Дослідження стану міських електричних мереж та обґрунтування вибору підвищення номінальної напруги в ній

Синицький, Дмитро Валерійович
Будь ласка, використовуйте цей ідентифікатор, щоб цитувати або посилатися на цей матеріал: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/9397
Повний запис метаданих
Поле DC	Значення	Мова
dc.contributor.advisor	Ткаченко, Валентин Федорович	-
dc.contributor.author	Синицький, Дмитро Валерійович	-
dc.date.accessioned	2026-04-07T10:45:13Z	-
dc.date.available	2026-04-07T10:45:13Z	-
dc.date.issued	2022-12	-
dc.identifier.uri	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/9397	-
dc.description.abstract	Метою магістерської роботи є підвищення якості міського електропостачання за рахунок збільшення пропускної спроможності електричних мереж. Для досягнення поставленої мети вирішувалися задачі оптимізації техніко-економічних параметрів мережі за допомогою використання глибоких вводів (ГВ) високої напруги, опрацюввувалися методи підвищення напруги з 10 кВ до 20 кВ і якості електроенергії в розподільних мережах та з'ясувувалися переваги встановлення сучасного обладнання і кабелів XLPE. Запропоновані рішення показують обґрунтованість реконструкції розподільних електромереж і перехід на вищий клас напруги 20 кВ з використанням ГВ та кабелів з ізоляцією із зшитого поліетилену. Практична значимість магістерської роботи полягає в можливості використання даних результатів, отриманих в ході дослідження, в якості рекомендацій проектним інститутам і експлуатаційним організаціям для реконструкції подібних мереж.	uk_UA
dc.language.iso	uk	uk_UA
dc.subject	розподільна електрична мережа	uk_UA
dc.subject	пропускна здатність	uk_UA
dc.subject	глибокий ввід	uk_UA
dc.subject	кабелі з ізоляцією із зшитого поліетилену	uk_UA
dc.title	Дослідження стану міських електричних мереж та обґрунтування вибору підвищення номінальної напруги в ній	uk_UA
dc.type	Master Thesis	uk_UA
Розташовується у зібраннях:	141 Електрична інженерія (Електротехнічні системи електроспоживання)
Файли цього матеріалу:
Файл	Опис	Розмір	Формат
МР_Синицький____.pdf Restricted Access		1.81 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
1 
  
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАНИЙ ТЕХНОЛОГІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ 
ФАКУЛЬТЕТ ЕЛЕКТРОННИХ ТЕХНОЛОГІЙ, АВТОТРАНСПОРТУ  
ТА МАШИНОБУДУВАННЯ 
Кафедра електротехнічних систем 
 
 «До захисту допущено» 
Зав. кафедри ЕТС 
 
__________ О.О. Ситник 
(підпис)                 (ініціали, прізвище) 
«___»___________202__ р. 
 
 
Кваліфікаційна робота 
на здобуття ступеня вищої освіти магістра 
 
на тему:  
«Дослідження стану міських електричних мереж та обґрунтування вибору 
підвищення номінальної напруги в ній» 
 
Виконав: здобувач вищої освіти  2  курсу, групи ЕСЕ–012 
Спеціальності: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» 
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності) 
 
 
Синицький Дмитро Валерійович  ______________ 
(прізвище, ім’я, по-батькові здобувача вищої освіти ) (підпис) 
   
Науковий к.т.н., доцент Ткаченко В.Ф. ______________ 
керівник (вчені ступінь та звання,  прізвище та ініціали) (підпис) 
 
   
Нормоконтроль к.т.н., доцент  Ключка К.М. ______________ 
(вчені ступінь та звання,  прізвище та ініціали) (підпис) 
 
   
 
 
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів 
без відповідних посилань. 
Здобувач вищої освіти ______________ 
(підпис) 
Черкаси 2022 р. 
 
2 
  
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАНИЙ ТЕХНОЛОГІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ 
ФАКУЛЬТЕТ ЕЛЕКТРОННИХ ТЕХНОЛОГІЙ, АВТОТРАНСПОРТУ  
ТА МАШИНОБУДУВАННЯ 
 Кафедра електротехнічних систем  
 
Рівень вищої освіти – другий (магістерський) 
Спеціальність 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» 
(код і назва) 
 
ЗАТВЕРДЖУЮ 
Завідувач кафедри 
____________ О.О. Ситник 
(підпис)                (ініціали, прізвище) 
«______» __                 2022 р. 
 
ЗАВДАННЯ 
на магістерську кваліфікаційну роботу здобувачу вищої освіти 
 
 
Синицькому Дмитру Валерійовичу 
 (прізвище, ім’я, по батькові) 
 
1. Тема магістерської роботи  
 
«Дослідження стану міських електричних мереж та обґрунтування вибору 
підвищення номінальної напруги в ній» 
 
науковий керівник к.т.н., доцент Ткаченко Валентин Федорович 
                                                      (прізвище, ім’я, по батькові, науковий ступінь, вчене звання) 
затверджені наказом по університету від «13» вересня 2022р. № 234/04 
 
2. Термін подання студентом роботи_____________________________ 
 
3. Об’єкт дослідження – розподільні електромережі 10 кВ великого міста.  
 
4. Предмет дослідження – методи підвищення пропускної здатності розподільної 
електричної мережі.  
5. Перелік завдань, які потрібно розробити: 
 провести аналіз ситуації розподільчих електромереж  в Україні та закордоном 
оптимізувати техніко-економічні параметри мережі за допомогою використання глибоких 
вводів (ГВ) високої напруги; 
 
3 
  
 опрацювати методи підвищення напруги з 10 кВ до 20 кВ і якості електроенергії в 
розподільних мережах; 
з'ясувати переваги встановлення сучасного обладнання і кабелів XLPE. 
 
 
 
6. Перелік ілюстративного матеріалу − у вигляді презентації  
 
7. Перелік публікацій – у вигляді статті чи тез доповіді на конференції   
 
8. Дата видачі завдання «14» вересня  2022 р. 
 
 
Календарний план 
 
№ Назва етапів  виконання  Термін виконання 
з/п магістерської роботи етапів магістерської Примітка 
роботи 
1 Аналіз літератури по темі  магістерської роботи    14.09.2022–26.09.2022  
2 Складання попереднього плану і структури 
магістерської роботи. Узгодження з керівником 27.09.2022-03.10.2022  
3 Підготовка матеріалів по розділу 1 04.10.2022-19.10.2022  
4 Підготовка матеріалів по розділу 2  20.10.2022-04.10.2022  
5 Підготовка і публікація тез за результатами  05.11.2022-10.11.2022  
магістерської роботи 
 Підготовка матеріалів по розділу 3 
Вступ. Реферат 11.11.2022-25.11.2022  
7 Підготовка остаточної версії магістерської 26.11.2022-01.12.2022 
роботи. Узгодження з керівником  
8 Підготовка доповіді і презентації. Підготовка до   02.12.2022-12.12.2022 
захисту  
9 Захист магістерської роботи 13.12.2022–16.12.2022  
 
 
 
 
Здобувач вищої освіти          Д. В Синицький. 
(підпис) (ініціали, прізвище) 
   
Науковий керівник роботи                В.Ф.Ткаченко 
(підпис) (ініціали, прізвище) 
 
 
 
РЕФЕРАТ 
Магістерська робота складається із вступу, трьох розділів, висновків та 
списку використаної літератури. Загальний обсяг роботи складає 121 сторінки, 
у тому числі 103 сторінки основного тексту, 31 рисунок та 15 таблиць та списку 
використаних джерел зі 45 найменувань 
Метою магістерської роботи є підвищення якості міського 
електропостачання за рахунок  збільшення пропускної спроможності 
електричних мереж. 
Для досягнення поставленої мети вирішувалися задачі  оптимізації 
техніко-економічних параметрів мережі за допомогою використання глибоких 
вводів (ГВ) високої напруги, опрацюввувалися методи підвищення напруги з 10 
кВ до 20 кВ і якості електроенергії в розподільних мережах та  з'ясувувалися 
переваги встановлення сучасного обладнання і кабелів XLPE. 
Запропоновані рішення показують обґрунтованість реконструкції 
розподільних електромереж і перехід на вищий клас напруги 20 кВ з 
використанням ГВ та кабелів з ізоляцією із зшитого поліетилену. Практична 
значимість магістерської роботи полягає в можливості використання даних 
результатів, отриманих в ході дослідження, в якості рекомендацій проектним 
інститутам і експлуатаційним організаціям для реконструкції подібних мереж.  
Ключові слова: розподільна електрична мережа, пропускна здатність, 
клас напруги, глибокий ввід, кабелі з ізоляцією із зшитого поліетилену. 
4 
  
ЗМІСТ  
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ  
  ВСТУП………………………………………….................................  
РОЗДІЛ 1. AНAЛIЗ СИТУAЦIЇ РОЗПОДІЛЬЧИХ ЕЛЕКТРОМЕРЕЖ В 
УКРAЇНI ТА ЗА КОРДОНОМ ……………………………………………..      
1.1 Роботa електроенергетичної системи України в умовах війни...  
1.2 Аналіз стану розподільних мереж великих міст…………….  
1.3 Міжнародний досвід розвитку електричних мереж………...  
1.4 Шляхи вирішення проблемних питань та перспективи 
вдосконалення розподільних електричних мереж 10 кВ ………….  
Висновки до розділу 1………………………………………………  
РОЗДІЛ 2. СУЧАСНІ МЕТОДИ ПІДВИЩЕННЯ ПРОПУСКНОЇ 
ЗДАТНОСТІ ЕЛЕКТРИЧНИХ РОЗПОДІЛЬНИХ МЕРЕЖ ……..  
2.1 Оптимізація техніко-економічних параметрів мережі за 
допомогою встановлення глибоких вводів високої 
напруги………………………………………………………………  
2.2 Підвищення напруги з 10 кВ до 20 кВ в міських 
електромережах…………………………………………………….  
2.3 Використання сучасного обладнання та кабелів з ізоляцією із 
зшитого поліетилену в розподільних мережах великих 
міст………………………………………………………..  
Висновки до розділу 2……………………………………………….  
РОЗДІЛ 3. РОЗРAХУНОК ХAРAКТЕРИСТИК ЕЛЕКТРИЧНИХ 
МЕРЕЖЗA УМОВИ ВИКОРИСТAННЯ ГЛИБОКИХ ВВОДIВ .............  
 
5 
  
3.1 Розрахунок  характеристик електромереж із застосуванням 
глибоких вводів та без них; їх порівняльний аналіз………………  
3.2 Розрахунок  характеристик електричних розподільних мереж 
при переході на вищий клас напруги 20 кВ та порівняння з 
мережею 10 кВ……………………………………….  
3.3. Розрахунок із врахуванням технічних заходів щодо 
підвищення ефективності режимів розподільних мереж та 
застосування кабелів XLPE………………………………………  
Висновки до розділу 3……………………………………………….  
ВИСНОВКИ ТA ОСНОВНI РЕЗУЛЬТAТИ ДОСЛIДЖЕННЯ……  
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ……………………….…  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
6 
  
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І 
ТЕРМІНІВ 
АВР – автоматичне введення резерву ; 
ВВП – валовий внутрішній продукт; 
ВН – висока напруга; 
ВПС – вставки постійного струму; 
ГВ – глибокий ввод; 
ГЗП – головна знижувальна підстанція; 
ДЖ – джерело живлення; 
е. р. с. – електрорушійна сила; 
ЄС – Європейський Союз; 
ЗПЕ (XLPE – англійською) – кабелі з ізоляцією із зшитого поліетилену; 
ЗШ – збірна шина; 
КБ – конденсаторні батареї; 
КВЕ – комерційні втрати електроенергії; 
КЗ – коротке замикання; 
КЛ – кабельна лінія; 
КРУ – комплектні розподільні установки; 
КРУЕ – комплектні розподільні установки  з елегазовим обладнанням; 
КТП – комплектна трансформаторна підстанція; 
ЛЕП – лінія електропередач; 
ЛГВ – лінія глибокого вводу; 
МЕА – Міжнародне Енергетичне Агентство; 
НВН – надвисока напруга; 
НДІ – науково-дослідний інстиут 
НЕС – нова енергетична стратегія; 
ОЕС – об’єднана енергосистема; 
 
7 
  
ПБВ – перемикання без збудження; 
ПГВ – підстанція глибокого вводу 
ПЕ – поліетилен; 
ПЕР – паливно-енергетичний ресурс; 
ПЛ – повітряна лінія; 
ПС – підстанція; 
ПУЕ – правила улаштування електроустановок; 
РЛСН – розподільна лінія середньої напруги; 
РП – розподільний пункт; 
РУ – розподільний пристрій; 
СЕП– система електропостачання; 
СН – середня напруга; 
СП – сполучний пункт; 
СПЖ – струмопровідні жили; 
СРСР – Союз Радянських Соціалістичних Республік; 
ТВЕ – технологічні втрати електроенергії; 
ТВт˖год – терават˖година (1012 Ват˖год); 
ТЕС – теплова електрична станція; 
ТЕЦ – теплоелектроцентраль; 
ТП – трансформаторна підстанція; 
ФВЕ –  фактичні втрати електроенергії в електромережах; 
ФРН – Федеративна Республіка Німеччина; 
ЦЖ – центр живлення; 
ЦП – центральний пункт; 
HVDC – високовольтна лінія постійного струму;  
FACTS – гнучка система регулювання електропередачі змінного струму. 
 
 
8 
  
ВСТУП 
 Актуальність теми. Україна щорічно споживає близько 210 млн. тон 
умовного палива й належить до енергодефіцитних країн: 75% необхідного 
об’єму природного газу і 85% сирої нафти і нафтопродуктів імпортованих. За 
перший місяць війни споживання електроенергії в Україні впало приблизно на 
30%, [1]. Низький рівень забезпеченості України власними енергоресурсами 
значною мірою пояснює високу енергоємність її економіки. Енергоємність ВВП 
України у 2,6 рази перевищує середній рівень енергоємності розвинених країн 
[2].  
Останнім часом з причини ракетних обстрілів критичної інфраструктури 
України російськими терористами  електроенергетична система держави 
зруйнована фактично на половину.  Такий стан, напіврозрушеної, нашвидкуруч 
відновленої в тяжких воєнних умовах енергосистеми,  істотно ускладнює 
роботу електроенергетичної галузі, ще додає проблем вже раніше  бувша 
зношеність електрообладнання, нерозвиненість та незадовільний технічний стан 
електричних мереж. Все це разом створює передумови відбудови та розвитку 
нової електроенергетичної інфраструктури. Одним з оптимальних рішень цього 
питання з економічної точки зору може бути підвищення номінальної напруги 
існуючої розподільної мережі, наближення основних живлячих центрів та 
прокладання нових сучасних кабельних ліній електропередач підвищеної 
номінальної напруги у великих містах.  
Таким чином, дослідження проблеми підвищення якості міського 
електропостачання за рахунок  збільшення пропускної спроможності 
електричних мереж є актуальним завданнями та має науковий і практичний 
інтерес. 
 
9 
  
Мета і завдання дослідження. Метою магістерської роботи є дослідити 
стан міських електричних мереж та обґрунтувати вибір підвищення номінальної 
напруги в ній. 
Для досягнення поставленої мети було виділено наступні задачі: 
− провести аналіз ситуації розподільчих електромереж  в Україні та 
закордоном 
оптимізувати техніко-економічні параметри мережі за допомогою 
використання глибоких вводів (ГВ) високої напруги; 
− опрацювати методи підвищення напруги з 10 кВ до 20 кВ і якості 
електроенергії в розподільних мережах; 
− з'ясувати переваги встановлення сучасного обладнання і кабелів XLPE. 
Oб’єкт дoслідження –  розподільні електромережі 10 кВ великого міста. 
Предмет дoслідження –  методи підвищення пропускної здатності 
розподільної електричної мережі. 
Методи дoслідження. Основу виконаних досліджень склали такі методи:  
1. Емпіричні: − порівняння мереж 10-20 кВ та їх обладнання; − порівняння 
кабелів, які знаходяться в експлуатації з кабелями XLPE; − порівняння мереж 
міста з і без ГВ;  
2. Емпірично-теоретичні: − системний підхід щодо дослідження 
електромереж; − евристична, конструктивна і проста теорія з наукової 
літератури. 
Елементи новизни  отриманих результатів  Підтверджено доцільність 
реконструкції розподільних електромереж 6/10 кВ на основі поетапного 
переходу на вищий клас напруги 20 кВ з використанням глибоких вводів та 
кабелів з ізоляцією із зшитого поліетилену та будівництво нових. 
Практичне значення одержаних результатів. На основі проведеного 
дослідження запропоновано обґрунтоване рішення реконструкції розподільних 
 
10 
  
електромереж і перехід на вищий клас напруги 20 кВ з використанням ГВ та 
кабелів з ізоляцією із зшитого поліетилену. Щодо практичної важливості 
магістерської роботи, то вона  полягає в можливості використання отриманих 
результатів в ході дослідження, в якості рекомендацій проектним інститутам і 
експлуатаційним організаціям для реконструкції відповідних мереж.  
Публікації. Основні результати за тематикою роботи доповідалися та 
обговорювалися на міжнародноій науковотехнічноій конференції, Автоматика, 
компютено-інтенговані технології та проблеми енергоефективності в 
промисловості, на транспорті і сільському господарстві (АКІТ-2022): 10-11 
листопада 2022 р.: /В. Ткаченко, Д. Синицький // Дослідження стану 
міських електричних мереж та обґрунтування вибору підвищення номінальної 
напруги в них: Матеріали міжнародної науковотехнічної конференції, 
Автоматика, компютено-інтенговані технології та проблеми енергоефективності 
в промисловості, на транспорті і сільському господарстві (АКІТ-2022): 10-11 
листопада 2022 р. Кропивницький/ Центральноукраїнський національний 
технічний університет. - Кропивницький.: ПП «Ексклюзив-Систем», 2022. – 243 
с. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
11 
  
РОЗДІЛ 1 
 
 АНАЛІЗ СИТУАЦІЇ ЕЛЕКТРОМЕРЕЖ ПО УКРАЇНІ 
 
1.1 Робота електроенергетичної системи України в умовах війни 
Ще до війни поточний опалювальний сезон називали одним з 
найскладніших за всю історію сучасної України. 
Не в останню чергу – через дії Росії, яка ще у 2021 році почала вставляти 
палки в колеса української енергосистеми, блокуючи постачання і транзит 
вугілля на вітчизняні електростанції. 
24 лютого після повномасштабного вторгнення ситуація змінилася 
кардинально. Наслідки для енергетики могли бути катастрофічними, 
враховуючи залежність України від постачань з країни-агресора. Проте ситуація 
наразі контрольована, країна не замерзла, а уряд відзвітував про успішне 
завершення опалювального сезону. 
Так само українці не мали особливих проблем з електрикою – крім 
районів, де йшли бої. У Міненерго майже щодня повідомляють про відновлення 
електропостачання для десятків тисяч споживачів і задовільну роботу 
енергосистеми, яка під час війни стала частиною енергомережі ЄС. 
Українська енергосистема продовжує впевнено тримати баланс 
виробництва й споживання і працює синхронно з європейською енергомережею 
ENTSO-E. Частота в мережі стандартна – 50 Гц. 
Інформація щодо обсягів виробництва електроенергії різними видами 
генерації не розголошується. 
З точки зору оптимального для системи стандарту частоти – 
енергосистема України працює без змін. У першу чергу це пов’язано із 
синхронізацією української енергосистеми з ENTSO-e. 
 
12 
  
Як відомо, опівночі 24 лютого Україна відключилася від енергосистем 
Росії та Білорусі, а за чотири години почалася війна. Відповідно до плану, 
енергосистема України мала працювати в ізольованому від Росії та Білорусі 
режимі три дні, але без особливих проблем протрималася 21 день. 
За перший місяць війни споживання електроенергії в Україні впало 
приблизно на 30%, [1]. Це сталося через кілька факторів. 
По-перше, внаслідок масштабного вторгнення армії окупантів у пошуках 
безпеки країну залишили близько 4 млн українців. Такі дані в кінці 
березня наводила ООН[1]. 
По-друге, через постійні обстріли та бомбардування страждає енергетична 
інфраструктура, а отже, багато споживачів залишаються без струму. У кінці 
березня електроенергія була відсутня в 1 300 населених пунктах[1]. 
Голова "Укренерго" Володимир Кудрицький напередодні запевнив, що 
всю енергетичну інфраструктуру Київщини та Чернігівщини відновлять на 
початку травня. 
Третій чинник – зупинка великої кількості промислових підприємств, які 
споживали багато електроенергії. Особливо це стосується регіонів, де ведуться 
активні бойові дії та зосереджено чимало великих металургійних заводів. 
За словами голови "Укренерго", після зниження споживання струму 
сильно впав виробіток АЕС і ТЕС. 
Наприкінці березня сумарна потужність атомних станцій не перевищувала 
6 ГВт при притаманних для цього періоду 9 ГВт. ТЕС також працюють складом, 
близьким до мінімального. Це десь до 20 енергоблоків [1]. 
Крім того, через низьке споживання доводиться сильно обмежувати "зелену" 
генерацію, особливо в години максимальної сонячної активності". На період 
воєнного часу через форс-мажор "Укренерго" призупинило виплати виробникам 
"зеленої" електроенергії та державному "Гарантованому покупцю". 
 
13 
  
Приєднання об'єднаної енергосистеми (ОЕС) України до ОЕС 
континентальної Європи ENTSO-E забезпечило додаткову стабільність і 
безпеку української системи. Крім того саме після цього у всіх учасників 
енергетичного ринку з'явилась можливість постачати електроенергію у ЄС. До 
цього монополію на експорт мав лише Бурштинський острів. Наразі експорт 
здійснюється в обмежених обсягах і поки що лише до Польщі. З 30 березня за 
цим напрямком постачалось близько 200 МВт на добу. 
Українські фахівці ведуть перемовини щодо умов, за яких комерційне 
перетікання електроенергії можна буде збільшити. Уже зараз перетин технічно 
дозволяє експортувати в ЄС до 2 ГВт. У планах – збільшення цього обсягу до 
4,5-5 ГВт. За найбільш оптимістичним сценарієм – до 6 ГВт. Дослідження 
технічної можливості включення лінії на Польщу перебуває на початковій 
стадії. Також ми не полишаємо намірів збудувати нові і посилити існуючі 
зв'язки. У планах – побудова ланцюга на Словаччину та відновлення 
експортного коридору на Румунію. 
Ці заходи дозволять значно збільшити потенційну пропускну 
спроможність міждержавних ліній між Україною та ЄС", – кажуть в 
"Укренерго". 
 
1.2 Аналіз стану розподільних мереж великих міст 
Україна щорічно споживає близько 210 млн. тонн умовного палива й 
належить до енергодефіцитних країн: 75% необхідного об’єму природного газу 
і 85% сирої нафти і нафтопродуктів імпортованих. Низький рівень 
забезпеченості України власними енергоресурсами значною мірою пояснює 
високу енергоємність її економіки. Енергоємність ВВП України у 2,6 рази 
перевищує середній рівень енергоємності розвинених країн [2]. Актуальним 
 
14 
  
питанням є енергозбереження енергоресурсів, що постає на сьогодні, коли 
енергетичну незалежність можна порівняти з державною незалежністю. 
Проблема забезпечення енергоресурсами в останнє десятиліття істотно 
ускладнилась, що спричинено, насамперед, зношеністю електрообладнання, 
нерозвиненістю та незадовільним технічним станом електричних мереж. А 
погіршений стан розподільних мереж призводить до аварійних ситуацій в 
регіонах країни. 
На сьогодні, стан розподільних електричних мереж характеризується 
наступними показниками: 11,5% ліній електропередач напругою 0,4 – 10(6) кВ 
прийшли в технічно непрацездатний стан і потребують значних щорічних 
зростаючих витрат на технічне обслуговування та ремонт; близько 14,9% 
трансформаторів напругою 10(6) кВ відпрацювали передбачений технічною 
документацією термін експлуатації, мають значні втрати, недостатню 
надійність та потребують заміни; фактичні втрати електричної енергії в 
електричних мережах в середньому складають 12,1%, а в мережах окремих 
компаній сягають 18%; в наслідок змін в структурі споживання електричної 
енергії, а саме: зростання навантажень в містах та зменшення їх в сільській 
місцевості – електричні мережі великих міст вимагають збільшення пропускної 
здатності та спорудження додаткових ПС 110(150) кВ. Витрати на ремонт 
електричних мереж по роках зменшилися і складають близько 60% від 
необхідних, які визначаються Правилами технічної експлуатації електричних 
мереж [3]. Загальна кількісна характеристика існуючих електричних мереж 
енергопостачальних компаній наведена в табл. 1.1 [4]. 
 
