорівнює: 
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 14 
 
 
pвст  = pном = pпасп ; 
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-
короткочасному режимі: 
pвст  = pном = pпасп·√ТВ  
де ТВ – тривалість включення в частках одиниці (задається у паспорті, 
як правило, у відсотках). 
 
 
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання 
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це 
алгебрична сума номінальних активних потужностей електроприймачів, 
що входять у групу ЕП 
n
Рном    рном , (2.2) 
1
де n – кількість електроприймачів у групі. 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 15 
 
 
Групова номінальна реактивна потужність-це алгебраїчна сума 
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у 
групу 
n n
Qном   qном   рном  tg  
1 1
де tgφ – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної 
потужності. 
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається 
розрахунковою величиною Кв ∙Рном , що відповідає значенню К р , за 
співвідношенням: 
Рроз   Кp ∙ Кв · Рном=405,68,                              (2.4) 
де Кр = f (Kв, nе, Ta )-коефіцієнт  розрахункової  потужності,  який залежить 
від коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості електроприймачів 
nе та постійною часу нагріву мережі, для якої розраховують електричні 
навантаження. 
Згідно [3] прийняти наступні постійні часу нагріву: 
– Ta  10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі 
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр для таких мереж приймають згідно 
– Ta = 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових 
трансформаторів. Для таких випадків значення К рприймають згідно 
– Ta ≥ 30 хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять 
цехові трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова 
потужністьдля цих елементів визначається за умовою Кр=1 
Відмітимо, що добуток Кв ∙Рном є проміжною допоміжною 
розрахунковою величиною,але не середнім значенням очікуваного 
навантаження, як це вважалося раніше. 
Величину ефективної кількост електроприймачів nе визначаємо за 
співвідношенням 
n 2

 
Pном 
n   1 
e                                               (2.5) 
n
nP 2
ном
1
Величину nе можна також визначати за спрощеним співвідношенням 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 16 
 
 
2 p
ne 
ном                                                (2.6) 
рном max
Якщо знайдене за співвідношенням (2.6) число nе буде більше за n ( n – 
дійсне число ЕП), тоді слід прийняти n = nе . Якщо рном max / рном min  ≤ 3 , де  
p
ном min -номінальна потужність найменшого електроприймача групи, тоді 
також приймаємо ne = n . 
Значення коефіцієнту використання кв за кожним окремим 
електроприймачем визначаємо за довідковими даними. 
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne 
знаходимо за формулою 
n
кв р
і ном.і
K 1
в  n  (2.7) 
 рном.і
1                                                             
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр для 
різних Кв в залежності від nе для живлячих мереж напругою до 1000 В [3] 
n Коефіцієнт використання К  
е в
0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 1,0 
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0 
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0 
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0 
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0 
   6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0 
7 2,49 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,0 1,0 
8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,0 1,0 
9 2,27 1,71 1,43 1,16 1,09 1,07 1,01 1,0 1,0 
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0 
11 2,11 1,61 1,35 1,1 1,06 1,04 1,0 1,0 1,0 
12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,05 1,03 1,0 1,0 1,0 
13 1,99 1,52 1,29 1,06 1,04 1,01 1,0 1,0 1,0 
14 1,94 1,49 1,27 1,05 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 
15 1,89 1,46 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
17 1,81 1,41 1,21 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
18 1,78 1,39 1,19 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 17 
 
 
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 
 
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження К  
р
длярізних К  в залежності від nе на НН цехових трансформаторів і для 
в
магістральних шинопроводів напругою до 1000 В [3] 
Коефіцієнт використання Кв 
nе 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 і 
більше 
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0 
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0 
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97 
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93 
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91 
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9 
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85 
Більше 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8 
 
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому 
(середньовиважений коефіцієнт) дорівнює 
 
n
КВі Рном
К 1
в.цеху   n                                                                  (2.8) 
Рном.і
1
З урахуванням (2.8) співвідношення (2.4) для визначення розрахункової 
активної потужності силових електроприймачів прийме вигляд 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 18 
 
 
n
Рроз.цеху  К Кв,цеху Рном  К Кв Рном  405.68кВт  (2.9) 
р р і і
1              
Реактивна потужність силових електроприймачів по цеху на шинах 
ТП розраховується за співвідношенням 
 Qроз.цеху  К р КВ  Рном  267,24 квар                       (2.10) 
і
і
Повна розрахункова потужність силових електроприймачів напругою 
до 1 кВ визначається за формулою 
 
S 2
розцеху  Ррозцеху Q 2
розцеху  484кВА (2.11) 
                              
Результати розрахунків за формулами (2.4) – (2.11) та вихідні дані 
цеху заносяться у відповідні місця таблиці 2.3, виконаної за формою Ф 636–
92. 
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних 
навантажень від однофазних електроприймачів 
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути по 
можливості розподілені рівномірно по фазах. 
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені 
по фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної 
потужності трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують 
як трифазні ЕП тієї ж сумарної потужності. Якщо нерівномірність 
перевищує 15 %, умовна трифазна номінальна потужність приймається 
рівною потроєній величині навантаження найбільш завантаженої фази. 
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних 
цілей точністю, умовна трифазна номінальна потужність 
визначається так: 
Pном у=3·Рном max ф або Pном у=3·Sпасп· ТВ  ·cosпасп                      (2,12) 
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулою 
де Рном max ф– номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт; 
Sпасп-паспортна потужність, кВ · А, 
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці; 
 – при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна трифазна 
номінальна потужність Рном у при кількості електроприймачів від одного до 
трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі трифазної системи, 
визначаються за формулами: 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 19 
 
 
 при одному електроприймачі 
 
Рному  3Рном 1,73 кВт                                         (2.13) 
 
 при двох або трьох електроприймачах 
 
Рном  3Рном max ф  31,486 кВт                                           (2.14) 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 20 
 
 
Таблиця 2.3 – Розрахунок електричних навантажень (формa Ф 636–92) 
Вихідні дані Розрахункові Розрахункова потужність 
величини Кое- 
за завданням технологів за довідковими 
даними   фіцієнт  
розра-   
   кое- коефіцієнт   хунко-   
потужності вого наван- активна, реак- повна, 
 кіль- номінальна (встановлена) фіці- 
найменування кість потужність, кВт єнт cos  / tg К  Р таження P тивна, 
в ном К  Р  pоз цеху Sроз цеху 
в ном  Q
електроприй- ЕП, вико- розцеху 
tg
мачів n , одного рис- К р кВт квар кВ·А 
шт. ЕП, загальна тання, tg
p Pном  n  р cos
ном 
ном Кв 
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 
Токарний  10 5,6 56 1,1 0,89 0,5 61,6 30,8 1,1    
верстат 
Фрезерний  10 4,2 42 1,1 0,9 0,46 46,2 21,252 1,1    
верстат 
Розкрійний  5 5,5 27,5 1,1 0,92 0,42 30,25 12,705 1,1    
верстат 
Тельфер 2 4,5 9 1,1 0,9 0,46 13,5 6,21 1,1    
Копресор 5 7,5 37,5 1,1 0,89 0,5 41,25 20,625 1,1    
Зварювальна 8 20 160 1,1 0,75 0,86 176 151,36 1,1    
установка 
Сума 40 47,3 332 7 5,25 0,53 36,8 24,952  405,68 267,2472 484 
 
 
 
21 
 
 
При числі однофазних ЕП більше трьох і однакових значеннях Кв і cos , 
включених на фазну і лінійну напругу, максимальне розрахункове 
навантаження визначається за формулою 
 
Рроз, у  3 КВ К р  Рном max ф  (2.15) 
 
Величина формулою ne при визначенні К р для однофазних ЕП 
визначається за формулою 
2 р
n  номф
e  
3 рномmax ф                                               (2.15)
 
де Σpном ф –  сума номінальних потужностей однофазних ЕП даного 
розрахункового вузла, кВт; 
рном max ф - номінальна потужність найбільшого ЕП однофазного струму, кВт; 
Якщо кількість   однофазних   електроприймачів з  різними Кв і cos
більше трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони 
розподіляються по фазах по можливості рівномірно, то визначаються 
середні навантаження за найбільш завантажену зміну по кожній фазі. 
 
 
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається 
додаванням середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і 
однофазних навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним 
зведенням останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги. 
 
P(a) Кв,i  Раb,i (аb)а,iКв,i  Рac,i (аc)а,iКв ,i  Рао,i
P(b) Кв,i  Раb,i (аb)b,iКв,i  Рbc,i (bc)b,iКв ,i  Рbо,i                               (2.17) 
P(c) Кв,i  Раc,i (аc)c,iКв,i  Рbc,i (bc)c,iКв ,i  Рcо,i
Q(a) Кв,i  Раb,i  q(аb)а,i+Кв,i  Раc,i  q(аc)а,i+Кв ,i  Qао,i                         
Q(b)=Кв,i  Раb,i  q(аb)b,i+Кв,i  Рbc,i  q(bc)b,i+Кв ,i  Qbо,i
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 22 
 
Q(c) Кв,i  Раc,i  q(аc)c,iКв,i  Рbc,i  q(bc)c,iКв ,i  Qcо,i ,
де  Кв, Кв -коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму 
роботи; 
значення інших параметрів приведено для фази а: 
− P
aв,Pac  - навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно 
між фазами аb і ас; 
– Pao , Qao -навантаження, що приєднані на напругу фази а (між 
фазним 
−  , q , q
(ав)а (ас)а (ав)а (ас)а − коефіцієнти зведення навантажень включені 
на лінійну напругу до фази а (визначаються за довідковими даними, 
наприклад[5]) 
 
Таблиця 2.4 − Коефіцієнти зведення однофазного навантаження, 
включеного на лінійну напругу, до навантаження, віднесеного до однієї 
фази трифазного струму і фазної напруги 
 
Коефіцієнти Коефіцієнт потужності навантаження cosφ 
зведення 0,3 0,4 0,5 0,6 0,65 0,7 0,8 0,9 1,0 
( аb )а , , ( bс )b , ( са )с 1,4 1,17 1,0 0,89 0,84 0,8 0,72 0,64 0,5 
( аb )b , , ( bс )с , ( са )а –0,4 –0,17 0 0,11 0,16 0,2 0,28 0,36 0,5 
q( аb )а , , q( bс )b , q( са )с 1,26 0,86 0,58 0,38 0,3 0,22 0,09 –0,05 –0,29 
q(аb)b,, q( bс )с , q(са)а 2,45 1,44 1,16 0,96 0,88 0,8 0,67 0,53 0,29 
 
Примітка. Пунктом 1.1.30 ПУЕ [2] запроваджується буквено-цифрове позначення шин 
змінного трифазного струму напругою до 1 кВ у вигляді: L1 (замість «а»), L2  (замість 
«b») та L3 (замість «c»). Але у довідковій літературі, як правило, використовується 
попереднє позначення шин у вигляді букв «а», «b», «с». У таблицях коефіцієнтів 
зведення однофазного навантаження також використовуються індекси «а», «b», «с». 
 
Для кожної фази (a, b, c): 
Q
tg (ф),і
і,ф    
P(ф),і
Визначається найбільш завантажена фаза (наприклад, фазаb); 
нерівномірність навантаження по фазах за формулою 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 23 
 
p
Δp = ном max ф - pном min ф . 
pном min ф 
 
Еквівалентне трифазн навантаження мережі відоднофазних 
електроприймачів (у нашому прикладі фази b) 
 
Рном у   3 · P(b) ; Qном у   3  Q(b) . 
 
Середньовиважене значення для найбільш завантаженої фази (у 
нашому прикладі фази b) 
P (b)
Кв (b)    
P1.ab  P2.ab  Pbc  P
2 b,0
 
Ефективну кількість однофазних електроприймачів визначаємопо 
співвідношенню (2.15) 
 
2P
n (o)
e(o)   
3pmax(o)
При відомих ne(o)та  Кв(b)  з таблиці 2.1, яка є актуальною і для 
однофазних навантажень, отримаємо значення К р . 
Умовна розрахункова активна потужність однофазних ЕП для випадку, 
що розглядається, дорівнює 
Pрозу  К р Кв (b) Py   
Розрахункова реактивна потужність визначається так: 
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від ne 
при ne≤10                                                     Qроз 1.1Кв Рном tg   
при ne˃                                                         Qроз Кв Рном tg  
 
Для прикладу, для фази b 
Qроз 1.1K p  Kв (b) Ру tgi  і
i
Повна умовна розрахункова потужністьSроз усилвих однофазних 
електроприймачів напругої до 1 кВ визначається формулою 
 
S 2 2
розу  Ррозцеху Qрозцеху  991,4  202,8  34,557 кВА
 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 24 
 
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз b 
і с, знаходиться найбільш завантажена фаза по активній потужності, 
наприклад фаза с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від 
однофазних електроприймачів. 
P  3P(c)  i  Q  3Q(c)  
Таким чином, використовуючи співвідношення (2.12) – (2.19) 
визначається еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних 
електроприймачів. 
 
 2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від 
освітлювальних систем 
Для визначення електричних навантажень (ЕН) освітлювальних 
установок використовується метод питомої потужності. 
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН освітлювальних 
установок Рп. оc. ф  використовуються  дані: тип світильника, коефіцієнт 
запасу кз , освітленість  Еф , значення розрахункової висоти h, площа  
освітлювального приміщення S. По обраному типу світильника, площі 
освітлювального приміщення та висоті підвісу світильників згідно [6] 
визначаємо питому потужність загального рівномірного освітлення 
необхідну для забезпечення необхідного значення норми освітленості. 
Максимальну активну потужність освітлювальних установок 
Pmax oc визначити згідно виразу 
 
Pmax оc  Рроз, ос, цеху  кп  Рп.оc.ф S=3·8,16·966=23639,9 Вт, 
 
де к  – коефіцієнт попиту освітлення; 
п
S – площа приміщення, м2; 
P 2
п. оc. Ф -питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м , 
визначається за формулою 
Еф кз.ф 200 1,4
Рп.ос.ф  Рп.ос.табл   к  3,8  1,15  8,16 Вт/м  
100 кз.табл 100 1,5
де Рп.оc.табл -питома потужність освітлювальної установки, Вт/м2; 
Еф – фактична норма освітленості для виконуваного виду робі, лк; 
кзф – коефіцієнт запасу фактичний для виконуваного виду робіт; 
кз табл– коефіцієнт запасу табличний для виконуваного виду робіт; 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 25 
 
к – коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення . 
Для газорозрядних ламп максимальна реактивна потужність 
 
Qmax оc  Qроз, ос, цеху Pmax оc  tg0=23639,9·1,1=26003,95 Вт, 
де tg0– відповідно cos  для кожного типу ламп. 
0
 
Характеристики освітлення різних видів освітлення приймаються 
згідно довідкових даних та відповідних нормативних документів. 
 
 2.4Розрахунок електричних навантажень на шинах цехової 
підстанції 
 
Сумарні активна та реактивна розрахункові потужності на шинах 
низької напруги (НН) трансформаторної підстанції (ТП) визначаються за 
виразами 
РННТП  Рроз,цеху  Рроз,ос,цеху  Рроз,у  23,6  405,68  31,486  460,8 кВт  
QННТП  Qроз ,цеху Qроз ,ос,цеху Qроз, у 14,24  26  267,25  307,49 квар  
Одночасно визначаємо розрахункове навантаження S ТП на шинах 
цехової підстанції за виразом 
SННТП  (Р 2 2 2
ННТП )  (QННТП )  460,8  307,492  553,979 кВА  
та заносимо у графу 12 таблиці 2.5. 
Аналогічно для кожного і-го цеху розраховуємо за співвідношеннями 
(2.20) – (2.22) РНН ТПі, QНН ТПі, SНН ТПі та отримані значення заносимо у  
таблицю 2.5. 
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих 
рівняхсистеми електропостачання 
На вищих рівнях системи електропостачання підприємства 
розрахункове (максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання 
розрахункових навантажень окремих груп електроприймачів (цехів, 
підрозділів) з урахуваннямкоефіцієнта одночасності збігання максимумів 
навантаження К0 (коефіцієнт незбігу). 
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на 
шинах розподільчої установки низької напруги (РУНН) головної понижуючої 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 26 
 
підстанції  (ГПП) та  середньозваженого коефіцієнту  використання K в і 
визначається за даними [3]. Коефіцієнт незбігу у часі розрахункових 
навантажень різних груп ЕП знаходять з функції групового коефіцієнта 
використання та кількості приєднань до збірних шин. У разі відсутності 
даних з кількості приєднань величину коефіцієнта незбігу у часі 
розрахункових навантажень різних груп ЕП беруть за статистичними 
галузевими даними, яка лежить в межах від 0,85 до 0,95. 
Коефіцієнт незбігу у часі розрахункових навантажень різних груп ЕП 
знаходять з функції групового коефіцієнта використання та кількості 
приєднань до збірних шин. У разі відсутності даних з кількості приєднань 
величину коефіцієнта незбігу у часі розрахункових навантажень різних 
груп ЕП беруть за статистичними галузевими даними, яка лежить в межах 
від 0,85 до 0,95 [5]. 
Приблизну потужність підприємства (заводу) на шинах РУНН SНН ГПП 
визначаємо за формулою 
 
N N
SННГПП  Ко  (Р 2 2
ННТПі )  (QННТПі )  0,9 3768.62  6453.92  6726.3 кВА  
1 1
 
Дані про електричне навантаження інших цехів підприємства 
(заводу) приводяться у вигляді таблиці 2.5. Значення навантажень повинні 
відповідати вихідним даним, характеру і специфіці виробництва, загальної 
потужності підприємства тощо. 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 27 
 
 
Таблиця 2.5 – Відомості про електричні навантаження заводу 
  Q
Найменування Цехова Р Р роз, ос, цеху 
роз, цеху роз, ос, цеху Рроз у РНН ТП Qроз, цеху Qроз у QНН ТП SНН ТП SНН ГПП 
цехів підстанція кВт кВт кВт кВт квар квар кВт квар кВ·А кВ·А 
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 
Цех токарний, КТП-1 405,68 23,64 31,486 460,8 267,2 26 14,2 307,5 553,98  
насосна станція 
Цех фрезерний КТП-2 902 26,93 37,268 966,2 654,8 29,6 16 700,5 1193,41  
Цех розкрійний, КТП-3 552 24,24 34,234 610,5 400,8 26,6 14,7 441,1 753,766  
приміщення для 
працівників  
Цех КТП-4 900 24,72 32,64 957,4 653,4 27,2 14 694,6 1182,81  
зварювальний 
Цех КТП-5 804 22,32 33,12 859,4 583,7 24,5 14,2 622,5 1061,2  
фарбувальнийпм 
Цех КТП-6 540 20,74 36,4 597,14 392 22,8 15,6 430,5 736,146  
комплектувально
-складальний, 
склад 
Цех КТП-7 726 28,89 35,61 787,5 527 28,5 15,3 570,9 972,649  
випробувальний, 
 
