14

ВСТУП

Розвиток енергетики нашої країни в програмі економічного підйому і розвитку України передбачає впровадження в життя активної енергозберігаючої політики на базі прискорення науково-технічного прогресу у всіх галузях народного господарства. На сьогоднішній день, коли економіка нашої країни має тенденцію до зниження споживання належного рівня, йде розвиток нових технологічних рішень, які можливо допоможуть вирішити завдання високого рівня розвитку економіки. Електрифікація народного господарства України розвивається по шляху розробки і впровадження електроустановок з використанням сучасних високоефективних електричних машин і апаратів, ліній електропередач, різноманітного електротехнологічного обладнання, засобів автоматики і телемеханіки. Тому намітилася тенденція до зниження енергоспоживання і втрат електроенергії у споживачів. Основними споживачами електроенергії є промисловість, транспорт, сільське господарство міст і селищ, причому на промисловість припадає понад 70% споживання електроенергії, яка має витрачатися раціонально і економно, на кожному підприємстві, ділянці і установці.

Основним завданням проектування нових промислових об'єктів є створення найбільш простої схеми енергопостачання, найменш енергоємного виробництва, найбільш повного використання всіх видів енергії з найменшими втратами. Це досягається за рахунок вирівнювання добових графіків споживання електроенергії, компенсації реактивної потужності, зменшення простою устаткування, підвищення коефіцієнта потужності, змінності розробки заходів по економії паливно-економічних ресурсів в перспективі.

З огляду на економічний спад виробництва, а також з розвитком і ускладненням структур систем енергопостачання, зростають вимоги до економічності і надійності, з впровадженням сучасної обчислювальної техніки, потрібні не тільки спеціальні, але й широкі економічні знання.

У данному дипломному проекті зроблено спробу узагальнити наявні знання і викласти теоретичні та практичні питання інженерними методами, які засновані на досягненнях різних галузей знань, для реалізації яких потрібні мінімальні витрати часу у проектувальника при їх засвоєнні і використанні.

Електроприймачі II категорії рекомендується забезпечувати електроенергією від двох незалежних взаємно резервують джерел живлення. Для електроприймачів II категорії при порушенні електропостачання від одного з джерел живлення допустимі перерви електропостачання на час, необхідний для включення резервного живлення діями чергового персоналу або виїзної оперативної бригади. Для електроприймачів III категорії допустимі перерви в електропостачанні на час, необхідний для ремонту або заміни пошкодженого елемента системи електропостачання, не більше доби.

1. Електропостачання району міста

1.1. Характеристика району міста, що проектується

Основним споживачем електроенергії в запроектованому районі є селітебна зона. Житловий район забудовується 5-ти, 9-ти, 12-ти, 16-ти та 24-ти поверховими житловими будинками. Район містить у собі необхідну соціальну інфраструктуру: житлові будинки, комунально-побутові підприємства, школа, дитячий садок та ін.

Район газифікується. Теплопостачання району - централізоване, від центральної котельні. Найближчим джерелом електропостачання району є підстанція 110/10 кВ, що розташована на відстані 1,0 км від границі району. На підстанції стоять 2 трансформатори S_Н = 40МВА. Коефіцієнт завантаження трансформатора в післяаварійному режимі дорівнює 1,6.

Оскільки район забудови є новим, то величину напруги розподільчої мережі середньої напруги запроектованого району приймаємо 10 кВ, а величину напруги розподільчої мережі нижчої напруги приймаємо 380/220 В.

План забудови мікрорайону приведений на рисунку 1.1.

Характеристика споживачів району представлена в специфікації.

Рисунок 1.1 – План забудови району міста, що проектується

Таблиця 1.1 – Специфікація:

Номер на плані	Найменування	Кількість під'їздів	Кількість поверхів	Кількість квартир	Тип плит
ЖБ№1	Житловий будинок	1	24	192	газ
ЖБ№2	Житловий будинок	1	16	96	ел.плити
ЖБ№3	Житловий будинок	6	12	288	газ
ЖБ№4	Житловий будинок	5	9	180	газ
ЖБ№5	Житловий будинок	4	5	60	ел.плити
ЖБ№7	Житловий будинок	6	5	90	газ
	Дитячий садок з ел. кухнею	-	-	150 місць	-
	Школа з ел. їдальнею	-	-	1500 учнів	-
	Будинок побуту	-	-	200 м2
	Лікарня	-	-	200 чол.	-

1.2. Визначення розрахункових навантажень

Розрахунок навантажень міської мережі включає визначення навантажень окремих споживачів: житлових будинків, громадських будівель, комунально-побутових споживачів і елементів системи електропостачання: розподільних ліній, трансформаторних підстанцій, розподільних пунктів, центрів живлення і т.д.

1.2.1. Визначення розрахункових навантажень на введеннях житлових будинків

Відповідно до державних будівельних норм ДБН В.2.5-23-2003 житло (квартири) щодо оснащеності побутовими електроприладами і їхніми розрахунковими навантаженнями розподіляється на три види: [4]

1 - житло (квартири) в будинках масового будівництва, споруджених і тих, що споруджуються, із загальною площею від 35 до 95 м² і заявленою (встановленою) потужністю електроприймачів до 30 кВт;

2 - житло (квартири) у багатоквартирних будинках, споруджених або тих, що споруджуються, загальною площею від 100 до 300 м² і заявленою (встановленою) потужністю електроприймачів від 30 до 60 кВт;

3 - житло (квартири) у котеджах, будинках, споруджених або тих, що споруджуються, з розрахунку, як правило, на одну родину із загальною площею від 150 до 600 м² і заявленим Замовником високим рівнем комфортності, що відповідає потужності електроприймачів від 60 до 140квт.

Для житла 1-го виду (квартир багато- і малоквартирних будинків, будинків на одну родину і будиночків на ділянках садівничих товариств) встановлюються п'ять рівнів електрифікації і відповідні їм нормативні розрахункові питомі навантаження:

I - житло (квартири) з плитами на природному газі;

II - житло (квартири) з плитами на зрідженому газі;

III - житло (квартири) з електричними плитами потужністю до 8,5 кВт;

IV - житло (квартири) з електричними плитами потужністю до 10,5 кВт;

V - будиночки на ділянках садівничих товариств.

Для житла 2-го виду встановлюються два рівні електрифікації і відповідні їм нормативні розрахункові питомі навантаження:

I - житло (квартири) з плитами на природному газі;

II - житло (квартири) з електричними плитами потужністю до 10,5 кВт.

Встановлені нормативи питомих електричних розрахункових навантажень зведені в таблицю (таб. 1.2) і враховують застосування в житловому приміщенні побутових кондиціонерів повітря (або інших аналогічних за потужністю приладів і комфортного електричного додаткового опалення в межах 7-15% від загальної потреби в теплі з розрахунку 60-120 Вт на 1 м² додатково опалювальної площі).

Розрахункове навантаження групи житла з однаковим питомим електричним навантаженням, приведене до лінії живлення, введення в житловий будинок, шин напругою 0,4 кв ТП, визначається за формулою

, (1.1)

, (1.2)

де - питоме розрахункове електричне навантаження одного житла (квартири), що вибирається за таблицею таб.1.2 залежно від прийнятого рівня електрифікації і кількості квартир, приєднаних до даної ланки електромережі, кВт/житло;

N - кількість житла (квартир), приєднаного до введення, лінії, ТП. Питомі розрахункові електричні навантаження житла охоплюють навантаження освітлення загальнобудинкових приміщень.

Таблиця 1.2 – Питомі розрахункові електричні навантаження житла 1-го і 2-го видів

Споживачі електроенергії	Значення показника, кВт/житла при кількості житла
	1		3	6	9	12	15	18	24	40	60	100	200	400	600	1000
1. Житло 1-го виду
1.1 I рівня електрифіка-ції в будинках з плитами на природному газі	5,00		3,85	3,23	2,72	2,36	2,10	1,91	1,65	1,31	1,14	1,00	0,87	0,74	0,66	0,60
1.2 II рівня електрифікації в будинках з плитами на зрідженому газі і на твердому паливі	6,50		5,01	4,20	3,53	3,07	2,73	2,48	2,15	1,70	1,48	1,30	1,12	0,96	0,86	0,78
1.3 III рівня електрицікації в будинках з електроплитами потужністю до 8,5 кВт	10,00		8,19	5,56	4,44	3,76	3,33	3,05	2,72	2,35	2,10	1,73	1,38	1,31	1,19	1,10
1.4 IV рівня електрицікації в будинках з електроплитами потужністю 10,5 кВт	12,00		9,83	6,67	5,33	4,51	3,99	3,66	3,26	2,82	2,52	2,08	1,65	1,58	1,43	1,32
1.5 V рівня електрицікації в будинках на ділянках садових товариств	3,50		2,84	1,91	1,47	1,22	1,07	0,96	0,83	0,66	0,58	0,52	0,48	0,47	0,46	0,41
2. Житло 2-го виду
2.1 I рівня електрицікації в будинках з плитами на природному газі	9,00	6,33		5,29	4,36	3,72	3,26	2,94	2,51	2,00	1,78	1,62	1,47	1,24	1,08	0,99
2.2 II рівня електрицікації в будинках з електроплитами потужністю 10,5 кВт за індивідуальним проектом	16,00	13,05		8,34	6,41	5,39	4,77	4,36	3,83	3,18	2.83	2,51	2,16	1,88	1,77	1,76

Розрахункове навантаження силових електроприймачів житлового будинку, приведене до введення, лінії або шин напругою 0,4 кВ ТП, Р_сил, визначається за формулою

(1.3)

(1.4)

де К_п.л - коефіцієнт попиту для ліфтів, що визначається за таблицею 1.3, залежно від кількості ліфтових установок і кількості поверхів будинку;

— встановлена потужність електродвигуна кожного з ліфтів за

паспортом, кВт;

- встановлена потужність кожного електродвигуна сантехнічних установок за їхніми паспортами, кВт;

К_п.сан - коефіцієнт попиту для електродвигунів сантехнічних установок, визначається за таблицею 1.4.

