2.9. Выбор и проверка защитной аппаратуры

Автоматические выключатели – более совершенные защитные устройства по сравнению с предохранителями.

Это аппараты многократного действия, в которых не требуется заменять защитные элементы, как это делают в предохранителях. Выключатели служат как для включения, так и для отключения рабочих токов потребителей.

В качестве защитного аппарата выбираются автоматические воздушные выключатели серии ВА52 (ВА51). Выключатели выбирают по следующим условиям:

- по номинальному напряжению выключателя по формуле (35): [8]

(35)

где – номинальное напряжение сети, В.

- по номинальному току теплового расцепителя по формуле (36):

(36)

где – коэффициент надежности, учитывающий разброс времени срабатывания теплового расцепителя; – максимальный рабочий ток, А.

- по току срабатывания электромагнитного расцепителя по формуле (37):

(37)

где – коэффициент запаса, – максимальный ток с учетом пуска электродвигателей, А.

Максимальный ток одного ЭД – это его пусковой ток, а группы ЭД определяется по формуле (38):

, (38)

где – наибольший пусковой ток одного ЭД;– коэффициент одновременности работы потребителей, для производственных потребителей; – сумма рабочих токов ЭП без одного, пусковой ток которого наибольший, А.

Выбор защитной аппаратуры.

Например, рассмотрим выбор автомата для ЭП1:

А, А, тогда

А,

А.

Выбираем автоматический выключатель, в соответствии [13], серии ВА52Г31, номинальный ток автомата – А, теплового расцепителя –А, кратность тока электромагнитного расцепителя –.

А условие выполнено.

А

условие выполнено.

Таким образом, данный выключатель по всем параметрам подходит.

Для линии ВРУ-РП1: А

А

А

А

Выбираем автоматический выключатель серии ВА52Г31 [5], номинальный ток автомата – А, ток уставки теплового расцепителя –А.

Принимаем кратность тока электромагнитного расцепителя:

,

условие соблюдено.

А

Условие несрабатывания электромагнитного расцепителя при пуске электродвигателя:

А следовательно, условие выполнено.

Аналогично выбираются автоматические выключатели для других ЭП и РП. Результаты выбора сводятся в таблицу 8.

Таблица 8 – Результаты выбора автоматических выключателей

Позиция	Токи		Расчетные токи расцепителей		Тип выключателя	Ном.ток ,А	Токи расцепителей		Кратность тока	Предел. коммут-я способность , Ка
	Расчетный А	Максимальный А	Теплового А	Электро-маг-го А			Теплового ,А	Электро-магнит-го , А
ВРУ	544	2215	598,4	2768,8	ВА52-39	630	630	6300	10	15
РП1	41,06	132,24	45,17	165,30	ВА52Г31	100	50	700	14	14
РП2	85,02	233,35	93,52	291,69	ВА52Г31	100	100	1400	14	14
РП3	170,55	762,51	187,61	953,14	ВА52-37	400	250	2500	10	25
РП4	341,86	651,76	376,05	814,70	ВА52-37	400	400	4000	10	25
РП5	341,86	651,76	376,05	814,70	ВА52-37	400	400	4000	10	25
РП6	85,47	246,42	94,02	308,03	ВА52Г31	100	100	1400	14	14
РП7	280,5	893,62	308,55	1117,03	ВА52-37	320	320	3200	10	25
ЭП1	11,5	80,49	12,65	100,61	ВА52Г31	100	16	224	14	14
ЭП2	11,5	80,49	12,65	100,61	ВА52Г31	100	16	224	14	14
ЭП3	11,5	80,49	12,65	100,61	ВА52Г31	100	16	224	14	14
ЭП4	11,5	80,49	12,65	100,61	ВА52Г31	100	16	224	14	14
ЭП5	11,5	80,49	12,65	100,61	ВА52Г31	100	16	224	14	14
ЭП6	11,5	80,49	12,65	100,61	ВА52Г31	100	16	224	14	14
ЭП7	45,58	45,58	50,14	56,98	ВА52Г31	100	63	882	14	14
ЭП8	45,58	45,58	50,14	56,98	ВА52Г31	100	63	882	14	14
ЭП9	45,58	45,58	50,14	56,98	ВА52Г31	100	63	882	14	14
ЭП10	45,58	45,58	50,14	56,98	ВА52Г31	100	63	882	14	14
ЭП11	30,39	30,39	33,43	37,99	ВА52Г31	100	63	882	14	14
ЭП12	30,39	30,39	33,43	37,99	ВА52Г31	100	63	882	14	14
ЭП13	21,96	164,66	24,16	205,83	ВА52Г31	100	25	350	14	14
ЭП14	55,66	361,76	61,23	452,20	ВА52Г31	100	63	882	14	14
ЭП15	55,66	361,76	61,23	452,20	ВА52Г31	100	63	882	14	14
ЭП16	55,66	361,76	61,23	452,20	ВА52Г31	100	63	882	14	14
ЭП17	55,66	361,76	61,23	452,20	ВА52Г31	100	63	882	14	14
ЭП18	55,66	361,76	61,23	452,20	ВА52Г31	100	63	882	14	14
ЭП19	55,66	361,76	61,23	452,20	ВА52Г31	100	63	882	14	14
ЭП20	55,66	361,76	61,23	452,20	ВА52Г31	100	63	882	14	14
ЭП21	55,66	361,76	61,23	452,20	ВА52Г31	100	63	882	14	14
ЭП22	55,66	361,76	61,23	452,20	ВА52Г31	100	63	882	14	14
ЭП23	21,96	164,66	24,16	205,83	ВА52Г31	100	25	350	14	14
ЭП24	21,96	164,66	24,16	205,83	ВА52Г31	100	25	350	14	14
ЭП25	21,96	164,66	24,16	205,83	ВА52Г31	100	25	350	14	14
ЭП26	21,96	164,66	24,16	205,83	ВА52Г31	100	25	350	14	14
ЭП27	55,66	361,76	61,23	452,20	ВА52Г31	100	63	882	14	14
ЭП28	55,66	361,76	61,23	452,20	ВА52Г31	100	63	882	14	14
ЭП29	55,66	361,76	61,23	452,20	ВА52Г31	100	63	882	14	14
ЭП30	55,66	361,76	61,23	452,20	ВА52Г31	100	63	882	14	14
ЭП31	55,66	361,76	61,23	452,20	ВА52Г31	100	63	882	14	14
ЭП32	55,66	361,76	61,23	452,20	ВА52Г31	100	63	882	14	14
ЭП33	55,66	361,76	61,23	452,20	ВА52Г31	100	63	882	14	14