Разом  4829,68       3768,63 6453,97 6726,3 
 
 
 
 
 
 
 
 2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень 
цеху та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних 
підстанцій 
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху 
У цьому пункті слід привести перелік переваг, які досягаються за 
рахунок встановлення трансформаторних підстанцій (ГПП, ТП) в умовному 
центрі електричних навантажень (ЦЕН). 
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують 
декілька методів. Враховуючи наявність впливу сукупності факторів на вибір 
місця розташування підстанції, доцільно використовувати достатньо точні 
методи, які дозволяють визначити координати ЦЕН (при похибці приблизно 
5 -10%). 
Використовуючи обрані методи, необхідно обчислити координати 
ЦЕН ХцЕН та УцЕН як для активної так і реактивної потужності. При цьому у 
якості навантаження Рроз. (Qрозі) має використовуватися розрахункове 
значення потужності (активної і реактивної відповідно), що отримано у 
попередніх розділах (або міститься у вихідних даних), а у випадку окремих 
електроприймачів - номінальна активна і реактивна потужність окремого ЕП. 
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунку 
представляють у вигляді відповідної таблиці. 
Розрахунки ЦЕН, враховуючи достатньо велику кількість 
електроприймачів цеху (декілька десятків), доцільно виконувати за 
допомогою відповідних прикладних комп’ютерних програмам. 
Необхідність (або відсутність) розрахунку координат ЦЕН реактивного 
навантаження має бути обґрунтовано. 
Якщо добові графіки навантажень істотно змінюються в часі, знайдені 
координати ЦІН не дозволяють остаточно вирішити задачу вибору місця 
розташування ГПП. В цьому випадку координати змінюються в часі в межах 
зони, обмеженої еліпсом. Параметри еліпсу розраховуються за відомими 
методиками. 
При вказаних розрахунках враховують наявність у цеху 
високовольтних двигунів, які є джерелами реактивної потужності, а також 
попередньо обраний спосіб компенсації реактивної потужності. 
 2.6.2Картограма електричних навантажень підприємства 
Головні понижувальні підстанції з метою економії електроенергії і 
металу рекомендується розміщувати в центрі електричного навантаження. 
Для встановлення ГПП поблизу ЦЕН підприємства часто існують 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 29 
 
обмеження, що накладаються технологічними особливостями, умовами 
генплану тощо. Перше уявлення про характер розподілу навантажень по 
території об’єкта отримують за допомогою картограми навантажень. 
Картограму навантажень будують на генеральному плані всього 
промислового підприємства. У якості приймачів електроенергії 
розглядаються самі цехи. 
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу 
навантажень на картограмі виконують різними способами. Найбільш простий 
з них полягає в зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень 
приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. В якості центру кола 
вибирають центр електричного навантаження приймача електроенергії 
(цеху), а радіус кола пов’язують з розрахунковою потужністю приймача; 
значення його знаходять з умови рівності розрахункової потужності в 
деякому масштабі площі кола 
Pроз   r 2 m
і
460.8
r   27.08
3.140.2  
де Ррозi - розрахункове електричне навантаження і-го приймача 
(підрозділу, цеху); 
г - радіус кола;  
m - масштаб. 
Кожне коло може бути розділено на сектори, площі яких дорівнюють 
відповідно силовому та освітлювальному навантаженню. В цьому випадку 
картограма дає уявлення не тільки про значення навантажень, але і про їх 
структуру. 
Оскільки при проектуванні систем промислового електропостачання 
вирішують і завдання визначення розташування джерел живлення для 
реактивних навантажень, рекомендується мати дві картограми: одну для 
активних, іншу для реактивних навантажень. 
Побудова картограм реактивних навантажень проводиться аналогічним 
способом. Реактивні навантаження можуть живитися від засобів компенсації, 
що розташовані в місцях споживання реактивної потужності, а також, 
наприклад, від синхронних компенсаторів і синхронних електродвигунів, що 
знаходяться у іншому місці. У зв’язку з цим, в загальному випадку, для 
відшукання оптимальних умов і місць установки джерел реактивної 
потужності потрібно знаходити окремо центри споживання реактивної 
потужності підприємства. 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 30 
 
У кожному з отриманих кіл виділяють сектори �� .ні ��ос.н, що відповідають 
силовому і освітлювальному навантаженням 
360 Р
  роз,цеху 360405.68
с.н   340  
(Р роз,цеху Рроз,ос,цеху) ) 405.68 23.63
                 (2.24)
360Р
  роз,ос,цеху 36023.6
oс.н  19.8  
(Р роз ,цеху Рроз,ос,цеху) ) (405.68  23.6)
            (2.25)
де ��і - величина сектору у градусах. 
Дані для побудови, що розраховані за формулами (2.24) - (2.25) 
картограми електричних навантажень зводяться у таблицю 2.6 
Таблиця 2.6 - Дані для побудови картограми електричних навантажень 
 P P
Найменування роз цеху роз оc. цеху P0,4 цеху  Pроз оc. m  ° ° r 
c.н  oc.н  
цеху 
Цех токарний, 2 3 5 6 7 8 9 
насосна станція 
Цех фрезерний 405,68 32,64 64,126 0,2 340 19,8 27 
Цех розкрійний, 902 26,93 64,198 0,2 350 10,4 39,2 
приміщення для 
працівників  
Цех зварювальний 552 24,24 58,474 0,2 345 15,1 31,2 
Цех фарбувальнийпм 900 24,72 57,36 0,2 350 9,6 39 
Цех 804 22,32 55,44 0,2 350 9,7 36,9 
комплектувально-
складальний, склад 
Цех випробувальний, 540 20,74 57,14 0,2 347 13,3 30,8 
 
Цех токарний, 726 25,89 61,5 0,2 348 12,4 35,4 
насосна станція 
 
Результати розрахунку теоретичного центру електричних 
навантажень також зводять у таблицю, що включає необхідні параметри 
установок та координати ЦЕН. 
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП 
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу 
навантаження по території об’єкта, умови оточуючого середовища, 
наявність зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно - 
будівельні обмеження . 
Слід уважно вибирати зону і місце розташування відкритих 
підстанцій і трас повітряних ліній електропередавання (ПЛ) з урахуванням 
рози вітрів і їх переважного напрямку. 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 31 
 
При виборі місця розташуванні цехової трансформаторної підстанції 
потрібно вказати у якої мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо зворотних 
потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно розрахованого 
ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі нормативи. 
Цехові трансформаторні підстанції (ТП) повинні розташовуватися поза 
межами цеху тільки при неможливості розміщення їх на території цеху, або 
у випадку, коли частина навантаження розташована поза межами цеху. 
Застосування цехових ТП, що розташовуються поза межами цеху, 
доцільно у наступних випадках: 
- при живленні від однієї підстанції декілька цехів; 
- при наявності у цеху вибухонебезпечних виробництв; 
- при неможливості розміщення підстанцій на території цеху за 
міркуваннями виробничого характеру. 
Обрана підстанція повинна займати мінімум корисної площі цеху, 
відповідати вимогам електричної та пожарної безпеки, та не створювати 
перешкод виробничому процесу 
Таблиця 2.7 – Центр навантаження 
Найменування цеху X Y 
Цех токарний, насосна станція 89 138 
Цех фрезерний 86 63 
Цех розкрійний, приміщення для 133 227 
працівників  
Цех зварювальний 220 226 
Цех фарбувальнийпм 302 227 
Цех комплектувально-складальний, 342 138 
склад 
Цех випробувальний, 346 63 
 
X ЦЕН 
460,8  44,5  966  43  610  66,5  957 110  859 151 597 171 787 173 103
 
460,8  966  610  957  859  597  787 103
109,96 м
YЦЕН = 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 32 
 
460,8  69  966  31,5  610 113,5  957 113  859 113,5  597  69  787 31,5 103
 
460,8  966  610  957  859  597  787 103
 76,9 м
 
 Кординати цетру навантаження Х=109,96м., Y=76,9м.
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 33 
 
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 уводу (ПГУ) [3,4 ]. 
Живлення ГПП, ПГУ від мереж енергосистеми повинне виконуватися 
не менше ніж по двох лініях, підключених 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. 
Джерела живлення максимально наближають до електроустановок 
споживача, скорочуючи кількість ступенів проміжних трансформацій. 
Вибір конкретної схеми здійснюється за результатом всебічного 
аналізу вимог до системи електропостачання, величини, характеру та 
особливостей навантаження підприємства, надійності електропостачання, 
місцевих умов та інших факторів. Вибір розпочинається с розгляду 
можливості застосування різних схем із діючих типових [4], починаючи від 
найпростіших «блочних» до більш складних «спрощених» та схем «містків». 
На рисунках 3.1 та 3.2 приведено типові схеми розподільчих 
установоквисокої напруги (РУВН).  
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 34 
 
 
Рисунок 3.1 – Схеми РУВН “35-2”, “110-2”,“150-2”, “220-2” [4] 
Два блоки лінія – трансформатор з вимикачами і неавтоматичною 
перемичкою з боку ліній електропередавання. 
Примітка 1. Роз’єднувачі, позначені *), установлюють у разі наявності живлення зі 
сторони середньої напруги (СН). 
Примітка 2. Трансформатори напруги встановлюють у разі потреби. 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 35 
 
 
Рисунок 3.2 – Схеми РУВН “110-3”,“150-3”, “220-3” [4]. 
Місток з вимикачами в колах ліній електропередавання і ремонтною 
перемичкою з боку ліній електропередавання. 
Примітка. Трансформатори струму, позначені*), установлюють за відповідного 
обгрунтування. 
Схеми РУ підстанцій (ПС) при конкретному проектуванні 
розробляються з врахуванням схем розвитку енергосистеми, схем 
електропостачання району чи об’єкта та інших робіт з розвитку електричних 
мереж. Для обраної схеми, використовуючи її особливості, переваги і 
недоліки, наводяться основні вимоги по роботі схеми у нормальному і 
післяаварійному режимах при відключених кількох приєднаннях з 
урахуванням допустимого навантаження обладнання, що залишається в 
роботі. 
Далі оцінюється спроможність схеми РУВН забезпечувати необхідну 
надійність роботи РУ, проведення ремонтних та експлуатаційних робіт на 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 36 
 
окремих елементах схеми без відключення приєднань або з відключенням 
приєднань. 
Вказується, яким чином забезпечується виконання вимог щодо 
забезпечення необхідної надійності роботи РУ, виходячи з умов 
електропостачання споживачів відповідно до категорій електроприймачів і 
транзитних перетоків потужності по міжсистемним і магістральним 
зв’язкам. 
Попередньо визначається, якого типу (відкритого чи закритого і чому) 
буде РУ. 
Вказаний підхід зберігається при виборі і обґрунтуванні схем РУНН. 
Для прикладу на рисунку 3.3 наведена електрична схема типової 
розподільчої установки у складі цехової ТП [4]. 
 
Рисунок 3.3 – Схема РУ НН “10-7” – одна секціонована роз’єднувачами 
система шин 
 
Примітка 1. Замість роз’єднувачів у колі силових трансформаторів дозволено 
застосовувати вимикачі навантаження. 
Примітка 2. У разі приєднання до РУ ПС у конструктивному виконанні щоглової 
трансформаторної підстанції (ЩТП) або комплектної трансформаторної підстанції (КТП) 
тільки кабельних ліній електропередавання обмежувачі перенапруг нелінійні ( ОПН ) або 
розрядники на системах шин не установлюють  
Примітка 3. Роз’єднувачі, помічені *), у колі ОПН (розрядників)  установлюють тільки в  
разі застосування камера закритої з одностороннім обслуговуванням (КЗО) або шаф 
комплектної розподільчої установки (КРУ)  
 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 37 
 
3.2Розрахунок перерізу живлячої мережі 
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків 
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії (КЛ) застосовують при 
забрудненій атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними 
документами. 
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони 
повинні відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого 
нагріву з урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а 
також режимів у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу 
струмів між лініями. Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається  
згідно ПУЕ. 
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною 
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами 
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірені, 
при необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності. 
На цьому етапі проектування попередньо визначається переріз 
живлячих 
ліній Вихідними даними служать номінальна напруга Uном РУВН і приблизна 
потужність у силових трансформаторах ГПП 
Потужність SВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано втрати 
потужності у силових трансформаторах ГПП  
N N
SВНГПП  Ко (PННТП  Р )2
Т  (Q  Q )2 
і ННТПі Т
1 1
 0,9 (5238134.5)2  (3768 672.6)2  6274 кВА  
РТ  0,02  SННГПП  0,02 6726,3 134,5 кВТ (3.1)
                    
QТ  0,1 SННГПП  0,16726,3  672.6 квар
де P  і Q  – втрати трансформаторі ГПП відповідно активної і реактивної 
T T
потужності. 
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії визначається згідно виразу 
S
I ВНГПП
роз   6272
К  0,85  44 А  
2 3 зав.Л
U 21,7335
ном                      (3.2)
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. 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 38 
 
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 
І роз  кІдоп,Т  
44 1130А                                                 (3.3)
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, 130 А; 
к – коефіцієнт,що враховує фактичну розрахункову температуру 
середовища; 
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим 
відключення однієї з ліній живлення) 
2І роз  ккдоп Ідоп,Т
244 11, 25130  
88А 162,5А                                                               (3.4)
де кдоп - допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1, 25 ; 
 - на мінімальний переріз згідно механічної міцності, відповідно до 
місця розташування підприємства, визначається величина стінки ожеледі, за 
її товщиною визначається мінімальна площа перерізу; 
 - на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ у 
залежності від напруги. 
Використовуючи формули (3.1) – (3.4) обираємо для повітряної лінії 
провід певної марки з необхідним перерізом. 
З опчислень випрали провіт марки АС-35/6,2 
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП 
В залежності від параметрів ліній електропередавання (ЛЕП) − 
повітряних ліній (ПЛ) або кабельних ліній - по яких  передається 
електроенергія від системи до ГПП підприємства, втрати напруги мають 
істотно різну величину. 
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці 
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних 
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.4): 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 39 
 
 
Рисунок 3.4 – Схема заміщення фази ділянки мережі  
На рисунку 3.4 ��1, ��2- 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 /
∆��ф 
Uф  Іа R  I p X  I (R cos  X sin)
  
Uф  Іа R  I p X  87,3 19,5  62,8 10  2330,35 В                                    (3.5)
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф) складова падіння 
напруги в лінії //
δUф  
Uф  Іа Х  І р R  I (X cos  Rsin)
 
Uф  Іа Х  І р R  62,8 19,5  87,3 10  351,6В                         (3.6)
Знаючи складову падіння напругу ΔUф, можна визначити, відповідно, 
вектор напруги на початку ділянки 
U U U U j
ф1 ф2 ф ф2 Uф  jUф Uф2  (Iа R  I p X )  j(Ia X  I p R) Uф1e   (3.7) 
де модуль Uф1 цієї напруги 
Uф1  (Uф2 U  )2
ф  (U  )2
ф  (35000  2330,35)2  (351)2  37,3кВ                                  
(3.8) 
та його фаза     
U 
 351,6
 arctg ф   0,000043                       (3.9) 
Uф2 Uф 35000  2330,35
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 40 
 
Таким чином, визначено параметри падіння напруги ΔUф. Втрата 
напруги» ΔUф, для ділянки електричної мережі 
Uф  Uф1  Uф2  37,335  2,3 кВ  
                              (3.10)
 
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі 
має вид 
 
Рисунок 3.5 - Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки 
електричної мережі 
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для 
будь-якої кількості ділянок лінії отримаємо 
n
U   3Uф  3 (Ii ri cosi  Ii xi sini )  
i1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна 
вважати, що падіння напруги A Ui дорівнює його поздовжній складовій AU/. 
Тоді втрати напруги ΔU приблизно визначається за формулою 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 41 
 
   PR Q X PR Q X
U U  3(I R  I X )  i i i i
a p 
U i Uном
U U   3(Ia R  I p X ) 1,73(87,319,51062,8)  2894
I р  3768 / (1,735)  62,8  
Iа  5238 / (1,735)  87,3
R  R0 l 19.5
X  X 0 l 10                 (3.12)
 
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу 
підставляється номінальна напруга Uном ділянки. 
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими 
формулами. 
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при 
проектної потужності складають 
 U
U (%)  100%
Uном  
U (%)  0.8%                                                             (3.13)
Отримані значення порівнюються з допустимими [7]. За результатами 
аналізу втрат напруги визначається, чи здатні вибрані параметри провідника 
забезпечити передачу необхідної потужності до ГПП при допустимих 
втратах напруги. При необхідності проводиться уточнення параметрів 
провідника. 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 42 
 
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ 
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ 
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції залежить від 
величини та характеру електричного навантаження, категорії 
електроприймачів за надійністю електропостачання. При цьому враховують 
експлуатаційні вимоги, конфігурацію і розміщення основного навантаження, 
умови оточуючого середовища, охолодження, електричної і пожежної 
безпеки. 
4.1 Вибір трансформаторів ГПП 
Кількість трансформаторів, яку треба встановити на ПС (ГПП), у 
першу чергу залежить від категорії споживачів. Згідно ПУЕ, розділ 1 [2], 
електроприймачі І категорії треба забезпечувати електроенергією від двох 
незалежних взаєморезервуючих джерел живлення, і перерву їх 
електропостачання в разі порушення електропостачання від одного з джерел 
живлення можна допускати лише на час автоматичного відновлення 
живлення. Електроприймачі II категорії необхідно забезпечувати 
електроенергією від двох незалежних взаєморезервуючих джерел живлення. 
Для електроприймачів II категорії в разі порушення електропостачання від 
одного з джерел живлення переривання електропостачання є допустимим на 
час, необхідний для увімкнення резервного живлення діями чергового 
персоналу або виїзної оперативної бригади. 
Таким чином, як правило головна понижуюча підстанція підприємства 
містить два трансформатора. 
Вибір трансформаторів виконується з урахуванням допустимого 
навантаження в нормальному режимі та при аварійних перевантаженнях. 
При цьому у разі виходу із роботи одного трансформатора 
трансформатор, той що лишився в роботі, повинен забезпечити роботу 
підприємства на час заміни пошкодженого трансформатора з урахуванням 
можливого обмеження навантаження без втрат для основної діяльності 
підприємства та з використанням допустимого перенавантаження 
трансформатора [3]. При цьому враховується як перевантажувальна здатність 
трансформаторів, так і можливість обмеження споживачів без збитків для 
основної діяльності підприємства. Найбільш коректним шляхом врахування 
вказаних характеристик є використання технічної документації на конкретні 
силові трансформатори, які рекомендується обрати попередньо. Така 
документація містить, як правило розділ «Керівництво по навантаженням 
трансформаторів», 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 43 
 