 
 
 
 
15 
  
Таблиця 1.1  
Загальна кількісна характеристика електричних мереж 10 кВ 
енергопостачальних компаній 
Кількість Напруга, кВ Питома вага у загальній 
10(6) кількості, % 
                                Лінії електропередавання 
Довжина ЛЕП, км, всього 292123,6 100 
ПЛ 253705,8 91,4 
КЛ  38417,8 8,6 
Підстанції 10(6)/0,4 кВ 
Кількість ПС, од. 182243 
Питома вага, %   97,5 
Сумарна потужність   37486 
трансформаторів, МВА 
Питома вага у загальній    35,6 
кількості, % 
 
Добовий графік навантаження міських мереж досить нерівномірний і має 
різний вигляд у різних регіонах – обленерго. В мережах 6(10) кВ 
спостерігається досить високій рівень аварійності та технологічних порушень. 
Мережі перевантажені, інфраструктура мережі не відповідає її завантаженню. 
Сучасне промислове та комунально-побутове електрообладнання досить 
вразливе як до короткочасних, так і довготривалих перерв електропостачання, 
що підсилює в рази економічні втрати від недовипуску електроенергії втратами 
від пошкодження обладнання та порушення технологічних процесів. 
Аналізуючи технічний стан електромережевого господарства, не можна 
не відзначити й той факт, що в останні роки через відсутність фінансування, 
запасних частин та матеріалів, знизився рівень профілактичних і планових 
 
16 
  
ремонтів, а тому реальна кількість можливих аварійних ситуацій значно більша, 
ніж це визначається тільки старінням мереж [5]. 
Тобто, в даний час розподільні електричні мережі знаходяться у 
складному стані, що обумовлено: 
– високим ступенем фізичної і моральної зношеності електроустаткування (вік 
обладнання досягає 50 років і вище); 
– високими втратами електричної енергії (втрати електроенергії в лініях 
досягають 16%); 
– низьким рівнем автоматизації (близько 38% центрів живлення оснащені 
телесигналізацією і менше 16% мають телеуправління) [6]. 
Втрати електроенергії – це не лише звичайний звітний показник, значення 
якого нормується і обґрунтовується, а і один з визначальних факторів 
економіки країни, який характеризує технічну сторону транспортування 
електроенергії і якість організації процесу електропостачання [7]. Економію від 
зниження втрат можна було б спрямувати, наприклад, на технічне 
переоснащення мереж, підвищення їх надійності і якості електропостачання, 
тощо. 
Вибір тієї чи іншої схеми електропостачання об'єктів в значній мірі 
визначає обсяг початкових капіталовкладень, а потім і величину наступних 
експлуатаційних витрат. Тому вибір раціональної системи електропостачання 
повинен бути підтверджений відповідними техніко-економічними 
розрахунками. При цьому розгляд і вибір оптимальних варіантів повинен бути 
комплексним, що гарантує економічну відповідність між окремими ділянками і 
елементами електричної мережі в цілому. 
Міські електричні мережі виконуються розімкненими, а живлення 
відповідних споживачів передбачається від різних секцій шин ЦЖ.   
 
17 
  
Розподільною називають електричну мережу, призначену для 
передавання та розподілу електричної енергії між приймачами промислових, 
міських та сільських споживачів [8]. Загалом живлення споживачів 
розподільної електричної мережі може бути організовано за двома схемами – із 
використанням головної понижуючої підстанції рис. 1.1 або із використанням 
центрального розподільного пункту високої напруги рис. 1.2. У першому разі 
вся енергія трансформується на головній підстанції і далі розподіляється між 
приймачами по лініях низької напруги. У другому разі лінії високої напруги 
прокладають безпосередньо до центрів навантаження, тобто виконують глибоке 
введення високої напруги. Трансформація електричної енергії тут проводиться 
безпосередньо поблизу споживачів на малопотужних трансформаторних 
підстанціях (трансформаторних пунктах). За конфігурацією схеми 
розподільних електричних мереж поділяють на радіальні та магістральні. У 
радіальних електричних мережах кожний споживач або група споживачів 
отримують живлення від окремої лінії рис. 1.1 а та 1.2 а. Радіальні електричні 
мережі характеризуються високою гнучкістю та зручністю експлуатації, 
високою надійністю, оскільки пошкодження однієї лінії спричиняє втрату 
живлення тільки тих споживачів, які отримують електропостачання від цієї 
лінії. Для збільшення надійності електропостачання часто передбачають 
резервування живлення від сусідніх підстанцій або розподільних пунктів за 
допомогою перемичок. На рис. 1.2 а такі резервні перемички зображено 
пунктирними лініями. Додатково резервні перемички дозволяють оптимізувати 
склад силових трансформаторів у періоди малих навантажень, зменшуючи 
складову від постійних втрат неробочого ходу увімкнених під напругу силових 
трансформаторів. У магістральних електропередачах від однієї лінії отримують 
живлення декілька споживачів або груп споживачів рис. 1.1 б та 1.2 б. 
Очевидно, що магістральні електричні мережі простіше та потребують менших 
 
18 
  
капіталовкладень ніж радіальні. Водночас, такі схеми характеризуються 
зниженою надійністю, оскільки будь-яке пошкодження магістральної 
електропередачі призводить до втрати електропостачання усіх споживачів, 
підключених до цієї лінії. Тому магістральні схеми використовують, в 
основному, для організації живлення найменш відповідальних споживачів.  
 
 
а) радіальна схема          б) магістральна схема 
 Рис. 1.1 − Схема живлення споживачів від головної понижуючої 
підстанції  
 
             
             а) радіальна схема                  б) магістральна схема 
Рис 1.2 − Схема живлення споживачів від центрального 
розподільного пункту 
 
 Надійність електропостачання за магістральною схемою можна 
підвищити, якщо застосувати схему із двостороннім живленням. Тут можливі 
два підходи до формування таких схем – кільцеві або наскрізні схеми, подані на 
 
19 
  
рис. 1.3. У нормальних режимах такі схеми експлуатують у розімкненому стані. 
У разі аварії, наприклад, короткого замкнення, пошкоджену ділянку 
вимикають, локалізуючи аварію, та вмикають резервну перемичку, 
відновлюючи електропостачання. Живильною називають електричну мережу, 
призначену для передавання електричної енергії від підстанцій 
системоутворювальної мережі до центрів живлення розподільних мереж. 
Незважаючи на те, що місцеві, а особливо районні живильні електричні мережі 
конструктивно виконують замкненими, їх, зазвичай, експлуатують за 
розімкненими схемами. Це забезпечує простоту експлуатації мережі, 
економічність її режиму та необхідну надійність електропостачання. 
Розмикання перемичок у таких мережах, зазвичай, призводить до отримання 
складнорозгалужених розімкнених електричних мереж.  
 
 
    а) кільцева схема     б) наскрізна схема 
Рис 1.3 − Магістральні електропередачі з двостороннім живленням 
 
За ступенем надійності електропостачання всі можливі схеми 
електричних мереж можуть бути об'єднані в три групи [9]. 
До першої групи належать схеми, відновлення електропостачання в яких 
можливо після ремонту або заміни пошкодженого обладнання за час не більше 
24 годин. Такі схеми застосовуються для живлення споживачів, що відносяться 
до ІІІ категорії.  
 
20 
  
Друга група об'єднує схеми, відновлення живлення в яких здійснюється 
шляхом підключення резервних елементів діями оперативного персоналу 
мережі. Час перерви електропостачання при цьому не повинен перевищувати 2-
3 годин, що допустимо для споживачів ІІ категорії, третя група схем мереж 
призначена для відповідних споживачів І категорії, що забезпечує автоматичне 
введення резервних елементів на час дії засобів автоматики і релейного 
захисту. 
Схеми розподілу електричної енергії в середині підприємства або по 
території міста можуть мати ступінчасту структуру. Розглядають схеми з РП та 
мережею живлення (двостступінчасті схеми) або без РП (одноступінчасті 
схеми). 
Розподільні мережі є важливим елементом електропостачання житлових 
будинків, суспільно-комунальних установ, дрібних, середніх, а іноді і великих 
промислових споживачів. Через міські мережі в даний час передається до 40% 
електроенергії, що виробляється в країні. 
Індустріалізація і розвиток народного господарства зумовили зростання 
міст. Зростання міст відбувається за рахунок природного збільшення населення, 
перетворення сільських поселень в міські, за рахунок відтоку населення в міста 
з сільської місцевості, пов'язаного зі значним зростанням промислового 
виробництва в містах. Все це сприяло збільшенню житлового будівництва.  
Міста є великими споживачами електричної енергії, так як в них 
проживає понад 60% населення країни і розташована велика кількість 
промислових підприємств. Відбувається збільшення витрат електричної енергії 
на побутові потреби населення, що вимагає будівництва житла і, відповідно, 
проектування і будівництва нових сучасних розподільних електричних мереж. 
Фактичне споживання електроенергії за групами споживачів  у 2018-2019 
р.р.показано в табл. 1.2 [10]. Динаміка (помісячно) електроспоживання в цілому 
 
21 
  
по Україні у 2018-2019 р.р. показано на рис.1.4. 
Фактичний рівень споживання (нетто) електроенергії у 2019 році становив 
120219 млн кВт·г, що на 1,6 % менше ніж у 2018 році [10].. У всіх групах 
споживачів, окрім будівельної, хімічної, харчової галузей та інших 
непромислових споживачів, відбулося зменшення споживання електроенергії  
 
Таблиця 1.2 
Фактичне споживання електроенергії за групами споживачів 
 у 2018-2019 р.р. 
Факт Факт 
ел.спож. Питома ел.спож.             
Групи споживачів 2018р.    вага, % 2019р.    Питома 
(млн. (млн. вага, % 
кВтг)     кВтг)                      
Відпуск електричної енергії 
споживачам (Нетто)  122100  100,0  120200  100,0 
1. Промисловість 52000 42,6 51200 42,6 
у тому числі основні галузі:         
Паливна 3500 2,9 3400 2,8 
Металургійна 29600 24,2 28700 23,9 
Хімічна та нафтохімічна 3100 2,6 3700 3,1 
Машинобудівна 4100 3,3 3700 3,0 
Будівельних матеріалів 2200 1,8 2300 1,9 
Харчова та переробна 4500 3,7 4500 3,7 
Інша 5000 4,1 4900 4,1 
2.Сільгоспспоживачі 3900 3,2 3700 3,1 
3. Транспорт 7000 5,7 6600 5,5 
4. Будівництво 1000 0,8 1000 0,8 
5. Комунально-побутові 
споживачі 15500 12,7 15100 12,5 
6. Інші непромислові 
споживачі 6900 5,6 7500 6,2 
7. Населення 35900 29,4 35200 29,3 
 
 
 
22 
  
 
Рис. 1.4 –  Динаміка електроспоживання в цілому по Україні у 2018-
2019 р.р. 
 
Розвиток розподільних мереж пов'язаний не тільки зі збільшенням числа 
жителів і розвитком промисловості, але і з безперервним використанням 
електрики в усіх сферах життєдіяльності міського населення. Зі збільшенням 
електроспоживання посилюються вимоги до надійності електропостачання, 
якості електроенергії, що веде до подорожчання розподільних мереж. 
Залежно від розміру міста для постачання електроенергією споживачів, 
розташованих на його території, повинна передбачатися відповідна система 
електропостачання. Для великих міст, що мають сучасні і раціонально виконані 
електричні мережі, характерно спільне використання мереж різного 
призначення і напруги. Використовують електропостачальні мережі напругою 
35–110 кВ, які пов'язані з мережами 220–330 кВ енергосистеми, але для 
електропостачання основної маси споживачів використовується розподільна 
мережа напругою 10 кВ. Довжини кабельних ліній розподільних електричних 
 
23 
  
мереж 3кВ, 6 кВ, 10 кВ, 35 кВ, 110 кВ наведемо в табл. 1.3. 
 
Таблиця 1.3 
Довжини кабельних ліній розподільних мереж 3-110 кВ 
Довжина кабельних ліній 
Назва показника електропередавання, км 
всього: 45474,299 
  
у т.ч. напругою: 110 кВ 137,943 
35 кВ: 482,854 
КЛ 110 і 35 кВ, що працюють більше 30   років: 307,232 
10 кВ: 24097,637 
з них працюють більше 30 років: 11836,005 
6 кВ: 20765,136 
з них працюють більше 30 років: 13364,335 
3 кВ: 15,792 
з них працюють більше 30 років: 15,36 
 
По даним табл. 1.3 будуємо діаграму стану  розподільних електромереж в 
залежності від довжини, терміну експлуатаціїі та напруги – рис. 1.5. 
 
Рис. 1.5. Діаграма стану КЛ в залежності від довжини, терміну служби та 
напруги 
 
24 
  
Одними з найголовніших показників в забезпеченні системи 
електропостачання є надійність, безпека та економічна ефективність. Ці 
показники залежать від багатьох факторів, але найбільше від напруги 
розподільної мережі та параметрів її елементів, що в свою чергу залежить від 
очікуваних навантажень. 
 Розподільні мережі великих міст живлять об’єкти навантаження торгових 
підприємств і житлових масивів. Скупчення багатоповерхових будинків 
супроводжується значним навантаженням, так як і в промислових зонах, де 
сконцентровані заводи, фабрики, тощо, відповідно необхідно забезпечити 
постачання електроенергії високої якості. 
 Напруга 10 кВ є найбільш поширеною при виборі напруги живлення 
розподільних електричних мереж тому, що дозволяє передавати необхідну 
потужність і була оптимальним вибором в економічних затратах на 
будівництво [11]. 
 
1.3 Міжнародний досвід розвитку електричних мереж 
Світовий попит на електроенергію зростає швидше, ніж на первинні 
енергоносії. Згідно з прогнозом Міжнародного Енергетичного Агентства (МЕА) 
до 2030 р. темпи зростання попиту на електроенергію випереджатимуть у 1,5–2 
рази темпи зростання попиту на первинні енергоносії [12]. 
Підвищення пропускної спроможності – головний напрям збільшення 
обсягів передавання електричної енергії в енергосистемі, що досягається 
шляхом прокладання нових і реконструкції зношених ЛЕП з переходом на 
наступний клас напруги аж до ультрависоких. При цьому передавання великих 
обсягів електроенергії на великі відстані більш ефективно і стабільно 
здійснюється за допомогою постійного струму [12]. 
 
25 
  
Передача та розподіл електроенергії в електричних мережах обов’язково 
супроводжуються втратами електроенергії. Фактичні втрати електроенергії в 
електромережах (ФВЕ) містять в собі дві складові: технологічні втрати 
електроенергії (ТВЕ) та комерційні втрати електроенергії (КВЕ). Наведемо на 
рис. 1.6 втрати електроенергії в розподільних електромережах країн світу [13]. 
 
 
Рис. 1.6. Втрати електроенергії в розподільних електромережах країн світу 
 
Як видно з рис. 1.6, найнижчі показники мають країни Західної Європи та 
Японії, відносні втрати електричної енергії коливаються у діапазоні 4 – 8,9 %, 
дещо вищий показник у Канаді – 9,8%. В Україні найвищі показники – відносні 
втрати електричної енергії складають 12,3 % . 
Із загальної величини технічних втрат близько 78% припадає на 
електричні мережі з класом напруги 110 кВ і нижче, у тому числі 33,5 % у 
мережах 0,4 – 10 кВ [14]. З об'єктивних причин завантаження електричних 
мереж 0,4 кВ збільшуватиметься у зв’язку з ростом потреб побутових 
споживачів електроенергії, тоді і доля втрат у розподільних мережах 
 
26 
  
найближчими роками буде зростати. Розробка заходів стосовно зниження втрат 
в електричних мережах 0,4 – 10 кВ досить актуальна. 
Отже, втрати електроенергії є одним із основних показників 
економічності роботи мережі. Вони наглядно відображають проблеми, які 
вимагають невідкладного розв’язання щодо розвитку, реконструкції й 
технічного переоснащення електричних мереж [12]. 
 
 
Рис.1.7 Стандартна схема підстанції 110/20-10 кВ в Латвії 
 
У минулому столітті в Європі склалися дві основні шкали напруг: 
англійська (0,4/11/20/33/66/132/275/400 кВ) і німецька (0,4/10/20/35/110/220/400 
кВ). З роками спостерігався процес зростання номінальних напруг у 
розподільних мережах світу [13, 14]. Близько 80 % країн Європи 
 
27 
  
використовують клас напруги 20 кВ, зокрема Франція, Німеччина, Австрія, 
Швеція, Фінляндія, Латвія (20 кВ), Японія (22 кВ), Болгарія (22 кВ), Чехія (22 
кВ), Словаччина (22 кВ), США (18, 23 кВ). А також азіатські країни – Сінгапур, 
Корея, Тайвань, Китай та багато інших [15]. Як приклад, наведено Стандартну 
схему підстанції 110/20-10 кВ в Латвії (рис. 1.7). 
На сьогодні в Києві максимальна щільність досягла 9 МВт/км2 (середня – 
2,4 МВт/км2, а реактивна – 3,6 МВА/км2) [15]. Таку щільність мала Франція у 
Парижі в 1973 році, коли починала експлуатувати такий клас напруги. На 
рис.1.8 представлена електрична принципова схема мереж живлення району 
Парижа. 
 
 
Рис. 1.8. Електрична принципова схема мереж живлення району Парижа 
 
 
28 
  
За структурою схеми розрізняють такі типи підстанцій: 
1) типу «А» – підстанції подвійного кільця 400 кВ, які отримують 
електроенергію від живильних мереж (400 і 225 кВ) і від великих ТЕС. 
2) типу «В» живляться від підстанцій «А» по лініях 225 кВ, згрупованих в 
одному «коридорі», а також від місцевих ТЕС. Вони представляють собою 
прості розподільні підстанції, що не містять трансформаторів; 
3) підстанції типу «С», розташовані на території Парижа, уздовж двох 
концентричних кілець, які живляться від підстанції „В” через одну лінію 
(підземний кабель 225 кВ). ПС мають один трансформатор 225/20 кВ 
потужністю 100 MBА. 
4) типу «D», розташовані в передмістях (у зонах з великою щільністю 
навантажень) і живляться від підстанції «В». У загальному випадку – два 
трансформатори 225/20 кВ мають подвійне живлення (від однієї або двох 
підстанцій «В» ). У деяких випадках ПС «D» пов'язані з мережею 63 кВ. 
          Рис.1.9. Принципова схема мереж живлення Паризького району 
 
29 
  
 
Напруга 20 кВ має економічні переваги для повітряних мереж великої 
протяжності. Для кабельних мереж перевага напруги 20 кВ більш спірна. За 
кордоном при порівнянні мереж зазвичай приймають, що осередки 
розподільного пристрою (РУ) і кабелі 20 кВ (при рівному перерізі) обходяться в 
середньому в 1,3 рази дорожче 10 кВ, повітряні лінії – в 1,1 рази дорожче. 
Пропускна спроможність ліній 20 кВ в два рази більша, і одна лінія може 
замінити дві. Однак економія при напрузі 20 кВ не буде настільки велика, так 
як при двох лініях легше, ніж при одній, забезпечити живлення ТП, розкиданих 
по території міста. ТП 20 кВ в 1,1 рази дорожче 10 кВ тієї ж потужності. 
Зіставлення сумарних витрат при 20 і 10 кВ показує, що криві витрат 
перетинаються в радіусі дії РП в 3 км. При малих радіусах дії не вдається 
повністю використовувати пропускну здатність мереж 20 кВ. Точка перетину 
кривих зсувається в бік менших відстаней при великій щільності навантажень 
[17]. 
На рис. 1.10 представлена схема підстанції «D» напругою 225/20 кВ. 
Підстанції типу «D» виконують розподіл електроенергії в передмістях Парижа. 
В СРСР електричні мережі 20 кВ активно розвивалися лише на території 
Балтії. В Україні досі продовжують розвивати міські розподільні мережі на 
класі напруги 10 кВ, для яких основні технологічні та схемні рішення були 
сформовані в середині минулого століття. До початку XXІ століття вони стали 
не ефективними, морально застарілими та неконкурентноспроможними [2]. На 
думку більшості фахівців-енергетиків, основним напрямком розвитку мереж 
середньої напруги в столиці є саме застосування напруги 20 кВ [21]. 
Сьогодні напруга 20 кВ починає активно поширюватися у великих 
мегаполісах.  
 
30 
  
В переважній більшості розподільні мережі середньої напруги країн 
Європи кабельного виконання. Наприклад, в США багато міст мають повітряні 
лінії різних класів напруги, які згруповані по 2, 4 і більше на великих опорах. 
 
 
      
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Рис. 1.10 Схема підстанції «D» напругою 225/20 кВ, де В1 і В2 – 
підстанції; ШВ – шиноз’єднувальний вимикач; ЗШ – збірні шини 225 кВ; 
ЗШ1 – збірні шини 20 кВ, 750 MB·А; ЗШ2 – збірні шини 20 кВ (Sкз1750 
МВ·А, Sкз2250 МВ·А) 
 
У топології схем електричних мереж світової електроенергетики 
намітилася тенденція переходу до єдиної технологічної та інформаційної 
платформи, тобто від радіально-магістральної архітектури мережі до більш 
гнучкої рівномірно розподіленої мережі. В цій мережі кожний вузол має бути 
активним елементом, що дасть змогу робити реконфігурацію мережі відповідно 
до оптимального режиму роботи. Розвиток і побудова розподільних 
електричних мереж напругою 20 кВ, як правило, здійснюється на основі 
 
31 
  
затверджених схем розвитку районів розподільних електричних мереж, що 
територіально охоплюють адміністративні райони. Розподільна електрична 
мережа будується в такий спосіб і з такими параметрами, щоб була забезпечена 
можливість якісного передавання електроенергії споживачам з необхідною 
категорією надійності [18]. У процесі розвитку електричної мережі 20 кВ 
необхідно забезпечити підвищення надійності, техніко-економічних 
показників, а також відповідності якості напруги вимогам нормативно-
технічної документації. 
У багатьох країнах кабельні лінії закріплюються на фасадах будинків, 
мають відповідне до будівлі пофарбування та розміщення, при цьому, такі лінії 
більш дешеві в порівнянні з підземними. 
Характерною особливістю розвитку електричних мереж міст США за 
останні десятиліття є відмова від використання мереж низької напруги. Для 
будинків підвищеної поверховості (висотних будівель) мережі СН 
прокладаються всередині будівель. Міські мережі США мають структуру, 
відмінну від структур європейських мереж. Вони в основному усі радіальні, але 
якщо фідери трифазні (відходять від підстанцій), то магістральні лінії мають 
зменшене число фаз (на початку лінії – три, у кінці – одна фаза), що зобов'язує 
мати нейтралі у всіх лініях. 
Впровадження напруги 20 кВ в містах вважається в ФРН раціональним 
при живлені від однієї підстанції 20 кВ невеликого міста, а також при наявності 
в частині міста мережі напругою 15–20 кВ. Перехід з 10 кВ на 20 кВ в містах з 
розвиненою кабельною мережею, як правило, не проводиться [16]. 
Таким чином, в ФРН оптимальними вважаються дві системи напруг: 
110/20 / 0,4 кВ для сільської місцевості, невеликих міст і частини великих міст і 
110/10 / 0,4 кВ для більшості великих міст. У Франції, навпаки, напруга 20 кВ 
визнана оптимальною і єдиною для всіх розподільних мереж [19, 20]. 
 