Окончание таблицы 8

Позиция	Токи		Расчетные токи расцепителей		Тип выключателя	Ном.ток ,А	Токи расцепителей		Кратность тока	Предел. коммут-я способность , Ка
	Расчетный А	Максимальный А	Теплового А	Электро-маг-го А			Тепло-вого ,А	Электро-магнит-го , А
ЭП34	55,66	361,76	61,23	452,20	ВА52Г31	100	63	882	14	14
ЭП35	55,66	361,76	61,23	452,20	ВА52Г31	100	63	882	14	14
ЭП36	55,66	361,76	61,23	452,20	ВА52Г31	100	63	882	14	14
ЭП37	55,66	361,76	61,23	452,20	ВА52Г31	100	63	882	14	14
ЭП38	55,66	361,76	61,23	452,20	ВА52Г31	100	63	882	14	14
ЭП39	15,14	113,58	16,65	141,98	ВА52Г31	100	20	280	14	14
ЭП40	15,14	113,58	16,65	141,98	ВА52Г31	100	20	280	14	14
ЭП41	15,14	113,58	16,65	141,98	ВА52Г31	100	20	280	14	14
ЭП42	15,14	113,58	16,65	141,98	ВА52Г31	100	20	280	14	14
ЭП43	15,14	113,58	16,65	141,98	ВА52Г31	100	20	280	14	14
ЭП44	15,14	113,58	16,65	141,98	ВА52Г31	100	20	280	14	14
ЭП45	82,58	578,03	90,84	722,54	ВА52Г31	100	100	1400	14	14
ЭП46	82,58	578,03	90,84	722,54	ВА52Г31	100	100	1400	14	14
ЭП47	82,58	578,03	90,84	722,54	ВА52Г31	100	100	1400	14	14
ЭП48	82,58	578,03	90,84	722,54	ВА52Г31	100	100	1400	14	14
ЭП49	29,26	204,85	32,19	256,06	ВА52Г31	100	40	560	14	14
ЭП50	29,26	204,85	32,19	256,06	ВА52Г31	100	40	560	14	14
ЭП51	29,26	204,85	32,19	256,06	ВА52Г31	100	40	560	14	14
ЭП52	15,14	113,58	16,65	141,98	ВА52Г31	100	20	280	14	14

Согласование и проверка защитной аппаратуры.

В соответствии с ПУЭ условия согласования для проводников с поливинилхлоридной изоляцией и для кабелей с бумажной и поливинилхлоридной изоляцией и выключателей с обратно зависимой от тока характеристикой теплового расцепителя определяются по формуле (39):

(39)

Проверка автомата на чувствительность к току однофазного короткого замыкания в самой удаленной точке производится по формуле (40):

(40)

Для надежного срабатывания: .

Например, для РП2:

А, сечение кабеля – ,А.

Чувствительность к току однофазного короткого замыкания в удаленной точке (ЭП12) для РП2:

Условие выполняется.

По проверке на ток трехфазного короткого замыкания все выключатели подходят, так как предельная коммутационная способность у них больше тока трехфазного КЗ:

Выключатель ВА52Г31:

Выключатель ВА52-39:

Выключатель ВА52-37:

Аналогично согласовываются проводники ко всем РП и ЭП и проверяются автоматические выключатели. Результаты согласования заносим в таблицу 9.

Таблица 9 – Результаты согласования автоматов и проводников ЭП

Позиция	Ток теплового расцепителя , А	Коэффициент чувствительности	Сечение мм2	Допустимый ток , А
РП1	50	21,42	4х6	42,32
РП2	100	18,15	4х25	105,8
РП3	250	12,30	4х70	193,2
РП4	400	9,17	4х185	354,2
РП5	400	8,76	4х185	354,2
РП6	100	12,30	4х25	105,8
РП7	320	9,19	4х150	308,2
ЭП1	16	15,20	4х2,5	17,48
ЭП2	16	17,74	4х2,5	17,48
ЭП3	16	21,30	4х2,5	17,48
ЭП4	16	26,65	4х2,5	17,48
ЭП5	16	38,27	4х2,5	17,48
ЭП6	16	48,93	4х2,5	17,48
ЭП7	63	20,34	4х16	55,2
Окончание таблицы 9
Позиция	Ток теплового расцепителя , А	Коэффициент чувствительности	Сечение мм2	Допустимый ток , А
ЭП8	63	16,79	4х16	55,2
ЭП9	63	22,37	4х16	55,2
ЭП10	63	20,20	4х16	55,2
ЭП11	63	27,00	4х10	38,64
ЭП12	63	18,41	4х10	38,64
ЭП13	25	41,72	4х4	24,84
ЭП14	63	35,84	4х25	69
ЭП15	63	40,18	4х25	69
ЭП16	63	44,15	4х25	69
ЭП17	63	32,43	4х25	69
ЭП18	63	35,84	4х25	69
ЭП19	63	38,97	4х25	69
ЭП20	63	29,55	4х25	69
ЭП21	63	32,43	4х25	69
ЭП22	63	34,97	4х25	69
ЭП23	25	95,64	4х4	24,84
ЭП24	25	95,64	4х4	24,84
ЭП25	25	92,78	4х4	24,84
ЭП26	25	55,36	4х4	24,84
ЭП27	63	44,75	4х25	69
ЭП28	63	44,75	4х25	69
ЭП29	63	43,18	4х25	69
ЭП30	63	38,33	4х25	69
ЭП31	63	40,68	4х25	69
ЭП32	63	40,68	4х25	69
ЭП33	63	39,38	4х25	69
ЭП34	63	35,30	4х25	69
ЭП35	63	36,34	4х25	69
ЭП36	63	36,34	4х25	69
ЭП37	63	35,30	4х25	69
ЭП38	63	31,91	4х25	69
ЭП39	20	15,25	4х2,5	17,48
ЭП40	20	17,03	4х2,5	17,48
ЭП41	20	19,38	4х2,5	17,48
ЭП42	20	22,48	4х2,5	17,48
ЭП43	20	25,11	4х2,5	17,48
ЭП44	20	33,06	4х2,5	17,48
ЭП45	100	21,08	4х35	82,8
ЭП46	100	22,23	4х35	82,8
ЭП47	100	23,57	4х35	82,8
ЭП48	100	25,63	4х35	82,8
ЭП49	40	57,19	4х6	29,44
ЭП50	40	42,71	4х6	29,44
ЭП51	40	32,07	4х6	29,44
ЭП52	20	28,55	4х2,5	17,48

Как видно из таблицы 9, автоматические выключателя для большого числа электроприемников не прошли проверку на условие согласования для проводников и выключателей с обратно зависимой от тока характеристикой теплового расцепителя, т.е. .