у якому, в том числі, приведені норми тривалих цілодобових навантажень 
(перевантажень), а також допустимих аварійних навантажень з можливим 
підвищеним зносом. 
У загальному випадку вибір потужності трансформаторів здійснюється 
з врахуванням реальних графіків навантаження підприємства. Але так як 
формат випускної кваліфікаційної роботи бакалавра передбачає вихідні дані 
у вигляді середніх навантажень цехів підприємства, вибір здійснюється за 
спрощеною методикою. 
Потужність ST кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо оцінюється 
згідно виразу 
S
S  пр
T 2kz  
де Sпр - приблизне загальне навантаження об’єкта, 
kz - коефіцієнт завантаження. 
Загальне навантаження об’єкта Бпр визначається з використанням формули 
(3.1) 
N N
Sпр  SВНГПП  Ко  (PННТП PТ )2  ( Q 2
і  ННТП Q )
і T
i i = 
=0,9∙√49 415769=6326кВА                                      (4.2) 
 
Активна і реактивна складова втрат у відповідному трансформаторі Т 
визначаються за виразами 
PT  0,02SННГПП = 
=150кВт                                                        (4.3) 
QT  0,1SННГПП = 
=747квар                                                       (4.4) 
де SНН ГПП повна потужність на шинах низької напруги, що визначається за 
співвідношенням (2.23). 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 44 
 
Потужність ST кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо 
оцінюється згідно виразу 
S
S  пр
Т  6326 / 2 0,7  4 518,6 кВА                                        (4.5) 
20,7
По отриманому значенню потужності ST вибирається найближча 
номінальна потужність трансформатора Sном Т • Якщо різниця між 
потужностями SТ і найближчою потужністю Sном Т незначна (± 10 %), то 
зазначена Sном Т приймається до подальшого розгляду. У іншому випадку 
розглядається варіант з більшою і меншою стандартною потужністю 
трансформатора відносно SТ • 
На основі розрахунків приймається номінальна потужність 
трансформатора і вказуються його параметри. 
У післяаварійному режимі (при вимиканні одного з двох 
трансформаторів) для надійного електропостачання усіх або значної частини 
споживачів ГПП передбачається живлення від трансформатора, який 
залишився у роботі, в межах допустимого його перевантаження (згідно 
документації на нього). 
Номінальна потужність Sном Т трансформатора ГПП має відповідати 
двом наступним очевидним умовам. 
По-перше, номінальна потужність одного з них не повинна бути менше 
половини розрахункового повного навантаження Sпр тому що в разі 
аварійного 
вимикання одного з трансформаторів і автоматичним вмиканням секційного 
вимикача РУ НН, інший трансформатор бере на себе все навантаження 
підстанції. Цю умову можна записати так 
S
S  пр
ном 2  
6 300≥3 162                                                  (4.7) 
По-друге, повинна також виконуватися умова 
S
S пр
ном  K2.a  
6 300≥5 727                                                 (4.8) 
де Sпр(6 ст.).а- розрахункове повне навантаження у після аварійному режимі для 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 45 
 
даного конкретного підприємства з врахуванням можливого обмеження 
навантаження у цьому режимі; 
К2.а- коефіцієнт, який визначає величину допустимого перевантаження 
залежно від тривалості перевантаження, температури повітря та величини 
попереднього навантаження. 
Співвідношення між коефіцієнтами допустимого перевантаження 
масляних трансформаторів в післяаварійному режимі і коефіцієнтами 
завантаження трансформаторів дво-трансформаторної підстанції в 
нормальному режимі наведені в [3] (таблиця 11.1). 
У загальному випадку використовують нормативну документацію та 
експлуатаційну документацію на трансформатор. Для визначення 
навантажувальної здатності проводять розрахунки за допомогою відповідних 
комп’ютерних програм. 
З даних розразунків ми обрали трансформатор ТМН 6300/35. 
 
 
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з 
врахуванням компенсації реактивної потужності 
При вирішенні цього питання керуються такими положеннями: 
- число трансформаторів на підстанції визначається з умови 
надійності живлення з урахуванням категорії споживачів електроенергії; 
- намічаються можливі варіанти потужності трансформаторів з 
урахуванням допустимого їх перевантаження в робочому і післяаварійному 
режимах, і на підставі техніко-економічного зіставлення вибирається 
прийнятний варіант з урахуванням можливого збільшення навантажень. 
Цехові трансформаторні підстанції, що живлять силові і, як правило, 
освітлювальні електроустановки промислових підприємств, є основними 
електроустановками системи розподілу електроенергії напругою до 1 кВ. 
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, в основному, 
вимогами надійності живлення споживачів [3]. 
Визначальними факторами при виборі одиничної потужності 
трансформатора є витрати на живлючу мережу 0,4 кВ, втрати потужності в 
живлячій мережі і в трансформаторах, витрати на будівельну частину ТП. 
Якщо значення густини навантаження 0,2 кВ • А / м2 і більше, доцільно 
застосовувати трансформатори потужністю 400кВ • А , 630кВ • А і 1000кВ • 
А ; якщо густина навантаження (0,2- 0,3)кВ • А/м2 - економічною є 
потужність 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 46 
 
трансформаторів 1000 кВ • А; якщо густина навантаження більше ніж 0,3 кВ 
• А / м2 доцільно застосовувати трансформатори потужністю 1600 кВ • А і 
2500кВ • А . 
Кількість типорозмірів трансформаторів на одному підприємстві має 
бути мінімальним. 
При цьому живлення ЕП I та II категорії передбачають від 
двотрансформаторних підстанцій. 
Попередньо обираються можливі варіанти потужності 
трансформаторів ТП з урахуванням допустимого перевантаження в робочому 
і після аварійному режимах. 
Існує декілька методик розрахунку числа та потужності цехових 
трансформаторів з врахуванням компенсації реактивної потужності. Один з 
можливих шляхів вибору числа і економічної потужності цехових 
трансформаторів одночасно з вибором низьковольтних батарей 
конденсаторів (НБК) приведено нижче. Загальна послідовність розрахунків 
наступна. 
Вибирається економічне оптимальне число цехових трансформаторів 
NT.E. та економічне оптимальне значення потужності НБК QНКl. 
Визначається додаткова потужність НБК QНК2 з метою оптимального 
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою 10 (6) 
кВ. 
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе 
                                               QНК QНК1 QНК 2 80,69 квар (4.9) 
сум
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової потужності 
SномТ, що призначені для живлення технологічно зв'язаних навантажень 
дорівнює: 
P
N max
min  N  2  
кзаван SномТ                                  (4.10) 
де Рmах - максимальне активне навантаження даної групи трансформаторів, 
кВт; 
Sном Т - номінальна потужність трансформатора, кВА; 
∆N - дробовий доданок до найближчого цілого числа. 
кзаван - коефіцієнт завантаження трансформатора. 
Для трансформаторів цехових підстанцій слід, як правило, застосовувати 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 47 
 
наступні коефіцієнти завантаження: 
- для цехів з переважним навантаженням I категорії при дво- 
трансформаторних підстанціях - 0,65 - 0,7; 
- для цехів з переважним навантаженням II категорії при одно- 
трансформаторних підстанціях з взаємним резервуванням трансформаторів - 
0,7 - 0,8; 
- для цехів з переважним навантаженням II категорії з можливістю 
використання централізованого резерву трансформаторів і для цехів з 
навантаженням III категорії - 0,9 - 0,95 [3]. 
Економічна кількість трансформаторів Ке знаходиться за виразом 
Ne  Nmin  m 1.045  0.95  2                                (4.11) 
де m - додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [8] у 
функції Nmin і ∆N. 
За рахунок АК та т з'являється некомпенсована потужність QmaxT, яка 
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона 
за формулою 
Qmax T  (N к S )2  P2
e заван.ф номТ max  (20,43967630)2  460,8062  307,493 квар  
  (4.12)
де к SТП
заван.ф- фактичний коефіцієнт завантаження, кзаван.ф    
Ne SномТ
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів 
QHK1 складе 
QНК1  Qmax 0,4 QmaxT  0                                       (4.13) 
де Qм0,38 - сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш 
завантажену зміну, квар. 
При QНКl < 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не 
потрібно. 
Додаткова потужність статичних конденсаторів QНК2 з врахуванням 
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою 
QНК 2  Qmax 0,4 QНК1   Ne SномТ  307,5  0  0,182630  80,69 квар     (4.14) 
де �� - розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників К1, 
К2, схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі. 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 48 
 
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько- та 
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної 
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній 
роботі - 12, однозмінній - 24. 
Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та потужність 
трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з довідковими 
даними. 
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2 < 0, тоді додатково 
встановлювати конденсаторні батареї не потрібно. 
У результаті розрахунків за співвідношеннями (4.9 ) - (4.14) 
вибирається кількість і потужність трансформаторів, а також сумарна 
реактивна потужність батарей статичних конденсаторів. 
Результати вибору приводиться у вигляді таблиці «Вибір кількості та 
потужності цехових трансформаторів та НКБ». 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 49 
 
Таблиця 4.1 – Вибір кількість та потужність цехових трансформаторів та НКБ 
Споживач Nmin m Ne Кзаван.ф Qmax QНК1 QНК2 QНКсум Тип НКБ NНКБ Сумарна 
(ТП) Потужність 
батареї 
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 
КТП-1 1,05 0,95 2 0,44 307.5 0 80,69 80,69 УК-4-,38-100 У3 2 200 
КТП-2 1,38 0,62 2 0,597 700.5 0 340,5 340,5 УК-4-,38-300 У3 2 600 
КТП-3 1,38 0,62 2 0,598 442.1 0 215,3 215,3 УК-4-,38-200 У3 2 400 
КТП-4 1,36 0,64 2 0,591 694.6 0 334,6 334,6 УК-4-,38-300 У3 2 600 
КТП-5 1,23 0,77 2 0,53 622.5 0 262,5 262,5 УК-4-,38-300 У3 2 600 
КТП-6 1,35 0,65 2 0,58 430.5 0 203,7 203,7 УК-4-,38-200 У3 2 400 
КТП-7 1,125 0,875 2 0,486 570.9 0 210,87 210,87 УК-4-,38-200 У3 2 400 
 3200 
 
 
21 
 
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві 
Заходи з компенсації реактивної потужності застосовують на основі 
техніко - економічних розрахунків, виконаних комплексно на базі єдиного 
перспективного плану розвитку даного району з урахуванням балансу 
реактивної потужності, виходячи із допустимих меж коливань напруги та 
спотворення форм кривої напруги і струму, встановлених ДСТУ БК 
50160:2014 
[7]. 
Вибір засобів компенсації повинен виконуватися одночасно з вибором 
усіх елементів живлячої і розподільної електричної мережі для нормального і 
післяаварійного режимів роботи [8]. 
Компенсація реактивної потужності є невід’ємною частиною завдання 
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності 
одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових 
підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії. 
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [10]. 
При виборі засобів компенсації реактивної потужності у мережі 10 кВ 
вихідними даними є максимальна реактивна потужність 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 QT Qек Qнк.ф  0,94357,627  747  850 1648,2  2170,637 квар  
де кнс - коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого 
навантаження промислового підприємства з максимумом навантаження 
енергосистеми (чисельні значення коефіцієнту  кнс визначаються за 
довідковими даними); 
Qmax - розрахункова реактивна потужність підприємства, квар; 
∆QT- сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторах, квар; 
Qек - економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в 
часи її максимуму навантаження, квар; 
ΣQнк.ф - сумарна встановлена потужність низьковольтних конденсаторів, 
квар. 
Згідно отриманого значення приймаються до встановлення за 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 51 
 
довідковими даними високовольтні конденсаторні установки з потужністю, 
що дорівнює розрахунковому значенню, поділеному на кількість секцій шин 
підстанції, що проектується. 
Тип КУ УКРМ-6,3(10,5)-1000кВар, 2шт.
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 52 
 
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО 
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) кВ 
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції 
внутрішньозаводської мережі 
Розподіл електроенергії на промисловому підприємстві виконують за 
радіальною, магістральною або змішаною схемами в залежності від 
територіального розміщення навантажень, величини потужності, яку 
потребує підприємство, надійності живлення та інших характерних 
особливостей об’єкта [3]. 
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). У розділі вказується, у якої мірі вони враховані і 
чому 
Вказується, за якою схемою здійснюється внутрішньозаводський 
розподіл електроенергії (наприклад, магістральною) і чому. 
На рисунку 5.1. для прикладу приведено одноступеневу радіальну 
схему розподілення електроенергії на підприємстві.  
 
Рисунок 5.1 - Одноступенева радіальна схема розподілення 
електроенергії
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 53 
 
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж 
Провідники будь-якого призначення мають задовольняти вимогам 
щодо  
гранично допустимого нагріву з урахуванням не тільки нормальних, а й після 
аварійних режимів, а також режимів у період ремонту і можливих 
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо [2]. 
Температура нагріву струмовідних частин кабелів, проводів і шин не 
повинна перевищувати значень, наведених у табл. 1.3.1 - 1.3.3 ПУЕ [2]. 
Під час перевірки на нагрів приймається півгодинний максимум струму, 
найбільший із середніх півгодинних струмів цього елемента мережі. 
При визначенні перерізу жил кабелів для живлення цехових ТП за 
розрахункову потужність кожного трансформатора приймають максимальне 
навантаження (Рmax10 і Qmax10) з врахуванням втрат потужності в 
трансформаторі. Втрати активної ∆Рт та реактивної ∆Qт потужності в 
трансформаторі з достатньою для практики точністю приймають рівними 
відповідно 2 % и 10 % повної максимальної потужності із сторони низької 
напруги трансформатора 
Рmax10  Pроз0,4 РТ  Рроз0,4  0,02 SномТ = 
=460,8+0,02∙630=473,4 кВт                                   (5.1) 
Qmax10 Qроз0,4 QТ Qроз0,4  0,1SномТ = 
=307,5+0,1∙630=370,5квар                                      (5.2) 
де Рроз 0,4, Qроз 0,4 - розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ (активне, 
реактивне). 
Розрахункова потужність лінії з урахування електричної схеми 
живлення визначається за співвідношенням 
SЛ  (Рmax10s )
2  (Q 2
max10s )  361 377,8  601,1 кВА  
і
де Рmax10i,Qmax10i  - відповідно розрахункова активна і реактивна потужність 
лінії і-го трансформатора з врахуванням втрат в трансформаторах, що 
розраховані за співвідношеннями %, 5.1 - 5.2). Розраховані дані заносимо у 
таблицю 5.1.
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 54 
 
Таблиця 5.1 - Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП 
 Рроз 0,4 Qроз Sном Т Рmax 10 , Qmax S Л, 
ТП кВт 0,4 , кВт 10 , кВ·А 
квар кВ·А квар 
1 2 3 4 5 6 7 
КТП-1 460,8 370,5 630 473,4 370,5 601,1 
КТП-2 966,2 700,5 1000 986,2 800,5 1270,2 
КТП-3 610,5 442,1 630 623 505,1 802, 
КТП-4 957,4 694,6 1000 977,4 794,6 1259,6 
КТП-5 859,4 622,5 1000 879,4 722,5 1138,2 
КТП-6 597,1 430,5 630 609,7 493,5 784,4 
КТП-7 787,5 570,9 1000 807,5 670,9 1049,8 
Перевірку обраного кабелю на допустимий струм в нормальному 
режимі роботи здійснюють за співвідношенням 
I роз ,Л  Ідоп К1 К2   
де К1 - поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та повітря 
К1 = 1,05; 
К2 - поправний коефіцієнт, що залежить від кількості числа кабелів 
прокладених паралельно; 
Ідоп - тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних умовах. 
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається 
за виразом 
2  I роз,Л  Ідоп К1 К2 К3  
2∙81,9≤180∙1,04∙0,84∙1,25 
163,8≤196,56 А 
де К3 - допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3. 
«Настановою з проектування систем електропостачання промислових 
підприємств» [3] визначено, що «під час проектування електропостачання 
потрібно передбачити заходи і пристрої для забезпечення якості 
електроенергії відповідно вимогам ГОСТ 13109 та ДСТУ ЕК 50160». 
Тому втрата напруги Ди в лінії в нормальному режимі роботи повинна 
бути не більш 5% • Uном або 10% • Uном і визначається за виразом : 
U  3  I розЛ LКЛ (ro cos  xo sin)
= 
=1,73∙81,9∙0,048∙(0,45∙0,87+0,345∙0,48)=3,78 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 55 
 
де LКЛ - довжина лінії, км; 
г0, х0 - відповідно питомий активний і реактивний опір лінії, Ом/км;  
cos�� - коефіцієнт потужності навантаження лінії. 
Результати розрахунків для кабельних ліній заносяться в таблицю 5.2. 
Таблиця 5.2 - Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ 
Ділянка LКЛ , S Л, Іроз Л , Fек , Ідоп , Прийнята  
кабелю м кВА А мм2 А F, Марка 
мм2 кабелю 
1 2 3 4 5 6 7 8 
1 48,5 601,1 81,9 58,5 180 70 ААБл 6 3х70 
2 86,7 1270,1 170,6 121,9 218 125 ААБл 6 3х125 
3 39 802,1 107,8 77 213 95 ААБл 6 3х95 
4 15 1259,6 169,1 120,8 218 125 ААБл 6 3х125 
5 36 1138 152,1 108,7 218 125 ААБл 6 3х125 
6 41,5 784,4 105,5 75,3 213 95 ААБл 6 3х95 
7 80,7 1049,8 139,7 99,8 213 95 ААБл 6 3х95 
Переріз ліній живлення до розподільчих пунктів РП 10 визначається з 
врахуванням потужності електроприймачів, що приєднані до РП.
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 56 
 