_tgφсан … _tgφл - коефіцієнти, що враховують реактивне навантаження квартир і загально домових електроприймачів відповідно. Значення коефіцієнта потужності на наведенні житлових будинків приймаються з таб. 1.4.

Таблиця 1.3 – Коефіцієнти попиту для ліфтових установок

Кількість ліфтових установок	К сп.л для будинків висотою
	до 12 поверхів	12 і більше поверхів
2-3	0,80	0,90
4-5	0,70	0,80
6	0,65	0,75
10	0,50	0,60
20	0,40	0,50
25 и больше	0,35	0,40
Примітка. Коефіцієнт попиту для кількості ліфтових установок, не вказаних в таблиці, визначаємо інтерполяцією

Таблиця 1.4 – Значення коефіцієнта попиту Ксп.сан для сантехнічних установок

Питома вага встановленої потужності працюючого сантехнічного і холодильного обладнання, включаючи системи кондиціонування повітря, в загальній встановленій потужності працюючих силових електроприймачів, %	К сп.сан при кількості електроприймачів
	2	3	5	8	10	15	20	30	50	100	200
100-85	1 (0.8)	0,90 (0.75)	0,80 (0,7)	0,75	0,70	0,65	0,65	0,60	0,55	0,55	0,50
84-75			0.75	0,70	0,65	0,60	0,60	0,60	0,55	0,55	0.50
74-50			0,70	0,65	0.65	0,6	0,60	0,55	0.50	0,50	0,45
49-25			0,65	0,60	0,60	0,55	0,50	0,50	0,50	0,45	0,45
24 і менше			0,60	0,60	0,55	0,50	0,50	0,50	0,45	0,45	0,40
Примітки 1. У встановлену потужність резервні електроприймачі не включаються. У дужках наведені коефіцієнти попиту для електродвигунів одиничної потужності більше 30 кВт. Коефіцієнт попиту для кількості приєднаних електроприймачів, не вказаних в таблиці, визначається інтерполяцією.

Якщо як силове навантаження виступають ліфти різної потужності, то

(1.5)

де К_п – коефіцієнт попиту ліфтів (таб 1.3); Р_л1; Р_л2 – потужність ліфтів першого і другого типів; n_л1 і n_л2 – їхня кількість.

Розрахункове навантаження житлового будинку в цілому (від житла, силових електроприймачів і вбудованих або прибудованих приміщень) за умови, коли найбільшою складовою є навантаження від житла, Р_б.ж визначаються за формулою

(1.6)

(1.7)

де Р_ж – розрахункове навантаження електроприймачів житла (квартир), кВт;

Р_сил – розрахункове навантаження силових електроприймачів житлового будинку, кВт;

Р_гр1…Р_грn i Q_гр1…Q_{гр n} – відповідно розрахункові навантаження вбудованих або прибудованих цивільних приміщень, що живляться від електрощитової житлового будинку і визначаються за методикою розрахунку навантажень громадських будівель (див. наступний розділ).

коефіцієнти участі в максимумі навантаження квартир і силових електроприймачів житлового будинку навантажень вбудованих і прибудованих приміщень, що визначаються за таблицею Додатку А.5.

Для вибору параметрів електричних мереж необхідно знати повне навантаження:

, (1.8)

де Р_б.ж. – активне навантаження житлового будинку, кВт;

Q_б.ж. – реактивне навантаження житлового будинку, кВар;

Визначаємо навантаження житлового будинку, що відноситься до першого виду щодо оснащеності побутовими електроприладами. Будинок має 5 під’їздів, 9 поверхів, з загальною кількістю квартир 180. Квартири оснащені газовими плитами. (№ на генплані 3,6,7,11,19,20).

1. За виразом (1.1) визначаємо активне навантаження житла (квартир), попередньо встановивши за таб 1.2 питоме розрахункове електричне навантаження одного житла:

кВт/житло

кВт

2. Знаходимо реактивне навантаження житла (квартир):

кВар

3. Визначаємо активне та реактивне навантаження ліфтових установок:

кВт

кВар

4. Розрахункове активне навантаження житлового будинку в цілому визначаємо за виразом (1.6):

кВт

5. За виразом (1.7) визначаємо реактивне навантаження житлового будинку:

кВар

6. Визначаємо повне навантаження житлового будину

кВА

Аналогічно визначаємо навантаження всіх житлових будинків і результати зводимо до табл. 1.5

Таблиця 1.5 – Визначення розрахункових навантажень житлових будинків

Номер на генплані	Розрахункове навантаження житла					Розрахункове силове навантаження								Навантаження житлового будинку
						Розрахункове навантаження ліфтів					Навант.сан. техн.. пр.
	Кількість квартир n, шт.	Питоме навантаження квартир рп. , квт	Активне навантаження Pж , квт	Реактивне навантаження Q ж , кВар	Кількість ліфтів n1/n2 , шт.		Установлена потужність ліфтів, Pл,, квт.	Активне навантаження, Рр.л , квт	Реактивне навантаження, Qр.л., кВар	Активне навантаження, Рс.т, квт		Реактивне навантаження, Qс.т., кВар	Рб.ж., квт		Qб.ж., кВар	Sб.ж., ква
ЖБ№1	192	0,88	169,04	49,02	2/2		15/7	35,2	41,18	16		12	215,12		96,88	235,93
ЖБ№2	96	1,77	169,63	33,93	-/2		-/7	12,6	14,74	10		7,5	189,97		53,95	197,48
ЖБ№3	288	0,81	234,09	67,89	-/2		-/7	48,72	57,0	10		7,5	286,94		125,94	313,36
ЖБ№4	180	0,896	161,28	46,77	-/1		-/4,5	15,75	18,43	0		0	175,45		63,36	186,54
ЖБ№5	60	2,1	126,0	25,2	-/-		-/-	0	0	0		0	126,0		25,2	128,5
ЖБ№7	90	1,035	93,15	27,01	-/-		-/-	0	0	0		0	93,15		27,01	96,99

1.2.2. Розрахунок навантажень громадських і комунальних будинків

Навантаження громадських і комунальних будинків визначаємо за питомими навантаженнями на розрахунковий показник N:

; (1.9)

, (1.10)

де - розрахункове питоме навантаження, визначається за таблицею 1.6;

- коефіцієнт реактивної потужності визначається за таблицею 1.6.

Таб 1.6– Значення розрахункових коефіцієнтів потужності

Лінія живлення	Розрахункові коефіцієнти
	потужності (cos φ)	рактивного навантаження (tgφ) tgφ
Квартири з електричними плитами	0,98	0,20
Квартири з електричними плитами та побутовими кондиціонерами повітря	0,93	0,40
Квартири з плитами на природному, зрідженому газі, на твердому паливі	0,96	0,29
Квартири з плитами на природному, зрідженому газі, на твердому паливі і з побутовими кондиціонерами повітря	0,92	0,43
Загальнобудинкове освітлення: з лампами розжарювання	1,00	0,00
Те саме з люмінесцентними лампами	0,92	0,43
Господарські насоси, вентиляційні установки та інші санітарно-технічні пристрої	0,80	0,75
Ліфти	0,65	1,17
Примітка. Коефіцієнт потужності лінії, що живить один електродвигун, приймають за каталожними даними цього двигуна

Розраховуємо навантаження школи з електрифікованою їдальнею на 1500 учнів.

Вт

Вар

кВА

Розраховані навантаження на підводах громадських і комунальних будинків зводимо в табл. 1.7

Таблиця 1.7 – Розрахунок навантажень громадських і комунальних будинків

Найменування громадських будинків	Питоме навантаження, Рп	Коефіцієнт реактивної потужностіtgφ	Розрахункове навантаження
			Рр.г.б., кВт	Qр.г.б , кВар.	Sр.г.б., кВА
Школа з ел. їдальнею	0,25	0,33	375,0	123,75	394,89
Дитячий садок з ел. кухнею	0,45	0,2	67,5	13,5	68,84
Будинок побуту	0,6	0,62	120,0	74,4	141,19
Лікарня	2,2	0,4	440,0	176,0	473,89

1.3. Розрахунок навантаження зовнішнього освітлення

Зовнішнє освітлення – це освітлення вулиць та внутрішньо квартальне освітлення.

Розрахункове навантаження внутрішньо квартального освітлення визначаємо так:

(1.11)

де - питоме навантаження внутрішньо квартального освітлення; F- площа мікрорайону, га.

Розрахункове навантаження зовнішнього освітлення знаходимо так:

(1.12)

де L_i – довжина вулиць і-ої категорії

- питоме розрахункове навантаження зовнішнього освітлення вулиць і-ої категорії (таб 1.8).

m – кількість категорій

Таблиця 1.8 — Питомі розрахункові навантаження вуличного освітлення

Категорія вулиць і доріг	Характеристика	Нацбільша інтенсивність руху в обох напрямках, Од/годину	Питоме навантаження, кВт/км
А	Магістральні вулиці загальноміського значення, скоростні догори	500-3000 і більше	80-100
Б	Магістральні вулиці районного значення	500-2000 і більше	30-80
В	Вулиці і дороги місцевого значення	До 500	7-10

Площу мікрорайону і довжину вулиць визначаємо в кожному конкретному випадку з урахуванням наданого плану мікрорайону і району міста.