Чтобы пройти проверку, производим замену кабелей с на кабели с большим сечением, следовательно, и с большим допустимым длительным током.

Проверку новых выбранных кабелей по потерям и колебаниям напряжения осуществлять не нужно, так как их сопротивление меньше, чем у предыдущих кабелей, прошедших проверку.

Результаты перерасчета токов однофазных коротких замыканий и выбора кабелей сведены в таблицу 10.

Таблица 10 – Результаты согласования автоматов и кабелей ЭП

Позиция	Ток теплового расцепителя , А	Ток однофазного КЗ , А	Коэффициент чувствительности	Сечение мм2	Допустимый ток , А
РП1	50	1071,1	21,42	4х10	64,4
РП2	100	1814,7	18,15	4х25	105,8
РП3	250	3075,1	12,30	4х120	271,4
РП4	400	3669,1	9,17	4х185	354,2
РП5	400	3503,2	8,76	4х185	354,2
РП6	100	1229,9	12,30	4х25	105,8
РП7	320	2940,6	9,19	4х185	354,2
ЭП1	16	243,2	15,20	4х2,5	17,48
ЭП2	16	283,8	17,74	4х2,5	17,48
ЭП3	16	340,8	21,30	4х2,5	17,48
ЭП4	16	426,4	26,65	4х2,5	17,48
ЭП5	16	612,3	38,27	4х2,5	17,48
ЭП6	16	782,9	48,93	4х2,5	17,48
ЭП7	63	1281,5	20,34	4х25	69
ЭП8	63	1057,7	16,79	4х25	69
ЭП9	63	1409	22,37	4х25	69
ЭП10	63	1272,5	20,20	4х25	69
ЭП11	63	1701	27,00	4х25	69
ЭП12	63	1160,1	18,41	4х25	69
ЭП13	25	1043	41,72	4х6	29,44
ЭП14	63	2258,1	35,84	4х25	69
ЭП15	63	2531,3	40,18	4х25	69
ЭП16	63	2781,6	44,15	4х25	69
ЭП17	63	2043,2	32,43	4х25	69
Окончание таблицы 10
Позиция	Ток теплового расцепителя , А	Ток однофазного КЗ , А	Коэффициент чувствительности	Сечение мм2	Допустимый ток , А
ЭП18	63	2258,1	35,84	4х25	69
ЭП19	63	2455,1	38,97	4х25	69
ЭП20	63	1861,4	29,55	4х25	69
ЭП21	63	2043,2	32,43	4х25	69
ЭП22	63	2203,2	34,97	4х25	69
ЭП23	25	2390,9	95,64	4х6	29,44
ЭП24	25	2390,9	95,64	4х6	29,44
ЭП25	25	2319,4	92,78	4х6	29,44
ЭП26	25	1384	55,36	4х6	29,44
ЭП27	63	2819,5	44,75	4х25	69
ЭП28	63	2819,5	44,75	4х25	69
ЭП29	63	2720,6	43,18	4х25	69
ЭП30	63	2414,6	38,33	4х25	69
ЭП31	63	2562,7	40,68	4х25	69
ЭП32	63	2562,7	40,68	4х25	69
ЭП33	63	2480,7	39,38	4х25	69
ЭП34	63	2223,8	35,30	4х25	69
ЭП35	63	2289,4	36,34	4х25	69
ЭП36	63	2289,4	36,34	4х25	69
ЭП37	63	2223,8	35,30	4х25	69
ЭП38	63	2010,1	31,91	4х25	69
ЭП39	20	304,9	15,25	4х4	24,84
ЭП40	20	340,6	17,03	4х4	24,84
ЭП41	20	387,5	19,38	4х4	24,84
ЭП42	20	449,5	22,48	4х4	24,84
ЭП43	20	502,2	25,11	4х4	24,84
ЭП44	20	661,1	33,06	4х4	24,84
ЭП45	100	2108	21,08	4х50	101,2
ЭП46	100	2223,2	22,23	4х50	101,2
ЭП47	100	2356,6	23,57	4х50	101,2
ЭП48	100	2563,4	25,63	4х50	101,2
ЭП49	40	2287,5	57,19	4х16	55,2
ЭП50	40	1708,4	42,71	4х16	55,2
ЭП51	40	1282,9	32,07	4х16	55,2
ЭП52	20	570,9	28,55	4х4	24,84

2.10. Вывод

В данном разделе произведен выбор схемы электроснабжения, расчет электрических нагрузок, включая освещение, выбор кабелей, выбор и согласование аппаратов защиты для столярного цеха №1.

3. ВЫБОР СХЕМ ПИТАЮЩИХ И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ СРЕДНЕГО НАПРЯЖЕНИЯ

3.1. Выбор варианта схемы электроснабжения промзоны

При проектировании схемы электроснабжения наряду с надежностью и экономичностью необходимо учитывать такие требования, как характер размещения нагрузок на территории промзоны, потребляемую мощность, наличие собственного источника питания.

Используем схему электроснабжения от энергетической системы, при отсутствии собственной электростанции, на напряжение 10Кв, изображенную на рисунке 8. [5]

Рисунок 8 – Схема электроснабжения промзоны

Для взаимного резервирования рекомендуется использовать шинные и кабельные перемычки между ближайшими подстанциями, а также концами сетей низшего напряжения, питаемых от разных трансформаторов.

При проектировании общей схемы электроснабжения необходимо принимать варианты, обеспечивающие рациональное использование ячеек распределительных устройств, минимальную длину распределительной сети, максимум экономии коммутационно-защитной аппаратуры.

Выбор схемы распределительной сети среднего напряжения 10 кВ осуществляется на основании техники-экономического сравнения 2-х вариантов: радиальной с проектированием ЦРП и петлевой.