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ 
ВИЩЕ 1000 В 
6.1 Вихідні дані для розрахунків 
Загалом для СЕП великих підприємств урахування явищ, що 
характеризують процес КЗ, при розрахунку параметрів режиму – справа 
трудомістка. Точне визначення струмів та напруг КЗ являє собою громіздке 
завдання, розв'язуване з використанням методів розрахунку, орієнтованих на 
застосування засобів обчислювальної техніки. 
Для вирішення більшості практичних завдань проектування та 
експлуатації СЕП допустима деяка похибка у визначенні струмів КЗ, 
значення якої необхідно співвідносити з цільовим призначенням розрахунку. 
Тому можливе введення низки обмежень та припущень, що ідеалізують та 
спрощують опис процесу КЗ і дають змогу використовувати уточнені або 
спрощені методи розрахунку. 
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для 
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. Вона 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 цього здійснюють перехід 
від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого – в заміні окремих 
елементів електричними еквівалентами, з'єднаними у такій же послідовності. 
Розрахунок ведемо згідно чинного держстандарту  методом точного зведення 
в іменованих одиницях. 
Точне зведення в іменованих одиницях виміру полягає в перерахуванні 
значень показників елементів на ступень напруги, який називають основним. 
Таким може бути будь-який ступень напруги СЕП, у тому числі – й 
фіктивний. 
Зведення значень параметрів режиму Ei , Ui , Ii  та опору zi елемента в 
іменованих одиницях з i–го ступеня напруги, віддаленого від основного 
кількома послідовно ввімкненими трансформаторами з фактичними 
коефіцієнтами трансформації n1, n2 , ..., nm , здійснюється за 
співвідношеннями: 
E  =  Ei  n1  n2   nm ;                                   (6.1) 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 57 
 

U = Ui  n1 n2    nm ;                                    (6.2) 
 
 I
I  =  i                                         ( 6.3) 
n1 n2   nm
 

z  =  zi  n 2
1  n2    nm . ,                              (6.4) 
   
де E, U, I, z  – зведені величини, а коефіцієнт трансформації ni  кожного 
трансформатора визначають як відношення напруги холостого ходу обмотки, 
зверненої до основного ступеня напруги, до напруги холостого ходу 
обмотки, зверненої до ступеня напруги, де міститься елемент, параметри 
якого зводяться. 
 Якщо первинні параметри режиму E* (ном) , U* (ном) , I* (ном)  та опір 
z* (ном)  елемента задані у відносних одиницях виміру щодо номінальних умов 
(номінальна напруга Uном  та потужність Sном  на i-му ступені напруги), то 
їхні зведені до основного ступеня напруги значення в іменованих одиницях 
виміру встановлюють за виразами: 
  
E = E *(ном) i Uном n1 n2    nm ;                            (6.5) 
 

U = U* (ном) i Uном n1 n2   nm ;                            (6.6) 
 
 S
I = I ном
* (ном) i ;                             (6.7) 
3 Uном n1 n2   nm
 
 U2
z = z ном 2
* (ном) i   n1  n2    nm  ;                            (6.8) 
Sном
 
 U
z = z  ном 2
 * ном і  n
 1 n2   nm  .                         (6.9) 
3 I ном
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 58 
 
 У схемі заміщення, де значення показників елементів зведені за 
вказаними співвідношеннями, обчислені значення параметрів режиму будуть 
натуральними тільки для основного ступеня напруги. Для іншого ж ступеня 
напруги СЕП натуральні значення струму та напруги визначають 
перерахуванням за відповідними коефіцієнтами трансформації 
трансформаторів між шуканим і основним ступенями.  
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання є 
прийнята схема електропостачання, величина потужності короткого 
замикання на шинах районної підстанції та конкретні дані елементів схеми 
заміщення. 
Для розрахункової схеми (рисунок 6.1) складаємо схему заміщення, 
виходячи з розрахункових умов і враховуючи прийняті у стандарті [11, 12] 
припущення.  
 
Рисунок 6.1 – Розрахункова схема розрахунку КЗ 
 
Схему складаємо однолінійною (рисунок 6.2). 
 
Рисунок 6.2 – Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 59 
 
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є: 
– номінальна напруга енергосистеми UC =35 кВ : 
– потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1600 МВ А ; 
– довжина повітряної лінії lПЛ = 25 км . 
Середнє розрахункове значення питомого індуктивного опору складає 
для повітряних ліній напругою 6–220 кВ хПЛ, пит = 0,4 Ом/км . 
Для обраних кабельних ліній хкаб. пит = 0,4 Ом/км ; rкаб. пит =0.78 Ом/км  
[19].  
Необхідні дані по силовим трансформаторам беремо із каталогів після 
вибору типа трансформатора: 
– номінальна потужність S ном. Т = 6,3 МВ А ; 
– напруга КЗ UКЗ =10% ; 
U 35
– фактичний коефіцієнт трансформації n = ном В  = . 
Uном Н 10
За основний ступень напруги приймаємо довільно першу ступень 
(рисунок 6.2). Розподіл елементів схеми за ступенями напруги буде 
наступним: 
– І ступень, (основна): ХС , ХПЛ . 
– ІІ ступень: ХТ , Х2 , X5, X7 , R2, R5, R7 ,  
де ХТ  – індуктивний опір силового трансформатора, Х2 , X5, X7 , R2, R5, R7   
– індуктивний та відповідно активний опори кабельних ліній Л2, Л5, 
Л7. 
Розрахуємо значення показників елементів схеми заміщення обраним 
методом, використовуючи для цього формули (6.1) – (6.9), які для 
індуктивних опорів мають вид: 
– приведений до основного ступеня індуктивний опір системи 
 
2
 U2
2 35 103  2
Х C
С = n   1  0.76 Ом ; 
S 6
КЗ 1600 10
 
– приведений до основного ступеня індуктивний опір повітряної лінії 
  
 2 2
ХПЛ = lПЛ  хПЛ, пит  n  25 0,4  1 10 Ом ; 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 60 
 
– приведений до основного ступеня індуктивний опір силового 
трансформатора  
 3 2
 U U2 2
КЗ  ном. Н  2 10 10 10  35
ХТ = n    19.4 Ом ; 
100 Sном Т 100 6,3 106  
10 
 
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної 
лінії Л2 
 2
2  35
Х = х 
2 каб. пит LКЛ 2 n =0,4 0,16     0.784 Ом ; 
10 
 
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної 
лінії Л5 
 2
2 35
Х5 = хкаб. пит LКЛ 5  n =0,4 0,16   
   0.784 Ом ; 
10 
 
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної лінії 
Л7 
 2
Х = х L n2 35
7 каб. пит КЛ 7 = 0,4 0,15   
   0.7105 Ом ; 
10 
 
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л2 
 
 2
2  35
R 
2  = rкаб. пит LКЛ 2  n  = 0.78 0,16    1.53 Ом ; 
10 
 
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л5 
 
 2
R 2 35
5  = rкаб. пит LКЛ 5 n  = 0.78 0,16   
10 
1.53 Ом; 
 
 
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л10 
 
 2
2 35
R7 = rкаб. пит LКЛ 7 n  = 0.78 0,145   
  1.385 Ом . 
10 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 61 
 
Таким чином, нами розраховано всі елементи схеми заміщення 
методом точного зведення в іменованих одиницях. 
6.2 Розрахунок струмів з трифазного короткого замикання в 
характерних точках 
На практиці здебільшого 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 
КЗ, ударний струм, значення періодичної та аперіодичної складових для 
заданого моменту часу тощо.  
Для найбільш характерних обраних точок короткого замикання К1–К5 
розраховуємо початкове значення періодичної складової струму КЗ, ударний 
струм. 
Струм короткого замикання визначаємо згідно закону Ома, який для 

зведених величин I, U, z  буде мате вид: 
 
U
I КЗ =  ,                                             (6.10) 
zΣ

де I КЗ  – зведений до основного ступеня струм КЗ короткозамкненого 
ланцюга;  

zΣ  – сумарний зведений до основного ступеня опір коротко замкнутого 
ланцюга (одної фази);  
U  – зведена до основного ступеня фазна напруга енергосистеми:  
 U 35 103
U = c  n1 n2    nm   20231 В . 
3 3
 Відмітимо, що обчислені значення струму КЗ будуть натуральними 
тільки для основного ступеня напруги (І ступень). Для другого ступеня 
напруги СЕП натуральні значення струму та напруги визначають 
перерахуванням за відповідними коефіцієнтами трансформації 
трансформаторів між шуканим і основним ступенями згідно (6.3 ), а саме 
ІКЗ, і = ІКЗ, і  n . 
 
Позначимо ZΣ(К1) - ZΣ(К5)  – сумарний приведений до основного 
ступеня опір короткозамкнених ланцюгів з точками замикання К1– К5 
відповідно. Знайдемо сумарний опір для кожної точці КЗ. 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 62 
 
Точка короткого замикання К1: 
    
Z  Х = ХС + ХПЛ  = 0.76 + 10 =  10,76 Ом . 
К1 К1
 
Точка короткого замикання К2: 
     
Z  Х = ХС +ХПЛ +ХТ = 0,76 + 10 + 19,4  30,16 Ом . 
К2 К2
 
Точка короткого замикання К3: 
 
  
Z = Х2 2
 + R
К3  К3  2  =      2   2
ХС +ХПЛ +ХТ +Х2 + R 2  =
 
2 2
= 0,76 10 19,4  0,784  1,53  30,9 Ом
 
Точка короткого замикання К4: 
 
    2      2  2
Z = Х2
 + R5 = Х +Х +Х +Х + R =
К4 К4 С ПЛ Т 5   5 
. 
2
= 0,76 10 19,4  0,784   2
1,53  30,9 Ом
 
Точка короткого замикання К5: 
 
   2     2  2
Z =  Х2 + R = Х +Х +Х +Х + R =
К5  К5  7   С ПЛ Т 7   7 
. 
= 0,976 10  2 2
19,4  0,7105  1,385  30,9 Ом
 
Знайдемо зведений струм короткого замикання для кожної точці КЗ. 
Точка короткого замикання К1: 
 
 
U 20231
I КЗ (К1)  =   =  = 1880 А . 
z 10,76
 К1
 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 63 
 
Точка короткого замикання К2: 
 
 
U
I КЗ (К2)  =    258,2 А . 
z К2
 
Точка короткого замикання К3: 
 
 
U
I КЗ (К3)  =   = 255,47 А . 
z  К3
 
Точка короткого замикання К4: 
 
 
U
I КЗ (К4)  =    255 А . 
z К4
 
Точка короткого замикання К5: 
 
 
U
I КЗ (К5)  =    255,8 А . 
z К5
 
Натуральне значення струму КЗ у обраних точках буде: 
 
– точка короткого замикання К1: 
 
І КЗ (К1)  =  ІКЗ (К1)  n1 1880 3,5  6580 А ; 
 
– точка короткого замикання К2: 
 
ІКЗ (К2)  =  ІКЗ (К2) n2 =  670,7 3,5  2347,45 А ; 
 
– точка короткого замикання К3: 
 
ІКЗ (К3)  =  ІКЗ (К3) n2  654,7 3,5  2291,45 А ; 
 
– точка короткого замикання К4: 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 64 
 
 
ІКЗ (К4)  = ІКЗ (К4) n2  654,7 3,5  2291,45 А ; 
 
– точка короткого замикання К5: 
 
ІКЗ (К5)  = І КЗ (К5) n2  654,7 3,5  2291,445 А . 
 
Таким чином, нами розраховані шукані величини IКЗ(К1) - IКЗ(К5)  точним 
методом в іменованих одиницях. 
Розрахуємо ударний струм короткого замикання. 
При розрахунку ударного струму вважають [15, 16]: 
1) ударний струм наступає через 0,01 с після начала КЗ; 
2) амплітуда періодичної складової струму КЗ в момент t = 0,01 с 
дорівнює амплітуді цієї складової в початковий момент КЗ. 
В простих радіальних електричних мережах ударний струм слід 
визначати згідно формули 
 
0,01
-
   iу  = 2  Iп 0  (1 + e Ta )  =  2  Iп 0  k у , 
 
де k у – ударний коефіцієнт, 
Та – стала часу затухання аперіодичної складової струму КЗ, с. 
У складних розгалужених електричних мережах ударний струм КЗ 
варто обчислювати методами вузлових напруг або контурних струмів (при 
нульових початкових умовах). 
При наближених розрахунках ударного струму КЗ в складних мережах 
допускається використовувати формулу 
 
0,01
-
Т
    i а, ек
у  =  2   Iп 0  (1 + е ) , 
 
де Та, ек – еквівалентна стала часу затухання аперіодичної складової струму 
КЗ, с. 
Якщо точка КЗ розділяє схему на радіальні незалежні вітки, то при 
наближених розрахунках ударний струм КЗ слід визначати як суму ударних 
струмів окремих віток: 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 65 
 
0,01
m -
    iу  = Σ 2  Iп 0 i  (1 + e Ta,i ) , 
i = 1
 
де Iп0i  – початкове діюче значення періодичної складової струму КЗ в і-ої 
вітки.  
Розрахуємо ударний струм для точок короткого замикання К1– К5. Для 
цього використаємо указівки [15, 16], що для мереж напругою вище 1000 В, в 
яких нехтують активним опором, ударний коефіцієнт k у  = 1,8 . 
Таким чином для визначених місць короткого замикання ударний 
струм буде: 
– точка короткого замикання К1: 
 
iу (К1)  = 2  kу  IКЗ (К1)  =  2 1,8 6580 = 16749,94 А , 
 
– точка короткого замикання К2: 
 
iу (К2)  = 2 kу  IКЗ (К2)  =  5975,63 А , 
 
– точка короткого замикання К3: 
 
iу (К3)  = 2  kу  IКЗ (К3)  =  5833 А , 
 
– точка короткого замикання К4: 
 
iу (К4)  = 2 kу  IКЗ (К4) =  5833 А , 
 
– точка короткого замикання К5: 
 
iу (К5)  = 2  kу  IКЗ (К5)  =  5833 А . 
 
Визначені величини ударного струму та початкового значення 
періодичної складової струму КЗ заносимо у таблицю 6.1.
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 66 
 
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП 
Місце короткого замикання 
Параметр 
К1 К2 К3 К4 К5 

ІКЗ , А  1880 670,7 654,7 654,7 654,72 
ІКЗ , А  6580 2347,45 2291,45 2291,45 2291,45 
іy , А  16749,94 5975,63 5833 5833 5833 
 
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 
35 кВ 
 
Розрахунок струму однофазного короткого замикання здійснюємо у 
відносних одиницях. Для розрахункової схеми (рисунок 6.3), що містить 
точку А однофазного короткого замикання, складаємо схему заміщення 
(рисунок 6.4), користуючись рекомендаціями та припущеннями, вказаними у 
[11, 12, 15]. 
 
Рисунок 6.3 – Розрахункова схема однофазного КЗ 
 
У схема заміщення однофазного КЗ обґрунтовано нехтуємо активними 
складовими повного опору. 
 
Рисунок 6.4 – Схема заміщення однофазного КЗ 
 
Розрахунок ведемо у відносних одиницях. Базисну потужність довільно 
вибираємо Sб =100 МВ А , базисну напругу на першому (основному) ступені 
приймаємо Uб,1=110 кВ , базисний струм на цьому ступені буде 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 67 
 
Sб 60 106
 Іб  =   990 А . 
3 Uб,1 3 35 103
 
Модуль І(1)
КЗ  повного струму однофазного КЗ має зв’язок зі струмом 
І(1)
КЗ1  прямої послідовності однофазного КЗ співвідношенням: 
 
І(1) (1)
КЗ  = 3  ІКЗ1 .                                                  (6.11) 
 
У свою чергу, струм І(1)
КЗ1  прямої послідовності однофазного КЗ може 
бути визнано за допомогою метода симетричних складових, основне 
співвідношення якого у загальному вигляді має вид: 
 
(n) E
І  = А Σ
КЗ1 ,                                          (6.12) 
j(X (n)
1Σ + ΔX )
 
 
де Е А Σ  – сумарна ЕРС джерел енергії;  
Х1Σ  – сумарний індуктивний опір схеми заміщення прямої послідовності 
відносно точці несиметричного КЗ; 
ΔХ(n)  – додатковий індуктивний опір, що визначається видом 
несиметричного КЗ (n) та параметрами схем заміщення зворотної і нульової 
послідовності. 
Для нашого випадку формула (6.12) прийме вид: 
 
Е
І(1) *
КЗ1 =  Іб ,                                (6.13) 
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ
 
де Х*2Σ  – індуктивний опір зворотної послідовності; 
Х*0Σ  – індуктивний опір нульової послідовності. 
U
Величина Е C
*= =1, тоді з урахуванням цього формула (6.13) 
Uб,1
прийме вид 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 68 
 
І(1) І
КЗ1 = б .                                   (6.14) 
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ
 
З методу симетричних складових також відомо, що індуктивний опір 
зворотної послідовності Х2  дорівнює індуктивному опору прямої 
послідовності Х1  [14]. У такому разі, з урахуванням того, що всі елементи 
схеми заміщення знаходяться на одному ступені напруги, а розрахунок 
проводимо у відносних одиницях, буде справедлива рівність: 
 
Х*1= Х* 2  
 
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії Х* 0, ПЛ  
визначається через опір прямої послідовності повітряної лінії Х*1, ПЛ  з 
врахуванням коефіцієнта n  за співвідношенням 
 
Х* 0, ПЛ  =  n Х*1, ПЛ . 
 