32 
  
У зв'язку з поступовою відмовою від напруги 30–35 кВ як проміжної для 
міських мереж частина фахівців ставить питання про можливість використання 
мереж 30–35 кВ для розподілу енергії. У дрібних комунальних ТП для 
трансформації напруги 30–35 / 0,4 кВ (на думку більшості фахівців) на даному 
етапі це не реально через високу вартість обладнання і трансформаторів; 
ефективним це може бути тільки у віддаленій перспективі при появі нових 
видів ізоляції [21, 22]. Розподільні мережі 30–35 кВ можуть іноді 
використовуватися для живлення великих зосереджених споживачів 
(промислових підприємств, насосних станцій і т.д.). Прикладом цього для 
мереж 34,5 кВ може служити Лос-Анжелос. У ФРН деякі фахівці рекомендують 
залишати в містах мережі 30 кВ для живлення від них великих споживачів, 
живлення мережевих ТП проводити як і раніше від 10 кВ . 
Слід виділити вплив на зниження витрат електроенергії під час її 
транспортування, що являється на сьогодні перспективним питанням, 
впровадження технології передавання електроенергії постійним струмом 
надвисокої напруги (HVDC) та застосування ВПС. Найбільшу зацікавленість 
щодо застосування ППС і ВПС виявляють країни Європи, США, Китай, Канада 
і Японія, які використовують їх як для підвищення ефективності передавання 
електроенергії між енергосистемами (регіонами), так і для паралельної роботи 
несинхронно працюючих енергосистем [12]. 
У результаті реалізації в європейському трансформаторобудуванні 
програм щодо вдосконалення конструкції та матеріалів втрати холостого ходу 
для умовного трансформатора 220 кВ потужністю 200 MBА за останні 50 років 
знижено більш ніж втричі, а навантажувальні втрати – удвічі. 
В цілому втрати в розподільних трансформаторах становлять 2% від всієї 
виробленої електроенергії, або 1/3 від загального обсягу втрат електроенергії. 
 
33 
  
У країнах ЄС заміна трансформаторів на сучасні більш економічні моделі 
може дати щорічну економію близько 20 ТВт˖год. електроенергії, що 
рівноцінно 2 млрд. євро за рахунок зниження умовно-постійних втрат. Зокрема, 
у Великобританії втрати в мережах енергокомпанії Nаtіonаl Grіd Plc майже на 
20% зумовлено втратами в трансформаторах – 1,6% виробленої в енергосистемі 
електроенергії. За даними компанії Renzmаnn & Gruenewаld GmbH (Німеччина) 
у табл. 1.4 наведено загальні обсяги втрат у великих блокових і мережевих 
трансформаторах різних рівнів напруги та наведена перспективна схема нової 
концепції побудови мереж 20 кВ Німеччини, що уже успішно втілюється за 
кордоном (рис. 1.11) [12]. 
В електричних мережах енергосистем Європи широко використовується 
елегазове обладнання, комплектні розподільні установки (КРУ) з елегазовим 
обладнанням (КРУЕ), маслонаповнені кабелі з синтетичним покриттям, а в 
останні роки – кабелі з ізоляцією зі зшитого поліетилену, комплектні батареї 
статичних конденсаторів у споживача для зниження передавання реактивної 
потужності лініями електропередавання та інше сучасне обладнання і технічні 
пристрої. 
Ефективний проект було реалізовано в Мадриді компанією Іberdrolа; для 
підвищення рівня надійності та зниження втрат електроенергії частину ПЛ 
високої і середньої напруги було переведено в кабельне виконання. Застосовано 
кабелі з ізоляцією зі зшитого поліетилену (XLPE) і етиленпропіленового 
каучуку твердого сорту (HEPR).  
В промислово розвинутих країнах Європи і Америки практично 100% 
ринку силових кабелів займають кабелі з ізоляцією із зшитого поліетилену. 
У країнах Євросоюзу для підвищення надійності та економічності роботи 
розподільних електромереж більшість з них оснащено самоутримними 
ізольованими проводами (СІП). Зокрема, у Фінляндії понад 80% їх протяжності 
 
34 
  
оснащено СІП, що дозволило знизити рівень втрат електроенергії в 
розподільних електромережах до 4% від загального обсягу відпущеної 
електроенергії, підвищити рівень надійності та безпеки електропостачання, а 
також убезпечити можливість безоблікового використання електроенергії 
споживачами [12]. 
Таблиця 1.4 
Загальні втрати в трансформаторах 
Блочні трансформатори Мережеві трансформатори 
Потужність, Напруга, Втрати, Потужність, Напруга, Втрати, 
MBА кВ кВт MBА кВ кВт 
850 415/27 1880 600 400/230 1775 
850 420/21 2255 300 400/120 920 
500 420/21 1600 500 245/21 1430 
200 420/21 1080 200 245/21 845 
150 400/33 640 300 230/120 1025 
- - - 150 220/110 530 
Рис. 1.11. Перспективна схема нової концепції побудови мереж 20 кВ 
Німеччини 
 
 
35 
  
Світовий досвід використання технологій передачі електроенергії на 
номінальній напрузі 20 кВ визначає такі основні переваги порівняно з  6 – 10 
кВ: 
– більшу пропускну спроможність електропередач за тих самих перерізів 
проводів; 
– зниження технологічних витрат електричної енергії на її передавання; 
– використання нового обладнання (трансформаторних підстанцій, 
розподільних пунктів) у габаритах старого; 
– зменшення загальної довжини мереж 0,4 кВ та втрат у них шляхом 
використання щоглових КТП 20/0,4 кВ; 
– збереження охоронних зон повітряних ліній електропередавання; 
– підвищення надійності електропостачання споживачів електричної 
енергії; 
– розвантаження розподільних пристроїв 6–10 кВ сучасних підстанцій та 
усунення дефіциту потужності в центрах живлення; 
– створення резерву потужності для гарантованого надійного 
електропостачання споживачів. 
 
1.4 Шляхи вирішення проблемних питань та перспективи 
вдосконалення розподільних електричних мереж 10 кВ  
На сьогодні Україна задовольняє свої паливно-енергетичні потреби за 
рахунок власних ресурсів менш ніж на 50%. Водночас, енергоємність валового 
внутрішнього продукту в нашій державі більш ніж вдвічі вища за енергоємність 
в промислово-розвинених країнах і продовжує зростати [23]. 
Україна належить до країн частково забезпечених традиційними видами 
первинної енергії, а отже змушена вдаватися до їх імпорту. Енергетична 
залежність України від поставок органічного палива, з урахуванням умовно - 
 
36 
  
первинної ядерної енергії, у 2000 та 2005 роках становила 60,7 %, країн ЄС - 51 
%. Подібною або близькою до української є енергозалежність таких розвинутих 
країн Європи, як Німеччина - 61,4 %, Франція - 50 %, Австрія - 64,7 %. Багато 
країн світу мають значно нижчі показники забезпечення власними первинними 
ПЕР, зокрема Японія використовує їх близько 7 %, Італія - близько 18 % [24]. 
Рівень енергозалежності України є середньоєвропейським і має 
тенденцію до зменшення (з 60,7 % у 2004 році до 54,8 % у 2005 році), але він 
характеризується відсутністю диверсифікації джерел постачання енергоносіїв, 
насамперед нафти, природного газу та ядерного палива. 
У структурі споживання первинної енергії в Україні за минулі роки 
найбільший обсяг припадає на природний газ - 41 % (39 % у 2005 році), тоді як 
в країнах світу питома вага споживання газу становить 21 %; обсяг споживання 
нафти в Україні становить 19 %, вугілля - 19 %, урану - 17 %, гідроресурсів та 
інших відновлювальних джерел - 4 %. 
Безперервно зростаюча концентрація споживання електричної енергії 
промисловими підприємствами і настільки ж неухильне зростання щільності 
побутового навантаження в містах висунули питання про технічну та 
економічну доцільність наближення основних живлячих центрів, до яких 
електрична енергія подається на більш високу напругу, до центрів 
навантаження, з метою розвантаження вторинних мереж більш низьких напруг. 
Такі, наближені до центрів навантаження, що живлять центри, отримали назву 
«глибоких вводів» [25]. Схеми застосування глибоких вводів в мережах 
промислових підприємств і в міських мережах різні і тому підлягають 
окремому самостійному розгляду. Отже, доцільно розглянути питання про 
глибокі вводи в міських мережах великих міст і їх техніко-економічну 
ефективність в різних умовах, при споживані від глибокого вводу 
розподіленого навантаження. 
 
37 
  
Особливої уваги потребує зростання попиту на електроенергію, що 
визначає необхідність збільшення пропускної спроможності існуючих мереж 10 
кВ міст та забезпечення їх ефективного функціонування при мінімальних 
значеннях втрат електричної енергії. Одним з оптимальних рішень цього 
питання з економічної точки зору може бути підвищення номінальної напруги 
існуючої розподільної мережі, створення центрів живлення та прокладання 
нових ліній електропередач підвищеної номінальної напруги у великих містах. 
Процес заміни морально і фізично зношеного електрообладнання в 
електричних мережах за різними оцінками складає від 40 до 70 %, тобто 
відбувається досить повільно і на сьогодні ще більше уповільнився, а в містах 
продовжує рости щільність навантаження, яка сягає, наприклад, у центрі Києва 
до 9…10 МВт/км2 (середня по Києву – 2,4 МВт/км2 та 3,6 МВАр/км2) як 
наслідок, підвищуються втрати електроенергії, що потребує комплексного 
підходу до перспективи розвитку розподільних мереж та підвищення 
ефективності їх роботи шляхом реконфігурації мереж з переведення на вищий 
клас напруги 20 кВ. 
Електричні апарати на 20 кВ та кабелі такого класу менш матеріалоємні, 
тобто більш легкі та дешевші, ніж на 35 кВ . При використанні напруги 20 кВ 
знижуються річні витрати у порівнянні з застосуванням напруги 10 кВ за 
рахунок зменшення втрат електроенергії в мережах, трансформаторах та 
іншому електроустаткуванні, зменшуються струми КЗ та інше. Таким чином, 
втрати потужності, як і падіння наруги в лінії, зменшуються в чотири рази при 
переході на напругу мережі 20 кВ. 
З ініціативи вчених А. А. Федорова, І. А. Будзко та ін. ще на початку 
1960-х р. р. стало підніматися питання про економію електроенергії за рахунок 
застосування підвищених напруг мережі СН  [25]. 
 
38 
  
Застосування напруги 20 кВ та використання сучасного обладнання, а 
саме: елегазових, вакуумних вимикачів, реклоузерів, мачтових ТП дозволить 
перейти на вищий рівень надійного комплексного централізованого 
електропостачання споживачів України, зменшити (обмежити) струми КЗ, 
знизити втрати електричної енергії, енергозбереження, покращити безпеку при 
експлуатації [5]. 
В Україні досить великі обсяги розподільних електричних мереж, тобто 
на реконструкцію необхідні значні капіталовкладення, що не дозволяє виконати 
одночасне переведення об’єктів на напругу 20 кВ, тому необхідний 
довгостроковий перехідний період, протягом якого існуючі розподільні 
електричні мережі 10(6) кВ будуть поступово доповнюватись та замінюватися 
мережами 20 кВ. 
Також однією з важливих проблем на сьогодні є значна кількість пожеж в 
кабельних лініях ВН і НВН з ізоляцією із ЗПЕ, причиною яких, імовірно, є 
невідповідність пропускної здатності кабельних ліній за умови стабільності 
теплового балансу кабелів протікання по них перетоків потужності. У зв'язку з 
цим доцільно застосовувати кабельні лінії з ізоляцією із зшитого поліетилену, 
що забезпечує необхідну в кожному конкретному випадку пропускну здатність 
за умови теплового балансу цих кабелів та задовольняє конструктивні 
особливості та основні фізичні процеси, що відбуваються при експлуатації [26]. 
 До 2014 року Україна щорічно споживала близько 210 млн. тон умовного 
палива й належала до енергодефіцитних країн[27]: 75% необхідного об’єму 
природного газу і 85% сирої нафти і нафтопродуктів імпортували. Низький 
рівень забезпеченості України власними енергоресурсами в значній мірі 
пояснюють високою енергоємністю її економіки. Енергоємність ВВП України в 
2,6 рази перевищує середній рівень енергоємності розвинених країн світу. 
Вкрай актуальним питання енергозбереження або економії енергоресурсів 
 
39 
  
виникає сьогодні, коли енергетичну незалежність можна порівняти власне з 
державною незалежністю. 
Одним з способів економії електроенергії в електричних мережах для 
енергокомпаній та споживачів є перехід напруги розподільчих мереж 6 (10) кВ 
на більш високу напругу. На сьогоднішній день існує величезна кількість 
іноземних прикладів застосування розподільчих мереж більш високої напруги, 
табл. 1.5. Як приклад можна привести такі країни: 
З таблиці 1.5 видно, що найбільш розвинені країни виконали перехід 
мережі 6-10 кВ на клас напруги 20 кВ в другій половині 20 століття. Країни 
СНД продовжують розвивати міські розподільні мережі на клас напруги 10 кВ, 
для яких основні технологічні та схемні рішення були сформовані в середині 
минулого століття. На даний час вони стали неефективними і 
неконкурентоспроможними. З досвіду розвинутих країн Європи, а також з 
урахуванням історично сформованих підходів побудови розподільних мереж 
нашої країни, пропонується перехід напруги 6(10) кВ на напругу 20 кВ. 
 
Таблиця 1.5 
Країни, що використовуютьбільше високий клас напруги 
Країна Клас напруги, кВ Примітка 
Європа 
Фінляндія 10, 20, 110, 220, 400 10 кВ тільки в великих 
містах 
Німеччина 20, 60, 110, 150, 220, 380   
Польща 15, 20, 35, 110, 220, 330, 400, 750 Переходять на 20 кВ 
Франція 20, 225, 400 Перехід на 20 кВ  в 1962 р. 
Інші країни 
Японія 22, 66, 154, 275, 500, 1000   
 
 
40 
  
18.07.2016р. в НКРЕКП відбулась нарада щодо підвищення 
енергоефективності роботи електричних мереж та зменшення втрат в 
розподільчих мережах 6(10) кВ шляхом переходу на більш високий клас 
напруги 20 кВ зі зміною конфігурації мережі та концептуальних підходів до 
автоматизації розподільчої мережі та систем обліку електричної енергії. На 
нараді визнали, що перехід на клас напруги 20 кВ зі зміною конфігурації та 
автоматизація розподільної мережі – необхідний та пріоритетний крок для 
підвищення ефективності роботи мережі, зменшення втрат, забезпечення SАІDІ 
та SАІFІ.    
Отже, зростання попиту на електроенергію визначає необхідність 
збільшення пропускної спроможності існуючих мереж та забезпечення їх 
ефективного функціонування при мінімальних значеннях втрат електричної 
енергії. Одним з оптимальних рішень цього питання з економічної точки зору 
може бути підвищення номінальної напруги існуючої розподільної мережі, 
створення центрів живлення та прокладання нових ліній електропередачі 
підвищеної номінальної напруги у великих містах. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
41 
  
РОЗДІЛ 2 
 
 СУЧАСНІ МЕТОДИ ПІДВИЩЕННЯ ПРОПУСКНОЇ ЗДАТНОСТІ 
ЕЛЕКТРИЧНИХ РОЗПОДІЛЬНИХ МЕРЕЖ  
 
2.1 Оптимізація техніко-економічних параметрів мережі за 
допомогою встановлення глибоких вводів високої напруги 
У міських мережах великих міст України застосовуються, як відомо, два 
класи напруги розподільних мереж високої напруги, а саме 6 кв і 10 кВ. 
Живильними центрами цих міських мереж є як місцеві міські станції, 
переважно теплоелектроцентралі, так і вузлові підстанції, звичайно 
розташовані на периферії міста, які отримують електричну енергію від 
районних станцій і трансформують її з більш високої напруги – 35 кВ, 110 кВ і 
220 кВ – на напругу 6 кВ і 10 кВ міської мережі; електрична енергія від міських 
станцій надходить в міську мережу найчастіше безпосередньо з шин 
генераторної напруги. 
Використання ГВ, дозволяє підвищити пропускну здатність ЛЕП, знизити 
втрати потужності і електричної енергії, створити більш сприятливі умови для 
регулювання напруги [28].  
При такій передачі електричної енергії забезпечується зниження втрат 
енергії, економія кольорового металу і покращуються умови підтримки стійких 
рівнів напруги в міській мережі, що має важливе значення, з точки зору якості 
електропостачання. 
На рис. 2.1 б) показаний варіант передачі електроенергії в центр 
електрифікованого району за допомогою ГВ. При цьому повинні бути 
враховані затрати на осередки 110 кВ ЦП, ЛЕП 110 кВ від шин ЦП до 
підстанції ГВ, вартість живильних ліній 10 кВ від шин підстанції ГВ до РП, 
 
42 
  
вартість втрат електроенергії в ЛЕП 110 кВ, в трансформаторах підстанцій ГВ і 
в живильних лініях 10 кВ, а також витрати на обслуговування. 
 
Рис. 2.1. Варіанти передачі електричної енергії на напругу 10 і 110 кВ 
 
Як видно з рис. 2.1 з підстанцією ГВ вдалося скоротити кількість РП і 
протяжність ліній живлення 10 кВ. Детальніше розглянуто на рис. 2.2 схема 
електроживлення – без РП і з РП.  
Підстанції ГВ підключаються до ЛЕП вищих напруг 110–220 кВ як по 
магістральних, так і по радіальних схемах. На рис. 2.3 приведена магістральна 
схема підключення підстанцій ГВ. При потужності трансформаторів ГВ 16–25 
МВА їх число повинне бути не більше 3–4. Магістральні схеми дешевше 
радіальних, але при цьому ускладнюється релейний захист і автоматика, 
збільшується зона аварії. При магістральній схемі не рекомендується 
 
43 
  
 
Рис. 2.2. Схема електроживлення без РП і з РП 
 
застосування відокремлювачів і короткозамикачів і їх застосування 
обмежене при наявності споживачів, що не терплять короткочасних перерв 
живлення.  
Радіальна схема живлення підстанцій ГВ приведена на рис. 2.3. В цьому 
випадку при аварії на окремих ЛЕП і трансформаторах вони не мають впливу 
на інші підстанції. При використанні радіальних схем можливе поетапне 
будівництво підстанцій ГВ. 
Ідея глибоких вводів передбачає введення більш високої напруги в глиб 
території міста зі спорудженням підстанцій глибокого вводу, до яких 
підключається міська мережа 10 кВ. Підстанції глибокого вводу (ГВ) 
передбачають можливість передачі електроенергії в центр навантажень 
споживачів на більш високу напругу (35, 110, 150, 220 кВ). 
 
 
44 
  
 
Рис. 2.3. Підключення підстанцій глибоких вводів по магістральній і 
радіальній схемі 
 
При такій передачі електричної енергії забезпечується зниження втрат 
енергії, економія кольорового металу і покращуються умови підтримки стійких 
рівнів напруги в міській мережі, що має важливе значення, з точки зору якості 
електропостачання. 
Розрахунки показують, що в багатьох випадках глибокі вводи 
виявляються більш доцільними в порівнянні з варіантом схеми 
електропостачання на нижчій напрузі, наведемо значення граничних 
потужностей і протяжності у табл. 2.1 [28]. 
Таблиця 2.1 
Граничні значення передавальних потужностей 
Довжина передачі Потужність S, тис. кВА 
1, км 6 —> 35кВ 6 —> 10 кВ 10 —> 35кВ 10 —> 110 кВ 
3 12 27 30 55 
6 7 10 16 24 
9 5 8 9 12 
12 4 6 6 9 
 
 
45 
  
На підставі проведених досліджень і досвіду експлуатації можна 
сформулювати умови, при яких ефективність глибоких вводів зростає: 
– при зниженні вартості повітряних і кабельних ліній 110 кВ; 
– в разі застосування підстанцій глибокого вводу спрощеної конструкції; 
– з ростом числа годин максимальних втрат τ і збільшенні їх вартості; 
– при концентрації та збільшення потужності підстанцій глибокого вводу. 
Одним з ефективних способів підвищення пропускної спроможності 
існуючих мереж є переведення їх на підвищені напруги. При цьому істотно 
знижуються втрати потужності і електричної енергії. Зазвичай перехід на 
підвищені напруги здійснюється при наступних їх значеннях: 6 кВ на 10 кВ, 10 
кВ на 20 кВ, 35 кВ на 110 кВ, 110 кВ на 154 кВ і 154 кВ на 220 кВ. 
В загальному аналізі питання про економічну ефективність глибоких 
вводів неможливо врахувати дуже велику різноманітність окремих умов і 
факторів, які мають місце на практиці в окремих міських мережах, тому є 
необхідною і закономірною деяка схематизація і тим самим теоретизації 
постановки задачі і відправних умов, що не тільки не виключає, але сприяє 
отриманню потрібних і цінних теоретичних і практичних висновків. Отримані 
загальні висновки повинні, при практичному їх застосуванні, повязуватися з 
конкретними умовами. 
Доцільність спорудження ГВ повинна обґрунтовуватися не тільки 
технічними перевагами, але і техніко-економічним аналізом їх ефективності. 
Він повинен базуватися на зіставленні капітальних затрат в варіанті глибокого 
вводу і в варіанті розподілу тієї ж потужності через мережу більш низької 
напруги та щорічних витрат, що враховують амортизаційні відрахування, 
витрати з обслуговування і вартість втрат електричної енергії в обох варіантах. 
Проведений аналіз економічної ефективності глибоких вводів 110 кВ 
підтвердив, що глибокі вводи високих напруг (в кабельному виконанні), будучи 
 
46 
  
технічно прогресивним етапом в перспективному розвитку схем 
електропостачання великих міст, виявляються і економічно ефективними. 
Хоча в виконаному дослідженні розглянуті тільки ГВ 110 кВ, однак, 
розроблена для аналізу методика може розглядатися як загальна і тому, 
користуючись нею і керуючись лише від інших вихідних даних, можна 
отримати потрібні показники, що характеризують економічну ефективність ГВ 
інших напруг, а саме – 35 кВ і 220 кВ. 
Основним і вирішальним параметром КЛ глибокого вводу є її пропускна 
здатність. В даний час слід виходити з використання освоєних на напругу 110 
кВ маслонаповнених кабелів середнього тиску. Кабелі цього типу марки 
МССК-4 допускають, за даними НДІ кабельної промисловості, такі 
навантаження по струму, при прокладці їх в землі і питомому тепловому опорі 
грунту в 120 теплових Ом, наведені в табл. 2.2. 
 
Таблиця 2.2 
Тривало допустимі навантаження при прокладці в землю кабеля МССК-4 
(з бронею з проводу) 
Тривало допустимі навантаження в амперах при прокладці в 
землю і температурі грунту 15° 
Марка кабеля переріз жил, мм2 
150 270 400 550 700 
МССК-4 354 470 620 745 830 
 
Примітка: 1) при зниженні температури ґрунту, зазначені навантаження 
можуть бути підвищені: при + 5° С – в 1,085 рази, а при температурі 0°С – в 
1,13 рази; 2) при прокладанні кабелів у азбоцементних трубах в місцях 
переходу через міські магістралі з глибиною прокладки 1,5 м і при відстані між 
осями труб 150 мм, зазначені навантаження підлягають зниженню на 35%. 
 
47 
  
Згідно з наведеними допустимими навантаженнями по струму з 
врахуванням поправочних коефіцієнтів, складена табл. 2.3 пропускних 
здатностей кабелів 110 кВ різних перетинів [29]. 
 