3.2. Вывод

В данном разделе был произведен выбор рода тока и системы напряжения. Рекомендована система напряжений 10/0,4 переменного тока промышленной частоты 50Гц. Выбор схемы распределительной сети среднего напряжения 10 кВ осуществляется на основании технико-экономического сравнения, для того чтобы найти оптимальный вариант.

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА И МОЖНОСТИ КТП. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ КТП И РЦП

4.1. Определение числа и мощности КТП

Характеристика всех производственных помещений получается аналогично расчету столярного цеха №1. Результаты расчета представлены в таблице 11.

Таблица 11 – Характеристика производственных помещений предприятия

№	Производственное помещение	Полная расчетная мощность,	Коэффициент мощности, cos	Активная мощность,	Реактивная мощность,	Категория по надежности электро-снабжения
1	Столярный цех №1	376	0,66	248	282	2
2	Столярный цех №2	410	0,71	291	289	2
3	Столярный цех №3	440	0,7	308	314	2
4	Основной склад	60	0,8	48	36	3
5	Диэлектрическая сушильная камера №1	110	0,5	55	95	2
6	Диэлектрическая сушильная камера №2	110	0,5	55	95	2
7	Диэлектрическая сушильная камера №3	110	0,5	55	95	2
8	Пилорама	220	0,7	154	157	2
9	Склад №2	20	0,8	16	12	3
10	Офисные помещения	30	0,9	27	13	3
11	Котельная	60	0,8	48	36	1
Суммарная мощность		1946

От правильного выбора числа и мощности трансформаторов ТП, а также их размещения на территории микрорайона зависит эффективность функционирования системы в целом. Выбор числа трансформаторов зависит от категории надежности и выбранной схемы электроснабжения подключенных потребителей. В частности, для питания потребителей I категории и ответственных потребителей II категории применяются двухтрансформаторные подстанции в сочетании с двухлучевыми схемами питания. Каждый трансформатор при этом питается от отдельной линии, подключенной к независимому источнику питания. В случае выхода из строя одного из трансформаторов другой, в соответствии с допустимой по ПУЭ аварийной перегрузкой, обеспечивает питание почти всех потребителей, подключенных к ТП. Перевод нагрузки с отказавшего трансформатора на оставшийся в работе должен осуществляться автоматически. Для питания потребителей II и III категорий в зависимости от суммарной нагрузки потребителей могут применяться как двух-, так и однотрансформаторные подстанции в сочетании с петлевыми схемами питания. Причем, при применении однотрансформаторных подстанций питание потребителей II категории в аварийном режиме осуществляется от ближайшей ТП посредством перемычки.

Ориентировочное число ТП определяется по формуле (41): [10]

(41)

где – коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме, при расчетах принимается равным 0,7; S_тр.ном. – номинальная мощность трансформатора, кВ*А; n_тр. – число трансформаторов ТП. Так как на рассматриваемом предприятии имеются потребители I и II категории, то принимаем число трансформаторов ТП равным двум.

. Принимаем N_ТП = 3.

Потребители разбиваются на группы, число которых равно числу ТП. Произведем распределение нагрузок по ТП:

ТП1: столярный цех №1, диэлектрическая сушильная камера №1,2,3.

ТП2: столярный цех №3, основной склад, пилорама.

ТП3: столярный цех №2, склад №2, офисные помещения, котельная.

4.2. Расчет мощности нагрузок, подключенных к КТП

Определяется установленная мощность каждой ТП в зависимости от подключенных потребителей.

Затем действительные значения коэффициентов загрузки сравниваются с допустимыми значениями. Действительные значения коэффициентов загрузки в нормальном и послеаварийном режимах определя­ются по формулам (42) и (43):

(42)

(43)

где S_р.ТП – расчетная мощность ТП, кВ*А; S_тр.ном. – номинальная мощность трансформаторов ТП, кВ*А; n_тр. – число трансформаторов ТП.

Полученные по формулам (42) и (43) коэффициенты не должны превышать следующих значений:

Для ТП1:

Sр.ТП1

Мощность трансформаторов выбрана правильно.

Для ТП2:

Sр.ТП2

Мощность трансформаторов выбрана правильно.

Для ТП3:

Sр.ТП3

Мощность трансформаторов выбрана правильно вследствие возможного увеличения потребляемой энергии в будущем.

Технические характеристики ТМ-630/10:

ТМ-630/10 с параметрами: U_вн=10 кВ; U_нн=0.4 кВ; ∆Р_хх=1.31 кВт; ∆Р_кз=7.6 кВт; U_к=5.5%; I_хх=2%; схема соединения ∆/Y₀; сопротивление прямой последовательности: R_т=3.1 мОм; X_т=13,6 мОм; Z_т=14 мОм; сопротивление при однофазном замыкании Z_то/3=42 мОм.

Выбираем КТП наружной установки тупикового исполнения киоскового типа серии: 2КТП-КО-1А-630-10/0,4 У1, “2” – количество трансформаторов, “К” – киоскового типа, “О” – подстанция общепромышленного назначения; 1А – “1” - разъединитель на вводе, “А” – автоматический выключатель на отходящих линиях; 630 – мощность трансформатора, кВА; 10/0,4 - “10”- класс напряжения трансформатора, кВ; “0,4”- номинальное напряжение на низшей стороне, кВ; У1 – “У” – умеренный климат, “1” – категория размещения.

4.3. Определение местоположения пунктов питания на территории промзоны

Конструктивно КТП выполнены в виде отдельно стоящих одноэтажных сооружений с кабельными вводами. Для уменьшения приведенных затрат в сети 0,4 кВ ТП располагают как можно ближе к центру электрических нагрузок. Координаты центра нагрузок определяются графо-аналитическим методом по формулам (44), (45):

(44)

(45)

где Р_р.i – электрические нагрузки, подключенных к ТП потребителей, кВт; X_i, Y_i – центры нагрузок потребителей.

При размещении ТП необходимо предусматривать возможность проезда для производства монтажных и ремонтных работ, удобный подход кабельных линий ВН и НН, а также архитектурные требования застройки селитебной зоны, поэтому допускается перенос центров ТП на небольшое расстояние таким образом, чтобы выполнялись вышеперечисленные требования.