Величина коефіцієнту n  залежить від конструктивного виконання лінії 
і для одноланцюгової лінії зі сталевими тросами має значення n=3 . Таким 
чином,  
Х* 0, ПЛ  =  3 Х*1, ПЛ                                 (6.15) 
 
Модуль І(1)
КЗ  повного струму однофазного КЗ[12]: 
 
3
І(1)
КЗ  =  Іб .                              (6.16) 
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ
 
У цьому співвідношенні невідомою величиною є сумарний 
індуктивний опір нульової послідовності Х*0Σ . Величина Х*0Σ  складається з 
опору нульової послідовності системи Х* 0, С , опору нульової послідовності 
повітряної лінії Х* 0, ПЛ , а також опору нульової послідовності 
двообмоткового трансформатора Х* 0, Т  , обмотки якого з’єднані за схемою 
Y0 /Δ . 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 69 
 
Опір Х* 0, Т  залежить від конкретної схеми з’єднання обмоток [12] і для 
нашого випадку: 
U
Х* 0 Т  = Х*1 Т  = Х* Т  = КЗ  = 0,105 . 
100
 
Опір нульової послідовності повітряної лінії Х* 0, ПЛ  визначено 
формулою (6.15). Таким чином, невідомою залишається лише одна складова, 
а саме опір нульової послідовності системи Х* 0, С . Для визначення цієї 
величини використаємо відоме співвідношення (6.15), але записане не для 
точки А, а для короткого замикання на шинах підстанції (системи):   
 
І(1) 3
КЗ, С  =   Іб . 
Х*1 С + Х* 2 С + Х* 0 С
Зв’язок між потужністю трифазного та однофазного коротких 
замикань[12]: 
S(1) (3)
КЗ = k SКЗ  
 
де k  – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ від шин районної 
підстанції, 0  k 1,5  і при КЗ у точці А (поблизу трансформатора ГПП) 
k 1,2 . Тоді 
S(1) k S(3)
І(1)
КЗ С  = КЗ  = КЗ . 
3 UС 3 UС
 
Отримаємо: 
Іб  3 U
Х С 3
* 0 С  = 3  - 2Х* С   =  X* C - 2X* C , 
k S(3)
КЗ k
 
тобто 
3
Х  
* 0 С  = Х* С  - 2 .  
 k 
Таким чином, ми маємо усі складові сумарного опору Х* 0 Σ  нульової 
послідовності у точці А. Для визначення Х* 0 Σ  складемо схему заміщення 
(рисунок 6.5) нульової послідовності при однофазному короткому замиканні 
у точці А. 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 70 
 
 
 
Рисунок 6.5 – Схема заміщення нульової послідовності 
 
З цієї схеми сумарний опір Х* 0 Σ  нульової послідовності станове  
Х* 0 С + Х* 0 ПЛ  Х* 0 Т
Х* 0 Σ  =  Х* 0 С+ Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т   =  . 
Х* 0 С + Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т
Таким чином, нами для заданої електричної розрахункової схеми та 
конкретної схеми з’єднання обмоток силового трансформатора одержані 
співвідношення, що дозволяють розрахувати модуль І(1)
КЗ  повного струму 
однофазного короткого замикання. Далі обчислюємо чисельні значення 
складових отриманих виразів. 
Сумарний індуктивний опір схеми заміщення прямої послідовності 
відносно точці несиметричного КЗ Х1Σ , а також індуктивний опір зворотної 
послідовності Х*2Σ  будуть: 
S S
Х  = Х  = Х + Х  = б + l  х  б 
*1 * 2 * С * ПЛ S ПЛ ПЛ, пит 2
КЗ Uб
6 . 
60 10 60 106
  25 0,4 2  0,0375 0,49  0,53
1600 106 35 103 
Необхідні для визначення Х
* 0  компоненти формули (1.50) 
дорівнюють відповідно: 
3  3 
Х* 0 С  = Х  
* С   2  0,0375  2
 k  1,2   0,01875 ; 
 
S 6
Х б 60 10
* 0 ПЛ  =  3 Х* ПЛ = 3  lПЛ  хПЛ, пит   3 25 0,4  
U2  3 2 1.47
б 35 10
 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 71 
 
UКЗ , % 10
Х* 0 Т  =  Х* Т  =   0,1 
100 100
Отже 
Х* 0 С + Х* 0 ПЛ  Х* 0 Т 0,01875 1,47 0,1
Х  =    0,094 . 
* 0 Х* 0 С + Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т 0,01875 1,47  0,1
Таким чином, модуль І(1)
КЗ  повного струму однофазного короткого 
замикання 
(1) 3 3
ІКЗ  =  Іб  990  2573,6 А   
Х  + Х  + Х  0,53 0,53 0,094
*1 *2 *0
Нами знайдено шукане значення модуля  повного струму однофазного 
(1)
короткого замикання: ІКЗ  2573,6 А .
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 72 
 
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. 
ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ 
ЛІНІЙ 
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП 
В розділи приводяться дані, які стосуються конструкції та особливості 
компоновки як самої комплектної трансформаторної підстанції, так і 
розподільчих установок вищої і нижчої напруги. Вказується область 
застосування КТП, основні вимоги до місць встановлення, характеристика 
ізоляції, категорії розміщення тощо. 
Приводяться основні параметри і характеристики КТП. Вказується 
склад підстанції, при необхідності - особливості схеми головних кіл. 
Матеріали можуть ілюструватися фрагментами розрізу підстанції (або 
іншими кресленнями) та зображеннями окремих елементів підстанції. 
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН 
Апарати, які застосовують в електроустановках, повинні задовольняти 
умовам довготривалої номінальної роботи, режиму перевантаження 
(форсований режим) та режиму можливих коротких замикань [2]. 
Апарати також повинні відповідати умовам навколишнього 
середовища, виду установки (відкрита чи закрита), температурі, вологості, 
запиленості та іншим показникам. 
До силової апаратури мережі живлення відносяться комутаційні 
апарати РУВН (вимикачі і роз’єднувачі та ін.), які вибираються за 
максимальним струмом і номінальній напрузі і перевіряються на 
електродинамічну і термічну стійкість до струмів КЗ. Результати вибору 
зводяться в таблицю 7.1. 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 73 
 
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача 
Розрахункові дані Каталожні дані ВГТ-35Л-50/3150 У1 
Uном=35 кВ Uном к=35 кВ 
Iроз=144,6А Іном=3150А 
iy=16,7кА Іmaxдин=127,5кА 
Іnt=6,7кА Івідкл.=40кА 
Вк=16,72∙0,05=13,94 Вк=127,52∙0,05=812,8 
Вимикач вважається правильно вибраним, якщо каталожні дані 
перевищують (дорівнюють)  
Роз’єднувач вибирається аналогічно, тільки відсутня перевірка на 
допустимий струм відключення 
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача  
Розрахункові дані Каталожні дані  
Uном=35 кВ Uном=35 кВ 
Imax=144,6А Іном =1000А 
Iуд=16,7кА Ім.м.ск=63кА 
Іnt=6.7кА Івідк.=25кА 
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 
вимикачів. 
Плавкі запобіжники напругою вище 1000 В вибирають за 
конструктивним виконанням, номінальною напругою та струмом, 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 74 
 
граничному струму відключення та потужності, роду установки. Параметри 
вибору запобіжника наведені в таблиці 7.3. 
Таблиця 7.3 – Вибір запобіжника 
Розрахункові дані Каталожні дані 
Uном=10 кВ Uном к=10 кВ 
Iроз= 30А Іном=63А 
IКЗ=2,3 кА Iвідкл.= 31,5кА 
 
де Ім.м.ск. – номінальний допустимий струм термічної стійкості 
вимикача на проміжку часу tm, кА; 
Івідкл. – струм спрацювання апарату захисту, кА 
Вк – тепловий імпульс струму, що характеризує кількість теплоти, яка 
виділяється в апараті під час дії струмів КЗ; 
Таблиці 7.4 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ 
Розрахункові дані Каталожні дані вимикача 
ВБ4-П-10/630 
Uн= 10 кВ Uн= 10 кВ 
Imax(ввід)= 30А Iн=630А 
Іуд=5,8 кА Ім.м.ск.=20 кА 
Int2,3 кА Івідк.=20 кА 
Вк=5,82∙0,045=1,5 Вк=202∙0,045=18 
 
де Імах(ввід) − розрахунковий струм ввідного вимикача, А. 
Розрахунковий струм ввідного вимикача Імах(ввід) (А) визначаємо за 
формулою: 
��заг
Імах(ввід) =  
√3 ∙ 10,5
554
Імах(ввід)   
1,73 10,5
 
Таблиця 7.5 – Вибір секційного вимикача 10 кВ 
Розрахункові дані Каталожні дані вимикачі 
ВБ4-П-10/630 
Uн= 10 кВ Uн= 10 кВ 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 75 
 
Imax(секційний)= 15А Iн=630А 
Іуд=5,8 кА Ім.м.ск.=20 кА 
Int2,3 кА Івідк.=20 кА 
Вк=5,82∙0,045=1,5 В 2
к=20 ∙0,045=18 
 
де Іmax(секційний) − розрахунковий струм секційного вимикача, А.  
Розрахунковий струм секційного вимикача Імах(секційний) (А) визначаємо 
за формулою: 
0,5 ∙ ��заг
Імах(секційний) =  
√3 ∙ 10,5
0,5 13091,2
ІмахI(сmеaкx(цñіåйêöн³éиíйè)é )=  360 À.  
3 10,5
 
 
7.4 Вибір трансформаторів струму 
Трансформатори струму, для живлення вимірювальних приладів, 
вибираються: 
- за номінальною напругою 
Uвст Uном                                                                           (7.1) 
- за номінальним струмом 
І раб .max  Iном                                                                        (7.2) 
причому номінальний струм повинен бути якомога ближче до робочого 
струму установки, оскільки недовантаження первинної обмотки призводить 
до збільшення похибок; 
- за конструкцією і класом точності; 
- за електродинамічною стійкістю. 
Слід враховувати, що електродинамічна стійкість у каталозі може 
задаватися у двох формах: задано номінальний струм електродинамічної 
стійкості і дин або кратність номінального струму електродинамічної стійкості 
Кдин 
Умови перевірки на електродинамічну стійкість аналогічні умовам, що 
використовуються при виборі вимикачів, але конкретна форма залежить від 
параметра, яким стійкість задана у каталозі. 
Термічна стійкість у каталозі також може задаватися у одній з двох 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 76 
 
форм: 
- задана кратність номінального струму термічної стійкості Ктер і 
допустимий час tтер протікання струму Ітер; 
- задано номінальний струм термічної стійкості Ітер і допустимий час ї 
тер його протікання. 
Далі виконують перевірку за відомими методиками на термічну 
стійкість. 
Для забезпечення обраного класу точності необхідно проводити 
розрахунок і перевірку навантаження вторинної обмотки і його 
співвідношення з нормованим для даного класу точності. 
Для зручності вихідні дані та результати розрахунків представляють у 
вигляді таблиці, наприклад таблиця 7.6. 
 
Таблиця 7.6 - Вибір трансформаторів струму напругою 10 кВ 
Розрахункові дані Каталожні дані 
ТОЛ-10 (50/5) 
Uном= 10 кВ Uном к= 10 кВ 
Iроз= 30А Iном= 50А 
Іу=2,3 кА ід=Кд∙Іном=147А 
ВК=0,6348 I2
t=∞∙tT.C.=9,72∙0,12=11,3 
 
 
7.5 Вибір трансформаторів напруги 
Вибір типу трансформаторів напруги визначається його призначенням. 
У результаті аналізу потрібно обрати кількість необхідних однофазних або 
трифазних трансформаторів. 
Трансформатори напруги обираються: 
– за класом напруги в місці встановлення 
Uвст Uном                                                    (7.3) 
– за конструкцією і схемою з’єднання; 
– за класом точності; 
– за вторинним навантаженням 
S2  S2ном                                                    (7.4) 
де S2ном - номінальна потужність вторинної обмотки у обраному класі 
точності. При визначенні потужності враховується схема з’єднання. 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 77 
 
Результати розрахунку по формулам (7.1) - (7.4) навантаження 
основної обмотки трансформатора для зручності подають у вигляді таблиці 
7.7.
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 78 
 
Таблиця 7.7 – Розрахунок навантаження трасформатора напруги  
Приклад Тип Потужність, Кількість cosφ Потужність, що 
що котушок tgφ споживається 
споживаютьс P, Вт Q, S, 
котушкою, Вт Вт Вт 
Вольтметр Э-335 2,0 1 1/0 2,0 − 2,0  
Лічильник СА-
0,38/ 18,
активної И670 2,5 3 7,5 19,7 
0,925 2 
енергії (ввід) М 
Лічильник 
СР- 0,38/ 18,
реактивної 2,5 3 7,5 19,7 
И676 0,925 2 
енергії (ввід) 
       41,4 
 
Згідно з розрахунковим навантаженням трансформатора, що дорівнює Sф 
= 41,4 ВА, вибираємо трансформатор напруги типу НТМИ-10-66 УЗ 
потужністю Sн = 100 ВА. 
 
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість 
Кабелі і шини вибирають за номінальними параметрами (струмом і 
напругою) і перевіряють на термічну і динамічну стійкість при КЗ [2]. 
Величину мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до 
струмів короткого замикання визначають за формулою 
I  t
 t ф 2291 0,2
Fmin  11,4                                (7.5) 
С 90
де tф - фіктивний термін дії КЗ; 
С - коефіцієнт, що визначається обмеженням допустимої температури 
нагрівання кабелю в залежності від його матеріалу, А • √с / мм 2 ,  значення якого 
становить 92...100 для паперових кабелів, 75 - для пластмасових, 65 - для 
гумових [10]. 
Фіктивний термін дії КЗ можна визначити за приблизним виразом 
tф  tзах  tвідкл  0,08  0,12  0, 2                                 (7.6) 
де tзах - тривалість дії захисту, с; 
tвідкл - тривалість дії відключаючої апаратури, с. 
Якщо переріз вибраного кабелю більший мінімально допустимого 
значення за умови термічної стійкості (7.5) - (7.6) до струмів короткого 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн . Арк. № докум. Підпис Дата 79 
 
замикання, то кабель вибраний вірно, у протилежному випадку треба 
прийняти найближче більше стандартне значення перерізу по відношенню до 
мінімально допустимого значення. 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн . Арк. № докум. Підпис Дата 80 
 
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ 
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1000 В, 
з якої найбільш поширена - напруга 400 В. 
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі 
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори: 
- вимоги за надійністю електропостачання і резервування, 
- режими роботи електроприймачів, 
- розміщення їх територією цеху, 
- номінальні струми та напруги, 
- вплив мікроклімату виробничих приміщень. 
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за конструкцією 
провідників, способах їх ізоляції та прокладки. 
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху 
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способів їх виконання 
здійснюється при проектуванні на основі вивчення технології виробництва, умов 
оточуючого середовища, вимог електробезпеки та пожежної безпеки згідно 
ПУЕ. 
У цьому підрозділі бакалаврської роботи на основі всебічного аналізу і 
виявлення основних визначальних факторів (таких, як, наприклад розміщення 
технологічного обладнання на плані цеху, надійність електропостачання 
електроприймачів, характер навантаження та її розподіл по площі цеху та багато 
інших) вибирається конкретний вид схеми. Кожний вид схем має свою найбільш 
доцільну область застосування. 
На рисунку 8.1 приведена проста радіальна схема цехової електричної 
мережі. 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн . Арк. № докум. Підпис Дата 81 
 
 
Рисунок 8.1 - Радіальна схема цехової електричної мережі 
 
Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми живлення 
використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше розповсюдженні 
змішані схеми, але для конкретного випадку саме така «рафінована» схема може 
виявитися найбільш раціональною. 
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем 
8.2.1 Загальні відомості 
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної та 
електричної частин [6]. 
В світлотехнічної частині вирішуються наступні завдання: обираються 
типи джерел світла і світильників, намічають найбільш доцільні висоти 
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні характеристики 
освітлювальних установок. 
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження 
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір 
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі. 
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш 
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням можливих 
обмежень, а також принцип розміщення світильників. 
При проектуванні світлотехнічної частини слід також враховувати умови 
експлуатації освітлювальної установки. 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн . Арк. № докум. Підпис Дата 82 
 
8.2.2 Розрахунок освітленості 
Розрахунок освітлення цеху може проводиться методом світлового потоку 
(методом коефіцієнту використання), або іншим відомим методом. Для прикладу 
нижче приведено розрахунки методом світлового потоку [6]:  
к ∙Е ∙ ∙ , ∙ ∙ ∙ ,
Ф = =  = 864                                           (8.1) 
∙ ∙ ,
 
де кз - коефіцієнт запасу; 
Еmin - мінімальна освітленість, лк; 
S - площа освітлювального приміщення, м2; 
Еср 
z - коефіцієнт нерівномірності освітлення, z = —— = 1,1 _ 1,15; 
Еmin 
 
N - прийнята кількість світильників, шт.;  
η - коефіцієнт використання світлового потоку.  
Відповідно до величини необхідного світлового потоку приймаємо 
промисловий світильник лінійний ІР65 1200мм. 4x60W, з чотирма типами ламп 
Osram Lumilux 60W. 
 
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається по довідковим 
таблицям в залежності від типу прийнятого світильника, коефіцієнтів відбиття 
від поверхонь приміщення і від індексу приміщення  
“і ”, останній визначається за виразом 
A B 60 36
i    3,75  
h  (A  B) 6  (60  36)
де А, В, h - відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу 
світильника, м. 
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається 
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника не 
повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не перевищувати 
більше ніж на 20 % розрахункового значення. В противному разі змінюється 
кількість світильників і розрахунок повторюється. 
Приймаємо λе = LB/h = 1, тоді отримаємо відстань між світильниками 
LB=λe∙h=6 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн . Арк. № докум. Підпис Дата 83 
 
Розраховуємо кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад 
розміщення світильників приведений на рисунку 8.2. 
 