Таблиця 2. 3 
Тривало допустиме навантаження кабелів 
Тривало допустиме навантаження кабелів 110 кВ, в МВА 
Переріз жили прокладка в землі прокладка в трубах 
кабеля, мм2 температура землі температура землі 
15° 0° 15° 0° 
150 67 76 43 50 
270 90 100 58 65 
400 120 133 77 86 
550 141 160 92 104 
700 160 180 104 117 
 
Як видно з табл. 2.3, наявність переходів через міські магістралі, що 
вимагають прокладки кабелів в трубах, різко знижує пропускну здатність 
кабелів. Уникнути необхідності знижувати через ці короткі ділянки пропускну 
здатність кабелю по всій його довжині можна пристроєм в місцях переходів 
кабельних вставок відповідного більшого перетину, як, наприклад: для кабелю 
150 мм2 – вставка 400 мм2, для кабелю 270 мм2 – вставка 550 мм2, для кабелю 
400 мм2 – вставка 700 мм2. Щоб уникнути спорудження зайвих колодязів, 
вставки можуть виконуватися, незалежно від протяжності переходу, рівними 
будівельній довжині кабелю, що викликає незначне подорожчання, а в 
експлуатації простіше. 
В аварійних режимах кабелі допускають перевантаження за рахунок їх 
недовантаження в нормальному режимі (наприклад, в дволанцюговій схемі), а 
саме: при навантаженні в нормальному режимі на 50% допускається в 
 
48 
  
аварійному режимі перевантаження до 40% протягом 3 годин; крім того, 
допускається перевантаження на 8,5% протягом 100 годин, за рахунок 
допустимого підвищення температури масла [20]. 
Потужність ГВ визначається, проте, не тільки пропускною здатністю КЛ, 
а й трансформаторною потужністю підстанції. З точки зору найкращого 
використання зазначених пропускних спроможностей кабелів при 
дволанцюговій схемі (з урахуванням аварійного випадання з роботи одного 
ланцюга), найбільш доцільними потужностями підстанцій ГВ 110 кВ, які 
обладнані трифазними трансформаторами, є потужності 2x40,5 МВ·А + 1x40,5 
МВА в резерві і 2x60 МВА + 1x60 МВА в резерві. При цих потужностях 
трансформаторів потужність ГВ на стороні вторинної напруги може 
оцінюватися в першому випадку в 90 МВА (з деяким перевантаженням в 
години максимуму навантаження міської мережі) і в 120 МВА - в другому 
випадку. У разі пошкодження трансформатора або кабелю, резервний 
трансформатор включається автоматично, чим забезпечується робота ГВ на 
повну його потужність. 
Для зазначених потужностей підстанцій ГВ потрібно в першому випадку 
дволанцюгова кабельна лінія 2x3x270 мм2, зі вставками на переходах 2x3x550 
мм2, а в другому випадку кабельна лінія 2x3x400 мм2, зі вставками 2x3x700 мм2. 
Для техніко-економічного аналізу необхідна, крім технічних параметрів, 
також і вартісна характеристика КЛ 110 кВ. Як вже було зазначено, для 
розглянутих ГВ приймається схема дволанцюгової КЛ, що забезпечує роботу 
ПГВ на повну її робочу потужність при аварійному випаданні одного з кабелів.  
КЛ з кабелями високого тиску в трубах окремо не розглядалися, так як в 
даний час ці кабелі, за даними НДІ кабельної промисловості як по пропускній 
здатності, так і за вартістю практично не дуже відрізняються від кабелів 
середнього тиску. Питання ж про переважне застосування кабелів середнього 
 
49 
  
або високого тиску є, не тільки економічним, але і технічним питанням, що 
вимагає окремого вивчення і накопичення практичного досвіду. 
У варіанті без ГВ по тій же трасі прокладається еквівалентний по 
пропускній здатності магістральний пучок кабелів 10 кВ з алюмінієвою жилою 
марки АСБ граничного перерізу 3x240 мм2. 
Сумарний переріз пучка кабелів 10 кВ або, що те ж саме, число їх при 
однаковому обраному перетині, а тим самим і їх вартість і втрати енергії в них, 
залежать значною мірою від схеми живильної мережі і прийнятої потужності 
РП (рис. 2.4).  
В якості найбільш поширених схем живильної мережі (рис. 2.4) можуть 
розглядатися наступні схеми: схема з двома кабелями на РП, при потужності 
останніх по 5.000 кВт, схема з трьома кабелями на РП при потужності їх по 
10.000 кВт і, нарешті, трипроменева схема, без РП з навантаженням на кожен 
трипроменевий напрямок в 10.000 кВт. Число РП і тим самим число кабелів в 
живильній мережі визначається потужністю глибокого вводу.  
 
 
Рис. 2.4. Схема живильної мережі 
 
Із зіставлення розглянутих схем видно, що при дволанцюговій схемі з РП 
 
50 
  
по 5.000 кВт на передану по живильній мережі потужність в 10.000 кВт 
потрібно 2 РП з 4-ма кабелями 3х240 мм2, а в схемі при трьох кабелях – на РП 
потрібно для передачі тієї ж потужності тільки 3 кабелі того ж перерізу; це 
стосується і трипроменевої схеми. 
Доцільність концентрації потужності глибоких вводів пояснюється тим, 
що при переході до більш потужних глибоких вводів на більший переріз 
кабелів 110 кВ має місце зниження вартості 1 км кабелю на 1 кВА потужності, 
що пропускається. Такий же вплив надає і концентрація трансформаторної 
потужності на підстанціях, так як вартість 1 кВА потужності трансформатора 
знижується зі збільшенням його номінальної потужності. 
Вибір потужності ГВ, при зазначеній вигоді збільшення його потужності, 
повинен, проте, кожного разу обґрунтовуватися конкретними умовами. 
Ефективність концентрації потужності на підстанціях глибоких вводів 
підтвердилася також проведеним аналізом різних схем з дробленням підстанцій 
глибоких вводів, при живленні їх від загальних КЛ. Незважаючи на досягнене 
спрощення схем і розподільних пристроїв підстанцій, в деяких з цих схем 
зростає встановлена потужність трансформаторів і, що головне, подовжується 
траса кабельних ліній 110 кВ з переходом в деяких схемах на роздільну 
одноланцюгову прокладку. Остання обставина вирішальним чином здорожчує. 
Всі попередні розрахунки виходили зі схем трьохтрансформаторних 
підстанцій, в яких третій трансформатор знаходиться в холодному резерві, з 
автоматичним включенням його в роботу, при випаданні одного з працюючих. 
Незалежно від отриманих переваг глибокого вводу, виникає питання про 
можливість спрощення підстанцій глибоких вводів і, зокрема, переходу на 
двотрансформаторні підстанції. У цьому випадку на підстанції ГВ, при блочній 
схемі кабельна лінія – трансформатор, стають непотрібними вимикачі 110 кВ і 
розподільний пристрій 110 кВ робиться гранично простим. 
 
51 
  
Для підстанцій глибоких вводів це має велике значення, так як 
скорочення потрібної для підстанції площі в умовах міста відіграє виняткову 
роль, незрівнянно більшу, ніж для периферійної підстанції. 
Перехід на двотрансформаторні підстанції можливий шляхом відмови від 
окремої резервної трансформаторної одиниці і переходу на об'єднаний резерв 
трансформаторної потужності на двох і більше глибоких вводах. Це в свою 
чергу вимагає підвищення одиничної потужності трансформаторів на 
підстанціях глибоких вводів, з тієї ж пропускною здатністю кабельної лінії 110 
кВ і створення відповідних резервних зв'язків в мережі 10 кВ, переважно 
всередині мережі між сусідніми РП, які живляться від різних глибоких вводів, а 
частково у вигляді прямих зв'язків між підстанціями глибоких вводів. 
Сумарна встановлена потужність трансформаторів на підстанції в цьому 
випадку не перевищує, однак, встановлену потужність трансформаторів при 
наявності окремої резервної одиниці, але завдяки укрупненню одиничної 
потужності трансформаторів вартість їх знижується. Так, при потужності 
глибоких вводів по 90 МВА, в новому варіанті двох трансформаторних 
підстанцій, замість трьох трансформаторів по 40,5 МВА на кожній підстанції 
встановлюються 2 трансформатори по 60 МВ·А. 
Розрахунки показали, що перехід на двотрансформаторні підстанції для 
глибоких вводів, з об'єднаним резервом трансформаторної потужності і зі 
створенням необхідних зв'язків відповідної пропускної здатності в мережі 10 
кВ виявляється ефективним і за капітальними витратами і за річними 
витратами. 
Використання можливості резервування випадання потужності в 
підстанціях глибоких вводів через мережу вторинної напруги дозволяє також 
знизити перетин кабельних ліній первинної напруги глибоких вводів, 
розрахованих на покриття навантаження підстанції при випаданні одного 
 
52 
  
ланцюга дволанцюгової лінії. Це відкриває додаткові шляхи для зниження 
капітальних витрат при спорудженні глибоких вводів і тим самим підвищує їх 
економічну ефективність. Тому, з огляду на важливість цього питання для 
практики будівництва глибоких вводів, воно підлягає додатковому вивченню, з 
урахуванням конкретних умов. 
Отримані висновки відносяться до розгляду доцільності застосування 
глибоких вводів в міських мережах і, встановлюючи загальні тенденції і 
закономірності в даному питанні, підлягають доповненню в кожному 
конкретному випадку, з урахуванням реальних умов. 
 
2.2 Підвищення напруги з 10 кВ до 20 кВ в міських електромережах 
Зростання електричних навантажень призводить нерідко до технічної 
межі використання існуючих мереж. Однак зазначені підходи не вирішують 
проблеми забезпечення промислових підприємств і міст електроенергією 
необхідної кількості і якості. Одним із способів зменшення втрат електроенергії 
в електричній мережі є застосування напруги 20 кВ замість використовуваних 
повсюдно 6–10 кВ . 
При реконструкції розподільної мережі міста приймають напругу для 
живлення мережевих трансформаторів 6, 10 або 20 кВ. Проте при спорудженні 
нових мереж і відсутності великих високовольтних двигунів напруга менше 10 
кВ виключається. Питання ускладнюється при посиленні існуючої мережі. 
Капіталовкладення в будівництво міських електромереж дуже великі; тому при 
розвитку їх прагнуть використовувати всі раніше побудовані споруди . 
Розглянемо два варіанти напруг 20 і 10 кВ. У варіанті 20 кВ (рис. 2.5) 
питомі витрати значно менші, ніж у варіанті 10 кВ, так як економічна 
потужність підстанції приблизно на 40% більше, ніж у варіанті 10 кВ. На 
потужності мережевих ТП, що живлять мережі н. н., величина напруги мережі 
 
53 
  
живильної ТП практично не впливає. По мережах н.н. в обох варіантах немає 
суттєвої різниці в капіталовкладеннях.  
 
 
Рис. 2.5. Схема розподільної мережі 20/0,4 кВ 
 
У той же час для ТП при більш високій напрузі (20 кВ порівняно з 
напругою 10 кВ) підвищується вартість апаратури і матеріалів, які 
використовують при монтажі, приблизно на 20%, трансформаторів – на 5–7%. 
Кубатура приміщення при напрузі 20 кВ збільшується на 50–75%; для 
трансформаторних камер – істотно не змінюється. Приміщення з 
низьковольтною апаратурою в ТП для обох варіантів однакові. Вартість ТП 20 
кВ з будівельною частиною дорожче ТП 10 кВ тієї ж потужності в середньому 
на 10-15%. 
Різниця в щорічних витратах по ТП в двох варіантах трохи нижча, так як 
втрати енергії в трансформаторах при напругах 10 кВ і 20 кВ практично 
однакові [30]. Схема трансформаторної підстанції 110/20 кВ та мережі 20 кВ 
зображена на рис. 2.6. 
 
54 
  
 
Рис. 2.6. Схема трансформаторної підстанції 110/20 кВ та мережі 20 кВ 
 
Щорічні витрати по кабельних мережах 10 кВ і 20 кВ при однаковому 
струмі приблизно однакові. Район дії головної підстанції в варіанті 20 кВ на 
40% більше, ніж при 10 кВ; відповідно збільшується навантаження кабелів 20 
кВ. Величина струму, що надходить в мережу 20 кВ від підстанції, складає 
приблизно 70% від його величини при напрузі 10 кВ. Відповідно зменшується 
перетин кабелів при 20 кВ. Подорожчання ізоляції кабелю 20 кВ компенсується 
економією від зниження перерізу провідної жили і від зменшення втрат енергії. 
В результаті щорічні витрати по кабельних мережах 10 кВ і 20 кВ також майже 
рівні [31].  
Тобто впровадження 20 кВ доцільно в містах з високою щільністю 
електричних навантажень, при проектуванні нових мереж та реконструкції 
існуючих підстанцій. Річні витрати по мережі в цілому, отримані в результаті 
підсумовування окремих складових по різних елементах системи 
електропостачання міста, в варіантах 10 кВ і 20 кВ відрізняються лише трохи. 
 
55 
  
У технічних показниках обох варіантів також немає суттєвих 
відмінностей. Завдяки більшій потужності міських підстанцій у варіанті 20 кВ 
зростають потужності коротких замикань. Протяжність окремих кабельних 
ліній при більш високій напрузі менш доцільна через більший радіус дії 
підстанції, а перетин кабелів менше, ніж при більш низькій напрузі. В 
результаті втрати напруги в варіантах 20 кВ і 10 кВ приблизно однакові [32]. 
Топологія мережі організовується так, щоб можна було легко відновити 
живлення від другого джерела, тобто реалізовуються кільцеві двопроменеві 
схеми електропостачання, які в нормальному режимі функціонують як 
радіальні. Вибір схем підстанцій передавальних (магістральних) і розподільних 
мереж та типів збірних шин має відповідати вимогам щодо втрат напруги та 
рівнів потужності короткого замикання на шинах підстанцій. 
Розглянемо переваги і недоліки мереж напругою 20 кВ в порівнянні з 10 
кВ. Для початку розглянемо технічні. Перша перевага – це більша пропускна 
потужність. Пояснити це можна на простому прикладі: згідно з ПУЕ 
допустимий тривалий струм для одножильних кабелів з мідною жилою з 
паперовою просоченою маслоканіфольною і не стікаючими масами ізоляцією в 
свинцевій оболонці, не броньованих, що прокладаються в повітрі, на напругу 
20 кВ перетином 240 мм2 дорівнює 395 А, а допустимий тривалий струм для 
кабелів з мідними жилами з паперовою просоченою маслоканіфольною і не 
стікаючими масами ізоляцією в свинцевій оболонці, що прокладаються в 
повітрі, на напругу 10 кВ перетином 240 мм2 становить 350 А. Наприклад, 
кабельна лінія напругою 20 кВ перерізом 240 мм2 може передати потужність 
рівну 13667 кВА, в той час як напругою 10 кВ – тільки 6055 кВА [33].  
У табл. 2.4 наведено порівняння втрат електроенергії в розподільних 
кабельних та повітряних лініях електропередач різного перерізу жил та 
проводів при використанні напруги 10 кВ та 20 кВ  . 
 
56 
  
Таблиця 2.4 
Відносні втрати електричної енергії 
Втрати електричної енергії відносно кількості електроенергії, що 
надійшлав мережу, % 
10 кВ 20 кВ  
Переріз, 
ПЛ КЛ КЛ ПЛ КЛ КЛ  
мм2 
(АС) (АПвПБ) (СБл) (АС) (АПвПБ) (СБл)  
35 1,47 1,65 0,98 0,36 0,41 0,24  
50 1,09 1,15 0,68 0,27 0,286 0,17  
70 0,78 0,87 0,47 0,19 0,21 0,12  
95 0,56 0,61 0,36 0,14 0,15 0,09  
120 0,45 0,48 0,28 0,11 0,12 0,07  
150 0,38 0,38 0,26 0,09 0,09 0,06  
185 0,28 0,31 0,184 0,07 0,08 0,05  
240 0,22 0,22 0,14 0,05 0,05 0,03  
 
Отже, друга перевага мереж 20 кВ – це зниження втрат електроенергії і 
напруги на передачу. В сучасних умовах зі зміненими цінами на 
електротехнічне обладнання і з ростом тарифів на електроенергію 
рекомендовані в ПУЕ значення Jе (А / мм2) вже не є економічними, так як не 
відповідають мінімуму щорічних витрат. Тому при виборі перетину проводів 
повітряних ЛЕП слід керуватися технічними вимогами і, в першу чергу, – 
допустимих струмових навантажень. У цьому випадку для однієї і тієї ж 
потужності навантаження перетин проводів на 10 кВ і 20 кВ будуть 
відрізнятися в 2–3 рази. Третя перевага – це те, що втрати потужності 
відповідно на напрузі 20 кВ будуть в 1,5 рази менше, ніж при 10 кВ. Таке ж 
співвідношення зберігається і для відношення втрат напруг [15]. 
 
57 
  
У такому разі при однаковому навантаженні в мережі використання 
кольорових металів зменшується на 50% і відповідно затрати на будівництво 
мережі 20 кВ зменшуються. Але необхідний переріз визначається не лише 
рівнем напруги та термічною стійкістю, а і районом розташування лінії за 
ожеледдю, температурою, вітром та галопуванням. Тому реальна можливість 
економії кольорових металів істотно нижча і знаходиться в межах 18–45 %. 
При переводі мереж на 20 кВ використовувати існуючі кабелі 6–10 кВ не 
вдається. Відомі труднощі виникають і з використанням будівель ТП. При 
звичайному компонуванні осередків ці приміщення, як правило, не вміщують 
обладнання на 20 кВ, тому доводиться або будувати нові ТП на напругу 20 кВ, 
або розробляти нову, більш компактну конструкцію РУ 20 кВ [34].  
Приведемо порівняльний аналіз втрат електроенергії при різній напрузі 
(6, 10, 20 кВ). 
Схема ділянки мережі, для якого був проведений розрахунок втрат 
електроенергії, показана на рисунку 2.7. Трансформаторна підстанція (ТП) 
отримує живлення від головної знижувальної підстанції (ГЗП) 110/6 (10, 20 кВ).  
Відстань від ГЗП до контрольної точки 1 складає 4 км, як лінії    
електропередачі  розглядалися  повітряні лінії (марки АС) і кабельні лінії. 
Потужність навантаження становить 100 кВ∙А  ГЗП 110/6(10, 20) кВ. 
ТП 6(10, 20)/0,4 кВ ВЛ(КЛ) 4 км         т.1     Навантаженя Sнав=100 кВ∙А 
 
 
Рис. 2.7. Схема ділянки мережі 
 
Навантажувальні втрати електроенергії в лінії визначені за формулою:   
∆���� = 3 ∙ ����2 ∙ ���� ∙ ����                                                       (2.1)        
 
58 
  
де Іmаx – максимальне струмове навантаження; τ - інтервал часу, протягом якого 
струмове навантаження Іmаx приймають незмінною; R – еквівалентний опір 
лінії. Результати розрахунків зведені в табл. 2.5. 
Таблиця 2.5 
Навантажувальні втрати в лінії 
Переріз проводів, Навантажувальні втрати в лінії, кВт·ч/год 
мм2 6 кВ 10 кВ 20 кВ 
Сталеалюмінієвий провід марки АС 
25 1 912,977 689,148 172,287 
35 1 297,685 467,490 116,870 
50 993,376 357,860 89,467 
70 704,160 253,673 63,419 
95 501,946 180,825 45,105 
120 407,299 146,729 36,682 
150 341,530 123,036 30,750 
185 257,066 92,608 23,152 
240 197,306 71,079 17,770 
Кабель з ізоляцією із зшитого поліетилену марки АПвБП 
25 2 086,579 751,696 187,899 
35 1 492,320 537,612 134,385 
50 1 043,286 375,847 93,949 
70 746,160 268,806 67,193 
95 549,186 197,846 49,455 
120 435,676 156,953 39,233 
150 347,205 125,082 31,266 
185 282,105 101,629 25,404 
240 197,306 71,080 17,767 
Кабель з паперовою ізоляцією марки СБл 
25 1 235,255 445,004 111,251 
35 884,709 318,719 79,679 
50 617,626 222,501 55,625 
70 427,330 153,947 38,487 
95 325,505 117,264 29,316 
120 257,065 92,608 23,152 
150 233,690 84,187 21,046 
185 166,925 60,135 15,034 
240 128,540 46,307 11,576 
 
У табл. 2.6 наведені значення втрат електричної енергії по відношенню до 
кількості електроенергії, що надійшла в мережу.  
 
 
59 
  
Таблиця 2.6 
Приведені втрати електричної енергії 
Втрати електричної енергії до її кількості, що надійшла в мережу, % 
6кВ 10кВ 20кВ 
ВЛ КЛ КЛ ВЛ КЛ КЛ ВЛ КЛ КЛ 
(АС) (АПвПБ) (СБл) (АС) (АПвПБ) (СБл) (АС) (АПвПБ) (СБл) 
25 5,88 6,41 3,79 2,12 2,31 1,37 0,59 0,58 0,347 
35 3,98 4,58 2,72 1,47 1,65 0,98 0,36 0,41 0,24 
50 3,05 3,21 1,89 1,09 1,15 0,68 0,27 0,286 0,17 
70 2,16 2,29 1,31 0,78 0,87 0,47 0,19 0,21 0,12 
95 1,54 1,69 1,00 0,56 0,61 0,36 0,14 0,15 0,09 
120 1,25 1,34 0,79 0,45 0,48 0,28 0,11 0,12 0,07 
150 1,05 1,07 0,72 0,38 0,38 0,26 0,09 0,09 0,06 
185 0,79 0,87 0,51 0,28 0,31 0,184 0,07 0,08 0,05 
240 0,61 0,61 0,39 0,22 0,22 0,14 0,05 0,05 0,03 
 
 
Згідно з отриманими результатами при переході з напруги 6 кВ на 20 кВ 
економія електроенергії становить до 15–20% (рис. 2.8). 
 
Рис. 2.8. Графіки приведених втрат електроенергії 
 
Тобто, необхідно відзначити, що конструкція кабелів, які працюють в 
мережах з напругою 6, 10 і 20 кВ практично однакова. Різниця полягає лише в 
товщині поліетиленової ізоляції [31].  
 
Переріз 
живиль-
ної лінії, 
мм2 
60 
  
Застосування напруги 20 кВ у сучасних розподільних мережах 10 кВ 
дозволить перейти на вищий рівень електропостачання споживачів України, 
зменшити технологічні втрати, підвищити якість електроенергії, енергобезпеку 
й надійність функціонування систем електропостачання, істотно знизити 
енергозалежність країни. До того ж, завдяки використанню КТП 20/0,4 кВ є 
можливість значно зменшити протяжність електричних мереж 0,4 кВ шляхом 
наближення до споживачів напруги 20 кВ і, відповідно, зменшити 
співвідношення протяжності ЛЕП 6–20 кВ до 0,4 кВ та, як наслідок, значення 
втрат у мережах 0,4 кВ [35]. 
До основних технічних переваг напруги 20 кВ, в порівнянні з 10 кВ для 
міських мереж, відноситься також можливість одночасного використання їх для 
живлення міського навантаження. Крім того, при 20 кВ розширюється район дії 
головної підстанції, збільшується її потужність, а отже, зменшуються питомі 
капіталовкладення по підстанціях на 1 кВт навантаження. З іншого боку, 
відзначають нижчу вартість мережевих трансформаторних підстанцій при 
напрузі 10 кВ і широку можливість використання кабелів 5–6 кВ старої 
прокладки при новій напрузі [36]. 
 Для переходу на будування міських мереж класом напруги 20 кВ 
необхідне виконання низки обов’язкових умов: 
– актуалізація нормативної бази з розробленням нових національних 
стандартів і технічних регламентів; 
– наявність у центрах живлення 110 кВ резервів потужності на 20 кВ; 
– розроблення концепції розвитку мереж 20 кВ на території конкретного міста, 
виконання техніко-економічного обґрунтування; 
– наявність на ринку обладнання та кабельної продукції напругою 20 кВ [32]. 
 