Определяем центры нагрузок потребителей графическим методом. Для этого определим координаты центров зданий (рисунок 9). Результаты занесем в таблицу 12.

Рисунок 9 – Координаты центра нагрузок

Таблица 12 – Координаты центров нагрузок потребителей

Здание, тип	Координаты центра на плане, см
	Х	Y
Столярный цех №1	1,46	3,76
Столярный цех №2	2,78	3,76
Столярный цех №3	4,1	3,76
Основной склад	5,5	3,46
Диэлектрическая сушильная камера №1	1,46	2,51
Диэлектрическая сушильная камера №2	1,46	2,02
Диэлектрическая сушильная камера №3	1,46	1,54
Пилорама	5,05	1,96
Склад №2	1,46	0,56
Офисные помещения	4,31	0,92
Котельная	5,7	0,8

Определяем координаты ТП по формулам (44) и (45).

Для КТП1:

Для КТП2:

Для КТП3:

Для ЦРП:

Истинные координаты:

Для КТП1 (2,5;2,77); КТП 2 (4,44;2,77); КТП 3 (3,54;2,77); ЦРП (3;2,7).

Отобразим полученные координаты КТП и ЦП на плане с учетом переноса (рисунок 10).

4.4. Вывод

В данном разделе определяется число, и мощность КТП, тип трансформаторов. Производится расчет центров нагрузок и на основании этого определяется месторасположение КТП и ЦРП.

5. РАСЧЕТ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ 10 КВ И 0,4 КВ

5.1. Выполнение распределительной сети 0,4 кВ

Расчет сети заключается в выборе сечения и марок проводов и кабелей, а также в выборе защитной аппаратуры для отключения поврежденной линии при коротком замыкании (к.з.) с целью предохранения элементов сети от различных повреждений, а также по условиям техники безопасности.

Распределительная сеть 0,4 кВ выполняется по радиальной схеме. Трассы КЛ прокладываются по техническим полосам и пешеходным тротуарам по кратчайшему пути. При этом КЛ не должны проходить по участкам на которых проектируется строительство новых объектов. Выбор трассы должен учитывать имеющиеся подземные коммуникации и зеленые насаждения. Минимально возможные расстояния до тепло-, газопроводов, стволов деревьев и т.д. нормируется ПУЭ (п.2.3.87-2.3.93) [1].

Схема выбранных трасс КЛ на 0,4 кВ показана на рисунке 11.

Сечения жил кабелей распределительной сети 0,4 кВ выбираются по длительно допустимому току в нормальном и послеаварийном режимах, а также по допустимым потерям напряжения.

Выбор сечения кабелей производится в следующей последовательности:

1. Определяется нагрузка линий;

2. Рассчитывается ток в линии по формуле (46):

(46)

где – расчетный ток в линии, А;– полная мощность передаваемая по линии, кВ*А.

3. Определяется поправочный коэффициент на условия прокладки кабеля по формуле (47):

(47)

где – температурный коэффициент, который принимается по таблице 1.3.3 [1] для расстояния между кабелями в светуа = 100 мм; – коэффициент на параллельную прокладку кабелей, лежащих рядом в земле, принимается по таблице 1.3.26 [1];– коэффициент перегрузки трансформаторов в послеаварийном режиме, определенный в гл. 4;– поправочный коэффициент на удельное сопротивление грунта, принимается по таблице 1.3.23 [1];– коэффициент смены напряжения; при использовании кабелей на номинальное напряжение равен 1,0.

Т.к. на территории республики Марий-Эл средняя температура земли на глубине 70 см составляет 5С, следовательно, температурный коэффициент (для нормальной температуры при прокладке в земле t_з = 15C) равен .

Коэффициент, учитывающий количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле в нормальном режиме работы (для двух парал­лельных кабелей). В послеаварийном режиме работы (обрыв одного кабеля рассматриваемой линии), принимается(для одного кабеля).

Поправочный коэффициент на удельное сопротивление грунта принимаем равным (для нормальной почвы).

4. Проверяется условие по формуле (48):

(48)

где– допустимый рабочий ток кабеля, А;– номинальный допустимый ток кабеля при нормальных условиях прокладки.

– принимается по [1].

5. Производится проверка выбранного сечения на допустимые потери напряжения в линии по формуле (49):

(49)

где А_i= 0,69 – для трехфазной линии [4];r_0i,x_0i– соответственно удельное активное и реактивное сопротивление кабеля, Ом/км;– коэффициент мощности линий;– длина участка линии, км.

Допустимые потери напряжения в распределительной сети 0,4 кВ до ввода в здание принимаются равными 5 %.

При превышении потерь напряжения в линии указанных значений – сечение кабеля увеличивается до необходимых значения.

6. Проверка выбранных сечений кабелей по допустимой потере напряжения в послеаварийном режиме ведется с учетом допустимого снижения напряжения на зажимах ЭП еще на 5%. Таким образом:

Минимальное сечение кабелей 10 кВ равно 35 мм², а линий 0,38 кВ – 16мм².

В качестве примера рассмотрим выбор сечения кабеля, питающего склад №2. Склад относится к третьей категории по надежности электроснабжения, поэтому прокладываем один кабель. Расчетный ток кабеля в нормальном режиме составляет:

Поправочный коэффициент на условия прокладки кабеля:

Выбираем кабель марки АПвБбШп 316 + 110 мм². Сечение данной марки кабеля выбирается по таблице 1.3.16 [1] в графе четырехжильных кабелей до 1 кВ, и для линии КТП3–9 равноF= 16 мм²,=90А.

97,2 А > 30,42 А.

Условие выполняется, принимаем выбранное сечение жилы, результаты расчетов заносим в таблицу 13.