Розрахункове навантаження внутрішньо квартального освітлення:

F = 19,51 га

Р_вн.кв = 19,51×1,2 = 23,41 кВт

_{Для вул. 1 кат. Б}

_{Для вул. 2 кат. В}

_{Для вул. 3 кат. В}

_{Для вул. 4 кат. В}

1.4. Визначення потужності мікрорайону міста

Розрахункове навантаження мікрорайону визначаємо за формулою

(1.13)

(1.14)

де - найбільше з однорідних електричних навантажень;

; -інші розрахункові навантаження;

- їхні коефіцієнти участі в максимумі навантажень .

Частіше за все P max відноситься до однорідних житлових будинків (з одним видом кухонних плит). В цьому випадку P max розраховується по формулі 1.15.

(1.15)

(1.16)

де - питоме навантаження квартир при в мікрорайоні; – коефіцієнт попиту для ліфтових установок; , - потужність ліфтових установок першого і другого типу відповідно; , - кількість ліфтових установок першого і другого типу відповідно.

При орієнтовних розрахунках і при розрахунках, коли кількість квартир у мікрорайоні не перевищує 1000, можна використовувати вираз

(1.17)

де р_ж.б.п. – питоме навантаження житлових будинків, приведене до шин РУ 0,38 кВ ТП, віднесене до 1 м² корисної площі квартир, приймається за таблицею 1.9, Вт/м²; G – корисна площа житлових будинків мікрорайону (кварталу), м².

Таблиця 1.9 – Питоме навантаження житлових будинків, Вт/м², коефіцієнт потужності

Кількість поверхів		Вид плит
	на природному газі	на зрідженому газі або твердому паливі	електричні
1-2	9,5/0,96	11,7/0,96	20/0,98
3-5	9,3/0,96	11,2/0,96	18,2/0,98
5 і більше (частина квартир в будинках вище 5 поверхів)
20%	10,2/0,94	12,2/0,94	19,8/0,97
50%	10,9/0,93	16,5/0,93	20,4/0,97
100%	12,0/0,92	18,0/0,92	21,5/0,96

З урахуванням культурно-побутових споживачів оцінка навантаження мікрорайону може розраховуватися так:

(1.18)

де - питоме навантаження житлових будинків мікрорайону, приведене до шин 0,38 кВ міських ТП, віднесене до 1 м² корисної площі квартир і приймається за таблицею 1.9; - питоме навантаження культурно-побутових споживачів, приймається при наявності будинків з електроплитами, дорівнює 2,6 Вт/м², з плитами на газоподібному або твердому паливі – 2,3 Вт/м². - корисна площа житлових будинків мікрорайону (кварталу), м².

Якщо, крім підприємств торгівлі, громадського харчування, аптек в мікрорайоні передбачається побудувати кінотеатр і поліклініку, вираз може бути поданий у вигляді:

(1.19)

де - питомі значення навантажень для кінотеатрів, кВт/місце; - коефіцієнт сумісництва максимумів навантаження житлового сектора та кінотеатру; - кількість місць в кінотеатрі; - коефіцієнт сумісництва максимумів навантаження житлового сектора та поліклінік; - кількість відвідувань за зміну в поліклініку; - питоме значення навантаження на одне відвідування в поліклініці, кВт/відв.

Таблиця 1.10 – Розрахунок навантаження мікрорайону міста

Найменування споживачів		Розрахункове активне навантаження Рр, кВт		Розрахункове реактивне навантаження Qр, кВар		Коефіцієнт участі в максимумі k1 …kn		Розрахункове навантаження Рр × kі, кВА		Розрахункове навантаження Qр× kі, кВар
Житлові будинки з ел.плитами	1624,68		670,10		1		1624,68		670,10
Житлові будинки з газ.плитами	911,06		254,44		0,9		819,95		229,00
Школа з ел. їдальнею	375,0		123,75		0,3		112,50		37,13
Дитячий садок з ел. кухнею	67,5		13,50		0,4		27,00		5,40
Будинок побуту	120,0		74,40		0,5		60,00		37,20

Продовження табл. 1.10

Найменування споживачів	Розрахункове активне навантаження Рр, кВт	Розрахункове реактивне навантаження Qр, кВар	Коефіцієнт участі в максимумі k1 …kn	Розрахункове навантаження Рр × kі, кВА	Розрахункове навантаження Qр× kі, кВар
Лікарня	440.0	176.00	0.7	308.00	123.20
Освітлення	52,46	0	1,0	52,46	0
разом				3004,59	1102,02

Визначаємо повну потужність мікрорайону

_{Тепер необхідно в навантаженні мікрорайону врахувати втрати в трансформаторах і лініях.}

_{Визначаємо навантаження мікрорайону міста з врахуванням втрат в трансформаторах}

1.5. Визначення потужності і кількості підстанцій в мікрорайоні

Кількість підстанцій, необхідну для живлення мікрорайону, визначаємо за виразом

або (1.20)

де коефіцієнт завантаження трансформатора в нормальному режимі;

прийнята потужність трансформаторів ТП;

коефіцієнт потужності;

кількість трансформаторів на ТП.

Вибір потужності ТП відноситься до техніко-економічних задач. Підвищення потужності ТП приводить до зменшення їхнього числа і відповідно вартості, але при цьому ускладнюється розподільна мережа низької напруги, і, навпаки, зниження потужності ТП приводить до збільшення їхнього числа і вартості, але розподільна мережа низької напруги виявляється легше і відповідно дешевше. Таким чином, повинна існувати оптимальна потужність ТП, що відповідає мінімумові річних приведених витрат. Річні приведені витрати, що залежать від потужності ТП, повинні включати вартість розподільних мереж середньої і низької напруги і вартість втрат електроенергії в них, вартість ТП і втрат електроенергії у трансформаторах.

Але на попередніх етапах розрахунку не всі вихідні дані ще відомі. Тому з огляду на досвід проектування та обмеження через різні технічні обмеження, потужність трансформаторів для міських ТП обмежується, як правило, величинами 400 і 630 ква. А з огляду на те, що висота забудови в даний час збільшується і складає не менше 12 поверхів, що збільшує поверхневу щільність навантаження, цілком обґрунтовано на перших етапах розрахунків приймати трансформаторні підстанції 2×630 ква з коефіцієнтом завантаження в нормальному режимі одного трансформатора, рівному 0,7.

1.6. Розподіл навантаження мікрорайону по підстанціях

Оптимальні коефіцієнти завантаження ; . Аналогічно можна розподіляти навантаження серед інших ТП. При цьому треба звернути увагу, що при додаванні навантажень різних груп споживачів треба враховувати коефіцієнти участі в максимумі.

Розрахунок для ТП 1 (ЖБ№2×3шт,ЖБ№3, ЖБ№5, дитячий садок, внутрішньо квартальне освітлення ). Однотипні дома розраховуємо як один, загальне навантаження знаходимо за допомогою коефіцієнта участі в максимумі.

Всі розрахунки зводимо в табл. 1.11

Номер ТП	Наймену-вання споживачів та номера на ген.плані	Рр, кВт	Qр, кВАр	Куч в макс	Рр,× Куч в макс кВт	Qр,× Куч в макс, кВАр	SрТП, кВА	Тип тр-ра	Коефіцієнт завантаження тр-ра
									кзн	кза
1	Ж.б з ел. плитами (2,2,2,5)	517.57	145.86	1	517.57	145.86	537.73	ТМ 630-10/0,4
	Ж.б з газ. плитами (3)	286.94	125.94	0.9	258.25	113.35	282.03
	Дитячий садок	67.5	13.5	0.4	27.00	5.40	27.53
	Освітлення	52.46	0	1	52.46	0.00	52.46
разом					855.28	264.61	899.75		0.71	1.43
2	Ж.б з газ. плитами (1,1,1,3,3)	860.4	372.71	1	860.40	372.71	937.66	ТМ630-10/0,4
	Будинок побуту	120	74.4	0.5	60.00	37.20	70.60
разом					920.40	409.91	1008.2		0.80	1.60
3	Ж.б з газ. плитами (3,4,4)	482,81	188,86	1	482,81	188,86	518,43	ТМ630-10/0,4
	Ж.б з ел. плитами (5)	126	25,2	0,9	113,40	22,68	115,65
	Школа	375,0	123,75	0,3	112,50	37,13	118,47
разом					708,71	248,67	752,55		0,60	1,19

Таблиця 1.11 – Розрахунок навантаження трансформаторних підстанцій

4	Ж.б з ел. плитами (2,2,2)	436.42	129.63	1	436.42	129.63	455.27	ТМ630-10/0,4
	Ж.б з газ. плитами (7,7)	161.28	46.77	0.9	145.15	42.09	151.13
	Лікарня	440	176	0.7	308.00	123.20	331.73
разом					889.57	294.92	938.12		0.74	1.49

1.7. Розміщення трансформаторних підстанцій на плані мікрорайону та картограми навантажень

Для визначення місця розташування трансформаторної підстанції визначаємо центр електричних навантажень. Побудову картограми виконуємо на підставі результатів визначення розрахункових навантажень житлових будинків, наведених в таблиці 1.2.