 
 
61 
  
2.3 Використання сучасного обладнання та кабелів з ізоляцією із 
зшитого поліетилену в розподільних мережах великих міст 
Основними засобами зниження технічних втрат є будівництво, 
реконструкція і модернізація ліній електропередач, застосування нових типів 
проводів, впровадження технологій передавання електричної енергії постійним 
струмом та ВПС, нових конструкцій силових трансформаторів з низькими 
показниками втрат електроенергії, надпровідних кабельних ліній та ізольованих 
кабелів, розподільної генерації, нових систем на базі силової електроніки, 
сучасних автоматизованих систем обліку електроенергії, інтелектуальних 
систем Smаrt Grіd тощо [37]. 
Кабелі з ізоляцією із зшитого поліетилену володіють наступними 
перевагами в порівнянні з масло наповненими кабелями, кабелями з паперово-
просоченою ізоляцією та іншими: висока пропускна здатність; низька вага, 
менший діаметр і радіус вигину; ЗПЕ ізоляція має малу щільністю, малі 
значеннями відносної діелектричної проникності ε=2,5 і коефіцієнт 
діелектричних втрат ���� = ���� ∙ �������� ����, який залишається практично постійним, де 
tgδ=0,001 – тангенс кута діелектричних втрат; можливість прокладки на 
складних трасах і монтаж без використання спеціального обладнання; значне 
зниження собівартості  прокладання;   відсутність небезпеки забруднення 
навколишнього середовища через відсутність масла, а також свинцевої 
оболонки; низька питома пошкоджуваність кабелю (на 1–2 порядки нижче, ніж 
у маслонаповненого кабелю). 
Що стосується обладнання, то силові трансформатори мають переважно 
умовно-постійні втрати. Втрати  холостого ходу є особливо значними для 
трансформаторів малої потужності розподільних трансформаторів, де вони на 
порядок є вищими, що приносить значні збитки під час роботи розподільних 
 
62 
  
електромереж. Наприклад, втрати в мережах енергокомпанії Nаtіonаl Grіd Plc 
(Великобританія) майже на 20% зумовлено втратами в трансформаторах. 
На вдосконалення конструкції трансформаторів, зниження втрат 
холостого ходу спрямовані значні зусилля ряду зарубіжних фірм і в першу 
чергу – на використання для магнітопроводу (осердя) матеріалу з істотно 
зниженими втратами на перемагнічування й вихрові струми. Для широко 
застосовуваних сучасних сортів холоднокатаної сталі з підвищеною магнітною 
проникністю та високим вмістом кремнію рівень питомих втрат за останні 10–
15 років знижено до 1,05–1,10 Вт/кг при частоті 50 Гц. Кращі сорти сталі мають 
питомі втрати близько 0,85 Вт/кг.  
Деякі компанії, зокрема, Sіemens і АВВ впроваджують технології 
виробництва трансформаторів з магнітопроводом з аморфного сплаву, які 
мають найбільш низькі втрати холостого ходу. Зниження втрат холостого ходу 
таких трансформаторів може досягати до 70% порівняно з трансформаторами, 
що виготовляються за традиційною технологією. У результаті реалізації в 
європейському трансформаторобудуванні програм щодо вдосконалення 
конструкції та матеріалів втрати холостого ходу для умовного трансформатора 
220 кВ потужністю 200 MB∙А за останні 50 років знижено більш ніж втричі, а 
навантажувальні втрати – удвічі.  
У США також успішно реалізується програма (Energy Stаr) із 
впровадження високоефективних трансформаторів зі зниженим рівнем втрат 
холостого ходу й навантажувальних втрат. Реалізація програми дає можливість 
знизити втрати у трансформаторах на 10 %, при цьому вартість зекономленої 
електроенергії сягає до 500 млн. дол. Одним із напрямів зниження втрат у 
трансформаторах є використання стрічкового кабелю з метою поліпшення 
заповнення вікна магнітопроводу, що дозволяє знизити масу трансформатора 
 
63 
  
на 6 – 15%, втрати холостого ходу – на 8 – 15% і навантажувальні втрати – 
більш ніж на 20%.  
Принципово новим шляхом кардинального зниження втрат холостого 
ходу і навантажувальних втрат у трансформаторі є застосування надпровідних 
матеріалів. При зниженні до 40% маси трансформатора майже в два рази 
підвищується його перевантажувальна здатність та екологічна безпека. 
Розподільні електромережі відпрацювали 2 – 3 терміни нормативного 
терміну експлуатації. Старіння обладнання трансформаторних підстанцій, 
елементів ПЛ призводять до зростання аварійності та технологічних витрат 
електроенергії на її транспортування, спричиняє підвищену кількість 
відключень обладнання та його пошкодження. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
64 
  
РОЗДІЛ 3 
 
 РОЗРАХУНОК ХАРАКТЕРИСТИК ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖЗА УМОВИ 
ВИКОРИСТАННЯ ГЛИБОКИХ ВВОДІВ  
 
3.1 Розрахунок  характеристик електромереж із застосуванням 
глибоких вводів та без них, їх порівняльний аналіз 
Зараз з'являється необхідність вирішення проблеми, пов'язаної з 
надійністю електропостачання електрообладнання. Надійність же 
електрообладнання безпосереднім чином залежить від стану електричних 
розподільних мереж, що, в свою чергу, залишає бажати кращого, так як зараз 
розподільні мережі представлені в основному напругою 10 / 0,4 кВ, що є досить 
слабкою ланкою в загальному ланцюгу. 
Характерною рисою розвитку сучасного суспільства є інтенсивне 
зростання числа міст і чисельності міського населення. Міста є великими 
споживачами електричної енергії, так як в них проживає велика частина 
населення країни і на їх території або в найближчій приміській зоні 
розташована велика кількість промислових підприємств. Зростання числа міст і 
міського населення супроводжується інтенсивною електрифікацією 
комунального господарства і промислово-виробничої сфери. Останні роки 
характеризуються появою в великих містах об'єктів загальнокомунального 
характеру, електричні навантаження і електроспоживання яких можна 
порівняти з аналогічними показниками великих промислових підприємств. До 
таких об'єктів належать великі спортивні комплекси, сучасні медичні центри, 
великі торгові центри, розважальні комплекси, офісні будівлі, готелі і т.д. 
Такий розвиток міст, міського господарства та виробництва на міських 
територіях обумовлюють значні прирости споживання електроенергії. 
 
65 
  
Для забезпечення розвитку комплексів споживачів потрібне будівництво 
нових джерел живлення, що розташовуються за межами міста, так і 
безпосередньо на його території. Відповідно до вимог сучасного 
містобудування, а також з урахуванням санітарно-гігієнічних умов потужні 
електростанції не повинні споруджуватися на територіях великих міст. Виняток 
становлять ТЕЦ, які повинні розташовуватися за межами сільської території, 
переважно в промислових зонах з забезпеченням санітарно-захисних зон. 
Таким чином, велику кількість електроенергії до великих міст необхідно 
передавати від джерел, розташованих за межами міста. 
З цієї причини в даний час не можна побудувати економічно доцільну 
міську електричну мережу, застосовуючи для передачі і розподілу 
електроенергії напругу 10–20 кВ, так як немає можливості будувати сотні 
багатокілометрових ліній електропередачі 10–20 кВ для забезпечення 
електроенергією споживачів міста від цих віддалених джерел. Крім цього, для 
передачі великої потужності напругою 10–20 кВ витрачається велика кількість 
кольорового металу. 
Тому одним з основних і характерних особливостей сучасного і 
перспективного розвитку систем електропостачання (СЕП) міст є спорудження 
ліній і підстанцій високої напруги на території міст – глибоких вводів (ГВ) 
високої напруги (110–220 кВ). 
Підстанції ГВ (ПГВ) розміщуються в центрах розташування основних 
споживачів, тобто необхідна потужність передається безпосередньо в центр 
електричних навантажень на високій напрузі. В результаті знижуються втрати 
електроенергії і скорочується витрата провідникового матеріалу. Таким чином, 
здійснення ГВ високої напруги є необхідним і перспективним напрямком 
розвитку СЕП великих міст.  
В основному в дослідженнях розглядалися ГВ в центральних районах 
 
66 
  
міст. Однак розвиток міст супроводжується будівництвом нових житлових 
районів, промислових зон і т.п., що призводить до істотного зростання міських 
територій. Розширення територій природно призводить до збільшення 
навантаження СЕП міст. Крім цього змінюється взаємне розташування 
споживачів і джерел живлення. Деякі периферійні райони міста виявляються в 
безпосередній близькості від зовнішніх джерел живлення. У зв'язку з цим 
останнім часом в великих містах актуально спорудження ГВ в периферійних 
районах, що межують з зовнішніми джерелами електропостачання міста. У цих 
умовах необхідно скорегувати топологічну і техніко-економічні модель СЕП 
для подальшого аналізу параметрів ГВ. 
При вирішенні питань про раціональне виконанні СЕП серйозною 
проблемою в умовах сучасного міста є обмеженість вільних територій і велика 
щільність забудови, що вимагає більш ретельного вивчення оптимальних 
топологічних характеристик території районів міст і схем їх електропостачання 
з застосуванням ГВ. 
Пропонується до розгляду ідеалізована топологічна модель території 
міста площею Fр і схема його електропостачання з застосуванням ГВ, 
представлена на рис. 3.1.  
Розподіл  електроенергії від ПГВ проводиться магістральними 
кабельними  лініями  середньої  напруги, причому кожна лінія живить одне і 
теж число трансформаторних підстанцій, які, в свою чергу, мають однакові 
потужност і і рівномірно розподілені по території району. Мережа низької 
напруги також виконується однорідною. 
В умовах сучасного розширення міських територій доцільно здійснювати 
живлення частини споживачів від зовнішніх джерел по мережі середньої 
напруги. Отже, територія району як би розділяється на дві частини: одна 
частина району живиться від ПГВ, інша – від джерела живлення. 
 
67 
  
У значної частини досліджень топологічна модель району 
електропостачання  однієї  ПГВ приймалася в формі квадрата, рідше 
прямокутника або кола . 
 
 
 
Рис. 3.1. Топологічна модель СЕП периферійного району міста від 
зовнішнього джерела живлення (ДЖ) і радіального ГВ: ЛГВ – лінія 
глибокого вводу від ДЖ до ПГВ; РЛСН – двухмагістральні розподільна лінія 
середньої напруги; а, b – геометричні розміри району міста; LДЖ – відстань від 
ДЖ до межі ділянки, що живиться від ПГВ; lПГВ – відстань від ПГВ до межі 
ділянки району, що живиться від ПГВ. 
 
Одним з найважливіших питань формування СЕП є раціональне 
розташування ПГВ. Необхідно визначити, на яку відстань від джерела 
заглиблювати ПГВ; яку частину навантаження району міста живити від 
зовнішнього джерела через мережу середньої напруги. У свою чергу необхідно 
 
68 
  
врахувати, ПГВ розміщена посеред району, а від неї на деяких відстанях lПГВ 
живляться споживачі. Тому при формуванні техніко-економічної моделі СЕП 
міста необхідно ввести в якості оптимізуючих параметрів відстань від 
зовнішнього джерела до межі ділянки, що живиться від ПГВ, LДЖ і відстань між 
ПГВ і межею ділянки, що живиться від ПГВ, lПГВ. 
З одного боку, чим більша та частина району, яка живиться 
безпосередньо від джерела живлення, тим менша потужність ПГВ і сумарна 
довжина мережі середньої напруги, що відходить від ПГВ, а значить, менші 
капіталовкладення і втрати електроенергії в ПГВ і мережі середньої напруги, 
що відходять від ПГВ. З іншого боку, тим більше довжина лінії ГВ і сумарна 
довжина мережі середньої напруги, що відходить від джерела живлення, а 
отже, більше капіталовкладення і втрати електроенергії в них. Аналогічно, чим 
більша ступінь заглиблення ПГВ до центра району живлення, тим менша 
сумарна довжина мережі середньої напруги, а отже, менші капіталовкладення і 
втрати електроенергії в ній, з іншого боку – більша довжина лінії ГВ, а отже, 
капіталовкладення і втрати електроенергії в ній більші. 
Якщо попередні розрахунки взаємного розташування ПГВ і джерела 
живлення невірні, то в результаті оптимізації значення параметрів LДЖ і (або) 
lПГВ будуть негативними. 
В якості критерію оптимальності використовується мінімум 
дисконтованих витрат на розглянуту СЕП за розрахунковий період Tр: 
���� = ∑����р−1
д ����=1 �����соор���� + �������� − ����л����кв����� ∙ (1 + ����)                                   (3.1) 
де Ксоорt, Вt – капіталовкладення у спорудження об'єкта і сумарні витрати на 
його експлуатацію в рік t; Кліквt – ліквідаційна (залишкова) вартість об'єкта на 
момент закінчення розрахункового періоду (тобто t = Tр); Е – норматив 
дисконтування (приведення різночасових витрат). 
Сумарні дисконтовані витрати на СЕП можна розкласти на складові: 
 
69 
  
����Σ = ����ПГВ + ����ЛГВ + ����ПС + ����ЛСН                                        (3.2) 
де ВПГВ – дисконтовані витрати на ПГВ; ВЛГВ – дисконтовані витрати на лінію 
ГВ; ВПС – дисконтовані витрати на зовнішнє джерело живлення; ВЛСН – 
дисконтовані витрати на лінії середньої напруги. 
Так як частина навантаження по мережі середньої напруги живитьсявід 
джерела живлення, а частина від ПГВ, витрати на лінії середньої напруги: 
����ЛСН = ����ДЖЛСН + ����ПГВЛСН                                                 ( 3.3) 
де ����ДЖЛСН – витрати на лінії середньої напруги від зовнішнього джерела; ����ПГВЛСН – 
витрати на лінії середньої напруги від ПГВ. 
Окремі складові витрат є функціями оптимізції параметрів, поверхневої 
густини навантаження і техніко-економічних характеристик окремих елементів 
і частин СЕП, що випливають з техніко-економічні моделі. 
Аналіз техніко-економічних моделей питомих капіталовкладень в задачах 
оптимізації параметрів СЕП міст, призводить до висновку про можливість їх 
узагальненого запису в формі лінійних залежностей : 
для ліній: 
����л.пит = ����л0 + ����лFF + ����лUU                                     (3.4)             
для вузлів: 
����вуз.пит = ����вуз0 + ����вузSS + ����вузUU + ����вузММ                      (3.5) 
де ����л0, ����вуз0 – коефіцієнти, що відображають капіталовкладення, не пов'язані з 
основними параметрами ліній або вузлів; ����лF – коефіцієнт, що відображає 
капіталовкладення, що залежать від поперечного перерізу F струмоведучих жил 
кабелів або перетинів проводів; ����вузS – коефіцієнт, що залежать від потужності 
вузла S; ����лU, ����вузU – коефіцієнти, що залежать від номінальної напруги U ліній і 
вузлів; ����вузМ – коефіцієнт, що залежить від кількості приєднань М ліній, що 
відходять від вузла (осередків вимикачів тощо). 
 
70 
  
Сумарні капіталовкладення в розглянутій СЕП складаються з 
капіталовкладень, записаних у вигляді узагальнених залежностей для всіх 
елементів даної мережі.  
Експлуатаційні витрати включають в себе витрати на обслуговування, 
ремонт обладнання і на відшкодування втрат електроенергії. 
Витрати на обслуговування і ремонт: 
����обслt = (����рем + ����обсл) ∙ ����соорt                                      (3.6) 
де арем, аобсл – норми відрахувань від капіталовкладень відповідно на ремонт і 
обслуговування. 
Витрати на відшкодування втрат електроенергії: 
���� ∙ ����t = ����0 ∙ ����t                                                  (3.7) 
де ���� 0 – вартість втрат електроенергії; Еt - втрати електроенергії в рік t. 
Ліквідаційна вартість визначається як 
����л����квt = ����coop����  ∙ (1 −  ����рен ∙ ����)                                            (3.8) 
де арен – норма відрахувань від капіталовкладень на реновацію; Т – час 
експлуатації об'єкта до закінчення розрахункового періоду. 
З використанням наведених виразів були отримані техніко-економічні 
моделі елементів даної СЕП району міста. За допомогою отриманих моделей 
після ряду перетворень і спрощень сформована техніко-економічна модель ГВ і 
мережі середньої напруги, яка була цільовою функцією в процесі оптимізації. 
В роботі прийнято, що заданими є наступні параметри: 1) площа 
розглянутого району; 2) напруга ГВ; 3) перетин КЛ середньої напруги; перетин 
кабельних ліній ГВ визначається за потужністю ПГВ з умови нагріву в 
післяаварійному режимі .  
На основі сформованої техніко-економічні моделі була проведена 
оптимізація параметрів ГВ. Результати оптимізації, отримані при завданні 
тільки значення площі району, без урахування його форми, тобто значення а і b 
 
71 
  
задавалися довільно. 
В ході оптимізації були отримані наступні результати: 
1. Спорудження ГВ для електропостачання міста актуально: 
– для району площею 10 км2 при поверхневій щільності навантаження не 
менше 40 МВА/км (при поверхневій щільності навантаження менше 40 
МВА/км2 результати оптимізації набувають від'ємних значень); 
– для району площею 15 км2 при поверхневій щільності навантаження не 
менше 20 МВА/км2; 
– для району площею 20 км2 при поверхневій щільності навантаження не 
менше 15 МВА/км2. 
2. При діапазоні поверхневої щільності навантаження 20–50 МВА/км2 
економічно доцільне розташування межі частини району, що живиться від 
ПГВ, при площі району від 10 до 20 км2 варіюється від 50 до 65% від сторони b 
розглянутого району міста, тобто від 50 до 65% площі району доцільно 
постачати електроенергію по мережі середньої напруги безпосередньо від 
зовнішнього джерела живлення. 
3. При поверхневій щільності навантаження 20–50 МВА/км2 оптимальні 
значення відстані від ПГВ до межі ділянки району, при площі району від 10 до 
20 км2 становлять від 5 до 30% від довжини цієї ділянки. Сумарна довжина 
ліній середньої напруги, а отже витрати на них, мають мінімальне значення при 
розташуванні ПГВ в центрі навантаження живлення частини району. Але чим 
ближче розташування ПГВ до центру навантажень цієї ділянки, тим більша 
довжина лінії ГВ. Взаємодія цих конкуруючих факторів обумовлює відповідне 
значення відносного заглиблення ПГВ в живлючу частину району.  
 
72 
  
 
 
 Рис. 3.2. Оптимальні значення відносно відстані між ДЖ і межею ділянки, 
що живиться від ПГВ, до довжини району LДЖ / b, відносного заглиблення 
ПГВ від межі ділянки району, що живиться від ПГВ, l* = lПГВ / (b – LДЖ) при 
різних значеннях поверхневої густини навантаження: напруга ГВ: 110 кВ; 
220 кВ; 1 – Fр = 10 км2; 2 – Fр = 15 км2; 3 – Fр = 20 км2 
 
Рис. 3.3. Оптимальне значення LДЖ /b і l* = lПГВ /(b – LДЖ) при різних 
відношеннях сторін району: вища напруга глибокого вводу: 110 кВ; 220 кВ; 
1 – σ = 20 МВА/км2, 2 – σ = 30 МВА/км2, 3 – σ = 40 МВА/км2, 4 – σ = 50 
МВА/км2. 
 
73 
  
На рис. 3.3 наведені результати оптимізації при розгляді впливу різних 
значень співвідношення сторін території району на оптимізуючі параметри. 
При цьому приймалося, що площа району дорівнює 15 км2. При високій напрузі 
глибокого вводу 220 кВ розглядалися варіанти з поверхневою щільністю 
навантаження від 20 до 50 МВА/км2, при напрузі 110 кВ варіант з поверхневою 
щільністю навантаження 50 МВА/км2 не розглядався у зв'язку з обмеженням 
пропускної спроможності кабельної лінії 110 кВ. При цьому було отримано, що 
при збільшенні відношення а/b при постійній площі району збільшується та 
частина району, яка живиться від джерела живлення, і зменшується ділянка, що 
живиться від ПГВ. Витрати на мережу мінімальні при співвідношенні 
а/b=0,95÷1,05, тобто коли форма району близька до квадратної. 
ГВ є обов'язковим елементом систем електропостачання великих міст. 
Отже, існує необхідність в дослідженні їх раціональних параметрів. 
Наведемо основні результати дослідження техніко-економічної 
ефективності ГВ 110 кВ та висновки, щодо ефективності. 
Ефективність ГВ 110 кВ аналізувалася шляхом порівняння варіанту 
глибокого вводу з варіантом живлення міської мережі безпосередньо від 
вузлових підстанцій, розташованих на периферії міста, на напрузі 10 кВ, яка 
приймалася в розрахунках, як більш важка для порівняльної ефективності ГВ. 
В основу порівняльного техніко-економічного аналізу покладені дві 
схеми: глибокого вводу і еквівалентної йому по пропускній здатності передачі 
енергії в міську мережу по пучку кабелів 10 кВ (рис. 3.4). 
 
74 
  
 
а) напруга 10 кВ                               б) напруга 110/10 кВ 
Рис. 3.4.  Схема постачання району (навантаження 90 МВА) 
 
Вся схема складається ніби з двох частин: траси глибокого вводу в 
одному варіанті і еквівалентного йому вводу більш низької напруги в іншому 
варіанті, і ділянки міської території, що примикає до ПГВ. У варіанті глибокого 
вводу електропостачання цієї ділянки здійснюється через живильну мережу з її 
РП, яке підключене до підстанції глибокого вводу, а у варіанті без глибокого 
вводу РП, розташоване на цьому майданчику, живиться продовженням тих же 
кабелів, які прокладені між периферійної підстанцією і ділянкою, по тій же 
території, що і глибокий ввод, і є в цьому варіанті як би вводом більш низької 
напруги. 
Із зіставлення цих схем випливає, що при однаковій схемі живильної 
мережі і однієї і тієї ж потужності, що передається, конфігурація мережі і число 
РП на майданчику будуть однаковими в обох варіантах (якщо не враховувати 
деяких можливих незначних відхилень в трасах підходів кабелів до окремих 
 
75 
  
РП, що не може надати будь-якого істотного впливу на підсумки порівняльних 
розрахунків). Звідси випливає можливість проводити аналіз ефективності 
глибокого вводу, в частині кабельних прокладок, обмеживши його 
зіставленням тільки ділянки траси глибокого вводу і еквівалентного йому пучка 
кабелів більш низької напруги. 
Як видно з наведених схем, в схемі з глибоким вводом в кінці його 
споруджується знижувальна підстанція на потужність, що відповідає 
пропускній здатності кабельної лінії глибокого вводу. У варіанті без глибокого 
вводу така ж підстанція підлягає спорудженню як нова периферійна підстанція, 
або передача необхідної потужності в міську мережу повинна бути забезпечена 
в цьому варіанті шляхом розширення однієї з існуючих вузлових підстанцій, що 
розташована на периферії міста. 
В разі глибокого вводу застосована, як це видно, схема блоку кабельна 
лінія – трансформатор, а для випадку вузлової підстанції показана схема з 
одиночною секціонованною системою шин, що дає ту ж надійність в 
трансформаторному резерві, що і схема, наведена для підстанції глибокого 
вводу (схема для випадку розширення вузлової підстанції окремо більш 
детально не розглядається). 
Таким чином, весь аналіз ефективності глибоких вводів може бути 
зведений до зіставлення за капітальними витратами і щорічними витратами на 
кабелі у варіанті глибокого вводу і в варіанті живлення міської мережі 
еквівалентним пучком кабелів більш низької напруги. 
Дуже істотним є питання про розміщення підстанції глибокого вводу на 
території площадки, що нею обслуговується. Розрахунки показали, що 
найвигіднішим розташуванням підстанції глибокого вводу як при симетричній 
квадратній, так і при прямокутній формі площадки є розташування підстанції 
на початковій межі площадки з боку підходу глибокого вводу, або з деяким 
 
76 
  
вельми незначним зміщенням її вглиб, що на практиці може мати місце, в 
зв'язку з більш складною конфігурацією площадки. 
Аналіз показав, що ефективність глибокого вводу практично не залежить 
від довжини його траси. Звідси випливає дуже важливий висновок про те, що 
порівняльне зіставлення ефективності глибокого вводу може проводитися на 1 
км траси глибокого вводу. 
 