Таблица 13 – Выбор сечения кабельных линий

Участок линии	Длина линии, м	Кол-во кабелей	Мощность, пере­даваемая по линии, кВA		Токовая нагрузка кабеля, A		Поправочный коэффициент		Сечение кабеля ААБлУ, мм2	Длительно допустимый ток кабеля, А
			в норм. режиме	в послеав. режиме	в норм. режиме	в послеав. режиме
КТП1–1	214	3	188	376	190	285	0,91	1,4	395+170	240	220	336
КТП1–5	114	2	55	110	83	167	0,972	1,523	325+116	115	112	175
КТП1–6	241	2	55	110	83	167	0,972	1,523	325+116	115	112	175
КТП1–7	388	2	55	110	83	167	0,972	1,523	325+116	115	112	175
КТП2–3	99	3	220	440	222	333	0,91	1,4	395+170	240	220	336
КТП2–4	68	1	60	–	91	–	1,08	–	325+116	115	124	–
КТП2–8	91	2	110	220	167	333	0,972	1,534	395+170	240	233	368
КТП3–2	117	3	205	410	207	311	0,91	1,4	395+170	240	220	336
КТП3–9	381	1	20	–	30	–	1,08	–	316+110	90	97	–
11-10	120	1	30	–	45	–	1,08	–	316+110	90	97	–
КТП3–11	1179	2	45	90	68	136	0,972	1,523	325+116	115	112	175

Допустимые потери напряжения для кабелей 0,4 кВ, по которым будет осуществляться проверка, составляют:

- в нормальном режиме ;

- в послеаварийном режиме допускается потеря напряжения допол­нительно на 5%, т.е. .

Определение потери напряжения в кабельных линиях покажем на примере линии КТП1–1.

Потери напряжения в кабельной линии в нормальном режиме работы определяются по формуле (50): [12]

, (50)

где – расчетный ток в нормальном режиме работы [1];– расчетный коэффициент; – расчетный коэффициент, определяемый по формуле (51):

(51)

–номинальное напряжение сети, В;r₀ и x₀ – удельные сопротивления кабеля, которые зависят от сечения жилы, и выбираются по справочным данным, Ом/км; L – длина линии, км.

Тогда потери в нормальном режиме:

Проверяем полученные потери по допустимой потере напряжения по формуле (52):

(52)

4,65% < 5%.

Данное сечение удовлетворяет требованиям качества электрической энергии.

Проведем выбранного сечения по потере напряжения в послеаварийном режиме работы. Потери напряжения в кабельной линии в послеаварийном режиме работы определяются по формуле (53):

, (53)

где – расчетный ток в послеаварийном режиме работы.

Проводим проверку полученных потерь по допустимой потере напряжения в послеаварийном режиме работы по формуле (54):

(54)

6,98% < 10%.

Таким образом, полученные потери меньше допустимых значений, поэтому можно сделать вывод, что сечение кабеля выбрано верно. Если линия состоит из нескольких участков, то потери на участках суммируют и сравнивают с допустимыми. Аналогичные расчеты проводятся для всех линий сети, результаты сводятся в таблицу 14.

Таблица 14 – Расчет потерь напряжения в распределительной сети 0,4кВ

Участок линии	Сечение F, мм2	Длина L, м	Уд. сопр. линии, Ом/км		Расчетные коэффициенты		Потеря напр-я в нормальном режиме, %		Потеря напр-я в послеаварийном режиме ∆Uп.ав., %
			r0	x0	cos	sin	∆Uн	ΣUн
КТП1–1	3120+170	214	0,34	0,06	0,66	0,75	4,65	-	6,98
КТП1–5	350+125	114	1,28	0,07	0,5	0,87	2,77	-	5,57
КТП1–6*	350+125	241	0,55	0,06	0,5	0,87	2,82	-	5,68
КТП1–7*	350+125	388	1,28	0,07	0,5	0,87	4,58	-	9,22
КТП2–3	395+170	99	0,34	0,06	0,7	0,71	2,67	-	4,01
КТП2–4	350+125	68	1,28	0,07	0,8	0,6	2,86	-	-
КТП2–8	3120+170	91	0,34	0,06	0,7	0,71	1,85	-	3,68
КТП3–2	3120+170	117	0,34	0,06	0,71	0,7	2,94	-	4,42
КТП3–9*	325+116	381	1,28	0,07	0,8	0,6	4,9	-	-
11-10	316+110	120	1,95	0,07	0,9	0,44	1,9	4,83	-
КТП3–11*	3120+170	1179	0,14	0,05	0,8	0,6	2,93	-	5,89

Примечание: в данной таблице * – сечение линии увеличенное, т.к. потери в линии больше допустимых.

Выбор защитной аппаратуры.

В качестве защитного аппарата выбираются автоматические воздушные выключатели серии ВА. Выключатели выбирают по следующим условиям:

1) по номинальному напряжению автоматического выключателя по формуле (55):

U_н.а  U_н.с (55)

где U_н.с – номинальное напряжение сети = 380 В.

2) по номинальному току теплового расцепителя по формуле (56):

I_н.т  k_нI_р (56)

где k_н – коэффициент надежности учитывающий разброс времени срабатывания теплового расцепителя 1,1-1,3; I_р – максимальный рабочий ток.

3) по току срабатывания электромагнитного расцепителя по формуле (57):

I_э.р  k_запI_макс (57)

где k_зап – коэффициент запаса =1,25.

Например, рассмотрим выбор автомата для КТП1-1: I_р=190 А, I_max=285, тогда по формулам (56) и (57):

I_{н.т.расч}= 1,2 190= 228 А,

I_{э.р.расч} = 1,25 285 = 356,25 А

Выбираем автоматический выключатель серии ВА51-35, номинальное напряжение автомата – до 660В, номинальный ток теплового расцепителя – I_н..т=250 А, кратность тока электромагнитного расцепителя определяется по формуле (58):

k_р=(58)

Для данного автомата k_р=5. Выразим из формулы (58) I_э.р для данного автомата:

Iэ.р = 250 5 = 1250 А

Iэ.р > Iэ.р.расч,

1250>356,25

Условия выбора выполняются.

Аналогично выбираются автоматические выключатели для других ЭП. Результаты выбора сводятся в таблицу 15.

Таблица 15 – Результаты выбора автоматических выключателей [13]

Позиция	Расчетные токи расцепителей		Тип выключателя	Токи расцепителей
	Теплового Iн.т.расч., А	Элетромагнитного Iэ.рэрасч., А		Теплового Iн.т., А	Элетромагнитного Iэ.р., А
КТП 1–1	228	356	ВА 51-35	250	1250
КТП 1–5	100	209	ВА 51-35	125	1000
КТП 1–6	100	209	ВА 51-35	125	1000
КТП 1–7	100	209	ВА 51-35	125	1000
КТП 2–3	266	416	ВА 51-35	250	1250
КТП 2–4	109	136	ВА 51-35	125	1000
КТП 2–8	200	416	ВА 51-35	250	1250
КТП 3–2	248	389	ВА 51-35	250	1250
КТП 3–9	36	45	ВА 51-35	63	630
11-10	54	68	ВА 51-35	63	630
КТП 3–11	82	170	ВА 51-35	125	1000

Расчет однофазного тока КЗ и проверка чувствительности защитного аппарата к току однофазного КЗ.