Картограму будуємо за умовою, що площі кіл картограми (F_i) в обраному масштабі (m) є розрахуновими, повними навантаженнями житлових будинків і комунально-громадських навантажень (S_pi). Тоді радіуси кожного кола визначаемо за виразом

(1.21)

Центр навантажень приймаємо співпадаючим з центром ваги будинку. Це допущення обумовлене тим, що невідомий розподіл приймачів електроенергії по площині будинку. Для визначення місця розташування трансформаторної підстанції знаходимо центр електричних навантажень підстанції за допомогою аналітичного методу додавання паралельних навантажень, що базується на теорії проекцій. На генплан мікрорайону довільно наносимо осі координат і координати центру електричних навантажень знаходимо за формулами

(1.22)

(1.23)

де X₀, Y₀ – координати центру навантажень; X_i, Y_i – координати центру навантажень i-го будинку; S_pi – розрахункове, повне навантаження будинку.

Відповідно до плану мікрорайону й електричних навантажень за формулами (1.22) і (1.23) знаходимо центр електричних навантажень. Всі значення зводимо в табл. 1.12.

Таблиця 1.12 – Розрахункові дані для визначення центру електричних навантажень підстанції

№ за планом	Sрі, кВА	Хі, мм	Уі, мм	Sрі× Хі, кВА×мм	Sрі× Уі, кВА×мм
ЖБ №2	197,48	25	169	4937	33374,1
ЖБ №2	197,48	27	153	5331,96	30214,4
ЖБ №2	197,48	31	137	6121,88	27054,8
ЖБ №3	313,36	76	187	23815,4	58598,3
ЖБ №5	128,5	51	150	6553,5	19275
Дит.садок	68,84	77	152	5300,68	10463,7
	1103,14			52060,38	178980,32
ЖБ №1	186,54	123	132	22944,4	24623,3
ЖБ №1	186,54	133	124	24809,8	23131
ЖБ №1	186,54	143	115	26675,2	21452,1
ЖБ №3	313,36	149	187	46690,6	58598,3
ЖБ №3	313,36	176	149	55151,4	46690,6
Буд.побуту	141,19	157	163	22166,8	23014
	1327,53			198438,29	197509,27
ЖБ №3	313,36	21	88	6580,56	27575,7
ЖБ №4	186,54	24	25	4476,96	4663,5
ЖБ №4	186,54	67	27	12498,2	5036,58
ЖБ №5	371,61	44	80	16350,8	29728,8
Школа	394,89	78	73	30801,4	28827
	1452,94			70707,96	95831,53
ЖБ №2	197,48	103	21	20340,4	4147,08
ЖБ №2	197,48	116	31	22907,7	6121,88
ЖБ №2	197,48	126	41	24882,5	8096,68
ЖБ №7	96,99	130	85	12608,7	8244,15
ЖБ №7	96,99	162	75	15712,4	7274,25
Лікарня	473,89	148	24	70135,7	11373,4
	1260.31			166587.40	45257.40

Получимо такі координати підстанцій:

	Х0	У0
ТП1	47	162
ТП2	149	149
ТП3	49	66
ТП4	132	36

При визначенні центру електричних навантажень підстанції на місцевості слід враховувати масштаб зображеного мікрорайону на плані.

За виразом (1.21) будуємо картограму навантажень для житлового будинку попередньо прийнявши масштаб m=0,2 кВА/мм².

_{Значення для кожного будинку зводимо в табл. 1.13}

Таблиця 1.13 – Розрахункові дані для побудови картограми навантажень

№ за планом	Sрі, кВА	Sсил, кВА	R, мм	α, град
ЖБ №2	197,48	12,5	17,7	22,8
ЖБ №2	197,48	12,5	17,7	22,8
ЖБ №2	197,48	12,5	17,7	22,8
ЖБ №3	313,36	12,5	22,3	14,4
ЖБ №5	128,5	0,0	14,3	0,0
Дит.садок	68,84	0,0	10,5	0,0
ЖБ №1	186,54	20,0	17,2	38,6
ЖБ №1	186,54	20,0	17,2	38,6
ЖБ №1	186,54	20,0	17,2	38,6
ЖБ №3	313,36	12,5	22,3	14,4
ЖБ №3	313,36	12,5	22,3	14,4
Буд.побуту	141,19	0,0	15,0	0,0
ЖБ №3	313,36	12,5	22,3	14,4
ЖБ №4	186,54	0,0	17,2	0,0
ЖБ №4	186,54	0,0	17,2	0,0
ЖБ №5	371,61	0,0	24,3	0,0
Школа	394,89	0,0	25,1	0,0
ЖБ №2	197,48	12,5	17,7	22,8
ЖБ №2	197,48	12,5	17,7	22,8
ЖБ №2	197,48	12,5	17,7	22,8
ЖБ №7	96,99	0,0	12,4	0,0
ЖБ №7	96,99	0,0	12,4	0,0
Лікарня	473,89	0,0	27,5	0,0

_{Центр електричних навантажень і картограму зображуємо на плані, при цьому силове навантаження виділяємо у вигляді сектора.}

1.8. Вибір схеми електропостачання району міста

Трансформаторні підстанції за планом мікрорайону розподіляємо відповідно до раніше проведених розрахунків.

1.8.1. Вибір і розрахунок живильної мережі напругою 10 кВ

При виборі схеми електропостачання необхідно враховувати наявність джерел живлення в місті, їх кількість, віддаленість від споживачів, доцільність додаткових розподільних пунктів. Доцільність спорудження РП і живильних ліній повинна бути обґрунтована в кожному випадку техніко-економічними розрахунками. Розподільні пункти і живильні лінії споруджувати доцільно з економічної точки зору при щільності електричного навантаження не менше за 5 мВт/км² і при відстані живильного району від джерела більше 3-4 км. Навантаження на шинах РП 10 кВ має бути не менше 7 мВт. Розподільні пункти слід розміщувати в районі міста таким чином, щоб напрямок потоків енергії в живильній і розподільних мережах 10 кВ, по можливості, співпадав. При цьому зменшуються втрати енергії та скорочується витрати кабеля. Економічно доцільно розташовувати РП 10 кВ потужністю 14-20 мВА на території живлючого ним району між найближчою до джерела живлення межою і центром навантаження, заглиблюючись в район обслуговування на 10-15% від його відстані. Менші за потужністю РП треба розташовувати поблизу межі живлючого району. Розподільний пункт і найближчі до нього ТП доцільно суміщати.

Визначаємо повну потужність, яку споживає район міста:

(1.24)

де n – кількість мікрорайонів у районі міста.

Загальну кількість РП в районі міста знаходимо з урахуванням оптимальної потужності РП:

(1.25)

де оптимальна потужність РП, що рекомендується при поверхневій щільності навантаження 3 мВт/км² – 8 мВт; при 5 мВт/км² –11 мВт; при 8 мВт/км² – 14 мВт; при 10 мВт/км² –16 мВт; при 15мВт/км² –18 мВт.

Для визначення поверхневої щільності навантаження треба знати площину F_м району міста, що охоплена мережею середньої напруги та повне навантаження Р_р.м:

(1.26)

Для розрахунку такої схеми необхідно знати навантаження на РП. Оскільки це навантаження задане в умові прикладу, то ми його й приймаємо. Якщо треба знайти шляхом додавання навантажень підстанцій, що підключені до РП, то воно визначається так:

(1.27)

де К_см – коефіцієнт суміщення максимуму навантаження ТП, що живляться від даного РП (додаток А.9).

Визначаємо повну потужність навантаження РП:

Знаходимо струм лінії:

,

де n_л – кількість ліній, що живлять РП.

Визначаємо переріз лінії:

де J_ек – економічна щільність струму (додаток А.10) .

За ДГСТ приймаємо кабель перерізом 70 мм². Допустимий струм кабелю I_прип=165А (додаток А.9).

Перевіряємо кабель за припустимим струмом на нагрівання:

, (1.28)

де I_р – робочий струм кабелю; к_п – коефіцієнт, що враховує умови прокладання (Додаток А.10); I_прип – припустимий струм кабелю.

; .

Перевіряємо роботу кабелю в аварійному режимі. Допускаємо, що найбільш важким аварійним режимом для даної схеми є пошкодження однієї лінії, тоді живлення РП здійснюється по двох лініях і аварійний струм в цьому випадку визначається так:

В умовах аварійної роботи повинна дотримуватись умова

, (1.29)

де К_пер – коефіцієнт перевантаження, що враховує збільшення припустимого струму кабелю в після аварійному режимі (додаток А.11).

У цьому виразі умова дотримується, тому слід прийняти переріз кабелю рівним 70 мм².

1.8.2. Вибір розподільчої мережі напругою 0,4 і 10 кВ

Схема електропостачання району міста розробляється з урахуванням розміщення джерел живлення та споживачів, величини їхньої напруги та потужностей, необхідної надійності, розташування та конструктивного виконання ліній, РП і міських ТП.

Згідно з ПУЕ електроприймачі діляться на три категорії.

До першої категорії належать електроприймачі, перерва електропостачання яких може спричинити небезпеку для життя людей і порушення функціонування особливо важливих елементів міського господарства. До їх складу входять: електро­приймачі висотних (більше 16 поверхів) будівель, в тому числі ліфти, по­жежні насоси, аварійне освітлення, вузли радіозв’язку, телефонні й телеграфні станції, протипожежні установки, водопровід, ка­налізація, електрифікований транспорт, споруди та об’єкти з масовим скупченням людей, що діють при штучному освітленні (театри, кіно, клуби, великі стадіони, універмаги і та ін.), особливі операційні палати, лікарні, пологові будинки, пункти невідкладної медичної допомоги, музеї та виставки міського значення, міські ЦП (РП) із загальним навантаженням більше 10000 кВА та ін.