Рисунок 8.2 - Приклад розміщення світильників цеху: 
Ьс - відстань від стелі до світильника, Ьв - відстань між світильниками, 1 - 
відстань від крайнього ряду до стіни; Ьа - відстань між рядами 
Після прийняття схеми розміщення світильників проводиться перевірка 
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим 
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу 
n
Фсв   ei
 E  i1                                                                 (8.4) 
1000  кз
де Фсв - світловий потік прийнятого світильника, лм; 
μ - коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників, μ = 1,1...1,2; 
n
ei  - сума освітленості від світильників згідно кривих просторових 
i1
ізолюкс, лк; 
n - кількість врахованих світильників. 
Отримане значення освітленості не повинно бути меншим ніж на 10 % 
значення мінімальної освітленості. 
Визначається активна і реактивна потужність системи освітлення. 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн . Арк. № докум. Підпис Дата 84 
 
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок 
Приводяться вимоги розділу 6 ПУЕ [2] та інших нормативних 
документів до схеми живлення освітлювальних установок щодо необхідного 
рівня надійності живлення; регламентованого рівні напруги і постійності 
напруги джерела живлення тощо. 
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на 
підставі світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості 
світильників, тобто відповідно до встановленої потужності світильників. 
Для освітлювальних установок з лампами розжарювання розрахункова 
потужність (Р р о з ж ,  кВт) визначається виразом 
n
Ррозж  кn Pном  
і
i1                                                                (8.5)
де кn - коефіцієнт попиту; 
сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт 
n – кількість груп світильників 
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно 
враховувати втрати в пускорегулюючій апаратурі 
n
Рроз  кn  кдоп Pном  0,9 1,12 14,4 14,5кВт  
і
i1                             (8.6)
де кдод - коефіцієнт додаткових втрат, 
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за припустимим 
струмом навантаження 
Вказується, яким вимогам провідники освітлювальної мережі повинні 
задовольняти. 
Приводяться умови перевірки обраного перерізу провідника за 
допустимим струмом навантаження Ідоп 
Ідоп˃Іроз 
де Іроз - розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А. 
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний 
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі. Розрахунковий струм 
в залежності від системи виконання мережі визначається виразами - для 
однофазних двопровідних мереж (1ф + N) 
- для однофазних двопровідних мереж (1ф+N) 
Р 103 3
І  роз 14,4 10
роз   72,72
Uф  cos 220 0,9
 
- для двохфазних двопровідних мереж (2ф+N) 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 85 
 
Р 103 3
І  роз 14,4 10
роз   36,36  
2 Uф  cos 2  220 0,9
- для трифазних чотири провідних мереж (3ф+N) 
Р 103
14,4 103
І роз 
роз   24,24
3 Uф  cos 3  220 0,9  
де Pроз  - розрахунок потужності, кВт; 
Uф,Uл – відповідно фазна і лінійна напруга. 
cosφ – коефіцієнт потужності 
На цьому ж етапі здійснюється вибір магістральних і групових щитків 
робочого освітлення. 
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги 
Даний метод розрахунку передбачає забезпечення припустимих рівнів 
напруг на джерелах світла. 
Зниження напруги відносно номінальної пов’язано зі зменшенням 
світлового потоку світильників і, у кінцевому рахунку, рівнів освітленості на 
робочих місцях. 
Збільшення напруги відносно номінальної пов’язано з додатковою 
витратою енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє 
особливо важливо для ламп розжарювання. 
Згідно ПУЕ [2] «допустимі відхилення та коливання напруги на 
освітлювальних приладах становлять не менше ніж 95 % і не більше ніж 105 
%; вони не мають перевищувати норм, зазначених у ГОСТ 13109-97». 
Величина допустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від 
джерела живлення (трансформатора) до найбільш віддаленої лампи складає 
 U м U XX  UT Umin                                     (8.8) 
де ∆Uм - припустима втрата напруги в мережі; 
Uхх - напруга холостого ходу трансформатора (на 5 % вища за 
номінальну); 
∆UТ - втрата напруги в трансформаторі; 
Umin - мінімально допустима напруга на затискачах лампи. 
Розрахунок припустимої величини втрати напруги в освітлювальній 
мережі в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися 
й в іменованих величинах (вольтах). 
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається виразом 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 86 
 
Uтр  кзаван  (U a  cos U p  sin)                        (8.9) 
де Ua,Up - відповідно активна і реактивна складові напруги короткого 
замикання трансформатора (U КЗ), % ; 
cosφ - коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга 
трансформатора; 
 кзаван - коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення 
розрахункового навантаження трансформатора до його номінальної 
потужності). 
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання 
трансформатора (%) визначаються виразами 
100  P 450
U  КЗ
a   0.71%
Sном.Т 630  
U 2 2
p  UКЗ Ua  20.75  4.5%
                                        (8.10)
де РКЗ - втрати потужності короткого замикання трансформатора, кВт; 
Sном Т - номінальна потужність трансформатора, кВА. 
Для трансформаторів, що випускаються серійно, значення SномТ, РКЗ, UКЗ 
вказуються в каталогах на трансформатори. 
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без 
урахування індуктивного опору провідників. 
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці 
освітлювальної мережі (%) визначається виразом 
M 972
U   1,94  
C F 20  25
де М - момент освітлювального навантаження, кВт-м; 
С - постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної 
системи мережі і матеріалу провідника (визначається за довідковими 
даними); 
F - переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2. 
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від 
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими 
співвідношеннями (за аналогією з механікою). Наприклад, для схем 1 і 2 
(рисунок 8.3) моменти відповідно складають: 
М1 = L • Р=86,4 кВт·м 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 87 
 
М2 = Р1 • L1 + Р2 •(L1 + L2) + Р3 •(L1 + L2 + L3)=885,6к кВт·м 
 
Рисунок 8.3 - Схеми підключення світильників 
При складній розгалуженій мережі втрати напруги визначається для 
кожної окремої ділянки. 
 
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву 
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів, 
шинопроводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1 кВ. 
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема 
цехової 
електричної мережі, номінальна напруга мережі Uном, результати розрахунку 
навантаження цеху. 
Для мереж напругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу 
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників, 
їх механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів 
короткого замикання. 
Вибір перерізу провідників здійснюється за даними [2] або згідно 
технічної документації на них (що є більш прийнятним). При цьому повинна 
виконуватися умова 
Іроз≤Ідоп 
41≤55                                                 (8.12) 
 
де Ідоп - допустимий тривалий струм навантаження в кабелі, проводі и шині 
для даного перерізу згідно ПУЕ. 
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху слід також 
враховувати за допомогою відповідних коефіцієнтів згідно ПУЕ. 
Обраний переріз провідника по умовам нагріву довготривалим 
струмом необхідно перевіряти за нагрівом струмом післяаварійного режиму 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 88 
 
відповідно до схеми цехової мережі. Отримані дані заносяться у таблицю. 
 
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж 
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів 
кабелів, проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи 
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні 
забезпечувати допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що 
нормуються стандартом по якості електроенергії. Для кожної ділянки цехової 
мережі за розрахованим півгодинним максимумом навантаження і значенням 
максимального пускового або пікового струму вибирається переріз 
провідника, а також тип і значення уставок апаратів захисту від 
ненормальних режимів в мережі: тривалих, не передбачених перевантажень 
мережі і коротких замикань. 
Вихідними даними для проведення розрахунків є: 
- схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів 
захисту; 
- Uном мережі; 
- розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки 
мережі Pmax 
- пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми; 
- номінальні потужності ЕП. 
Вибір перерізу провідника пов’язаний з вибором апаратів захисту, 
тому вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів 
виконується спільно. 
Потрібно врахувати вимоги ПУЕ щодо особливості вибору перерізу 
провідників для мереж напругою до 1 кВ, а саме: акцентувати на те, які 
вимоги та умови є визначальними - економічні, нагрів провідників, їх 
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів КЗ. 
Вказати, які силові мережі до 1 кВ згідно рекомендацій ПУЕ не 
підлягають розрахунку по економічної густини струму. 
Вказати, чи враховується фактор економічної густини струму зв’язку зі 
спільним живленням силового та освітлювального навантажень 
Вибір перерізів провідників за технічними умовами включає: 
- вибір за умовою теплового нагрівання; 
- за їх пропускною спроможністю та умовами захисту; 
- за втратами напруги; 
- за термічною стійкістю до струмів КЗ; 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 89 
 
- механічну міцність; 
- за умовою виникнення корони. 
Необхідно оцінити вплив і врахування цих факторів при виборі 
перерізу для кабельних і повітряних ліній, так як перелічені фактори по - 
різному впливають залежно від номінальної напруги, конструктивного 
виконання (кабель, шинопровід), призначення 
мережі (силова, рухливих ЕП, 
освітлювальна тощо). Тому рішення слід приймати для кожного конкретного 
випадку на підставі вимог і довідкових даних ПУЕ та інших нормативних 
документів. 
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами 
нагріву та захисту 
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам 
щодо гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а й 
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих 
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. 
При перевірці на нагрів приймається півгодинний максимум струму, 
найбільший з середніх півгодинних струмів даного елемента мережі. 
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи 
електроприймачів в якості розрахункового струму для перевірки перерізу 
провідників по нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить від 
відповідного режиму (повторно-короткочасний, короткочасний, тривалий). 
Переріз провідника в основному залежить від величини 
розрахункового струму (Іmax або Іроз), від того, чи потрібно захищати мережу 
від 
перевантаження чи ні, від температурних умов навколишнього середовища, 
характеру приміщення і типу ізоляції провідника. Перш за все необхідно 
вибрати марку провідника, визначитися з умовами його прокладки і потім 
виконувати розрахунок. 
Мінімально допустимий переріз провідника - такий переріз, при якому 
провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює максимальній 
тривало допустимій Qтр.доп нагрівається струмом КЗ до гранично допустимої 
температури за умовами термічної стійкості. 
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне 
струмове навантаження за півгодинний інтервал часу Іmax = Іроз , обчислене за 
формулою 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 90 
 
Р
І  роз 20000
роз   40,6  
                              3 U cos 1,73 380 0,75
ном                                 (8.13)
           Вибір перерізу провідників виконується за таблицями гл.1.3 ПУЕ 
«Вибір провідників за нагрівом», при цьому повинна бути виконана умова 
Imax  І роз  Ідоп  
40,6  40,6  70                                              (8.14) 
де Ідоп - тривало допустимий струм навантаження на проводи, кабелі та 
шини для даного перерізу за ПУЕ (або технічними характеристиками 
конкретних виробів). 
Вибраний переріз провідника за умовами нагріву тривалим струмом 
перевіряється по нагріванню струмом післяаварійного режиму І.тр.ав (в умовах 
двотрансформаторних цехових ТП і декількох кабелів одної лінії) 
І
І  тр.ав
доп Кпрокл Кперев                                                           (8.17) 
де Кперев - коефіцієнт допустимого короткочасного перевантаження кабелів і 
проводів. 
Вибраний переріз провідника за умовами нагріву має бути погоджений 
з апаратом захисту цього провідника за умовою: 
І
І зах Кзах
доп   
Кпрокол                                                          (8.18)
де Кзах - коефіцієнт захисту або кратність захисту, тобто відношення тривало 
допустимого струму для проводу або кабелю до номінального струму або 
струму уставки спрацьовування захисного апарату при перевантаженні або 
КЗ, Кзах визначається, наприклад, за таблицями, що складені на основі ПУЕ; 
Ізах - номінальний струм або струм уставки спрацьовування захисного 
апарату. 
 N – провідники систем трифазного струму повинні мати провідність, не 
меншу ніж 50 % провідності фазних провідників. У необхідних випадках 
(несиметричне навантаження, нелінійне навантаження) їх провідність 
потрібно збільшувати до 100 % провідності фазних провідників. 
При виборі перерізу провідників до специфічних електроприймачів 
(наприклад, зварювальних установок, установок підвищеної частоти тощо), а 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 91 
 
також шинопроводів і тролейних ліній, враховуються відповідні особливості 
їх розрахунку. 
Керуючись вказаними вимогами, співвідношеннями (8.13) - (8.18) 
проводиться розрахунок мережі живлення споживачів цеху, обираються за 
каталожними даними кабелі і результати заносяться в таблицю 8.1 
Таблиця 8.1 - Вибір перерізу живлячого кабелю 
Електроприймачі P cosφ Марка 
ном, кВт Iроз, А І max Iтр.доп,А 
1 2 3 4 5 6 7 
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В 
Токарний  верстат 5,6 0,89 9,6 9,6 23 АВВГ(4х4) 
Фрезерний  верстат 4,2 0,9 7,1 7,1 19 АВВГ(4х2,5) 
Розкрійний  верстат 5,5 0,92 9,1 9,1 23 АВВГ(4х4) 
Тельфер 4,5 0,9 7,6 7,6 19 АВВГ(4х2,5) 
Компресор 7,5 0,89 12,8 12,8 23 АВВГ(4х4) 
Зварювальний апарат 20 0,75 40,6 40,6 70 АВВГ(4х25) 
Однофазні елетроприймачі  
Дрель 1 0,91 4,1 4,1 19 АВВГ(2х2,5) 
Компресор 2,2 0,89 8,9 8,9 19 АВВГ(2х2,5) 
Болгарка 2,4 0,92 10 10 23 АВВГ(2х4) 
Вентилятор приточний 0,5 0,88 2 2 19 АВВГ(2х2,5) 
 
 8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги 
Відхилення напруги у цехової мережі від номінального значення 
регламентуються ДСТУ БК 50160 [7]. Найбільші втрати напруги слід 
очікувати, як правило, у ланцюгу «ГПП - найбільш віддалений потужний 
споживач». 
Розрахункова схема для визначення втрат напруги зображена на 
рисунку8.4. 
 
Рисунок 8.4 – Розрахункова схема 
 Повний розрахунок відхилення напруги послідовно уздовж ланцюга 
«РУ НН ГПП - потужний споживач» включає в себе визначення відхилення 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 92 
 
напруги на двох ділянках - Л1 та Л2. Цеховій мережі на рис.8.4 відповідає 
дільниця Л2. 
Відхилення напруги δU відносно Uном в любої точці мережі розраховується 
згідно співвідношення 
U  U ЦЖ (%)  UT (%) U (%)
                                     (8.19) 
де ∆UЦЖ (%) - відхилення в центрі живлення, 
∆UТ (%) - додаток, що створюється цеховим трансформатором, 
Σ∆U(%) - сума втрат напруги від центра живлення до розрахункової 
точці мережі. 
Співвідношення (8.19) для нашого випадку набуває вигляду 
Uном  UТ  U Л 2  U                                      (8.20) 
де ∆UT , ∆UЛ2 - відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми 
(рисунок 8.4), 
Розрахунок втрати напруги на ділянці Л2 від шин цехової підстанції до 
віддаленого споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить 
споживача від РП, так як його переріз менше ніж переріз кабелю від шин ТП 
до РП. Отримані таким чином відхилення напруги будуть більше реальних, 
але в тому разі, коли і вони не будуть перевищувати норму, реальні 
відхилення тим більше будуть задовольнять нормі. 
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються формулою 
UЛ 2  3  І розл2  LКЛ 2  (r0  cos  x0  sin) 
1,73  40,54 0,05  (7,02 0,75 2,09 0,65)  23,22                      (8.12) 
де LКЛ 2 - довжина лінії Л2, 
І роз л2 - розрахунковий струм через лінії Л2,  
rо, хо - активний і індуктивний опір лінії Л2. 
Втрати напруги ДИТ на цеховому трансформаторі 
S
U  max
T  (Ua  cos 6726
U p  sin)   (0,710,75  4,5 0,65)  3,69  (8.22) 
SнотТ 6300
де Smах - максимальне навантаження одного трансформатора,  
Sном Т - номінальна потужність трансформатора, 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 93 
 
  P
Ua 
КЗ 100% - активна складова напруги КЗ, 
SномТ
450
Ua   0.71%  
630
U  U 2 U 2
p КЗ a - реактивна складова напруги КЗ. 
U p  20,75  4,5  
Значення ∆PКЗ , UКЗ - каталожні дані для конкретного 
трансформатора. 
При необхідності може бути задіяне «перемикання без збудження» 
цехового трансформатора для створення додаткової напруги δUT . 
8.3.4Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ 
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних 
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф та інш.). 
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) - сукупність апаратів 
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв 
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма 
внутрішніми електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на 
єдиній конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних 
приєднань тощо. 
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб з 
врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних 
комплектних установок. 
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ необхідно 
здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність робочій 
напрузі і струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі, заданому класу 
точності, умовам експлуатації тощо), так і за умовами роботи в разі 
короткого замикання з урахуванням термічних і електродинамічних впливів, 
комутаційної спроможності. 
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних 
характеристик ( кількості приєднаних електроприймачів, сумарного струму І 
роз РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). І роз РП визначається за 
Виразом 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 94 
 
I роз ,РП  Іном КП  691.10.9  622
                                         (8.23) 
де КП - коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують 
споживачі. Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання 
автоматичних вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмому 
автоматичних вимикачів, та струмів теплових розчіплювачів, які захищають 
приєднанні електроприймачі. 
Далі за довідковими даними обирається конкретний тип НКУ, 
вказуються його технічні характеристики, включаючи напругу, номінальний 
струм, апарати захисту тощо, у тому числі конструктивне виконання та 
особливості застосування. 
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В 
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за 
методикою, передбаченою ГОСТ 28249–93 [14]. Методика призначена для 
розрахунку струмів КЗ, необхідних для вибору і перевірки 
електрообладнання по умовам КЗ, для вибору комутаційних апаратів, уставок 
релейного захисту і заземлювальних пристроїв згідно ПУЕ.  
Розрахунку для вибору и перевірки електрообладнання по умовам КЗ 
підлягають: 
1) начальне значення періодичної складової струму КЗ; 
2) аперіодична складова струму КЗ; 
3) ударний струм КЗ; 
4) дійсне значення періодичної складової струму в довільний 
момент часу, аж до розрахункового часу розмикання ушкодженого кола. 
 Елементи СЕП, які попали в короткозамкнений ланцюг, зазнають 
термічного й електродинамічного впливу струмів. Якщо величина цього 
впливу перевищує допустиму, елемент ушкоджується і завдає СЕП збитків.  
 Щоб запобігти цьому, треба: 
а) визначити величину струмів КЗ; 
б) перевірити допустимість цих струмів для вибраного обладнання і 
струмопровідних частин і при необхідності, обрати інший елемент. 
 Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за 
методикою, передбаченою ГОСТ 28249–93 [14]. Стандартом встановлено 
методику розрахунків максимальних і мінімальних значень струму при 
симетричних і несиметричних КЗ, види яких визначені відповідно до ГОСТ 
26522–85. Методика призначена для розрахунку струмів КЗ, необхідних для 
вибору і перевірки електрообладнання по умовам КЗ, для вибору 
комутаційних апаратів, уставок релейного захисту і заземлювальних 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 95 
 
пристроїв згідно ПУЕ. Величини, що підлягають визначенню і допустимі 
погрішності їх розрахунку залежать від вказаних вище цілей.  
 Розрахунку для вибору и перевірки електрообладнання по умовам КЗ 
підлягають: 
5) начальне значення періодичної складової струму КЗ; 
6) аперіодична складова струму КЗ; 
7) ударний струм КЗ; 
8) дійсне значення періодичної складової струму в довільний 
момент часу, аж до розрахункового часу розмикання ушкодженого ланцюгу. 
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ 
слід враховувати: 
1) індуктивні опори всіх елементів короткозамкненого ланцюга, 
включаючи силові трансформатори, провідники, трансформатори струму, 
реактори, струмові котушки автоматичних вимикачів; 
2) активні опори елементів короткозамкненого ланцюга; 
3) активні опори різних контактів і контактних з’єднань; 
4) значення параметрів синхронних і асинхронних двигунів. 
При розрахунках струмів КЗ допускається: 
1) максимально спрощувати і еквивалентировати всю зовнішню 
мережу по відношенню до місця КЗ і індивідуально враховувати тільки 
автономні джерела електроенергії і електродвигунів, що безпосередньо 
примикають до місця; 
2) не враховувати струм намагнічування трансформаторів; 
3)  не враховувати насищення магнітних систем електричних 
машин; 
4) не враховувати вплив асинхронних електродвигунів, якщо їх 
сумарний номінальний струм не перевищує 1,0 % начального значення 
періодичної складової струму в місці КЗ, розрахованого без врахування 
електродвигунів. 
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 якої 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) вибрати метод розрахунку струму КЗ; 
4) здійснюємо розрахунок; 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 96 
 
5) оцінюємо одержані результати. 
Відповідно 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 розрахункові: схема, вид струму КЗ, а також точка (місце), вид і 
тривалість КЗ. 
Розрахункова схема електроустановки – це схема з'єднань елементів 
СЕП, де існують розрахункові умови КЗ для елемента, що розглядається, або 
іншого завдання. При виборі розрахункової схеми слід ураховувати 
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 здійснюють перехід від 
розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого – в заміні окремих 
елементів електричними еквівалентами, з'єднаними у такій же послідовності. 
Особливістю розрахунків струмів КЗ в електроустановках напругою до 
1 кВ, крім зазначених нижче, є находження, як правило, всіх елементів 
короткозамкненого кола на одному ступені напруги, що позбавляє 
необхідності приводити значення еквівалентів схеми заміщення до цього 
ступеню. 
Розрахункове місця КЗ визначають на основі принципіальної схеми. 
Такими місцями мають бути точки КЗ, що знаходяться поблизу споживачів, 
обладнання та елементи мережі (шини РУ, РП тощо), в яких встановлюють 
апаратуру, яку слід перевіряти на дію струмів КЗ.  
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 1 кВ в більшості систем 
електропостачання промислових підприємств характеризується як значно 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 97 
 
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 1 кВ промислових підприємств увімкнені до 
джерела необмеженої потужності через еквівалентний індуктивний опір ХС . 
При розрахунках в іменованих одиницях напруга U  приймається на 
5 % вище номінальної напруги мережі, тобто при Uном =380 кВ 
U 1,05 Uном =400 В. Шуканий струм короткого замикання визначається 
співвідношенням 
 
1,05 U
I ном
КЗ   , 
3 Z
 
де Z  – сумарний повний опір до точки КЗ.  
Сумарний повний опір до точки КЗ  
 
Z  r2
 X2
 , 
 
де r , X  – відповідно сумарне активний і реактивний опір прямої 
послідовності короткозамкненого ланцюга. Ці опори, як правило, 
вимірюються в мОм. 
Ударний струм визначається за формулою 
 
i  Ку  2  ІКЗ  , 
 
де Ку  – ударний коефіцієнт.  
Розрахункова схема КЗ цехової мережі приведена на рисунку 8.9. 
 