Расчет однофазного тока КЗ покажем на примере кабельной линии КТП1-1. Расчетная схема для определения тока однофазного КЗ показана на рисунке 12.

Рисунок 12 – Расчетная схема для определения тока однофазного КЗ

На основании расчетной схемы составим схему замещения, которая показана на рисунке 13.

Рисунок 13 – Схема замещения для определения однофазного тока КЗ

Согласно ПУЭ, ток однофазного КЗ определяется по формуле (59), в которой пренебрегают переходными сопротивлениями коммутационных аппаратов: [1]

(59)

где U_ср. – фазное среднее напряжение сети, U_ср. = 230 В; – полное сопротивление трансформатора при однофазном КЗ, равно= 0,042 Ом;– сопротивление петли «фаза-нуль», Ом; определяется по формуле (60):

, (60)

где – удельное сопротивление петли «фаза-нуль», Ом/км; определяется по таблице 8.16 [4];L – длина КЛ, км.

Таким образом, ток однофазного КЗ в точке K⁽¹⁾:

Чувствительность защитного аппарата к данному току определяется коэффициентом чувствительности, который определяется по формуле (61):

Кч=(61)

где – уставка теплового расцепителя автоматического выключателя при его срабатывании на отключение КЗ, А.

Для выключателя, установленного на линии КТП1-1:

Полученное значение коэффициента чувствительности сравнивается с минимально допустимым значением K_{ч.мин.доп.} = 3. Так как K_ч = 3,26 > 3, то выключатель надежно отключит поврежденную линию. Аналогичные расчеты проводятся и для других линий, только в случае, если линия состоит из нескольких участков, сопротивления Z_п1 и Z_п2 просто складываются. Результаты расчетов представлены в таблице 16.

Таблица 16 – Расчет токов однофазного КЗ и проверка коэффициента чувствительности распределительной сети 0,4 кВ

Позиция	Ток теплового расцепителя Iн.т, А	Ток однофазного КЗ Iкз, кА	Коэффициент чувствительности Кч	Сечение F, мм2	Допустимый ток Iдоп, А
КТП 1–1	250	963	3,21	3120+170	270
КТП 1–5	125	496	3,97	350+125	160
КТП 1–6	125	483	3,87	350+125	160
КТП 1–7	125	388	3,1	350+125	160
КТП 2–3	300	1728	5,76	395+170	240
КТП 2–4	125	783	6,27	350+125	160
КТП 2–8	250	1829	6,10	3120+170	270
КТП 3–2	250	1537	5,12	3120+170	270
КТП 3–9	63	195	3,1	325+116	90
11-10	63	306	4,85	316+110	90
КТП 3–11	125	401	3,2	3120+170	270

Определение трехфазного тока КЗ и проверка аппаратов защиты на предельную отключающую способность.

Определение трехфазного тока КЗ на шинах трансформатора необходимо для того, чтобы проверить выбранный защитный аппарат, т.е. автоматический выключатель, на предельную отключающую способность, которая характеризуется предельным током отключения выключателя.

Расчетная схема для определения тока трехфазного КЗ приведена на рисунке 14.

Рисунок 14 – Расчетная схема для определения тока трехфазного КЗ

На основании данной схемы составлена схема замещения, показанная на рисунке 15.

Рисунок 15 – Схема замещения для определения тока трехфазного КЗ

Ток трехфазного КЗ будет одинаков для всех КТП.

Ток трехфазного КЗ на шинах КТП () определяется по формуле (62), кА:

, (62)

где U_ср. – среднее линейное напряжение сети, U_ср. = 0,4 кВ; Z_тр. – полное сопротивление трансформатора; для трансформатора мощнос­тью 630 кВА и со схемой соединения обмоток ∆/Y₀ Z_тр. = 0,056 Ом.

Таким образом, ток трехфазного КЗ равен:

Правильность выбора выключателя с точки зрения предельной отключающей способности оценивается формулой (63):

, (63)

где I_пр.отк. – предельный ток отключения выключателя, т.е. максимальный ток, который может отключить выбранный выключатель, кА.

Проверим условие (63):

I_пр.отк. =25 кА > = 4,12 кА.

Т.к. условие (63) выполняется для всех выключателей, то можно сделать вывод, защитные аппараты выбраны верно.

Таким образом, в результате всех проделанных расчетов и проверок окончательно получены сечения кабелей, которые представлены в таблице 17.

Таблица 17 – Марка и сечение кабеля для распределительной сети 0,4кВ

Позиция	Сечение F, мм2
КТП 1–1	3120+170
КТП 1–5	350+125
КТП 1–6	350+125
КТП 1–7	350+125
КТП 2–3	395+170
КТП 2–4	350+125
КТП 2–8	3120+170
КТП 3–2	3120+170
КТП 3–9	325+116
11-10	316+110
КТП 3–11	3120+170

Определение потерь мощности и энергии в проектируемой распределительной сети 0,4 кВ. Определение потерь мощности и энергии в линиях.

Потери активной и реактивной мощности определяются по формулам (64) и (65):

, кВт (64)

, кВАр (65)

где I_Р – расчетный ток определяется по таблице 13; R_Л, X_Л – активное и индуктивное сопротивление линии.

Годовые потери энергии в линиях найдем по формуле (66):

, МВт год (66)

где t – время потерь, это условное время, за которое максимальный ток нагрузки или расчетный ток протекал по линии, создал бы потери энергии, равные действительным потерям за год, то есть принимается Т_max=4500 ч. – время использования максимальной нагрузки, берется по условию что предприятие односменное, тогда принимаем, что время потерь t = 2250 часов.

Например, для участков линии КТП 1– 1:

По формулам (64) и (65):

Р_л = 5,56 кВт

Q_л = 1,39 кВАр

Полные потери мощности в линиях:

S_л = = 5,73кВА

Годовые потери энергии в линиях по формуле (66):

W_л = 5,73 ^. 2250 = 12,89 МВтгод

Результаты расчета потерь мощности в линиях приведены в таблице 18.