До другої категорії належать електроприймачі, перерва в електропостачанні яких призводить до поруше­ння нормальної діяльності значної кількості міських жи­телів. До їх складу входять: житлові будинки з електроплитами, житлові будинки висотою 6 поверхів і більше з газовими плитами, гуртожитки на 50 осіб і більше, будівлі закладів з кількістю працюючих від 50 до 2000 осіб, дитячі й медичні заклади, аптеки, криті видовищні та спортивні споруди з кількістю місць у залі від 300 до 800, відкриті спортивні споруди зі штучним освітленням при наявності 20 рядів і більше, підприємства громадського харчування з кількістю посадкових місць від 100 до 500, магазини з торговельною пло­щею від 250 до 2000 м², комбінати побутового обслуговування, ательє з кількістю робочих місць більше 50, салони-перукарні з кі­лькістю робочих місць 10 і більше, хімчистки, пральні, навчальні заклади з кількістю учнів від 200 до 1000 чоловік, музеї та виставки місцевого значення, готелі з кількістю місць від 200 до 1000, бібліотеки, міські ЦП (РП) і ТП із загальним навантаженням від 400 до 10000 кВА.

До третьої категорії відносяться всі інші електроприймачі, що не підходять під визначення першої і другої категорій.

Електроприймачі першої категорії повинні забезпечуватися електроенергією від двох незалежних джерел живлення, перерва в їх електропостачанні може бути допущена тільки на час автоматичного вводу резервного живлення. Незалежними джерелами живлення є дві секції або системи шин однієї чи двох елект­ростанцій і підстанцій. Як друге незалежне джерело живлення можуть використовуватись автономні джерела живлення (акумуляторні батареї, дизельні електростанції та ін.) і резервні зв’язки по мережі напругою 0,4 кВ від найближчої ТП, що живляться по мережі 10 кВ від іншого незалежного джерела.

Електроприймачі другої категорії рекомендується забезпечувати електроенергією від двох незалежних джерел живлення. Для таких електроприймачів допустимі перерви в електропостачанні на час, необхідний для включення резервного живлення діями чергового персоналу або виїзної оперативної бригади.

Живлення електроприймачів другої категорії, як правило, слід передбачати від однотрансформаторних ТП за умови організації централізованого резерву трансформаторів і забезпеченні можливості заміни пошкодженого трансформатора за час не більше однієї доби. Для цих електроприймачів допускається резервування у післяаварійному режимі шляхом улаштування тимчасових зв’язків напругою 0,4 кВ.

Електроприймачі третьої категорії можуть живитися від одного джерела живлення. Допустимі перерви в електропостачанні на час, необхідний для подачі тимчасового живлення, ремонту чи заміни пошкодженого елемента системи електропостачання, але не більше ніж на одну добу.

Для електропостачання споживачів третьої категорії в селищах міського типу при повітряному виконанні 0,4 і 10 кВ застосовується радіально-магістральна розподільна мережа 0,4 і 10 кВ без резервування ліній і трансформаторів. Така мережа характеризується найменшими капіталовкладеннями на здійснення електропостачання споживачів через відсутність резервування елементів мережі та вибір параметрів всіх елементів тільки за умовами нормального режиму роботи (рисунок 1.2).

Рисунок 1.2 – Радіально-магістральна розподільна мережа 0,4 і 10 кВ

Основний принцип побудови розподільної мережі для електроприймачів третьої категорії – це поєднання петльових резервованих ліній напругою 10 кВ з метою двобічного живлення кожної ТП і радіальних нерезервованих ліній 0,4 кВ до споживачів. При живленні мережі напругою 10 кВ повітряними лініями їх резервування може не передбачатися.

Головним принципом побудови розподільної мережі для електроприймачів другої категорії є поєднання петльових ліній 10 кВ, що забезпечують двобічне живлення кожної ТП, і петльових ліній напругою 0,4 кВ для живлення споживачів. Петльові лінії напругою 0,4 кВ можуть приєднуватися до однієї або різних ТП. Допускається використання автоматизованих схем (двопроменевих наприклад) для живлення електроприймачів другої категорії, якщо їх застосування призводить до збільшення приведених витрат на спорудження мережі не більше ніж на 5%.

Рисунок 1.3 – Петльова неавтоматизована розподільна мережа 0,4 і 10 кВ

Петльова неавтоматизована розподільна мережа 0,4 і 10 кВ (рисунок 1.3) застосовується для приймачів другої категорії. Живлення петлі здійснюється як від різних джерел живлення (ДЖ1, ДЖ2; ТП6, ТП12), так і від одного (ДЖ1; ТП4). У нормальному режимі петльові лінії 10 кВ роз’єднуються на одній з ТП (ТП10 або ТП11). Для кабельних ліній 0,4 кВ економічно доцільна робота при замкнених петльових схемах з встановленням розділяючого, плавкого запобіжника в лінії з найменшим потоком потужності. У процесі експлуатації в ряді випадків у нормальних режимах петльові лінії 0,4 кВ роз’єднуються аналогічно лініям 10 кВ.

Петльові мережі рекомендуються як основні для електропостачання споживачів другої і третьої категорій житлових районів міста. За технічними і техніко-економічними показниками цей тип петльових розподільних мереж застосовується при житловій забудові будинків до 9-12 поверхів. Якщо є в наявності ТП, що живлять споживачів першої категорії, то в петльових мережах може застосовуватися вибіркове резервування електропостачання, із використанням автоматизації ввімкнення резерву. Петльові неавтоматизовані розподільні мережі при встановленні лінійних вимикачів навантаження з автоматизованим управлінням називаються петльовими автоматизованими мережами 10 кВ. У ТП встановлюється додатково комплект автоматики, що забезпечує вибіркове вимкнення пошкоджених ліній.

Головним принципом побудови розподільної мережі для електроприймачів першої категорії є двопроменева схема з двобічним живленням з АВР на напрузі 0,4 кВ при двотрансформаторних ТП, якщо підключені взаєморезервовані лінії 10 кВ до різних незалежних джерел живлення і пристрій АВР безпосередньо на вводі 0,4 кВ електроприймачів.

Приклад схеми для живлення електроприймачів першої категорії показаний на (рисунок 1.4.) У цій схемі для надійності електропостачання магістралі 10 кВ переважно живляться від різних джерел.

Областю застосування магістральних автоматизованих мереж є райони, в яких за техніко-економічними показниками доцільно застосування двотрансформаторних ТП. До таких районів орієнтовно відносяться житлові райони із забудовою спорудами в 12-15 поверхів і вище та із значною частиною електроприймачів першої категорії.

Рисунок 1.4 – Радіально-магістральна автоматизована мережа 0,4 і 10 кВ

При живленні одночасно приймачів першої, другої і третьої категорії часто використовують комбіновані двопроменево-петльові схеми розподільної мережі 10 кВ (рисунок 1.5).

Рисунок 1.5 – Комбінована двопроменево-петльова схема розподільної мережі напругою 10 кВ.

Однотрансформаторна схеми ТП зображена на рисунку 1.6. При використанні магістральних розподільних мереж 10 кВ і однотрансформаторних ТП схема підстанції має вигляд на рисунку 1.7. При виконанні магістральних розподільних мереж 10 кВ і однотрансформаторних ТП схема підстанції має вигляд на рисунку 1.7.

Для більш відповідальних споживачів застосовують двотрансформаторні ТП з автоматизованим резервуванням з боку 10 кВ і з АВР з боку 0,4 кВ, виконані із застосуванням контакторів або автоматичних вимикачів (рисунок 1.8).

Рисунок 1.6 – Схема однотрансформаторної підстанції без автоматизованого резервування з боку 10 кВ

Рисунок 1.7 – Схема однотрансформаторної ТП з АВР з боку 10 кВ із застосуванням вимикачів навантаження

Рисунок 1.8 – Схема двотрансформаторної ТП з автоматизованим резервуванням з боку 10 кВ і з АВР з боку 0,4 кВ із застосуванням автоматичних вимикачів

Для вибору схем електропостачання окремих споживачів на напрузі 0,4 кВ і 10 кВ доцільно виділяти райони міста, що характеризуються наявністю:

а) в основному тільки електроприймачів другої і третьої категорії;

б) більшої кількості споживачів, які мають електроприймачі першої категорії.

Для таких груп і здійснюється побудова розподільних мереж 0,4 і 10 кВ відповідно зі схемами, наведеними в цьому розділі.

У випадку, якщо економічно недоцільно здійснювати розподіл на ці групи, здійснюють електропостачання від однієї мережі, при цьому повинні виконуватися вимоги до електропостачання електроприймачів першої категорії.

Для електропостачання районів міста із споживачами, що мають в основному електроприймачі тільки другої і третьої категорій, на напрузі 10 кВ треба застосовувати петльову схему з однотрансформаторними ТП.

Для електропостачання районів міста з великою кількістю споживачів, які мають електроприймачі першої категорії, на напрузі 10 кВ рекомендується двопроменева схема з двобічним живленням з двотрансформаторними ТП.

Застосування трипроменевої (багатопроменевої) схеми рекомендується при реконструкції або будівництві нових міських електричних мереж, коли вона може виявитися більш економічною, ніж двопроменева з двобічним живленням.