8.4.1 Розрахунок начального значення періодичної складової струму 
трифазного КЗ 
Розрахункова схема КЗ цехової мережі представлена на рисунку 8.9. 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 98 
 
 
Рисунок 8.9 – Розрахункова схема КЗ цехової мережі 
 
Схема заміщення для складеної розрахункової схеми приведена на 
рисунку 8.10.  
 
Рисунок 8.10 – Схема заміщення прямої послідовності для розрахунку КЗ 
в цехової мережі 
 
На схемі заміщення введені позначення: 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 99 
 
XC  – індуктивний еквівалентний опір системи, зведений до нижчої 
напруги, через який підключено трансформатор КТП; 
rT  – активний опір прямої послідовності знижувального 
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі; 
ХT  – індуктивний опір прямої послідовності знижувального 
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі; 
 rК  – активний опір контактних з’єднань вимикача QF1; 
 rQF1 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF1; 
 ХQF1 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача 
QF1; 
 rTA – активний опір первинної обмотки трансформатору струму; 
 
 ХTA  – індуктивний опір первинної обмотки трансформатору струму; 
 rQF2  – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF2; 
 ХQF2  – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача 
QF1; 
 rКQ  – активний опір контактних з’єднань вимикача QF2 зі стороні 
кабелю L1  ; 
 rКL1  – активний опір контактних з’єднань кабелю L1  ; 
 rL1  – активний опір кабелю L1  ; 
 XL1  – реактивний опір кабелю L1  ; 
 rQF3  – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF3; 
 ХQF3  – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача 
QF3; 
rКL2  – активний опір контактних з’єднань кабелю L2   
rL2  – активний опір кабелю L2  ; 
XL2  – реактивний опір кабелю L2 . 
 
Розрахуємо послідовно необхідні опори елементів короткозамкненого 
ланцюга. 
Індуктивний опір системию. 
Еквівалентний індуктивний опір ХС  для нашого випадку визначається 
формулою [14]: 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 100 
 
U2
  X  ср НН
C ,        
3  Iном відк Uср. ВН
 
де Iотк .ном  - номінальний струм відключення вимикача, що встановлений на 
стороні вищої напруги понижуючого трансформатора.   
 
(400)2
   XC   0,5 мОм. 
3 20 103 10 103
 
Активний та індуктивний опір силових трансформаторів 
Активний та індуктивний опір прямої послідовності знижувального 
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі, 
розраховують за формулами: 
      
P U2
  r  к. ном НН. ном
Т 106  
S2
Т.ном
 
2 2
x  U2 100 P
  к.ном  U
  НН.ном 4
T к 10     
 SТ.ном  SТ.ном
 
де ST .ном  – номінальна потужність трансформатора, кВ∙А; 
Рк ном  – втрати короткого замикання, кВт; 
U НН .ном  – номінальна напруга обмотки низької напруги трансформатора, 
кВ; 
U к  - напруга короткого замикання, %. 
Параметри обраного трансформатора: 
ST .ном = 630 кВ∙А; 
Рк ном  = 7,6 кВт; 
U к = 5,5%. 
7,6  (0,4)2
 rT  106  3,1
2  мОм. 
(630)
 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 101 
 
2 100  2
7,6  (0,4)2
xT  (5,5)   104
  13,6  мОм. 
 630  630
 
Активний та індуктивний опір нульової послідовності трансформатора 
цехової КТП, обмотки якого з’єднані по схемі  / Y0 , при розрахунках КЗ в 
мережі низької напруги приймаємо рівними відповідним активним та 
індуктивним опорам прямої послідовності. 
Активний опір контактних з’єднань. 
 Згідно [14] приймаємо наступні значення активних опорів контактних 
з’єднань комутаційних апаратів і кабелів: 
- rК = rКQ  = 1,0 мОм; 
- rКL1= rКL2 = 0,1 мОм. 
Активні та індуктивні опори котушок автоматичних вимикачів. 
Розрахунок струмів короткого замикання в електроустановках 
напругою до 1 кВ слід вести з урахуванням індуктивних і активних опорів 
котушок розчіплювачів максимального струму автоматичних вимикачів, при 
цьому приймати значення активних та індуктивних опорів нульової 
послідовності рівними відповідним опорам прямої послідовності. Значення 
опору котушок розчіплювачів автоматичних вимикачів обираємо в 
залежності від номінального струму вимикача згідно таблиці 21 в додатку 6 
[14]: 
- rQF1  = 0,25 мОм; 
- rQF 2  = 0,65 мОм; 
- rQF 3  = 2,15 мОм; 
- Х QF1  = 0,1 мОм; 
- Х QF 2  = 0,17 мОм; 
- Х QF 3  = 1,2 мОм. 
 
Активний та індуктивний опір трансформаторів струму. 
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ 
слід враховувати активний та індуктивний опір первинних обмоток всіх 
багатовиткових вимірювальних трансформаторів струму, які існують в 
ланцюгу КЗ. Значення активних та індуктивних опорів нульової 
послідовності приймають рівними значенням опорів прямої послідовності. 
Активним та індуктивним опором одновиткових трансформаторів ( на 
струми більш ніж 500 А) можна зневажити. 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 102 
 
Параметри деяких багатовиткових трансформаторів струму обираємо 
згідно таблиці 20, що приведена в додатку 5 [14]: 
- rTA  = 1,7 мОм; 
- ХTA  = 2,7 мОм. 
Активний та індуктивний опір кабелю. 
Значення параметрів прямої (зворотної ) і нульової послідовностей 
кабелю, який використовується в короткозамкненому ланцюгу, приймаємо 
згідно додатку 2 [11]. 
 
rL1  r0 L1 , 
 
X L1  x0  L1 , 
 
rL2  r0 L2 , 
 
XL2  x0 L2 . 
 
З урахуванням питомих значень, параметри кабелів дорівнюють:  
 
rL1  0,32 16  5,12  мОм; 
 
XL1  0,057 16  0,912  мОм; 
 
rL2 1,54 3  4,62  мОм; 
 
XL2  0,062 3  0,186  мОм. 
 
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого 
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К3»: 
 
r( К 3)  rT + rК + rQF1 + rК + rTA + rК + rQF 2 + rКQ +rКL1+ rL1 + rКL1+ rQF 3 + rКL2 + rL2 . 
 
r(К3)  3,1+ 1,0 + 0,25 + 1,0 + 1,7 + 1,0 + 0,65 + 1,0 + 0,1+ 5,12 + 0,1 + 2,15 +0,1 
+ 4,62 = 21,89 мОм. 
 
X ( К 3) = XC + ХT + Х QF1 + ХTA + Х QF 2 + X L1 + Х QF 3 + X L2 . 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 103 
 
X (К3) = 0,5 + 13,6 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 0,912 + 1,2 + 0,186 = 19,4 мОм. 
 Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «трансформатор 
цехової КТП – точка К3 »: 
 
  Z(К3)  (21,89)2  (19,4)2  29,25  мОм. 
 
Струм короткого замикання (начальне дійсне значення періодичної 
складової трифазного струму КЗ Iп0  IКЗ(К3)  ) у точці (К3): 
 
1,05 380
   IКЗ(К3)   7876  А. 
3 29,25 103
 
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого 
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К2 (РП1)»: 
 
r( К 2)  rT + rК + rQF1 + rК + rTA + rК + rQF 2 + rКQ +rКL1+ rL1 + rКL1. 
r(К 2)  3,1+ 1,0 + 0,25 + 1,0 + 1,7 + 0,65 + 1,0 + 0,1+ 5,12 + 0,1 = 15,02 мОм. 
 
X ( К 2) = XC + ХT + Х QF1 + ХTA + Х QF 2 + X L1 . 
X(К 2) = 0,5 + 13,6 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 0,912 = 18 мОм. 
 
Z 2 2
(К2)  (15,02)  (18)  23,4  мОм. 
 
Струм короткого замикання у точці (К3): 
 
1,05 380
   IКЗ(К2)   9845  А 
3 23,4 103
 
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого 
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К1 (шини 0,4 кВ КТП)»: 
 
r( К1)  rT + rК + rQF1 + rК + rTA . 
r (К1)  3,1+ 1,0 + 0,25 + 1,0 + 1,7 = 7,05 мОм. 
 
X  ( К1) = XC + ХT + Х QF1 + ХTA . 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 104 
 
X  ( К1) = 0,5 + 13,6 + 0,1 + 2,7  = 16,9 мОм. 
 
Z 2
(К1)  (7,05)  (16,9)2 17,94  мОм. 
 
Струм короткого замикання у точці (К3): 
 
1,05 380
   IКЗ(К1)  12841 А. 
3 17,94 103
 
 Отримані значення струму КЗ заносимо до таблиці 8.5. 
 
 Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ 
 
Найбільше начальне значення аперіодичної складової струму КЗ ia0  в 
загальному випадку вважають рівним амплітуді періодичної складової 
струму в начальний момент КЗ 
 
    ia0  2  IКЗ      (4.11) 
 
ia0(К1)  2 1284118106  А;  
 
ia0(К2)  2 9845 13881  А; 
 
ia0(К3)  2 7876 11105  А. 
 
В радіальних мережах аперіодичну складову струму КЗ в довільний 
момент часу ia t  розраховують за формулою 
 
     ia t  ia0 e
t /Ta ,    (4.12) 
 
де t – час, с; 
Ta  – стала часу затухання аперіодична складова струму КЗ, с, яка 
дорівнює 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 105 
 
x
  T  
a ,        (4.13) 
c  r
 
де x  и r  – результуючі індуктивний і активний опір ланцюга КЗ, Ом; 
c  – синхронна кутова частота напруги мережі, рад/с. 
 
Ударний струм трифазного КЗ iуд   
 
iуд  2  Iп0 K уд ,      (4.14) 
 
де Kуд  (1 sin  e tуд /Ta
к )  – ударний коефіцієнт, що може бути визначений за 
кривими рисунка1 [14], які визначають значення K уд  в залежності від 
X
відношення ,i  ; 
r,i
к  – кут здвигу по фазі напруги або ЕРС джерела і періодичної складової 
струму КЗ, що розраховується за співвідношенням : 
 
x
 к  arctg 1 ;      (4.15) 
r1
t уд  – час від начала КЗ до появи ударного струму,с, що дорівнює  
 
 / 2 
   tуд  0,01 к .       (4.16) 

 
 Для визначення ударного коефіцієнту K уд  використаємо кривими 
X
рисунку 1 [14]. Попередньо розрахуємо параметр ,i  для кожної точці 
r,i
короткого замикання. 
 
X(K1) 16,9
  2,4 ; 
r(K1) 7,05
 
X(K2) 18
 1,2 ; 
r(K2) 15,02
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 106 
 
 
X(K3) 19,4
  0,89 . 
r(K3) 21,9
 
Відповідно до розрахованих параметрів ударний коефіцієнт складає: 
 
K уд(К1) 1,22 ; 
 
K уд(К 2) 1,1 ; 
 
K уд(К3) 1,05 . 
 
Таким чином, ударний струм у місцях К1, К2, К3: 
 
iуд(К1)  2 128411,22  22155  А, 
 
iуд(К2)  2 9845 1,115162  А, 
 
iуд(К3)  2 7876 1,05 11578  А. 
 
 
Таблиця 8.5 – Струми короткого замикання у розрахованих точках 
Параметр Місце короткого замикання 
 К1 К2 К3 
IКЗ , А 12841 9845 7876 
iуд , А 22155 15162 11578 
 
 
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ 
Аналіз приведених вище особливостей розрахунку струму однофазного 
короткого замикання показує, що величина цього стуму головним чином 
залежить від опору (потужності) трансформатору. Так як нами обрано у 
якості цехової ТП комплектну трансформаторну підстанцію КТП, все 
обладнання якої – шафи високої і низької напруги зі встановленими у них 
автоматами, шинами і другими елементами – розраховано на довготривалий 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 107 
 
нормальний режим і відповідає вимогам стійкості до струмів КЗ у мережі 
низької напруги трансформатора даної потужності. Таким чином, такий вибір 
комплектного обладнання дозволяє задовольняти автоматично вимогам 
стійкості до дії струмів КЗ, у тому числі, однофазних. А це означає, що у 
даному разі відпадає необхідність у розрахунку однофазного КЗ для 
подальшої перевірки обладнання на стійкість. 
 
8.5 Захист цехових електричних мереж 
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно 
глави 
3.1 ПУЕ [2]. 
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом 
режими роботи: 
- збільшення струму внаслідок перевантаження; 
- збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів; 
- збільшення струму внаслідок короткого замикання. 
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі, такий 
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення. 
У підрозділі повинно бути ретельно проаналізовано і вказані всі 
мережі, що захищаються від перевантаження. 
Вказується окремі мережі, у яких забороняється встановлення апаратів 
захисту. 
Приводяться критерії, за якими допускається відмовлятися від 
застосування захисту провідників від перевантаження. 
Повинен бути наведений перелік мереж, що згідно ПУЕ мають бути 
захищеними від перевантаження, у тому числі силові і освітлювальні мережі, 
мережі всередині приміщень (залежно від способу прокладення та 
характеристик ізоляції). 
8.5.1 Вибір апаратів захисту 
Приводяться особливості місць встановлення та розташування апаратів 
захисту. 
У якості апаратів захисту, як правило, мають застосовуватися 
автоматичні вимикачі або запобіжники. На сучасних підприємствах 
найбільше поширені більш досконалі автоматичні вимикачі, які мають 
очевидні переваги. При виборі автоматичних вимикачів доречно 
орієнтуватися на сучасні апарати, які відповідають нормативним стандартам. 
Вибір автоматичних вимикачів в загальному випадку проводять з 
врахуванням електричних характеристик електроустановок, умов 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 108 
 
експлуатації, експлуатаційних вимог: селективності відключення, вимогам до 
дистанційного керування та індикації і тощо. У цілому при такому виборі 
слід, в першу чергу, користуватися технічною документацією на конкретні 
апарати. При виборі уставок струму автоматичних вимикачів необхідно 
враховувати різницю в характеристиках і погрішності у роботі 
розчіплювачів. 
Існують наступні вимоги до вибору автоматичних вимикачів, яких слід 
дотримуватися при виконанні роботи [2]: 
- номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги 
мережі; 
- відключаюча здатність повинна бути розрахована на максимальні 
струми КЗ, що протікають по елементу, що захищається; 
- номінальний струм розчіплювача повинен бути не менше 
найбільшого розрахункового струму навантаження, що тривало протікає по 
елементу, що захищається 
Іном. роз  І роз                                                                 (8.33)  
- автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному 
режимі роботи елементу, що захищається, тому струм уставок сповільненого 
спрацювання розчіплювача, що регулюються, слід обирати за умовою 
Іном. роз  (1,11,3)  І роз                                                      (8.34) 
 (для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим розчіплювачем 
достатньо виконання попередньої умови); 
- при допустимих короткочасних перевантаженнях елемента, що 
захищається, автоматичний вимикач не повинен спрацьовувати; це 
досягається вибором уставки миттєвого спрацювання електромагнітного 
розчіплювача за умовою 
Іном. розч.е  (1,231,35)  іn                                                      (8.35) 
де іп - пікове навантаження елементу, що захищається, 
Іп - пікове навантаження групи елементів, що захищається, 
У роботі проводиться детальний вибір одного автоматичного 
вимикача, дані на решту вимикачів зводять у відповідну таблицю, що 
включає в себе найменування елементу, що захищається, розрахунковий 
струм, тип апарата захисту та його характеристики ( у якості прикладу 
приведена таблиця 8,3), 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 109 
 
Таблиця 8.3 - Вибір автоматичних вимикачів 
1,25∙іп 
Найменування І , або 
роз І , І , 
електроприймачів 1,1∙Іроз, А Тип НА,В. НТ,Р.
А 1,25∙Іп апарату А А 
А 
1 2 3 4  5 6 7 
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В 
Токарний  верстат 9,57 10,527 71,775 ВА47-29 63 13 
Фрезерний  верстат 7,09 7,8 53,175 ВА47-29 63 13 
Розкрійний  верстат 9,09 9,9 68,175 ВА47-29 63 13 
Тельфер 7,6 8,36 57 ВА47-29 63 13 
Компресор 12,8 14,08 96 ВА47-29 63 20 
Зварювальний апарат 40,5 44,55 303,75 ВА47-29 63 50 
Щит освітлювання 41,1 45,3 246,6 ВА47-29 63 50 
Однофазні приймачі 
Дрель 1 1,1 7,5 ВА47-29 63 6 
Компресор 2,2 2,42 16,5 ВА47-29 63 10 
Болгарка 2,4 2,64 18 ВА47-29 63 10 
Вентилятор приточний  2 2,2 15 ВА47-29 63 6 
 