3.2 Розрахунок  характеристик електричних розподільних мереж при 
переході на вищий клас напруги 20 кВ та порівняння з мережею 10 кВ 
Використання напруги 20 кВ в розподільних мережах дозволяє не тільки 
зменшити втрати в лініях, а й збільшити радіус дії розподільних мереж, крім 
того воно веде до скорочення числа трансформацій, замість системи напруг 
110/35/10/0,38 використовувати систему 110/20/0,38 кВ. 
Загалом такі завдання потребують техніко-економічного обґрунтування 
обраного варіанту реконструкції сучасної мережі 6 (10) кВ із переведенням її на 
напругу 20 кВ або обраного варіанту будівництва нових ліній 
електропередавання 20 кВ. Традиційно таку задачу розглядають як 
оптимізаційну, що полягає у визначенні такого варіанту реконструкції 
(спорудження) електричної мережі, якому властиве найменше можливе 
значення цільової функції, яка відображає витрати ресурсів на будівництво та 
експлуатацію електричної мережі, наприклад, зведеними дисконтованими 
витратами: 
���� ����
звед = + ���� − Л,                                            (3.9) 
����
де Е – норма дисконту; ���� – одноразові капіталовкладення в розглянутий варіант 
розвитку системи; В – щорічні поточні витрати на експлуатацію електромережі; 
Л – ліквідаційна (залишкова) вартість устаткування, яке демонтують . 
Застосування в якості розподільної напруги 20 кВ замість 10 кВ 
 
77 
  
обумовлено рядом переваг [38]: 
1. Збільшення радіусу дії мереж 
���� = ∆����доп∙����ном                                                 (3.10)                  
����∙(����0+��������φ∙����0)
2. Збільшення пропускної здатності лінії.  
Якщо площа поперечного перерізу проводу F однакова, то можна 
стверджувати, що: 
����20 = √3∙����20∙����∙���� = 2                                          (3.11) 
����10 √3∙����10∙����∙����
Тобто, пропускна здатність мережі 20 кВ в два рази більша за пропускну 
здатність мереж 10 кВ. 
3. Зменшення втрат напруги в мережі 20 кВ 
∆����′ = ����∙(����0+������������∙����0)∙����                                            (3.12) 
����ном
4. Зменшення втрат потужності в мережі 20 кВ приблизно в 4 рази, отже, і втрат 
електроенергії. 
����2∆���� = 2 ∙ ����0 ∙ ����,∆∋= ∫����0 ∆����(����)��������                           (3.13) 
����ном
5. Клас напруги 20 кВ дозволяє на третину скоротити землевідведення і 
вирубку лісосмуг в місцях проходження траси в порівнянні з ПЛ 35 кВ. Так, 
ширина коридору ПЛ для одноланцюгової лінії 20 кВ становить 26 м, для ПЛ 
35 кВ – 38 м [38]. 
Так як пропускна здатність розподільної лінії визначається з умови: 
 
����пр = ������������{����ТУ,��������}                             (3.14) 
де ����ту – гранична потужність по нагріванню (термічної стійкості), ����U-гранична 
 
78 
  
потужність по режиму напруги. 
Таблиця 3.1 
Параметри двообмоткових трансформаторів 
Клас напруги Uк, % ∆Рк, % Максимальна 
потужність, МВА 
110/10 11 400 125 
110/20 10,5 900 400 
220/10 11 380 125 
220/20 12,5 1200 630 
 
Ще однією превагою використання мереж 20 кВ є зменшення падіння 
напруги в лінії. Якщо падіння напруги представити рівнянням: 
∆���� = (����∙����+����∙����)
2                                                  (3.15) 
����
тоді при однаковому навантаженні: 
∆���� ����220 = 10
2 = 1                                              (3.16) 
∆����10 ����20 4
Таким чином падіння наруги в лінії зменшується на 75% після 
підвищення напруги до 20 кВ при незмінному навантажені, що свідчить про 
покращення якості напруги. 
Що стосується втрат потужності у лінії, то: 
∆���� = 3 ∙ ����2 ∙ ����                                          (3.17) 
Якщо прийняти, що навантаження в мережі 10 кВ і 20 кВ однакові, то: 
����220
∆���� ∙����
20 = ����220
2 = 1                                         (3.18) 
∆����10 ����10
2 ∙���� 4
����10
Тобто втрати потужності, як і падіння наруги в лінії,зменшуються на 75% 
при виборі мережі 20 кВ. 
Для оцінки витрат на кольорові метали при використанні напруги 20 кВ 
припустимо, що щільність струму J - постійна, а площа поперечного перерізу 
змінюється відповідно до Uн і дорівнює: 
 
79 
  
���� = ����                                                (3.19) 
√3∙����н∙����
Отже, 
����20 = ����10 = 1                                                 (3.20) 
����10 ����20 2
Із співвідношення видно, що використання кольорових металів 
зменшується на 50% і, відповідно, затрати на побудову мережі 20 кВ 
зменшуються. 
Ще одна перевага мереж 20 кВ – це зниження втрат електроенергії. 
Наприклад, при виборі повітряних ліній електропередач слід керуватися  
допустимим струмовим навантаженням. Тоді для однієї і тієї ж потужності, що 
передається, перетин проводів 10 кВ і 20 кВ буде відрізнятися в 2–3 рази. А 
відношення втрат потужності ΔР10 при напрузі 10 кВ і ΔР20 при напрузі 20 кВ 
буде перебувати в межах 1,3–1,6, тобто втрати потужності на напрузі 20 кВ 
будуть в 1,5 рази менше, ніж при напрузі 10 кВ. Таке ж співвідношення 
збережеться і для відношення втрат напруг . 
 
∆����10 = ����10/����20
2                                                      (3.21) 
∆����20 (����10/����20)
 
Зіставлення ліній, виконаних при загальних однакових умовах: довжини 
ліній, переданої потужності, витрати провідникового матеріалу (однакової 
площі перетину). Відповідно до цього приймаємо для класу напруги 10 кВ – 
провід АС70/11, для 20 кВ – СІП-3-20-70 з даними: для АС 70/11 маємо ����0 = 
0,428Ом/км, ����0=0,382 Ом/км, Іоп = 265 А; для СІП-3-20-70 – ����0 = 0,493 Ом/км, ����0 
= 0,291 Ом/км, Іоп = 310 А. По лініях передаємо потужність S = 3,0 + ����2,25 МВА 
на відстань ���� = 10 км, cos���� = 0,80, tg���� = 0,75, ∆Uдоп = 10% [9]. 
Гранична довжина зіставляється ЛЕП 10 і 20 кВ, км, 
 
80 
  
����10 = ∆����доп∙����ном = 1,0∙10
пр = 4,94                           (3.22) 
����∙(����0+������������∙����0) 3,0∙(0,428+0,75∙0,382)
 
����20 = 2,0∙2,0
пр = 18,7                                     (3.23) 
3,0∙(0,493+0,75∙0,291)
 
Гранична потужність, за умовою нагрівання проводів, МВт, 
����пр10 = √3 ∙ ����ном ∙ ����доп ∙ ������������ ���� = √3 ∙10 ∙ 265 ∙ 0,80 ∙ 10−3 = 3,67       (3.24) 
 
����пр20 = √3 ∙ 20 ∙ 310 ∙ 0,80 ∙ 10−3 = 8,59                                                (3.25) 
 
Таким чином, лінія виконана проводом СІП-3 перетином 70 мм2 на 
напругу 20 кВ здатна передати потужність більше ніж в 2 рази, ніж традиційна 
ПЛ 10 кВ, при тому залишаючись в габаритах лінії 10 кВ. Як результат, 
можливість забезпечити електричною енергією більшу кількість споживачів. 
Гранична потужність, за умовою обмеження втрат напруги в мережі для 
ліній 10 кВ і 20 кВ, МВт, 
 
2 2
����пр ∆����доп%∙����ном 10∙10
10 = = = 1,4                            (3.26) 
����∙(����0+������������∙����0)∙100 10∙(0,428+0,75∙0,382)∙100
 
����пр = 10∙202
20 = 5,62                               (3.27) 
10∙(0,493+0,75∙0,291)∙100
 
Зіставляючи дані результати, відповідно пропускна здатність для ПЛ 10 
кВ становить Р0 = 1,40 МВт, а для ПЛІ 20 кВ – Р0 = 5,62 МВт, тобто пропускна 
здатність ВЛІ 20 кВ перевищує можливості традиційної ВЛ 10 кВ в 4 рази і в 
даному випадку обмежена режимом напруги. 
 
 
81 
  
 
Рис.3.5.  Лінія виконана проводом СІП-3 перетином 70 мм2 
 
Ще одна перевага мереж 20 кВ – це зниження втрат потужності на 
передачу. 
 Втрати потужності, МВт, 
2
∆���� = ����н+����2 2 2
н
10 2 ∙ ����0 ∙ ���� = 3,0 +2,25
2 ∙ 0,428 ∙ 10 = 0,602                           (3.28) 
����ном 10
2 2
∆���� = 3,0 +2,25
20 2 ∙ 0,493 ∙ 10 = 0,173                                                   (3.29) 
20
Втрати потужності в ПЛІ 20 кВ менше в 4 рази, ніж в ПЛ 10 кВ. 
Традиційнний метод економічно обґрунтованого вибору перетину 
проводів і жил кабелів оснований на показниках економічної щільності струму. 
Пропозиції щодо вдосконалення методики техніко-економічного обґрунтування 
вибору перетинів провідників на основі сучасних вартісних показників 
публікувалися неодноразово. Використання застарілих економічних показників 
погіршують техніко-економічні показники мережі. Вихідні умови для 
економічно обґрунтованого перетину проводів і кабелів очевидні: зі 
збільшенням перетину зростає вартість ЛЕП, але знижуються втрати 
електричної енергії та відповідно витрати на втрачену електроенергію. Таким 
чином, перетин вибирається за критерієм мінімуму дисконтованих витрат на 
спорудження лінії і втрат протягом певного періоду її експлуатації. 
 
82 
  
У діючій методиці вибору перетинів проводів і жил кабелів по 
економічній щільності струму відсутні рекомендації щодо визначення того 
розрахункового навантаження, по якому слід визначати розрахунковий переріз, 
крім спільної вказівки про необхідність урахування перспективи розвитку на 
термін не менше 5 років. Крім того, необхідно враховувати щорічне зростання 
вартості електроенергії . Вибір перетину провідників необхідно здійснювати за 
певним розрахунковим значенням струму, що враховує зміну навантаження по 
роках розрахункового періоду.  
Розрахунковий струм, А 
����розр = ����0 ∙ (1 + ���� ∙ ����)                                             (3.30) 
де І0 – розрахунковий струм, що відповідає початковому розрахунковому 
періоду, А; 
q – коефіцієнт, що враховує динаміку зростання навантаження, о.е.;  
t – розрахунковий період, роки. 
Вартість електроенергії, кВт∙год, 
���� = ����0 ∙ (1 + ���� ∙ ����)                                         (3.31) 
де ����0 – вартість електроенергії, що відповідає початковому розрахунковому 
періоду, грн/кВт∙год;  
z – коефіцієнт, що враховує динаміку росту вартості електроенергії, о.е.;  
t – розрахунковий період, роки.  
Виходячи з методики визначення дисконтованих витрат отримуєм , 
���� = ���� + ∑����р ����о.р.
����=���� ���� =→ ������������                                                (3.32)                  
0 (1+����)
де К – капітальні витрати на спорудження лінії електропередачі, тис. грн; 
Тр – розрахунковий період, рік;  
Во.р. – витрати на обслуговування і ремонт об'єкта на кроці t, грн;  
Впот – витрати на відшкодування втрат енергії на кроці t, грн;  
 
83 
  
Е – норма дисконта, о.е.  
Капітальні вкладення в лінії електропередачі моделюються лінійною 
функцією, що містить дві функції – не залежну від перетину і пропорційну 
перетину. 
���� = �������� + ������������ = ���� ∙  (���� + ��������)                                           (3.33) 
де λ – частина питомих капітальних витрат, що враховує витрати на підготовку 
траси та монтаж лінії електропередачі, тис.грн;  
L – довжина лінії електропередачі, км;  
γ– частина питомих капітальних витрат, пропорціональна перерізу проводу, 
тис.грн/км·мм2;  
F – переріз проводу, мм2. 
3С0∙����розр∙����∙����∙����
В = �������� + ������������ + ∑Тр ����обсл(��������+������������)+ ����
����=���� ���� =⟶������������                       (3.34) 
0 (1+Е)
 Аналітично оптимальний перетин за критерієм мінімуму дисконтованих 
витрат може бути отримано шляхом диференціації виразу (2.5). 
Рішення рівняння �������� = 0  дозволить отримати формулу економічно 
��������
обґрунтованого перетину провідника. 
 
����р ����р
����В ����обсл ∙ �������� ���� ∙ (����0 ∙ (1 + ���� ∙ ����) ∙ (����0 ∙ (1 +  ���� ∙ ����))2 ∙ ���� ∙ ���� ∙ ����
= �������� + � − �
�������� (1 + ����)���� ����2 ∙ (1 + ����)���� = 
����=����0 ����=����0
∑����р ����∙(����0∙(1+����∙����)∙(����0∙(1 + ����∙����))2∙����∙����∙���� = ∑����р ��������+����обсл∙��������
����=����                  (3.35) 
0 ����2∙(1+����)���� ����=����0 (1+����)����
 
84 
  
∑Тр
����=���� В∙(С0∙(1+����∙����)∙(����0∙(1 + ����∙����))2∙����∙����∙����∙(1+Е)����
F =� 0
ек ∑Тр =
����=���� (1+Е)����∙(��������+���� ∙��������)
0 обсл
����∙∑����р����=���� ����∙(����0∙(1+����∙����)∙(����0∙(1 + ����∙����))2∙����∙����∙(1+����)����
� 0
����р ���� = 
����∙∑����=���� (1+Е) ∙(����+����обсл∙����)
0
����∙����∙∑����р����=���� ����∙(����0∙(1 + ����∙����))2∙(����0∙(1+����∙����))∙(1+����)−����
=� 0
����∙(1+∑����р
                           (3.36) 
����=���� ����
0 обсл∙(1+����)−����)
де ����обсл– коефіцієнт відрахувань від капітальних вкладень на обслуговування і 
ремонт лінії, о.е./роки;  
ρ – питомий опір матеріалу проводу, Ом∙мм2/м;  
���� – час найбільших втрат;  
E – ставка дисконтування, що дорівнює нормі прибутку на капітал, %. 
���� = ����0 + ����                                                  (3.37) 
де Е0 – ставка рефінансування центрального банку становить 8,25%, [39]; 
r – ризик неотримання передбачених проектом доходів 3,75%. 
 При складанні техніко-економічної моделі економічної щільності 
струму приймаються наступні допущення:  
1. Лінійна залежність вартості спорудження 1 км лінії (К0) від перерізу.  
2. Відмінністю погонного активного опору від омічного можна знехтувати.  
 Економічна щільность струму, А/мм2,визначається з виразу , 
���� ����розр
ек =                                                        (3.38) 
����екон
де Ірозр – розрахунковий струм, відповідний початковому розрахунковому 
періоду, приймається, що Ірозр= І0, А. 
����
����ек = 0
���� = 
екон
 
85 
  
���� ∙ �1 +∑����р����=���� ���� −����
� 0 обсл ∙ (1 + ����) �
= ����0 ∙ = 
���� ∙ ���� ∙ ∑����р����=���� ���� ∙ (����0 ∙ (1 +  ���� ∙ ����))2 ∙ (����0 ∙ (1 + ���� ∙ ����)) ∙ (1 + ����)−����
0
����∙�1+∑����р −����
= � ����=���� ����
0 обсл∙(1+����) �
����р 2 −����                                       (3.39) 
����∙����∙∑����=���� ����∙(1 + ����∙����) ∙(����0∙(1+����∙����))∙(1+����)
0
 
 Тепер проведемо оцінку ефективності передачі електроенергії по ПЛ 10 
і 20 кВ. Дослідження виконуються для ділянки ПЛ без відгалужень довжиною 1 
км. Приймається, що лінія виконана на проміжних залізобетонних опорах [40], 
з підвісними полімерними ізоляторами, неізольованими сталеалюмінієвий 
проводами. По механічній міцності на лініях застосовуються проводи перерізом 
не менше 25 мм2 і не більше 70 мм2 [41].  
 Проводиться аналіз витрат на передачу електроенергії по повітряних 
лініях 10 кВ і 20 кВ, розрахунок максимальної довжини ліній електропередачі 
по допустимій втраті напруги, втрат потужності та електроенергії в ПЛ.  
 Вибір економічно доцільної напруги для передачі певної потужності 
виконується шляхом порівняння дисконтованих витрат. Критерієм 
економічності є мінімум дисконтованих витрат на 1 км ПЛ для передачі енергії 
споживачу на різних номінальних напругах.  
 Економічний перетин, 2 мм2. 
Ϝ = ����р
ек                                                         (3.40) 
����ек
де jек – економічна щільность струму, А/мм2; 
jек=0,764 А/мм2 для ПЛ з алюмінієвими жилами і ТНБ=1000–3000 год; 
ІР – розрахунковий струм повітряної лінії, А, вираховується по формулі: 
���� = ����р
р                                                    (3.41) 
√3∙����Н
S – потужність, що передається по лінії, кВА;  
 
86 
  
UН – номінальна напруга лінії, кВ. 
Вибранний перетин перевіряється по нагріванню в нормальному режимі, 
����р ≤ ����доп , де Ідоп – допустимий струм проводу [42], А. 
Втрати напруги в повітряній лінії, %, 
∆���� = ����р∙������������ ����∙����0+����р∙����������������∙����0
ПЛ 2 ∙ ���� ∙ 100%                              (3.42)              
���� ном
де r0 і x0 – погонні активні і індуктивні опори лінії , Ом/км; 
cos φ – коефіцієнт потужновті, о.е., приймається для повітряної лінії 
cosφ =0,95 з урахуванням компенсації реактивної потужності споживачем;  
l – довжина лінії, км, l=1км. 
Максимальна довжина ПЛ, км, 
���� = ∆����доп                                             (3.43) 
∆����ПЛ
де Uдоп – допустима втрата напруги в лінії, %, приймається Uдоп=10% (отримано 
з розрахунку, що в кінці лінії установлений трансформатор, втрату напруги 
можно компенсувати з урахуванням конструктивної надбавки і ПБВ 
трансформаторів 6-35/0,4 кВ).  
Дисконтовані затрати, грн, 
���� = ���� + ∑Тр ����ор+Ввтр
Л ����=1 ����                                      (3.44) 
(1+Е)
де ����Л – капітальні вкладення в повітряну лінію на 1 км, грн; 
ТР – розрахунковий період, за який обєкт проходить весь інвестиційний цикл, 
приймається, ТР= 5 років; 
Вор – витрати на обслуговування і ремонт обєкта на кроці t, грн; 
Ввтр – витрати на відшкодування втрат енергії на кроці t, грн; 
Е – норма дисконта чи ставка порівняння, представляє собою мінімально 
необхідну норму прибутку на капітал, о.е. 
Капітальні вкладення в повітряну лінію, грн, 
 
87 
  
����Л = ����опор ∙ ���� + 3 ∙ ����пр ∙ ����                                    (3.45)                                                                              
де ����опор – вартість одної опори для повітряної лінії , грн/шт;  
����ізол – вартість одного ізолятора для лінії , грн/шт;  
����пр – вартість проводу, грн/км;  
n – кількість опор повітряної лінії [40], шт, приймається для повітряної лінії 10 
кВ і 20 кВ, n=14шт. 
 Витрати на обслуговування і ремонт повітряної лінії, грн/год, 
����
���� = ор
ор 100 ∙ ����Л 
где αор – норма відчислень на обслуговування і ремонт , %, приймаєтся для 
повітряної лінії 10 кВ αор=0,3%, для 20 кВ – αор=0,3%  
Втрати потужності в повітряній лінії, кВт, 
∆���� = 3 ∙ ����2 ∙ ���� ∙ ���� ∙ 10−3р 0                                    (3.46)                        
Втрати електроенергії за рік в повітряній лінії, МВт·ч, 
∆���� = ∆���� ∙ ���� ∙ 10−3                                         (3.47)                           
де τ – число годин максимальних втрат, год, вираховується по формулі 
���� = (0,124 + ����нб)24  ∙ 8760                                    (3.48)                   
10
Тнб  – число годин максимуму навантаження , год, приймається для сільської 
місцевості Тнб=2500 год. 
 Витрати на відшкодування втрат енергії в ПЛ, грн/роки, 
����втр = ∆���� ∙ ����0                                           (3.49) 
С0 – вартість електроенергії, грн/МВт·год, приймається для СН-І 
Приклад розрахунку для передачі потужності 500 кВА на напругу 10 кВ. 
Розрахунковий струм повітряної лінії, А, 
���� = 500
р = 28,87                                  (3.50) 
√3∙10
Економічний перетин, мм2, 
 
88 
  
���� 28,87
ек = = 38,699                                        (3.51) 
0,746
 Вибирається стандартне найближчим перетином 35 мм2, марка проводу 
АС-35. 
 Обраний перетин перевіряється по нагріванню в нормальному режимі, 
����р = 28,87 ≤ 165����                                     (3.52) 
 Умова допустимого нагріву проводу виконується. 
 Втрата напруги в повітряної лінії, %, 
∆���� = 500∙0,95∙0,85+500∙�1−0,952∙0,429
ПЛ 2 ∙ 1 ∙ 10−3 ∙ 100 = 0,559             (3.53)      
10
Допустима довжина повітряної лінії по втратах напруги, км, 
���� = 10
доп = 17,89                                       (3.54) 
0,559
Капітальні вкладення в повітряну лінію, грн, 
����Л = 6520 ∙ 14 + 3 ∙ 550 ∙ 14 + 3 ∙ 11632 ∙ 1 = 149276                    (3.55) 
Витрати на обслуговування і ремонт ПЛ, грн/роки, 
���� = 0,3
ор ∙ 149276 = 447,83                                56) 
100
Витрати на амортизацію в повітряній лінії, грн/роки, 
���� 3,6
���� = ∙ 149276 = 5373,94                                57) 
100
Втрати потужності в повітряній лінії, кВт, 
∆���� = 3 ∙ 28,872 ∙ 1,1521 ∙ 1 ∙ 10−3 = 2,881                        (3.58)       
Число годин максимальних втрат, год, 
2
���� = �0,124 + 2500� ∙ 8760 = 1225                                       
104
 Втрати електроенергії за рік, МВт·год, 
∆���� = 2,881 ∙ 1225 ∙ 10−3 = 3,529                                 (3.60)                                                                                                                                                                                                                       
 Витрати на відшкодування втрат енергії, грн/год, 
����втр = 3,529 ∙ 2585,66 = 9124,79                              (3.61) 
 
89 
  
Дисконтовані витрати, тис. грн, 
���� = 149276 + ∑5 447,83+9124,79
����=1 t = 248,27                           (3.62)           
(1+0,14)
 Аналогічно здійснюються розрахунки для всього діапазону переданих 
потужностей на напрузі 10 кВ і 20 кВ. Для визначення економічно доцільного 
діапазону переданих потужностей на напрузі 10 кВ, 20 кВ на підставі 
розрахунків отримані залежності (рис. 3.6).  
 
Рис. 3.6.  Залежність дисконтованих витрат на 1 км повітряної лінії від 
переданої потужності і напруги 
 
 Аналіз залежностей (рис. 3.6) показує, що використання ПЛ 20 кВ в 
порівнянні з 10 кВ економічно доцільно практично на всьому діапазоні 
розглянутих потужностей. Це обумовлено можливістю застосування однакових 
опор для 10 кВ і 20 кВ, але проводи встановлюються меншого перетину для 
передачі тієї ж потужності. Збільшення вартості ПЛ пов'язане лише із 
застосуванням більш дорогих ізоляторів. Таким чином, вже починаючи з 
потужності 100 кВА, використання 20 кВ економічно доцільно в порівнянні з 
 
90 
  
10 кВ. Однак при розрахунку дисконтованих витрат не були враховані вартості 
обладнання підстанцій.  
 
Рис. 3.7.  Залежність можливої довжини повітряної лінії від переданої 
потужності і напруги 
 
 Номограми дозволяють вибрати перетин проводів в залежності від 
переданої потужності при виконанні технічних обмежень по допустимій втраті 
напруги і потужності (рис. 3.7). За рахунок застосування напруги 20 кВ замість 
10 кВ, можливе збільшення довжини розподільної мережі СН-ІІ в 1,5–2 рази, 
при цьому значно зменшиться перетин ПЛ, а втрати напруги збережуться на 
колишньому рівні. 
 Радіус охоплення ПЛ 20 кВ становить близько 25 км (10 кВ – 15 км). 
Таким чином можна збільшити зону обслуговування споживачів, що дозволить 
зменшити кількість знижувальних підстанцій 110/10. 
 