Для електропостачання районів міста з окремими ділянками, що мають велику кількість споживачів з електроприймачами першої категорії, на напрузі 10 кВ слід використовувати комбіновану петльово-двопроменеву схему з виконанням двопроменевої схеми з двотрансформаторними ТП на ділянках з великою кількістю споживачів, які мають електроприймачі першої категорії.

У випадку застосування на напрузі 10 кВ петльової схеми з однотрансформаторними ТП для електропостачання споживачів, які мають електроприймачі другої і третьої категорії, мережу напругою 0,4 кВ виконують за петльовою схемою, якщо не потрібне роздільне живлення силового та освітлювального навантаження, і за двопроменевою схемою з однобічним живленням, якщо потрібне роздільне живлення силового та освітлювального навантаження будинків.

Приєднання ліній петльової або двопроменевої схеми мережі 0,4 кВ до різних ТП треба виконувати для живлення житлових і громадських будівель з електричними плитами, будинків висотою 9 поверхів і вище. В інших випадках приєднання ліній до різних ТП рекомендується за умови, якщо це не призводить до погіршання економічних показників мережі більше ніж на 5%.

При петльовій схемі з однотрансформаторними ТП для електропостачання окремих споживачів, які мають електроприймачі першої категорії на напрузі 0,4 кВ, рекомендується застосування одній з наступних схем:

а) петльової або двопроменевої схеми з двобічним живленням від різних однотрансформаторних ТП, підключених до різних напівпетель одної лінії 10 кВ або до різних магістралей 10 кВ, з АВР безпосередньо в електроприймачів першої категорії;

б) петльової або двопроменевої схеми з однобічним живленням від різних секцій одної з ТП, на якій встановлюються два трансформатори і здійснюється ділення кабельної лінії на напівпетлі з АВР у споживачів.

Вибір тієї чи іншої схеми виконують з урахуванням їх економічності, потужності електроприймачів першої категорії та можливості практичного виконання.

При двопроменевій схемі на напрузі 10 кВ з двотрансформаторними ТП мережу 0,4 кВ виконують за двопроменевою схемою з однобічним живленням від різних секцій однієї ТП.

1.8.3. Розрахунок розподільної електричної мережі 10 кВ

Вибір перерізів дротів і кабелів напругою вище 1 кВ виконують:

• за економічною щільністю струму в нормальному режимі;

• за припустимим тривалим струмовим навантаженням за нагріванням в нормальному і післяаварійному режимах;

• припустимій втраті напруги в нормальному і післяаварійному режимах;

• термічній стійкості при струмах короткого замикання, якщо кабельні лінії не захищені плавкими запобіжниками.

Економічний переріз жил кабелів розподільних ліній 10 кВ розраховують для кожної ділянки за вже знайомою формулою

(1.30)

де - переріз ділянки розподільної мережі 10 кВ, мм²;

- розрахунковий струм ділянки розподільної мережі 10 кВ, А;

- нормоване значення економічної щільності струму, А/мм², вибране за додатком А.10.

Переріз ділянок, отриманий в результаті розрахунку, необхідно округляти до найближчого стандартного. При цьому для сусідніх ділянок допускається приймати однакові перерізи жил, що відповідають економічному для найбільш довгої ділянки, якщо різниця між значеннями економічного перерізу для цих ділянок знаходиться в межах одного ступеня за шкалою стандартних перерізів.

Розрахунок жил кабелів розподільної мережі 10 кВ за припустимим тривалим струмовим навантаженням по нагріванню в нормальному режимі здійснюють за виразом

(1.31)

де - розрахунковий струм в нормальному режимі на ділянці, А;

- припустиме тривале струмове навантаження жил кабеля ділянки, А;

- поправний коефіцієнт на кількість працюючих кабелів, що лежать поряд в землі (додаток 1.14);

- поправний коефіцієнт на температуру землі (таб 1.15);

- поправний коефіцієнт на питомий тепловий опір землі (таб 1.16);

- поправний коефіцієнт попереднього навантаження кабелю в нормальному режимі (таб 1.17);

Таблиця 1.14 – Поправні коефіцієнти на кількість працюючих кабелів, що лежать поряд в землі (в трубах та без труб)

Відстань на світлі, мм;			Кількість кабелів
	1	2	3	4	5	6
100	1,00	0,90	0,85	0,80	0,78	0,75
200	1,00	0,92	0,87	0,84	0,82	0,81
300	1,00	0,93	0,90	0,87	0,86	0,85

Таблица 1.15 – Поправний коефіцієнт ^К_t на температуру землі

Нормована температура жил, 0С			Поправний коефіцієнт на струми при температурі землі, 0С
	-5 і нижче	0	+5	+10	+15	+20	+25	+30	+35	+40	+45
80	1,14	1,11	1,08	1,04	1,0	0,96	0,92	0,88	0,83	0,78	0,73
60	1,20	1,15	1,12	1,06	1,0	0,94	0,88	0,82	0,75	0,67	0,57

Таблиця 1.16 – Поправний коефіцієнт ^К_с на питомий тепловий опір землі

Характеристика землі	Питомий тепловий опір, см*К /Вт	Поправний коефіцієнт
Пісок вологістю більше 9%	80	1,05
Нормальний грунт та пісок вологістю 7-9%	120	1,00
Пісок вологістю більше 4, але менше 7%	200	0,87
Пісок вологістю до 4%, каменистий грунт	300	0,75

В післяаварійному режимі:

(1.32)

де - поправний коефіцієнт короткочасного перевантаження в післяаварійному режимі.

Припустимі тривалі струмові навантаження жил кабелів 0,4–10 кВ з розрахунку прокладення в землі на глибині 0,7-1,0 м не більше одного кабеля при температурі землі +15 ⁰С і питомому тепловому опорі 120 см*К/Вт і прокладанні у повітрі при температурі +25 ⁰С. При цьому припустимі температури нагрівання жил кабелів з бумажною просоченою ізоляцією 0,4 кВ складає +80 ⁰С, а для напруги 10 кВ – +60 ⁰С, кабелі с пластмасовою ізоляцією +65⁰С.

При температурі землі, що відрізняється від +15 ⁰С, слід припустимі тривалі струми, вказані в таблиці, змінювати шляхом введення поправного коефіцієнта , значення якого наведені таб. 1.15.

При питомому тепловому опорі землі, що відрізняється від 120 Ом/Вт, припустимі тривалі струми, вказані в таблиці, треба змінити шляхом введення поправного коефіцієнта , значення якого наведені в таб. 1.16.

Кабельні лінії, що несуть в нормальних режимах навантаження, менші за номінальні, можуть короткочасно перевантажуватися в нормальному і післяаварійному режимах, для цього припустимі тривалі струми, вказані в таблиці, змінюють в нормальному режимі, на коефіцієнт попереднього навантаження кабеля , а в післяаварійному – на . Як правило, на час ліквідації аварії, припустиме перевантаження кабеля 0,4- 10 кВ з бумажною просоченою ізоляцією вибирають рівним =1,3 (з урахуванням попереднього навантаження в нормальному режимі у години максимуму = 0,8).

Середньомісячна температура грунту на глибині прокладання кабеля для всіх районів України в осінньо-зимовий сезон складає 10 ⁰С, а для літнього сезону 20-25 ⁰С залежно від регіону. Для Харківської області ця температура становить 20 ⁰С.

Розрахунок жил кабелів за припустимою втратою напруги здійснюють за виразом

, (1.33)

де - найбільша втрата напруги в нормальному режимі роботи, В; - припустима втрата напруги, В.

Припустима втрата напруги в розподільній мережі 10 кВ до найбільш віддаленого ТП в нормальному режимі, при відсутності живлючої мережі 10 кВ, не повинна перевищувати 6%, а при наявності живлючої мережі 10 кВ – 4%.

Для лінії з декількома ділянками розподільної мережі втрату напруги від шин джерела живлення до найбільш віддаленого навантаження розраховують за формулою

, (1.34)

де - номінальна напруга лінії, кВ;

- активна і реактивна потужність на к-й ділянці лінії, кВт, кВар;

- активний і реактивний опір к-ї ділянки лінії довжиною , Ом;

(1.35)

Активний та індуктивний опір кабелів наведені в табл. 14 Додатку.

Розрахунок розподільної мережі 10 кВ за термічною стійкістю при струмах короткого замикання та виконанні живильної мережі можна виконати за виразом

, (1.36)

де - сталий струм короткого замикання, кА;

- мінімально допустимий переріз жили кабеля, мм² за умовою термічної стійкості при струмах к.з.;

С=85…90; t_п=t_з+t_отк=0,2…0,6 с;

t_з - час спрацьовування захисту;

t_отк – час спрацьовування вимикачів, що дорівнює 0,1…0,2 с.

а) Розрахунок живильної мережі 10 кВ без РП.