У таблиці 8,3, що наведена для прикладу:  
ІНА В - номінальний (установчій) струм автоматичного 
вимикача; 
I роз - номінальний струм розчіплювача вимикача (незалежно від його виду); 
ІНТ Р - номінальний струм теплового розчіплювача; 
ІНЕ р - номінальний струм електромагнітного розчіплювача; 
ІП - струм пікового навантаження: ІП = (5 - 7) ∙ Іроз, 
Як варіант, можуть використовуватися апарати серії ВА: автоматичні 
вимикачі, що призначені для групового захисту розподільчих пунктів, які 
мають дві системи захисту - електротеплову і електромагнітну, та виконані 
згідно державного стандарту зі ступенем захисту не нижче ІР30, 
Для автоматичних вимикачів серії ВА, що виконані в стандарті БМ, 
для струму електромагнітного розчіплювача в залежності від характеристики 
(С, В чи Б) виконується співвідношення: 
ІНЕ .Р  (3...5)  ІНТ .Р ; ІНЕ.Р  (5...10)  ІНТ .Р  або ІНЕ.Р  (10...14)  ІНТ .Р;  
 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 110 
 
8.5.2Перевірка мережі на захищеність 
Обрані лінії перевіряються на захищеність згідно умови: 
Ксх  Ідоп  К зах  І зах
113 112,8                                             (8.36) 
де Ксх - поправний коефіцієнт, що дорівнює одиниці для умов цеху; 
Ідоп - тривалий допустимий струм провідника, А; 
Кзах - коефіцієнт захисту, що дорівнює 1,0 для теплового та 0,22 для 
електромагнітного розчіплювачів; 
Ізах - струм спрацювання апарату захисту, А. 
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами 
термічної стійкості до струмів короткого замикання 
Цим розрахунком проводиться перевірка обраного провідника на його 
термічну стійкість до струмів КЗ. 
Для цього розрахунку необхідно знати: 
1) дійсний час 1 протікання струму КЗ, який дорівнює 
 t  tзах  tвим  0,08  0,12  0,2                                                (8.37) 
де t зах - час дії захисту ; 
t вим - час вимикання апарату; 
2) усталене значення струму КЗ, І∞ ; 
3) надперехідне значення струму КЗ, І//; 
4)  приведений час t^, протягом якого стале (значення струму КЗ І∞ 
виділяє таку ж кількістю тепла, що й змінний в часі струм КЗ за дійсний час t. 
Приведений час t^ визначається складовими часу періодичної tпр(п) і 
аперіодичною tпр(а) складових струму КЗ: 
tпр 
 
tпр(п)  tвим                                         (8.38)
Значення tпр(п) при дійсному часу t < 5 c знаходиться по кривих 
залежності tпр(п) = f (ß//) (рисунок 8.4), де ß// = I// /І∞. 
Криві приведеного часу періодичної складової струму КЗ в залежності 
від ß для різних значений t беруть з довідкової літератури. 
Приведений час аперіодичної складової струму КЗ 
tпр(а)  0,005                                                (8.39) 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 111 
 
При дійсному часі t < 1c величину t пр.(а) не враховують. 
Переріз кабелю на термічну стійкість в трифазному КЗ перевіряється за 
формулою 
I  t 2540  0,2
Smin 
 пр  13,7  
С 83                                            (8.40)
де С - коефіцієнт, що відповідає різниці виділеної теплоти в провіднику після 
і до КЗ. 
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної 
підстанції 
Оскільки серед електроприймачів цеху, як правило, відсутні 
електроприймачі, що значно впливають на якість електроенергії, то обрану 
цехову мережу перевіряють на допустимі відхилення напруги живлення 
споживачів. 
Хід розрахунків залежить від схеми електропостачання цеху, але в 
цілому виконується в наступному порядку. 
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів 
мінімальних та максимальних навантажень. 
В режимі максимальних навантажень напруга на затискачах найбільш 
віддалених електроприймачів не повинна бути нижче 0,95 • Uном. В режимі 
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої 
границі напруги. При цьому напруга на шинах 0,4 кВ ТП не повинна 
перевищувати 5 % номінальної напруги, тобто δ∙U1 ≤ 5%. 
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за 
мінімальні - 30 % від максимальних. 
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги 
згідно [7] 
T
 U1  ET  (UT UM  U сп )  5  
 i1                          (8.41)
де Ет - величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях 
трансформатора, %; 
∆UT - втрати напруги в трансформаторі, %; 
n
UM - сумарні втрати напруги в магістральних лініях до споживача, %; 
i1
n- кількість послідовних магістралей до споживача; 
∆Uсп - втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %; 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 112 
 
-5% - припустиме усталене відхилення напруги згідно [7]. 
Величина ∆UT (%) знаходиться по формулі 
S
UT  max (Ua  cos U p  sin)  3,69                                        (8.42) 
SнотТ
де Smax – максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора, 
кВА; 
Sном Т - номінальна потужність трансформатор, кВА 
100  P
Ua 
КЗ
Sном - активна складова напруги КЗ трансформатора, %. 
U  U 2 2
p КЗ U a - реактивна складова напруги КЗ трансформатора, %. 
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги 
 U2  ET  кзаван (UT  UM )  Uсп  5%                    (8.43) 
де кзаван = 0,3 - коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень; 
≤+5% - припустиме усталене підвищення напруги згідно [7]. 
Підставляючи розрахункові дані в вирази (8.41 59) і (8.43) і 
розв’язуючи нерівності, отримаємо потрібне Ет відгалуження 
трансформатора. 
 8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної 
підстанції 
Електропостачання сучасних промислових підприємств базується, в 
основному, на використанні комплектного крупноблочного обладнання: 
комплектних трансформаторних підстанцій, комплектних розподільчих 
установок різних напруг та призначення, комплектних струмопроводів, 
щитків, тощо. 
При використанні комплектного обладнання підвищується якість 
систем електропостачання, надійність її роботи, зручність і безпека 
обслуговування, забезпечується швидке розширення та мобільність 
електрогосподарства. 
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних 
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Повністю 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 113 
 
закриті 
комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у виробничих 
приміщеннях без улаштування будівельних оболонок. 
План і розріз обраної конкретної підстанції приводиться у графічної 
частині дипломної роботи. 
  Обраго двотрансформаторна підстанція 2КТП-630/10/0,4 УЗ 
призначена для надійного електропостачання промислових об’єктів, має 
потужніть трансформатора 630 кВА, з захистом і автоматикою 
 Структура підстанції 2КТП-630/10/0,4 УЗ: 
1. Пристрій вводу з боку високої наруги (УВН) 
2. Силовий трансформатор  
3. Кожух виводів силового трансформатора 
4. Розподільча установка низької напруги (РУНН), що складається з 
    наступног обладнання : 
 шафа вимикача робочого вводу 
 шафа секційного вимикача 
 шафа ліній, що відходять 
 шафа автоматизованої конденсаторної установки 
 шафа управління 
5. Шина перемичка 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 114 
 
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ 
Прокладання кабельних ліній в траншеях 
Прокладання кабелів у земляних траншеях є одним з найнадійніших 
способів облаштування мереж передачі електроенергії. Проте водночас є 
одним з найбільш ресурсо- та трудомістких, вимагає суворого дотримання 
спеціальних технологій та нормованих відстаней і вважається одним з 
найбільш складних способів прокладання електромагістралей. 
Даний спосіб використовується як професійними монтажниками для 
прокладання кабельних ліній з різними класами напруги, так і власниками 
приватних домогосподарств для підключення будинків і господарських 
будівель на дачних ділянках. 
Порівняно з іншими підземними способами монтажу, прокладання в 
траншеях вважається найменш фінансово затратним, оскільки передбачає 
разові витрати і практично не вимагає догляду та обслуговування. Забезпечує 
надійність та довговічність; запобігає випадковому обриву кабелю та 
ураженню людей електричним струмом; забезпечує кращі умови 
охолодження кабелів, завдяки чому вони можуть проводити більшу 
потужність та забезпечує естетичний вигляд навколишнього середовища, не 
створюючи павутину з дротів на головою. 
Прокладання кабелів у ґрунті здійснюють відповідно до Правил 
улаштування електроустановок (ПУЕ), затверджених наказом № 476 
Міненерговугілля України від 21 липня 2017 року та заснованих на 6-му 
радянському виданні. А також керуються нормами СНиП, Державними 
будівельними нормами (ДБН) та іншими документами. 
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 115 
 
Розробка траси прокладання 
Розпочинати роботи слід з розробки траси прокладання кабелю. 
Маршрут траси повинен ґрунтуватися на розташуванні всіх споруд навколо 
майбутніх будівельних робіт, з урахуванням наявних доріг, інженерних 
мереж та складу ґрунту (наявності підземних пустот і підземних вод). 
Траса повинна проходити на відстані не меншій ніж 1,5 метри від 
стовбурів дерев та 75 см – від чагарників. Великі дерева слід обходити по 
периметру або вбити під деревом трубу і провести кабель через неї. 
При прокладанні траси вздовж фундаменту, відстань до нього має бути 
не меншою 60 см. Прокладати кабелі в траншеях під фундаментами будівель 
і споруд заборонено. 
При перетині кабельної лінії напругою до 35 кВ з водопровідними, 
каналізаційними та газовими трубопроводами мінімальна відстань до 
кабельної лінії має бути не меншою 50 см, якщо кабель укладається без 
захисної оболонки. Та не меншою 15 см – при прокладанні кабелю на ділянці 
перетину, не меншій ніж 2 м у кожен бік, у трубах. 
 
Вибір кабелю 
Згідно з державними стандартами для траншейного прокладання в 
землі бажано застосовувати броньовані кабелі, металеві оболонки яких 
повинні мати зовнішній покрив для захисту від хімічних впливів. 
Копання  траншеї 
Перш ніж розпочати копати траншею необхідно заздалегідь отримати 
письмовий дозвіл на виконання робіт від підприємств чи організацій на 
території яких передбачається проводити земляні роботи. Та уточнити 
наявність і місце розташування ліній зв’язку, газових, водопровідних та 
інших комунікацій. 
Існує 15 типорозмірів траншей, а їх вибір залежить від умов 
прокладання та кількості і діаметру кабелів. 
Мінімальна глибина траншеї становить не менше 70 см – для кабельних 
ліній напругою до 20 кВ; 
У разі якщо довжина підземної лінії буде меншою 5 метрів і при цьому 
електропроводка буде додатково захищена трубою допускається прокладати 
провідник на глибині 50 см. 
Також дотримуватись глибини у 1 метр слід у разі перетину кабелів з 
проїжджою частиною. У такому випадку кабель слід прокладати у ПВХ 
трубах, при цьому не порушуючи полотна доріг та тротуарів. Для цього 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 116 
 
використовують спеціальну техніку, що робить проколи під дорогами та 
пішохідною зоною. 
Ширина траншеї залежить від кількості та напруги прокладених 
кабелів. І при прокладанні одного кабелю напругою до 10 кВ становить 20 
см. 
Після доставки кабелю на місце монтажу слід ретельно перевірити 
цілісність його зовнішньої оболонки та стан ізоляції кабелю. 
Прокладання кабелю у траншеї 
Розміщуючи кабелі, слід уникати перехрещень кабелів між собою та з 
трубопроводами. 
На початку та в кінці лінії, а також на поворотах траси кабель надійно 
закріплюють. 
Прокладати кабелі в траншеї слід на певній, мінімально допустимій, 
відстані один щодо одного. Недотримання цих вимог викличе неприпустиме 
нагрівання кабелів під час експлуатації, що може служити причиною виходу 
лінії з ладу. 
Мінімальна відстань між кабелями у траншеї має бути  не менше 10 см 
між двома силовими кабелями напругою до 10 кВ та між силовим і 
контрольним кабелями, відстань між контрольними кабелями між собою та 
кабелями зв’язку не нормують. 
В одній траншеї рекомендується прокладати не більше 6 силових 
кабелів напругою до 35 кВ 
Якщо кількість кабелів необхідних для прокладки перевищує 6, то 
прокладати їх слід у паралельних траншеях. Відстань між крайніми кабелями 
паралельних траншей має бути не меншою 50 см. 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 117 
 
Захист кабелів від механічних пошкоджень 
Під час прокладання кабельної лінії в траншеї необхідно ретельно 
продумати її захист від механічних пошкоджень аби убезпечити лінію у разі 
проведення земельних або будівельних робіт у майбутньому. Існує три 
основні способи такого захисту: 
 залізобетонні плити; 
 цегла; 
 захисні листи з полімерних матеріалів, сигнально-захисна або 
сигнальна пластикова стрічка. 
Для захисту ліній напругою до 20 кВ можна використовувати один з 
наступних видів захисту: один шар глиняної цегли (без порожнин) поперек 
траси, полімерні листи відповідної міцності або сигнальну стрічку. Їх також 
прокладають зверху початкового шару ґрунту на висоті 0,25 м від зовнішньої 
оболонки кабелю. 
Цеглу застосовують звичайну, без порожнин. Використовувати 
силікатну та глиняну пустотілу або дірчасту цеглу для захисту кабельних 
ліній заборонено. 
 
Використовувати глиняну цеглу або полімерні листи для захисту 
кабелів напругою до 20 кВ від механічних пошкоджень треба лише на тих 
ділянках траси, де можливі часті розкопування через наявність інших 
підземних комунікацій. 
Сигнальна стрічка являє собою поліетиленову плівку товщиною 3,5-5 
мм, яскравого червоного, жовтого або помаранчевого кольору з 
попереджуючим написом на якому вказано, що внизу є кабель. Таку стрічку 
легко можна буде помітити під час земляних робіт. 
Як бачимо, прокладання кабелів у траншеї – процес доволі тривалий. 
Він характеризується складністю проведення земельних робіт, необхідністю 
враховувати величезну кількість нормативів, відсутністю візуального 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 118 
 
контролю за станом кабелю, а у разі необхідності проведення ремонту 
доведеться майже повністю повторити процедуру прокладання. 
Попри це, саме підземне прокладання: 
– гарантує надійний захист кабелів від зовнішніх впливів; 
– практично не потребує догляду та обслуговування; 
– забезпечує довговічність (правильно обраний кабель прослужить багато 
років); 
– усі витрати, на відміну від повітряного способу прокладання, є разовими; 
– не потребує встановлення опор, стовпів та інших конструкцій і не псує 
естетику звисаючими дротами; 
– вважається найбільш надійним та зручним. 
 
 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 119 
 
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП 
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА 
Найбільш економічна прокладання кабелі у землі . На відміну від 
повітряних ліні, монтаж кабелю в землі не піддається рясним снігопадам, 
штормового вітру і не пошкоджується поваленими деревами. Кабельні лінії в 
меншій мірі, ніж повітряні, схильні небезп'ечним і заважає електромагнітних 
впливів, створюваним в ланцюгах зв'язку, сигналізації, автоматики і 
телемеханіки різними лініями електропередач і контактнимимережами 
електричних залізниць, а також впливів атмосферних перенапруг (грозовим 
розр отрут). Кабельні лінії краще забезпечують безперебійність, високу 
якість і надійність дії пристроїв зв'язку і сигналізації, довговічніші і дешевші 
в експлуатації, хоча їх будівництво обходиться дорожче. Пошкодження на 
кабельних лініях відбуваються значно рідше, ніж на повітряних. 
Для кабельних ліній, що прокладаються в землі повинні 
застосовуватися переважно броньовані кабелі. Металеві оболонки цих 
кабелів повинні мати зовнішній покрив для захисту від хімічних впливів. 
Якщо прокладаються не броньовані кабелі, то потрібно спочатку прокласти 
азбестоцементні або ПХВ-труби, які надійно захистять його відвипадкових 
механічних ушкоджень при подальших розкопках. У разі якщо кабель 
броньований, то його застосування потребує прокладання труб на перетині 
залізничними і трамвайними рейками, шосейними і ґрунтовими дорогами, 
під проїжджими частинами вулиць, в місцях перетинів з підземними 
спорудами та іншими кабелями з таким розрахунком, щоб кінці труб 
виходили на 1 м за межі перетину, а також при введенні кабелю у будівлю 
або споруду. Кабелі захищають при їх прокладанні в скелястих грунтах на 
глибині 0,5 м, в садах і городах, при прокладці в одній траншеї десяти і 
більше сигнальних і інших кабелів, а також при прокладці в траншеї на 
глибині менш 1 м силових кабелів за робочою напругою вище 1 кВ. У цих 
випадках кабель для захисту покривають бетонними плитами або шаром 
червоної цегли. 
Вся процедура підземної прокладки кабелів включає в себе кілька 
етапів: 
- вибір і узгодження траси прокладки кабелю, 
― розмітка і розбивка траси,  
― риття траншеї,  
- облаштування підсипання (подушки) з дрібної землі без каміння або піску, 
― укладання захисних труб (в тому випадку, якщо передбачено проектом), 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 120 
 
― підготовка кабелю до прокладці, 
― прокладка кабелю (якщо кабель прокладається в трубах, то протягання 
кабелю в трубах), 
― встановлення з'єднувальних муфт,  
― засипка кабелю дрібної землею без каміння або піском,  
― захист кабелю червоним глиняною цеглою або азбоцементними плитами, 
― прокладка сигнально-попереджувальної стрічки (якщо передбачено 
проектом), 
― складання акта прихованих робіт, 
― электролабораторные випробування кабельної лінії і засипання траншеї 
грунтом. 
Всі ці електромонтажні роботи повинні бути виконані в тій послідовності, в 
якій перелічено 
Основні етапи роботи з нами: 
1.       Ознайомлення з об'єктом, особливостями майбутніх робіт, вивчення 
документації. 
2.       Проведення підготовчих робіт. 
3.       Монтажні роботи 
 500грн/м
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 121 
 
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛА 
Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра для 
здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141 
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»усіх форм навчання 
[Електронний ресурс] / [Упоряд.: Ситник О.О., Яценко І.В., Ключка К. М., 
Самойлик О.В.] ; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. – 
Черкаси : ЧДТУ, 2022. –   98 с. 
https://220.co.ua/articles/76-prokladannja-kabelnih-l-n-i-v-transhejah.html 
https://ik-centurion.com.ua/ua/p95973240-montazh-kabelnyh-linij.html 
 
Арк. 
ЧДТУ А1 19015 45/04 
Змн. Ар к. № докум. Підпис Дата 122
Репозиторій ЧДТУ