91 
  
 
Рис.3.8. Залежність втрат електричної енергії в повітряній лінії від 
переданої потужності і напруги 
 
 Аналіз рис. 3.8 показує, що втрати енергії зменшуються при переході на 
більш високу номінальну напругу. Тому застосування 20 кВ для повітряних 
ліній дозволить істотно зменшити втрати електричної енергії в порівнянні з 10 
кВ при передачі однієї і тієї ж потужності, але по проводу меншого перетину. 
Залежно від переданої потужності втрати активної потужності в лініях 20 кВ в 
порівнянні з лініями 10 кВ зменшуються в 2–3 рази. Таким чином, по лініях 
можна передати більше потужності споживачеві. 
 Далі оцінимо ефективність передачі електроенергії по КЛ 10 – 20 кВ. 
Дослідження виконуються для ділянки кабельної лінії довжиною 1 км. 
Приймається, що лінія виконана з трьох однофазних кабелів з алюмінієвими 
жилами та ізоляцією із зшитого поліетилену , комплектів кінцевих муфт для 
 
92 
  
внутрішньої установки . Проводиться аналіз витрат на передачу електроенергії 
по кабельних лініях 10 кВ і 20 кВ, розрахунок максимальної довжини ліній по 
допустимій втраті напруги, втрат потужності та електричної енергії в кабельних 
лініях різних номінальних напруг. 
 Вибір економічно доцільної напруги для передачі певної потужності 
виконується шляхом порівняння дисконтованих витрат. Критерієм 
економічності є мінімум дисконтованих витрат на 1 км кабельної лінії для 
передачі енергії споживачу на різних номінальних напругах. 
 Економічний перетин, мм2. 
���� = ����р
ек                                                         (3.63) 
����ек
де jек – економична щільність струму, А/мм2, приймається jек=0,614 А/мм2 для 
кабельних ліній з алюмінієвими жилами, із зшитого поліетилену ТНБ=3000–5000 
год; 
ІР – розрахунковий струм кабельної лінії, А, вираховується по формулі: 
���� ����р
р =                                                           (3.64) 
√3∙����Н
S – потужність, що передається по лінії, кВА;  
UН– номинальна напруга лінії, кВ. 
Вибраний перетин перевіряється по нагріванню в нормальному режимі, 
����р ≤ ����доп                                                       (3.65) 
де Ідоп –допустимий струм проводу [42], А. 
����доп = ����т����бл ∙ ����1 ∙ ����2 ∙ ����3                                    (3.66) 
де ����табл – тривалий струм для кабелю , А;  
k1 –поправочний коефіцієнт на температуру повітря або землі, в.о., приймається 
k1=1; 
k2 – поправочний коефіцієнт на кількість працюючих кабелів, прокладених 
поряд, о.е., приймається k2=1; 
 
93 
  
k3 – поправочний коефіцієнт на питомий опір землі, о.е., приймається k3=1. 
 Вибранний переріз перевіряємо по нагріванню від струмів к. з., 
����кз ≤ ����кз доп                                                 (3.67) 
де ІКЗ – стум короткого замикання, кА, приймаємо по номінальному струму 
відключення вимикача BB/TEL: 
для 20 кВ –  ����20кз = 16к���� 
для 10 кВ – ����10кз = 12,5к���� 
ІКЗдоп – допустимий струм короткого замикання кабелю, кА, вираховується по 
формулі: 
����кздоп = ���� ∙ ����кз1с                                      (3.68) 
ІКЗ1с – допустимий струм односекундного короткого замикання кабелю, кА;  
���� – коефіцієнт для тривалості короткого замикання, що відрізняється від 1 
секунди, о. е., обчислюється за формулою; 
���� = 1
                    (3.69) 
√����
де t – тривалість короткого замикання, с; приймаємо t=0,055 по повному часу 
відключення вимикача (релейний захист – струмове відсічення) . 
Для перетину 50 мм2, 
���� = 1 = 4,26                                              (3.70)                        
√0,55
����кздоп = 4,26 ∙ 4,7 = 20,02                                    (3.71)                              
����кздоп = 20 ≤ 20,02                                                (3.72) 
 Так як умова допустимого нагріву проводів струмом короткого 
замикання виконується, то вибір мінімальних потпбних перетинів кабелю по 
нагріванню струмами короткого замикання для напруг 10 кВ і 20 кВ 
наведеномо в табл. 3.2. 
 
 
 
94 
  
Таблиця 3.2 
Мінімальний перетин кабелю по нагріванню струмами КЗ 
Uном, кВ ІКЗ, кА ІКЗ доп, кА Мінімальнийперетин, мм2 
10 20 20,02 50 
20 16 20,02 50 
 
Максимальна довжина кабельної лінії, км, 
����доп = ∆����доп                                                      (3.73) 
∆����КЛ
де ∆Uдоп– допустима втрата напруги в лінії, %, приймається ∆Uдоп =10%  
(отримано з розрахунку, що в кінці лінії встановлений трансформатор, втрати 
напруги можна компенсувати з урахуванням конструктивної надбавки і ПБВ 
трансформаторів 6–20/0,4 кВ). 
 Дисконтовані витрати, грн, 
���� = ���� + ∑Тр ����о.р.+����втр
Л ����=1 ����                                 (3.74) 
(1+Е)
де ����л – капітальні вкладення в кабельну лінію на 1 км, грн; 
TР – розрахунковий період, за який обєкт проходить весь інвестиційнний цикл, 
приймається, TР=5років; 
Во.р. – витрати на обслуговування і ремонт обєкта на кроці t, грн; 
Ввтр – витрати на відшкодування втрат енергії на кроці t, грн; 
Е – норма дисконта чи ставка порівняння, представляє собою мінімально 
необхідну норму прибутку на капітал, о.е. 
Капітальні вкладення в кабельну лінію, грн, 
����Л = 3 ∙ ����к����б ∙ ���� + 2 ∙ ����м                                (3.75) 
де  ����каб –  вартість кабелю , грн/км;  
����м – вартість муфти , грн.  
 Витрати на обслуговування і ремонт кабельної лінії, грн/роки, 
���� = ����ор
ор ∙ ����Л                                           (3.76) 
100
 
95 
  
де αор – норма відчислень на обслуговування і ремонт , %, приймається для 
кабельної лінії 10 кВ αор = 2%, для 20 кВ – αор = 2%. 
Втрати потужності в кабельній лінії, кВт, 
∆���� = 3 ∙ ����2р ∙ ���� −3
0 ∙ ���� ∙ 10                            (3.77)  
Втрати електроенергії за рік в кабельній лінії, МВт·год, 
∆���� = ∆���� ∙ ���� ∙ 10−3                                         (3,78)        
де  ���� – число годин максимальних втрат, год, обчислюється за формулою 
���� = (0,124 + ����нб)24 ∙ 8760                                    (3.79)                           
10
де ТНБ – число годин максимуму навантаження, год, приймається для міської 
місцевості Тнб=5000 год; 
 Витрати на відшкодування втрат енергії в кабельної лінії, грн/роки, 
����втр = ∆���� ∙ ����0                                            (3.80)  
C0 – вартість електроенергії, грн/МВт·год, приймається для СН-І 
С0=2286,26 грн/МВт∙год; для СН-ІІ С0=2585,66 грн/МВт∙год. 
Приклад розрахунку для передачі потужності 0,5 МВА на напрузі 10 кВ 
Розрахунковий струм кабельної лінії, А: 
3
����р = 0,5∙10 = 34,641                                             (3.81)                            
√3∙10
Економічний перетин, мм2: 
���� 34,641
ек = = 56,419                                            (3.82) 
0,614
 Вибирається стандартний найближчий перетин 50 мм2, марка кабелю 
3хАПвП 1х50/16-10. 
Вибраний перетин перевіряється по нагріванню в нормальному режимі. 
����доп = 170 ∙ 1 ∙ 1 ∙ 1 = 170А                                       (3.83) 
����р = 34,641 ≤ 170����                                       (3.84) 
Умова допустимого нагріву проводів виконується. 
 
96 
  
Втрати напруги в кабельній лінії, %, 
∆���� = 1,5∙0,95∙0,641+1,5∙�1−0,952∙0,1
КЛ 2 ∙ 1 ∙ 10−3 ∙ 100% = 0,32               (3.85 )                   
10
Максимальна довжина кабельної лінії, км, 
���� = 10
доп = 31,25                                        (3.86)                 
0,32
Капітальні вкладення в кабельну лінію, грн, 
����л = 3 ∙ 166841 ∙ 1 + 2 ∙ 3697,97 = 507918,94                    (3.87)                                                     
Витрати на обслуговування і ремонт кабельної лінії, грн/роки, 
���� = 2
ор ∙ 507918,94 = 10158,38                             (3.88)                                                     
100
Втрати потужності в кабельній лінії, кВт, 
∆���� = 3 ∙ 34,6412 ∙ 0,625 ∙ 1 ∙ 10−3 = 2,25                       (3.89) 
Число годин максимальних втрат, год, 
���� = (0,124 + 5000 2
4 ) ∙ 8760 = 3411                               (3.90)                           
10
Втрати електроенергії за рік в кабельній лінії, МВт·год, 
∆���� = 2,25 ∙ 3411 ∙ 10−3 = 7,675                             (3.91)    
           Витрати на відшкодування втрат енергії в кабельної лінії, грн/роки, 
����втр = 7,675 ∙ 2585,66 = 19844,294                          (3.92) 
           Дисконтовані витрати, тис. грн, 
���� = 507918,94 + ∑5 10158,4+19844,294
����=1 ���� = 616,07                   (3.93) 
(1+0,12)
 Аналогічно проводяться розрахунки для всього діапазону переданих 
потужностей. Для визначення економічно доцільного діапазону переданих 
потужностей 10 кВ і 20 кВ на підставі розрахунків отримані залежності рис. 3.9. 
 Аналіз залежностей (рис. 3.9) показує, що використання кабельних ліній 
20 кВ в порівнянні з 10 кВ економічно доцільно на всьому діапазоні 
розглянутих потужностей. Це обумовлено меншими втратами і використанням 
меншого перетину для передачі тієї ж потужності. 
 
97 
  
 
Рис. 3.9. Залежність дисконтованих витрат на 1 км кабельної лінії від 
переданої потужності і напруги 
 
Рис. 3.10. Залежність можливої довжини кабельної лінії від переданої 
потужності і напруги 
  
          Аналіз залежностей рис. 3.10 показує, що використовуючи напругу 20 кВ 
замість 10 кВ, можливе збільшення довжини розподільчої мережі СН-ІІ в 1,5–2 
рази, при цьому значно зменшиться перетин КЛ, а втрати напруги збережуться 
на колишньому рівні. Радіус охоплення кабельними лініями 20 кВ становить 
близько 25 км (проти 10 кВ – 15 км). Таким чином можна збільшити зону 
 
98 
  
обслуговування споживачів, що дозволить зменшити кількість знижувальних 
підстанцій 110/10, замінивши їх меншою кількістю 110/20. Це особливо 
необхідно в умовах щільної міської забудови з високою вартістю землі. 
 Аналіз залежностей рис. 3.11 показує, що втрати енергії зменшуються 
при переході на більш високі номінальні напруги. Тому застосування 20 кВ для 
кабельних ліній в міській мережі дозволить істотно зменшити втрати 
електричної енергії в порівнянні з 10 кВ при передачі однієї і тієї ж потужності, 
але по кабелю меншого перетину. Залежно від переданої потужності втрати 
активної потужності в лініях 20 кВ в порівнянні з 10 кВ зменшаться в 2–3 рази. 
Таким чином, по лініях можна передати більше потужності споживачеві. 
 
Рис. 3.11. Залежність втрат електричної енергії в кабельній лінії від 
переданої потужності і напруги 
 Шляхом виконання чисельних досліджень виконано оцінку області 
застосування КЛ 10 кВ і 20 кВ, отримано номограми, що дозволяють вибрати 
перетин жил кабелів в залежності від переданої потужності при виконанні 
технічних обмежень по допустимій втраті напруги і потужності. 
 
99 
  
 
3.3. Розрахунок із врахуванням технічних заходів щодо підвищення 
ефективності режимів розподільних мереж та застосування кабелів XLPE 
З ростом електричних навантажень і приєднанням нових споживачів 
електричної енергії параметри електричної мережі і відповідно параметри 
режимів повинні періодично змінюватися для підвищення пропускної 
здатності. Ці зміни повинні виконуватися таким чином, щоб в межах 
розглянутого періоду забезпечити найбільш ефективне використання грошових 
коштів, матеріалів і трудових ресурсів.  
Зниження технологічних втрат електроенергії на її транспортування в 
лініях електропередачі (ЛЕП) і в трансформаторах підстанцій (ТП) є частиною 
загальної задачі підвищення економічності роботи електричної мережі та 
енергосистеми в цілому. Слід прагнути протягом усього терміну експлуатації 
обладнання електричної мережі підтримувати економічно виправдані режими . 
До технічних заходів по підвищенню ефективності режимів електричних 
розподільних мереж можуть бути віднесені наступні [43]: 
1. Установка і введення в роботу пристроїв компенсації реактивної 
потужності в мережі. Компенсація реактивної потужності за допомогою 
конденсаторних батарей поперечного включення є комплексним, 
високоефективним засобом покращення якості електропостачання, вирішуючи 
завдання енергозбереження, якості електричної енергії та надійності. 
2. Використання установок поздовжньої ємнісної компенсації, що 
включаються в розсічку ЛЕП. Застосування поздовжньої ємнісної компенсації 
дозволяє істотно підвищити пропускну здатність мережі по режиму напруги 
[44].  
3. Заміна проводів перевантажених кабельних ЛЕП, прокладених в 
відкритих каналах на більший перетин. Це призводить до підвищення 
 
100 
  
пропускної здатності КЛ по нагріванню, поліпшення режиму напруги, 
підвищенню надійності електропостачання. 
4. Поділ перевантаженої, протяжної  лінії на дві частини. Такий захід 
щодо підвищення пропускної здатності може забезпечити на 2/3 зниження 
втрат потужності і величину втрат напруги, а також скоротити величину 
недовідпущенної електроенергії. 
5. Спорудження додаткових трансформаторних підстанцій та деяких 
ділянок нових ліній. 
 
Підвищення пропускної здатності шляхом заміни існуючого перерізу 
кабельної лінії F1 на новий F2 (F2>F1) на один стандартний ступінь і на два 
За умовами нагрівання 
За умовами нагрівання допустимий струм Ід1 при перерізі F1 гранична 
пропускна здатність за активною потужністю складає : 
����1 = √3 ∙ ���� ∙ ����д1 ∙ ������������ ����                                                      (3.94)          
Також при заміні на переріз F2, де ����2 > ����1 маємо: 
����2 = √3 ∙ ���� ∙ ����д2 ∙ cos����                                                (3.95)                
Збільшення пропускної здатності ����Р при заміні перерізу F1 на F2 складає: 
����
����Р = ����2 − ����1 = √3 ∙ ���� ∙ ������������ ���� ∙ �����д2 − ���� 1
д1� ∙ = 
√3 ∙ ���� ∙ ������������ ���� ∙ ����д1
= ���� ∙ �����д21 − 1�.                                                       (3.96)                                         
����д1
Розглянемо випадок для кабельних ліній АПвП перерізом 35 мм2 . 
– F1 =35 мм2, F2 =50 мм2, Ід1=147А, Ід2=170А. 
�������� = ����1 ∙ �
����д2 − 1� = ���� 170
1 ∙ � − 1� = 0,156 ∙ ����1                       (3.97)       
����д1 147
При зміні перерізу на один крок отримуємо збільшення пропускної 
здатності на 15,6%. 
 
101 
  
– F1 =35 мм2, F =70 мм2
2 , Ід1=147А, Ід2=210А. 
�������� = ���� ∙ �����д21 − 1� = ����1 ∙ �
210 − 1� = 0,429 ∙ ����1                         (3.98)         
����д1 147
При зміні перерізу на два кроки отримуємо збільшення пропускної 
здатності на 42,9%. 
За умовами режиму напруги 
Оцінимо збільшення пропускної здатності кабельної лінії за активною 
потужністю при заміні перерізу з F1 на F2 за умови режиму напруги, коли 
втрати напруги ∆���� в лінії до та після заміни перерізу залишаються постійними 
 ∆����1 = ∆����2 . 
– при перерізі F=35 мм2, ∆����1 = √3 ∙ ����1 ∙ (����1 ∙ ������������ ���� + ����1 ∙ ������������ ����),      (3.99) 
– при перерізі F=50 мм2, ∆����2 = √3 ∙ ����2 ∙ (����2 ∙ cos���� + ����2 ∙ sіn����).      (3.100) 
Прирівнявши ці два вирази і розв’язавши рівність відносно І2 маємо: 
���� = ���� ∙ ����1∙������������ ����+����1∙������������ ����2 1 = ���� ∙ ����1,                                 (3.101) 
����2∙������������ ����+����2∙������������ ����
де    ���� = ����1∙������������ ����+����1∙����������������.                                               (3.102)             
����2∙������������ ����+����2∙����������������                           
Пропускна здатність лінії за активною потужністю при перерізі F1 та F2  
рівна: 
����1 = √3 ∙ ���� ∙ ����1 ∙ ������������ ����,                                           (3.103)     
����2 = √3 ∙ ���� ∙ ����2 ∙ ������������ ���� .                                          (3.104)               
Виходячи з цього збільшення пропускна здатності по режиму напруги 
рівна: 
�������� = ����2 − ����1 = √3 ∙ ���� ∙ ����1 ∙ ������������ ���� ∙ (���� − 1) = ����1 ∙  (���� − 1).             (3.104)  
Для кабельних ліній АПвП 3х35: 
– F1 =35 мм2, F2 =50 мм2, r1=0,868 Ом/км, r2=0,641 Ом/км, 
����1=0,095 Ом/км, ����2=0,09 Ом/км,  ������������ ����=0,8. 
���� = ����1∙����������������+����1∙���������������� = 0,868∙0,8+0,095∙0,6 = 1,326.                         (3.105)       
����2∙����������������+����2∙���������������� 0,641∙0,8+0,09∙0,6
 
102 
  
�������� = ����1 ∙  (���� − 1) = ����1 ∙  (1,326 − 1) = 0,326 ∙ ����1.                   (3.106) 
Отримаємо збільшення пропускної здатності на 32,6%. 
– F1 =35 мм2, F2 =70 мм2, r1=0,868 Ом/км, r2=0,443 Ом/км, 
����1=0,095 Ом/км, ����2=0,086 Ом/км,  ������������ ����=0,8. 
���� = ����1∙����������������+����1∙���������������� = 0,868∙0,8+0,095∙0,6 = 1,851.                     (3.107) 
����2∙����������������+����2∙���������������� 0,443∙0,8+0,086∙0,6
�������� = ����1 ∙  (���� − 1) = ����1 ∙  (1,851 − 1) = 0,851 ∙ ����1.                   (3.108) 
Отримаємо збільшення пропускної здатності на 85,1%. 
Аналогічні розрахунки проведемо для кабельних ліній з мідними жилами. 
За умовами зниження втрат потужності 
Втрати активної потужності в лініях перерізом  F1 та F2 будуть рівні: 
∆����1 = 3 ∙ ���� ����
д1 ∙ ���� ∙ ,                                           (3.109) 
����1
∆����2 = 3 ∙ ����д2 ∙ ���� ∙
���� ,                                              3.110) 
����1
����д1 = ����д2                                                   (3.111) 
Виходячи з цих умов зниження втрат потужності ����∆���� буде рівна: 
2 2
����∆���� = ∆���� − ∆���� = 3 ∙ ���� ∙ ���� ∙ �����д1 − ����д1� ∙ ∆Р1∙����1
1 2 2 = ∆���� ∙ �1 − ����1�.     (3.112) 
����1 ����2 3∙����д1∙����∙����
1 ����2
– F 2
1 =35 мм , F2 =50 мм2, 
 ����∆���� = ∆���� ����1 35
1 ∙ �1 − � = ∆����1 ∙ �1 − � = 0,3 ∙ ∆����1.             (3.113)                             
����2 50
          Зменшення втрат активної потужності на 30%. 
– F1 =35 мм2, F2 =70 мм2, 
 ����∆���� = ∆���� ����1
1 ∙ �1 − � = ∆���� ∙ �1 − 35
1 � = 0,5 ∙ ∆����1.                    (3.114) 
����2 70
Зменшення втрат активної потужності на 50%. 
Показники ефективності підвищення пропускної спроможності кабельних 
ліній при заміні існуючого перетину проводу на одну стандартну супінь 
наведомо в табл. 3.3. 
 
103 
  
Таблиця 3.3 
Показники ефективності підвищення пропускної спроможності кабельних 
ліній 
Переріз, За умовою нагріву, у.о. Зниження втрат За умовою напруги, у.о. 
мм2 активної потужності, 
у.о. 
 Алюм. Мідні  Алюм. Мідні 
жили жили жили жили 
35-50 0,156 0,166 0,3 0,326 0,303 
50-70 0,235 0,222 0,286 0,396 0,362 
70-95 0,205 0,185 0,263 0,328 0,303 
95-120 0,138 0,135 0,208 0,218 0,192 
120-150 0,118 0,116 0,226 0,183 0,17 
150-185 0,13 0,128 0,162 0,196 0,163 
185-240 0,159 0,152 0,229 0,223 0,154 
 
Таблиця 3.4 
Показники ефективності підвищення пропускної спроможності КЛ при 
заміні існуючого перетину проводу на два стандартні ступені 
Переріз, За умовою нагріву, у.о. Зниження втрат активної За умовою напруги, 
мм2 потужності , у.о. у.о 
 Алюм. Мідні  Алюм. Мідні 
жили жили жили жили 
35-70 0,429 0,425 0,5 0,851 0,774 
50-95 0,488 0,449 0,474 0,853 0,775 
70-120 0,371 0,345 0,417 0,618 0,554 
95-120  0,273 0,267 00,387 0,441 0,395 
120-185 0,264 0,259 0,351 0,415 0,361 
150-240 0,311 0,3 0,354 0,463 0,341 
 
Як видно з табл. 3.3 і 3.4 ефективність заходів щодо підвищення 
пропускної здатності елементів мережі зі збільшенням перерізів проводів 
знижується. 
 
 
104 
  
Кабелі з ізоляцією із зшитого політилену 
Найбільшу актуальність набуває застосування кабелів з ізоляцією із 
зшитого поліетилену в енергосистемах великих міст. Це пов'язано з такими 
специфічними умовами всередині великих міст як висока щільність забудови, 
скорочення вільних площ всередині міста та ряд інших переваг цих кабелів 
[31]. 
Істотно знизити капітальні вкладення і експлуатаційні витрати на 
кабельні ЛЕП можна, якщо застосувати на 20 кВ кабелі з ізоляцією із зшитого 
(вулканізуючого) поліетилену. Дослідження конструктивних особливостей 
кабелів 20 кВ показало, що застосування кабелів з ізоляцією із зшитого 
поліетилену замість кабелів із бумажно-просоченої ізоляції дозволить 
підвищити пропускну здатність кабелів за рахунок збільшення допустимої 
температури, полегшить умови прокладки, зменшить експлуатаційні витрати і 
знизить вартість кабелю в 2 рази в порівнянні з кабелями типу АОСБ (ОСБ) 
[45]. 
У загальному випадку сумарні втрати на одиницю довжини викликають 
нагрів кабелю і знижують його пропускну здатність і описуються виразом : 
�������� = ����спж + ��������+��������+����бр+����нс,                                         (3.115)        
де: WΣ - сумарні втрати; Wспж - втрати в струмопровідній жилі (СПЖ); Wd - 
діелектричні втрати в ізоляції кабелю; Wе - втрати в металевих екранах кабелю, 
обумовлені вирівнюючими і вихровими струмами; Wбр - втрати в броні кабелю; 
Wнс - втрати в навколишньому кабель просторі. 
 На підставі виразу (3.115) і теплової схеми заміщення кабелю записується 
вираз перевищення температури СПЖ в порівнянні з температурою 
навколишнього середовища [45]:  
1
∆���� = �����2 ∙ ���� + ∙ ��������� ∙ ����1 + (����2 ∙ ���� ∙ (1 + ����1) + ��������) ∙ ���� ∙ ����
2 2 + 
 
105 
  
+(����2 ∙ ���� ∙ (1 + ����1 + ����2) + ��������) ∙ ���� ∙ (����3 + ����4)                         (3.116) 
де: Δθ - перевищення температури СПЖ в порівнянні з температурою 
навколишнього середовища, К; І – допустимий струм в жилі, А; R – опір СПЖ 
змінному струму при максимальній робочій температурі, Ом/м; Wd – 
діелектричні втрати в ізоляції кабелю, Вт/м; Т1 – тепловий опір між СПЖ і 
екраном, К · м/Вт; Т2 – тепловий опір шарів між екраном і бронею, К·м/Вт; Т3 – 
тепловий опір зовнішньої захисної оболонки кабелю, К·м/Вт; Т4 – тепловий 
опір між поверхнею кабелю і навколишнім середовищем, К·м/Вт; n – число 
СПЖ, що несуть навантаження в кабелі; λ1 – відношення втрат в металевому 
екрані до загальних втрат у всіх СПЖ; λ2 – відношення втрат в броні до 
загальних втрат у всіх СПЖ кабелю. 
 Згрупувавши всі складові, що містять множник в правій частині 
рівняння, знаходимо величину допустимого струмового навантаження на 
кабель: 
���� = � ∆����−��������∙�0,5����1+����∙(����2+����3+����4)�
( ) ( ) ( )                       (3.117) 
����∙����1+����∙����∙ 1+����1 ∙����2+����∙����∙ 1+����1+����2 ∙ ����3+����4
 Очевидно, що для найбільш поширеною в умовах енергосистем 
однофазної конструкції кабелів з ЗПЕ n = 1, а Т2 і λ2 дорівнюють нулю. Крім 
того, для таких кабелів допустимо знехтувати складову λ1, що обумовлена 
втратами від вихрових струмів. 
 Розглянемо конструктивні особливості кабелів ЗПЕ. Основними 
матеріалами для струмопровідних жил кабелів на теперішній час є метали з 
високою провідністю – мідь і алюміній . Електропровідність алюмінію в 1,65 
рази менша, ніж у міді, але густина його в 3,3 рази менша густини міді, що 
дозволяє отримувати алюмінієві СПЖ з однаковим електричним опором в два 
раза легше мідних. Але СПЖ із міді мають хорошу пластичну деформацію 
порівняно з жилами із алюмінію, добре працюють на згин. 
 