Таблиця 1.17 - Розрахунок лінії ДЖ-ТП1-ТП3 та ДЖ-ТП2–ТП4

Найменування	Ділянка мережі
	ДЖ-ТП1	ТП1-ТП3	ДЖ-ТП2	ТП2-ТП4
Довжина ділянки, км	1,19	0,3	1,24	0,31
Струм ділянки в нормальному режимі ,А	47,70	21,72	56,19	27,08
Розрахунковий переріз кабелю Fэк, мм2	34,1	15,5	40,1	19,3
Переріз за ДСТ, мм2	35	16	35	16
Припустимий струм кабелю, , А	115	75	115	75
Припустимий струм кабелю з урахуванням поправних коефіцієнтів в нормальному режимі, , А	88,55	57,75	88,55	57,75
Розрахунковий струм в післяаварійному режимі при живленні від точки А1 ,А	95,40	43,45	112,37	54,16
Припустимий струм кабелю з урахуванням поправних коефіцієнтів в після-аварійному режимі, ,А	155,5	101,4	155,5	101,4
Уточнений переріз кабеля за ДСТ, мм2	35	16	35	16
Припустимий струм кабелю, , А	115	75	115	75
Припустимий струм кабелю з урахуванням поправних коефіцієнтів в після-аварійному режимі, , А	155,5	101,4	155,5	101,4
Активний опір кабеля по ділянках, Ом	1,06	0,58	1,10	0,60
Реактивний опір кабеля по ділянках, Ом	0,11	0,03	0,11	0,03
Втрати напруги в норм. режимі,	0,89	0,21	1,09	0,27
Сумарні втрати до віддаленої точки	1,10		1,36
Втрати напруги в аварійному режимі,	1,78	0,42	2,18	0,55
Сумарні втрати до віддаленої точки	2,20		2,73
Втрати навантаження ∆Р,кВт	7,23	0,82	10,45	1,32

б) Розрахунок живильної мережі 10 кВ з РП.

Таблиця 1.18 - Розрахунок лінії ДЖ-РП-ТП1-ТП3 та РП-ТП2-ТП4

Найменування	Ділянка мережі
	ДЖ-РП	РП-ТП1	ТП1-ТП3	РП-ТП2	ТП2-ТП4
Довжина ділянки, км	1,07	0,12	0,3	0,16	0,31
Струм ділянки в нормальному режимі ,А	93,50	47,70	21,72	56,19	27,08
Розрахунковий переріз кабеля Fэк, мм2	66,8	34,1	15,5	40,1	19,3
Переріз за ДСТ, мм2	70	35	16	35	16
Припустимий струм кабеля, , А	165	115	75	115	75
Припустимий струм кабеля з урахуванням поправних коефіцієнтів в нормальному режимі, , А	127,05	88,55	57,75	88,55	57,75
Розрахунковий струм в післяаварійному режимі при живленні від точки А ,А	186,99	95,40	43,45	112,37	54,16
Припустимий струм кабеля з урахуванням поправних коефіцієнтів в післяаварійному режимі, , А	223,1	155,5	101,4	155,5	101,4
Уточнений переріз кабеля за ДСТ, мм2	70	35	16	35	16
Припустимий струм кабелю, , А	165	115	75	115	75
Припустимий струм кабелю з урахуванням поправних коефіцієнтів в післяаварійному режимі, , А	223,1	155,5	101,4	155,5	101,4
Активний опір кабеля по ділянках, Ом	0,47	0,11	0,58	0,14	0,60
Реактивний опір кабеля по ділянках, Ом	0,09	0,01	0,03	0,01	0,03
Втрати напруги в норм. режимі,	0,84	0,09	0,21	0,14	0,27
Сумарні втрати до віддаленої точки	1,14			0,41
Втрати напруги в аварійному режимі,	1,69	0,18	0,42	0,28	0,55
Сумарні втрати до віддаленої точки	2,29			0,83
Втрати навантаження ∆Р,кВт	12,43	0,73	0,82	1,35	1,32

1.8.4. Розрахунок розподільної електричної мережі 0,4 кВ

Переріз жил кабелів розподільних мереж 0,4 кВ повинні бути вибрані, а потім перевірені за припустимим тривалим струмовим навантаженням по нагріванню у нормальному й післяаварійному режимах, припустимою втратою напруги в нормальному й післяаварійному режимах.

Попередній вибір перерізів кабелів роблять, виходячи з середніх значень граничних втрат напруги в нормальному режимі в мережах 0,4 кВ (от ТП до вводів у будівлю) не більше 4% і здійснюють за формулою

(1.37)

де - питома провідність алюмінію, =32 м/Ом*мм²;

- припустима втрата напруги, 4%;

- лінійна напруга мережі, В;

- сума моментів навантаження, кВт×м;

За припустимою втратою напруги кабель можна перевірити за формулою:

. (1.38)

Таблиця 1.19 – Розрахункові дані по розподільній мережі 0,4 кВ (ТП1)

Найменування	Ділянка мережі
	ТП1-ЖБ2	ТП1-ЖБ2	ТП1-ЖБ2	ТП1-ЖБ5	ТП1-дит.садок	ТП1-ЖБ3
Довжина ділянки, м	53,82	49,14	98,28	46,80	86,58	98,28
Активне навантаження Рi, кВт	189,97	189,97	189,97	360,75	67,50	286,94
Струм ділянки в нормально-му режимі Iр.к-м .нор, А	149,02	149,02	149,02	188,66	52,95	225,09
Розрахунковий переріз кабеля, Fэк, мм2	27,66	25,25	50,51	30,45	15,81	76,29
nкаб	2	2	2	3	2	2
Переріз за ДСТ, мм2	95	95	95	95	16	185
Припустимий струм кабеля, Iприп, А	240	240	240	240	90	345
Припустимий струм кабеля з урахуванням поправних коефіцієнтів в нормальному режимі, (КнКtКсКпн)Iприп, А	184,80	184,80	184,80	172,80	69,30	265,65
Розрахунковий струм в післяаварійному режимі при живленні від точки А, Iр.к-м .авар, А	298,04	298,04	298,04	282,99	105,90	450,18
Припустимий струм кабеля з урахуванням поправних коефіцієнтів в після аварій-ному режимі, (КнКtКсКпн)Iприп, А	324,5	324,5	324,5	298,6	121,7	466,4
Уточнений переріз кабеля за ДСТ, мм2	95	95	95	95	25	185
Припустимий струм кабеля, Iприп, А	240	240	240	240	115	345
Припустимий струм кабеля з урахуванням поправних коефіцієнтів в після аварійному режимі, (КнКtКсКпн)Iприп, А	324,48	324,48	324,48	298,56	155,48	466,44
Втрати напруги в норма-льному режимі, ∆Uн%	1,16	1,06	2,13	1,28	2,53	1,65
Сумарні втрати до віддаленої точки, ∑∆Uн%	1,16	1,06	2,13	1,28	2,53	1,65
Втрати напруги в аварійному режимі, ∆Uа%	2,33	2,13	4,25	1,92	5,06	3,30
Сумарні втрати до віддаленої точки, ∑∆Uа%	2,33	2,13	4,25	1,92	5,06	3,30

Таблиця 1.20 – Розрахункові дані по розподільній мережі 0,4 кВ (ТП2)

Найменування	Ділянка мережі
	ТП2-ЖБ1	ТП2-ЖБ1	ТП2-ЖБ1	ТП2-будинок побуту	ТП2-ЖБ3	ТП2-ЖБ3
Довжина ділянки, м	84,24	79,56	81,90	37,44	77,22	51,48
Активне навантаження Рi, кВт	215,12	215,12	215,12	120,00	286,94	286,94
Струм ділянки в нормальному режимі Iр.к-м .нор, А	168,75	168,75	168,75	94,13	225,09	225,09
Розрахунковий переріз кабеля, Fэк, мм2	49,02	46,30	47,66	12,15	59,94	39,96
nкаб	2	2	2	2	2	2
Переріз за ДСТ, мм2	120	120	120	50	185	185
Припустимий струм кабеля, Iприп, А	270	165	165	165	345	345
Припустимий струм кабеля з урахуванням поправних коефіцієнтів в нормальному режимі, (КнКtКсКпн)Iприп, А	207,90	127,05	127,05	127,05	265,65	265,65
Розрахунковий струм в післяаварійному режимі при живленні від точки А, Iр.к-м .авар, А	337,50	337,50	337,50	188,27	450,18	450,18
Припустимий струм кабеля з урахуванням поправних коефіцієнтів в післяаварійному режимі, (КнКtКсКпн)Iприп, А	365,0	223,1	223,1	223,1	466,4	466,4
Уточнений переріз кабеля за ДСТ, мм2	120	120	120	50	185	185
Припустимий струм кабеля, Iприп, А	270	165	165	165	345	345
Припустимий струм кабеля з урахуванням поправних коефіцієнтів в післяаварійному режимі, (КнКtКсКпн)Iприп, А	365,0	223,1	223,1	205,3	466,4	466,4
Втрати напруги в нормальному режимі, ∆Uн%	1,63	1,54	1,59	0,97	1,30	0,86
Сумарні втрати до віддаленої точки ,∑∆Uн%	1,63	1,54	1,59	0,97	1,30	0,86
Втрати напруги в аварійному режимі, ∆Uа%	3,27	3,09	3,18	1,94	2,59	1,73
Сумарні втрати до віддаленої точки, ∑∆Uа%	3,27	3,09	3,18	1,94	2,59	1,73

Таблиця 1.21 – Розрахункові дані по розподільній мережі 0,4 кВ (ТП3)

Найменування	Ділянка мережі
	ТП3-школа	ТП3-ЖБ5	ТП3-ЖБ3	ТП3-ЖБ4	ТП3-ЖБ4
Довжина ділянки, м	81.9	60,84	121.7	112.32	93.6
Активне навантаження Рi, кВт	375.00	126,00	286.94	175.45	175.45
Струм ділянки в нормаль-ному режимі Iр.к-м .нор, А	196.11	98,84	225.09	137.63	137.63
Розрахунковий переріз кабеля Fэк, мм2	55.39	20,74	94.45	53.31	44.42
nкаб	3	2	2	2	2
Переріз за ДСТ, мм2	95	50	185	95	95
Припустимий струм кабеля, Iприп, А	240	165	345	240	240
Припустимий струм кабеля з урахуванням поправних коефіцієнтів в нормальному режимі, (КнКtКсКпн)Iприп, А	172.80	127,05	265.65	184.80	184.80
Розрахунковий струм в після аварій-ному режимі при живленні від точки А, Iр.к-м .авар, А	294.17	197,68	450.18	275.26	275.26
Припустимий струм кабеля з урахуванням поправних коефіцієнтів в після-аварійному режимі, (КнКtКсКпн)Iприп, А	298.6	223,1	466.4	324.5	324.5
Уточнений переріз кабеля за ДСТ, мм2	95	50	185	95	95
Припустимий струм кабеля, Iприп, А	240	165	345	240	240
Припустимий струм кабеля з урахуванням поправних коефіцієнтів в післяаварійному режимі, (КнКtКсКпн)Iприп, А	298.56	205,26	466.44	324.48	324.48
Втрати напруги в нормальному режимі, ∆Uн%	2.33	1,66	2.04	2.24	1.87
Сумарні втрати до віддаленої точки, ∑∆Uн%	2.33	1,66	2.04	2.24	1.87
Втрати напруги в аварійному режимі, ∆Uа%	3.50	3,32	4.08	4.49	3.74
Сумарні втрати до віддаленої точки, ∑∆Uа%	3.50	3,32	4.08	4.49	3.74

Таблиця 1.22 – Розрахункові дані по розподільній мережі 0,4 кВ (ТП4)

Найменування	Ділянка мережі
	ТП4-ЖБ2	ТП4-ЖБ2	ТП4-ЖБ2	ТП4-Лікарня	ТП4-ЖБ7	ТП4-ЖБ7
Довжина ділянки, м	14.04	72.54	58.5	39.78	138.06	145.08
Активне навантаження Рi, кВт	189.97	189.97	189.97	440.00	93.15	93.15
Струм ділянки в нормаль-ному режимі Iр.к-м .нор, А	149.02	149.02	149.02	230.10	73.07	73.07
Розрахунковий переріз кабеля Fэк, мм2	7.22	37.28	30.06	31.57	34.79	36.56
nкаб	2	2	2	3	2	2
Переріз за ДСТ, мм2	95	95	95	150	35	35
Припустимий струм кабеля, Iприп, А	240	240	240	305	135	135
Припустимий струм кабеля з ураху-ванням поправних коефіцієнтів в нор-мальному режимі, (КнКtКсКпн)Iприп, А	184.80	184.80	184.80	219.60	103.95	103.95
Розрахунковий струм в після аварій-ному режимі при живленні від точки А, Iр.к-м .авар, А	298.04	298.04	298.04	345.16	146.14	146.14
Припустимий струм кабеля з ураху-ванням поправних коефіцієнтів в після-аварійному режимі, (КнКtКсКпн)Iприп, А	324.5	324.5	324.5	379.4	182.5	182.5
Уточнений переріз кабеля за ДСТ, мм2	95	95	95	150	50	50
Припустимий струм кабеля, Iприп, А	240	240	240	305	165	165
Припустимий струм кабеля з ураху-ванням поправних коефіцієнтів в після-аварійному режимі, (КнКtКсКпн)Iприп, А	324.48	324.48	324.48	379.42	223.08	223.08
Втрати напруги в нормальному режимі, ∆Uн%	0.30	1.57	1.27	0.84	2.78	2.92
Сумарні втрати до віддаленої точки, ∑∆Uн%	0.30	1.57	1.27	0.84	2.78	2.92
Втрати напруги в аварійному режимі, ∆Uа%	0.61	3.14	2.53	1.26	5.57	5.85
Сумарні втрати до віддаленої точки, ∑∆Uа%	0.61	3.14	2.53	1.26	5.57	5.85

1.9. Техніко-економічне порівняння двох схем живлення ТП: з РП та без РП

Техніко-економічне порівняння варіантів виконуємо за методикою приведених витрат:

Річні витрати виробництва розраховуються по формулі

В=В_а+В_ор+В_в (1.39)

де В_а – щорічні амортизаційні відрахування:

В_ор – щорічні витрати на обслуговування і ремонт;

В_в – щорічні витрати, зв’язані з втратами електроенергії.

В_а = К_ком×α_{ф ком}+К_л×α_л (1.40)

де К_ком, К_л – вартість комірок і ліній, відповідно тис.грн.

α_{ф ком}=0,06, α_л = 0,015 – нормативи амортизаційних відрахувань від вартості комірок і ліній.

В_в=∆Е×β (1.41)

де β – вартість втрат електроенергі’, вартість втрат складає 24 коп/кВтч;

∆Е – втрати в ліні’.

∆Е = Σ∆Р_мкс×τ (1.42)

∆Р_мкс – максимальні втрати активної потужності в лініях при розрахункових навантаженнях, кВт;

τ – приведене на рік час максимальних втрат, визначаємо за графіком, для комунально-побутових підприємств τ = 1968 ч.

Визначення витрат на компенсацію втрат у мережі.

У схемах варіантів з РП та без РП кількість трансформаторів однакова, режим роботи теж однаковий, тому втрати потужності і енергії будемо визначати тільки в кабельних лініях. Причому втрати будемо розраховувати тільки в КЛ 10 кВ, тому що довжини ліній 0,4 кВ і їхнє навантаження в обох варіантах однакові.

Втрати потужності в кабелях на кожній ділянці мережі розраховуємо по формулі:

∆Р=К_п×(S×cosφ/2)²×L (1.43)

де Р – розрахункова потужність, МВт;

L – довжина КЛ, км;

Cosφ = 0,9;

К_п – коефіцієнт втрат потужності.

Розрахунок втрат потужності по кожному з варіантів зведемо у таблицю 1.15

Розрахунок капітальних витрат по кожному з варіантів зведемо у таблицю 1.14

Таблиця 1.23 - Розрахунок капітальних витрат

			Варіант без РП		Варіант з РП
Устаткування	Одиниця виміру	Вартість за од, тис. грн	Кількість, км	Вартість усьго, тис.грн	Кількість, км	Вартість усьго, тис.грн
2×16	км	12,23	0,61	7,46	0,31	3,79
2×35	км	23,55	2,43	57,23	0,28	6,59
2×70	км	44,15	0	0,00	1,07	47,24
Усього кап.витрат на КЛ				64,69		57,63
Обладнання
РП	тис.грн	41	0	0	1	41
Ячейки	тис.грн	3,2	6	19,2	3	9,6
Усього обладнання				19,2		50,6
Усьго вартість				83,89		108,23

Таблиця 1.24 – Розрахунок втрат

	Варіант без РП	Варіантз РП
Усього втрат по варіанті, кВт	21,92	16,66
Приведений час втрат, година	2000	2000
Річні втрати, МВтч	43,85	33,31
Ціна втрат, грн/кВтч	0,242	0,242
Вартість втрат,тис.грн	10,61	8,06

Остаточний розрахунок приведених витрат представлений у таблиці 1.25.

Таблиця 1.25 – Розрахунок приведених витрат.

	норматив	Варіант без РП	Варіант з РП
Амортизаційні відрахування
КЛ, тис. грн	0,03	1,94	1,73
Обладнання	0,063	1,21	3,19
Усього, тис. грн		3,15	4,92
Відрахування на ремонт
КЛ, тис. грн	0,015	0,97	0,86
Обладнання	0,01	0,19	0,51
Усього, тис. грн		1,16	1,37
Вартість втрат, тис.грн		10,61	8,06
Усьго річних витрат,тис. грн
Приведені капітальні витрати, тис.грн	0,12	10,07	12,99
Приведені витрати, тис.грн		24,99	27,34

З приведеного техніко-економічного порівняння видно, що більш переважним з економічної точки зору є варіант без РП.

1.10. Розрахунок струмів короткого замикання (скз) у розподільній мережі 10 кВ.

Сучасні розподільні мережі 10 кВ працюють з ізольованою нейтраллю або з компенсацією ємнісних струмів. Тому в них можливі такі пошкодження: трифазні, двофазні й подвійні замикання на землю, а також однофазні замикання на землю. У цьому курсовому проекті для вибору електрообладнання достатньо розрахувати трифазне коротке замикання. Розрахунки можна виконувати в іменованих одиницях, оскільки це дозволяє безперервно контролювати достовірність ведення розрахунку і правильність отримання результатів.

Для розрахунку струмів короткого замикання необхідно визначити опір до точки к.з.:

, (1.44)

де - опір системи, Ом; - опори елементів розподільної мережі, Ом.

Опір системи визначаємо як

(1.45)

де - потужність короткого замикання, МВА.

Сталий струм короткого замикання у будь-якій точці знаходимо так:

(1.46)

де Z_екв.- сумарний опір до точки короткого замикання.

При живленні від джерела нескінченної потужності його незмінна й періодична складова струму короткого замикання, тоді

, (1.47)

де початкове діюче значення періодичної складової струму короткого замикання. Ударний струм короткого замикання:

(1.48)

При визначенні періодичної складової СКЗ в момент розходження контактів вимикача можна вважати ЕРС системи і періодичну складову ТКЗ незмінними в часі, тобто = .

Аперіодична складова ТКЗ до моменту розходження контактів

, (1.49)

де τ – розрахунковий час, для якого треба знайти .

Розрахунковий час τ =t_з.мин. + t_с.вык.,

де t_з.мин.– мінімальний час дії релейного захисту (приймається рівним 0,01 с);