106 
  
 Щодо основної ізоляції кабелів, то в сучасних умовах вона виконується 
з відносно нового виду ізоляції – зшитого (вулканізованого) поліетилену – ЗПЕ 
(XLPE) [31]. При цьому ЗПЕ знаходить застосування для силових проводів і 
кабелів напругою від 0,4 до 500 кВ. 
 По комплексу властивостей в якості електричної ізоляції для силових 
 кабелів стаціонарної прокладки в теперішній час із ЗПЕ не може конкурувати 
ні один вид ізоляційних матеріалів. Основною перевагою ЗПЕ є збільшення  
робочої температури  токопровідних  жил кабелів з ізоляцією із ЗПЕ до 90°С, 
що означає збільшення пропускної здатності таких кабелів в порівнянні з 
кабелями з іншими видами ізоляції, високий струм термічної стійкості при 
короткому замиканні, що особливо важливо у випадку, коли переріз провідника 
вибирається тільки з умов номінального струму к.з.. Відзначимо, що для 
кабелів з ізоляцією із ЗПЕ максимальна допустима температура СПЖ при 
перевантаженнях становить 130 °С, при цьому тривалість роботи кабелю в 
режимі перевантаження повинна бути не більше 100 годин за рік і не більше 
1000 годин за термін служби.А гранично допустима температура СПЖ при 
короткому замиканні (к. з.) дорівнює 250 °С. 
 Від самого початку термопластичному поліетилену притаманні серйозні 
недоліки, головним з яких є різке погіршення механічних властивостей при 
температурах, близьких до температури плавлення. Рішенням цієї проблеми 
стало застосування зшитого поліетилену. Термін «зшивка» має на увазі обробку 
поліетилену на молекулярному рівні. «Зшивка» ПЕ – це складний хімічний і 
технологічний процес, від правильності його проведення залежать властивості 
ЗПЕ і надійність кабельних ліній. Поперечні зв'язки, що утворюються в процесі 
зшивання між макромолекулами ПЕ, створюють тривимірну структуру, яка і 
визначає високі електричні і механічні характеристики матеріалу, меншу 
гігроскопічність, великий діапазон робочих температур кабелю.  
 
107 
  
 На підтвердження високої в порівнянні з іншими типами ізоляції 
допустимої робочої температури СПЖ для ЗПЕ в табл. 3.5 наведені допустимі 
температури нагрівання струмопровідних жил кабелів з різними видами 
ізоляції. 
Таблиця 3.5 
 Допустимі температури нагрівання струмопровідних жил кабелів 
Матеріал Довготривала робоча Гранично допустима 
температура, °С температура при к. з. 4 с, °С 
ЗПЕ 90 250 
ПЕ 70 160 
ПВХП 70 160 
  
 Високий рівень напруги жили кабелю призводить до необхідності 
використання металевого екрану, основним призначенням якого є забезпечення 
рівномірності розподілу електричного поля, що впливає на головну ізоляцію 
кабелю. 
 Розглянемо однофазну конструкцію кабеля з ЗПЕ. На рис. 3.12  
показаний поперечний розріз конструкції одножильного кабелю з ізоляцією із 
ЗПЕ, який найчастіше зустрічається на практиці.  
 Кабелі з ізоляцією із зшитого поліетилену частіше всього виконуються 
в однофазному виконанні, але бувають і трьохфазними. Трьохфазні силові 
кабелі з ізоляцією із зшитого поліетилену виконуються тільки до класу напруги 
110 кВ включно і з перетином струмопровідної жили кожної фази не більше 
240 мм2, що значно обмежує сферу застосування такої конструкції.  
 Це обмеження пов'язане з тією обставиною, що при збільшенні перерізу 
струмопровідної жили понад 240 мм2, а також при зростанні товщини основної 
ізоляції при збільшенні класу напруги понад 110 кВ, масогабаритні параметри 
такого кабелю стають такими, що транспортування готового виробу з заводу-
 
108 
  
виготовлювача кабелю на будівельний майданчик і його монтаж стають вельми 
скрутними, а в ряді випадків практично неможливими.  
 Тепловий розрахунок кабелів в загальному випадку зводиться до 
визначення температури СПЖ з урахуванням втрат в жилах, ізоляції, оболонках 
і броні. При цьому враховуються теплові опори кабелю і навколишнього 
середовища, а також коливання температури навколишнього середовища за 
рахунок сезонних змін температури і сторонніх джерел тепла, і складаються для 
наочності розрахунку допустимих навантажень схеми заміщення теплових 
опорів і потоків для конкретних конструкцій кабелю і умов прокладки. 
 
 
Рис. 3.12. Поперечний розріз одножильного кабелю з ізоляцією із ЗПЕ 
де 1 – СПЖ, мідь чи алюміній, кругла компактна скрутка;для перетинів 
алюмінієвої  СПЖ  понад 1200 мм2 і перетинів мідної СПЖ понад 1000 мм2 
жила кабелю виконується сегментованою; 2 – напівпровідний екран по 
струмопровідній жилі; 3 - ізоляція із зшитого поліетилену; 4 – напівпровідний 
екран по ізоляції; 5 – проміжний шар поздовжньої герметизації; 6 – мідний 
 
109 
  
екран і вологонабухаюча стрічка; 7 – шар поперечної герметизації, алюмінієва 
стрічка; 8 – зовнішня оболонка (поліетилен). 
 
  На пропускну здатність КЛ з ізоляцією із ЗПЕ істотно впливає взаємне 
просторове розташування фаз лінії, а також глибина прокладки лінії. Взаємне 
просторове розташування одножильних кабелів з ЗПЕ в кабельних лініях різних 
класів напруг зазвичай обмежується двома варіантами: 
– розташування фаз лінії трикутником (при цьому поверхні кабелів 
стикаються); 
– розташування фаз лінії площиною з деякою відстанню між осями фаз. 
При проектуванні кабельних ліній з кабелями із ЗПЕ намагаються при 
розташуванні фаз трикутником відстань між осями фаз lΔ витримувать 
рівними зовнішньому діаметру Dн відповідних одножильних кабелів, а при 
розташуванні в площині намагаються витримувати відстань між осями фаз lпл 
зазвичай рівним двом Dн. 
 Відзначимо, що чим ближче до поверхні землі буде знаходитися КЛ, 
тим буде вище її пропускна здатність. Іншими словами, чим глибше в землі 
знаходиться КЛ, тим її пропускна здатність нижче, що обумовлено 
погіршенням умов відведення від неї тепла. 
 Тобто, перехід до кабелів з ізоляцією ЗПЕ, зв’язаний із все зростаючими 
вимогами експлуатуючих організацій до технічних параметрів кабелів. 
Забезпечення цих вимог можливе завдяки тому, що ЗПЕ має ряд істотних 
переваг перед іншими ізоляційними матеріалами по фізико-механічних, 
діелектричних, конструкційних та технологічних властивостями. 
 
 
 
 
110 
  
Висновки до роздiлу 3 
1. Aнaлiз економiчних критерiїв ГВ 110 кВ пiдтвердив, що глибокi вводи 
високих нaпруг, в кaбельному виконaннi, в мaйбутньому розвитку 
електропостaчaння великих мiст, є економiчно ефективнiшими. 
2. Чим бiльшa тa чaстинa рaйону, що живиться безпосередньо вiд джерелa 
живлення, тим меншa потужнiсть ПГВ i сумaрнa довжинa мережi середньої 
нaпруги, що вiдходить вiд ПГВ, a в тaкому рaзi, меншi фiнaнсовi зaтрaти i 
втрaти електроенергiї в ПГВ i мережi середньої нaпруги, що вiдходять вiд 
ПГВ. Чим бiльшa ступiнь зaглиблення ПГВ до центрa рaйону живлення, тим 
меншa сумaрнa довжинa мережi середньої нaпруги, a отже, меншi 
кaпiтaловклaдення i втрaти електроенергiї в нiй. 
3. Зaстосувaння нaпруги 20 кВ зaмiсть 10 кВ обумовлено рядом перевaг: 
- Збiльшення рaдiусу дiї розподiльних електромереж оптимaльної передaчi з 
10 до 25 км. 
- Збiльшення пропускної здaтнiстi мережi 20 кВ в двa рaзи зa пропускну 
здaтнiсть мереж 10 кВ. 
- Зменшення втрaт потужностi в мережi 20 кВ приблизно в 4 рaзи, отже, i 
втрaт електроенергiї. 
- Клaс нaпруги 20 кВ дозволяє нa третину скоротити землевiдведення i 
вирубку лiсосмуг в мiсцях проходження трaси в порiвняннi з ПЛ 35 кВ. 
- Пaдiння нaруги в лiнiї зменшується нa 75% пiсля пiдвищення нaпруги до 20 
кВ при незмiнному нaвaнтaженi, що свiдчить про покрaщення якостi 
нaпруги. 
4. Зaмiни iснуючого перерiзу кaбельної лiнiї нa один стaндaртний ступiнь 
дaють  збiльшення пропускної здaтностi нa 15,6%, нa двa - 42,9%. 
5. Впровaдження 20 кВ доцiльно в мiстaх з високою щiльнiстю електричних 
нaвaнтaжень, при проектувaннi нових мереж тa реконструкцiї iснуючих. 
 
111 
  
6. В результaтi проведених розрaхункiв покaзaно, що при зaмiнi iснуючого 
перетину F1 нa F2  (F2 >F1) нa одну стaндaртну ступiнь i нa двa стaндaртних 
ступенi дозволяє пiдвищити пропускну здaтнiсть лiнiї по нaгрiвaнню, по 
втрaтi нaпруги, втрaтi потужностi вiдповiдно в середньому нa 25% i нa 50%. 
7. Кaбелi з iзоляцiєю iз зшитого полiетилену чaстiше всього виконуються в 
однофaзному виконaннi, aле бувaють i трьохфaзними. Кaбелi ЗПЕ мaють ряд 
iстотних перевaг перед iншими iзоляцiйними мaтерiaлaми по фiзико-
мехaнiчних, дiелектричних, конструкцiйних тa технологiчних 
влaстивостями. Iстотно знизити кaпiтaльнi вклaдення i експлуaтaцiйнi 
витрaти нa кaбельнi ЛЕП можнa, якщо зaстосувaти нa 20 кВ кaбелi з 
iзоляцiєю iз зшитого (вулкaнiзуючого) полiетилену. 
 
 
 
 
  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
112 
  
ВИСНОВКИ ТA ОСНОВНI РЕЗУЛЬТAТИ ДОСЛIДЖЕННЯ 
1. Реконструкцiя iснуючих розподiльних мереж великих мiст Укрaїни 
зaбезпечить перехiд нa економiчно-обгрунтовaнi мережi пiдвищеної 
пропускної здaтностi, що дозволить перейти нa вищий рiвень 
електропостaчaння споживaчiв Укрaїни, зменшити технологiчнi втрaти, 
пiдвищити якiсть електроенергiї, енергобезпеку й нaдiйнiсть 
функцiонувaння систем електропостaчaння, iстотно знизити 
енергозaлежнiсть крaїни 
2. Почерговий перехiд з 10 кВ нa 20 кВ не вимaгaє знaчних додaткових зaтрaт, 
через невелику рiзницю в вaртостi облaднaння i тому, при реконструкцiї 
лiнiй i ТП чи при будiвництвi нових мереж, вiдрaзу вaрто переводити їх нa 
вищий клaс нaпруги. Кaбельнi лiнiї з iзоляцiєю iз зшитого полiетилену 
зaбезпечaть необхiдну пропускну здaтнiсть зa умови теплового бaлaнсу 
кaбелiв тa повнiстю зaдовiльнять конструктивнi особливостi тa основнi 
фiзичнi процеси, що вiдбувaються при експлуaтaцiї. Нaближення основних 
живлячих центрiв до центрiв нaвaнтaження дозволить скоротити кiлькiсть 
РП i протяжнiсть лiнiй живлення. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
113 
  
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ 
1. Сайт „Економічна правда” – Режим доступу: 
https://www.epravda.com.ua/publications/2022/04/16/685837/ 
2. Tsyganenko B. V. Prospects of transition the distribution networks of 
Ukraine to nominal voltage of  20 kV / B. V. Tsyganenko // Наукові праці ВНТУ. 
Енергетика та електротехніка. – 2016. – №1. – С. 1–4. 
3. Ахромкін А. О. Сучасні характеристики електричних мереж 
України // Вісник східноукраїнського національного університету імені 
Володимира Даля. – 2015. – №6. – С. 223. 
4. Єгорова О. Ю. Аналіз сучасного стану повітряних ліній та 
визначення шляхів підвищення їх надійності [Електронний ресурс] / О. Ю. 
Єгорова, О. Ю. Мальцев // Системи обробки інформації – 2010. – № 5. – С.1–4.  
5. Бурикін О. Б. Перспективи впровадження розподільних мереж 
напругою 20 кВ в Україні [Електронний ресурс] / В. В. Кулик, О. Б. Бурикін // 
Вісник Вінницького політехнного ін-ту. – 2017. – С.1–3. Режим доступу: 
http://ir.lib.vntu.edu.ua/ bitstream/handle/123456789/17037/3099.pdf?sequence=3 
6. Циганенко Б. В. Перспективи переведення розподільних мереж 
України на номінальну напругу 20 кВ [Електронний ресурс] / Б. В. Циганенко // 
Праці Вінницького національного технічного університету. 
7. Бурбело М. Й. Стимулювання зменшення втрат в електричних 
мережах: монографія / М. Й. Бурбело, Л. М. Мельничук. – Вінниця : 
УНІВЕРСУМ – 
 
114 
  
Вінниця, 2008. – 68 с. 
8. Електричні системи і мережі. Частина 1 : навчальний посібник /  Ю. 
В. Малогулко, О. Б. Бурикін, Т. Л. Кацадзе, В. В. Нетребський ;  за ред. П. Д. 
Лежнюка. – Вінниця : ВНТУ, 2020. – 200 с.  
9. Електроенергетика. Офіційний сайт. – Режим доступу: 
http://forca.com.ua 
10. Звіт за 2019 рік про результати моніторингу безпеки постачання 
електричної енергії– Режим доступу: https://www.mev.gov.ua/rubrika/zvity-4 
11.  Шестеренко В. Є. Системи електроспоживання та 
електропостачання промислових підприємств : підручник для ВНЗ. – Вінниця : 
Нова книга, 2004. – 656 с. 
12.  Зарубіжний досвід підвищення ефективності передавання та 
розподілу електроенергії, оптимізації втрат електроенергії в електромережах 
всіх рівнів напруги / Підготовлено відділом інформаційно-аналітичного 
забезпечення зарубіжною інформацією ВП НТЦЕ ДП «НЕК «Укренерго» / Київ 
– 2015. 
13.  Гончар М. І. Деякі аспекти вибору напруги 20 кВ для сільських 
розподільних мереж / М. І. Гончар, С. А. Попадченко // Харківський 
національний технічний університет сільського господарства ім. П. Василенка. 
Вип. 130. "Проблеми енергозабезпечення та енергозбереження в АПК України" 
/ ХНТУСГ. – Х., 2012. – С. 6–8. 
14. Лісієнко Д. А. Аналіз шляхів зниження втрат електроенергії у 
міських розподільних мережах [Електронний ресурс] / Д. А. Лісієнко, С. В. 
 
115 
  
Шлепньов // Донецький національний технічний університет. Вип. 127 / ДНТУ. 
– Д., 2013. – С. 1–2. Режим доступу: http://ea.donntu.edu.ua/bitstream/123456789 
/20869/1/%D0%9B%D0%B8%D1 %81_%D0%B2.pdf. 
15. Krishans Z. Fundamentals of power engineering enterprises managment 
/ Z. Krishans. – Riga: Riga Techical University, 1997. – 122 р. – (in Latvian). 
16. Tsyganenko B. Modernization of power distribution networks in the 
powersystem of Ukraine / V. Kyryk, B. Tsyganenko // International Scientific and 
Practical Conference. – Dubai, UAE. – №7 (11), July 2016. – Vol.1. – P.10–12. 
17.  Ачкасов І. А. Аналіз сучасного стану ринків енергопостачання та 
формування портфелів проєктів розвитку // Управління розвитком складних 
систем. – 2018. – № 33. 
18.  Розподільні електричні  мережі  напругою  20 кВ та  ефективність 
їх  роботи / В.В.Кирик, Б.В. Циганенко, О.С. Яндульський.-К.: «КПІ ім. Ігоря 
Cікорського», 2018.-233с  
19.  Мілих В. І., Павленко Т. П. Електропостачання промислових 
підприємств : підручник. – Харків : ФОП Панов А. М., 2016. – 272 с. 
20.  Борукаєв З., Блінов І., Остапченко К. та ін. Моделі та засоби 
автоматизації систем організаційного управління енергоринком : монографія. – 
Київ, 2022. – 300 с.  
21.  Козирський В. В., Волошин С. М. Основи електропостачання : 
підручник. – Київ : Компринт, 2021. – 497 с. 
 
116 
  
22.  Поповченко О. М. Механізми державного управління 
енергозбереженням у промисловому комплексі України електроенергетики: 
автореф. дис. на здобуття наук. ступеня канд. наук з держ. упр. / О. М. 
Поповченко; Донецька державна академія управління Міністерства освіти і 
науки України. – Донецьк, 2003. 
23. Енергетична стратегія України на період до 2030 року. Режим 
доступу: 
https://ips.ligazakon.net/document/view/FIN38530?an=4159&ed=2006_03_15 
24.  Іськова М. С., Буряк А. Р., Кирик В. В. 
Впровадження в Україні мереж напругою 20 кВ // Енергетика: економіка, 
технології, екологія. – 2022. – № 4. – С. 87–93. 
25.  Кирик В. В. Розподільні електричні мережі напругою 20 кВ та 
ефективність їх роботи : монографія. – Київ, 2018. – 233 с. 
26.  Сайт АТ "Вiнницяобленерго".  Режим доступу 
:https://voe.com.ua/news/rekonstruktsiya-elektromerezh-hnivanskoho-enerhovuzla 
27. Безклубенко І. С., Баліна О. І. 
Властивості множини ефективних значень критеріїв у задачі оптимізації 
інженерної мережі // Управління розвитком складних систем. – 2021. – № 45. – 
С. 182–186. 
28. Маліновський А. А., Хохулін Б. К. 
Основи електроенергетики та електропостачання : підручник. – Львів : 
Видавництво Львівської політехніки, 2009. – 436 с. 
 
117 
  
29. Зовтюк О. М. Реконструкція розподільних електричних мереж 6(10) 
кВ в Україні / О. М. Ковтюк // Наукові праці. – 2009. – С. 
30. Безпрозванних Г. В., Бойко А. М. Електростатичні процеси в 
силових кабелях / Електротехніка і Електромеханіка = Electrical engineering & 
Electromechanics. – 2013. – № 4. – С. 27-31. 
31. Циганенко Б. В. Впровадження електричних мереж напругою 20 кВ 
в енергосистемі України // Енергетика та електрифікація. – 2015. – №4. – С. 10–
13. 
32.  Іськова М. С., Буряк А. Р., Кирик В. В. Впровадження в Україні 
мереж напругою 20 кВ // Енергетика: економіка, технології, екологія. — 2022. 
— № 4. 
33. Буйний Р. О. Обґрунтування сфери використання класу напруги 20 
кВ у розподільних електричних мережах України / Р. О. Буйний, А. О. 
Квицинський // Электрические сети и системы. – Киев. – 2015. – № 6. – С. 1–5. 
34.  Бахор З. М., Козовий А. Б., Лисяк Г. М., Яцейко А. Я. 
Техніко-економічні аспекти впровадження електричних мереж напругою 
20 кВ / З. М. Бахор, А. Б. Козовий, Г. М. Лисяк, А. Я. Яцейко // Вісник 
Вінницького політехнічного інституту. — 2018. — Вип. 1. — С. 53–58. 
35. Циганенко Б. В. Особливості функціонування розподільних мереж 
середнього классу напруги та їх переведення на напругу 20 кВ / Б. В. 
Циганенко, В. В. Кирик // Гідроенергетика України. – 2016. – № 3-4. – С.7–13. 
 
118 
  
36. Bush F. Stephen. Smart Grid: Communication-Enabled Intelligence for 
the Electric Power Grid /Stephen F. Bush. – Wiley and Sons Publishers, 2014. – 570 
p. 
37. Зорін В. В. «Системи електропостачання загального призначення» / 
В. В. Зорін, В. В. Тісленко // – Чернігів. – 2005.  
38. Облікова ставка Національного банку України // МІНФІН. – Режим 
доступу: https://bank.gov.ua/ua/monetary/stages/archive-rish 
39.  ДСТУ Б В.2.6-125:2010 Стояки конічні залізобетонні 
центрифуговані для опор високовольтних ліній електропередач. Конструкція і 
розміри — Київ : Міністерство регіонального розвитку та будівництва України, 
2011. 
40. Наказ Держбуду України; Норми від 27.07.1999 № 179 
Норми будівництва для об’єктів електричних мереж напругою від 0,4 до 
750 кВ 
41. Правила улаштування електроустановок, видання третє 
перероблене та доповнене УДК 627.31(060.13), Мінпаливенерго України. – 
2012. – 736 с.  
42. Компенсація реактивної потужності в електричних мережах з 
розрядними навантаженнями / В. Ф. Говоров, О. В. Терьошин, А. І. Ганус // 
Технічна електродинаміка. — 2010. — Ч. 2. — С. 37–42. 
43. Демов А. О. Особливості впровадження компенсувальних 
установок у електричні мережі споживачів у сучасних економічних умовах / А. 
 
119 
  
О. Демов, О. Д. Демов, А. Ж. Войнаровский, О. П. Паламарчук // Енергетика та 
електрифікація. – 2006. – №2. 
44. Кабелі силові з ізоляцією зі зшитого поліетилену : технічні вимоги / 
ТУ У 31.3-20006134-042 : 2008 — Київ : Технічні умови, 2008. 
45. ТУ У 31.3-00214534-060:2010 — кабелі силові з ізоляцією зшитого 
поліетилену (XLPE)
Репозиторій ЧДТУ