Таблица 18 – Потери мощности и энергии в трансформаторе

Участок линии	Длина линии L, км	Сопротивление линии		Расчетный Ток Iр, А	Потери мощности
		Активное R, Ом	Индуктивное, X, Ом		Активные P, кВт	Реактивные Q, кВар
КТП 1–1	0,214	0,24	0,06	190	5,56	1,39
КТП 1–5	0,114	0,59	0,063	83	1,39	0,15
КТП 1–6	0,241	0,59	0,063	83	2,94	0,31
КТП 1–7	0,388	0,59	0,063	83	4,73	0,51
КТП 2–3	0,099	0,31	0,06	222	4,54	0,88
КТП 2–4	0,068	0,59	0,063	91	1,00	0,11
КТП 2–8	0,091	0,24	0,06	167	1,83	0,46
КТП 3–2	0,117	0,24	0,06	207	3,61	0,90
КТП 3–9	0,381	1,17	0,066	30	1,20	0,07
11-10	0,120	1,84	0,068	45	1,34	0,05
КТП 3–11	1,179	0,24	0,06	68	3,93	0,98

Активные потери мощности в трансформаторе определяется по формуле (67):

DР_тр = DР_х + , кВт (67)

где D Р_х – потери мощности х. х.; D Р_к – потери мощности короткого замыкания; S_н.расч – полная расчетная мощность трансформатора; S_н.тр – полная номинальная мощность трансформатора;

Для КТП1:

D Р_тр = = 1,33 кВт.

Реактивные потери мощности трансформатора определяются по формуле (68):

, (68)

где I_x.x – ток холостого хода трансформатора; U_к – напряжение К.З. трансформатора.

DQ_тр=+= 12,62 кВАр.

Потери энергии в трансформаторе определяются по формуле (69):

, кВт (69)

где – коэффициент загрузки трансформатора,= 0,6.

W_тр= 2^.1,31^.4500 + 2^.7,6^.0,6²2250 = 24102 кВт^.год

Суммарные потери активной и реактивной мощности в линиях и в трансформаторе определяются по формулам (70) и (71):

(70)

(71)

Суммарные годовые потери энергии в линиях и трансформаторе определяются по формуле (72):

(72)

Результаты расчета потерь мощности и электроэнергии приведены в таблице 19.

Таблица 19 – Расчет потерь мощности и электроэнергии

Позиция	D Ртр, кВт	DQтр, кВА	WтркВт.год
КТП 1	1,33	12,62	24102
КТП 2	1,34	12,62	24102
КТП 3	1,32	12,61	17539
В кабелях	32,07	5,81	73516
Итого	36,06	43,66	139259

5.2. Расчет распределительных сетей среднего напряжения 10 кВ

На рисунках 16 и 17 показаны планы прокладки кабелей 10 кВ для двух вариантов схем электроснабжения. Вариант 1 – радиальная схема питания КТП от ЦРП; вариант 2 – смешанная, двойная магистральная и радиальная схема питания.

Выбор сечений кабелей 10 кВ.

Рассчитаем участок питающей сети ЦРП-КТП1 по формулам (73) и (74):

(73)

(74)

где – коэффициент полезного действия трансформатора, принимаемый при напряжении сети 10кВ равным 0,96%; – число кабелей по которым передается нагрузка.

Сечение кабельных линий распределительных сетей 10 кВ выбирается по экономической плотности тока по формуле (75):

(75)

_{где Iр.н. – расчётный ток кабельной линии в нормальном режиме.}

j_э – экономическая плотность тока. Для кабелей с алюминиевыми жилами и числом часов использования максимума нагрузки τ=4500, j_э=1,7.

Принимаем трёхжильный кабель ближайшего сечения на 10 кВ из сшитого полиэтилена: АПвПГ сечением 35 мм² с длительным допустимым током I_доп.=138 А.

Выбранное сечение проверяется по току нормального режима по формуле (76):

(76)

где k_п – поправочный коэффициент на условия прокладки кабеля, учитывающий отклонение температуры окружающей среды от нормированной (+15⁰С) при прокладке кабелей в земле. Определяется по таблице 4.3 [1]. На территории РМЭ средняя температура земли на глубине 70 см составляет +5⁰С. Этой температуре соответствует k_п=1,08.

Таким образом, выбранное сечение удовлетворяет условию протекания по кабелю длительного рабочего тока нормального режима.

Сечение проверяется по току послеаварийного режима по условию (77):

(77)

где k_пер – коэффициент допустимой перегрузки кабеля в послеаварийном режиме. k_пер=1,4

Таким образом, выбранное сечение удовлетворяет условию протекания по кабелю тока послеаварийного режима.

Выбор и расчётная проверка сечений кабелей на остальных участках распределительной сети производится аналогично и заносится в таблицу 20.

Таблица 20 – Выбор сечений кабелей 10 кВ

Участок сети	Полная расч. мощность в норм. режиме Sр.н	Полная расч. мощность в послеав. Режиме Sр.ав	Расч. ток линии в нормальном режиме Iр.н	Расч. ток линии в послеав. Режиме Iр.ав.	Расчётное сечение, Fэ	Стандартное сечение	Допустимый ток ,Iд	Iдн	Iдав.
	кВт	кВА	А	А	мм2	мм2	А	А	А
ГПП-ЦРП	973	1946	58,58	117,17	34,1	35	138	150	210
Вариант 1
ЦРП-КТП1	353	706	21,25	42,5	12,5	35	138	150	210
ЦРП-КТП2	360	720	21,64	43,28	12,7	35	138	150	210
ЦРП-КТП3	260	520	15,32	30,64	9	35	138	150	210
Вариант 2
КТП1-КТП3	620	1240	36,53	73,05	21,49	35	138	150	210
КТП3-КТП2	360	720	21,64	43,28	12,7	35	138	150	210

Выбранные сечения проверяются по термической стойкости к току трехфазного КЗ по выражению (78):

F ≥ F_k (78)

F_k–минимально рекомендуемое сечение, определяемое по формуле(79):

(79)

где Т_пр. – приведенное время КЗ, состоящее из времени срабатывания защиты и времени срабатывания выключателя. Для расчетов принимается Т_пр.=0,6 секунд; С_Т – тепловой импульс. Для кабелей с алюминиевыми жилами С_Т=65.

Ток короткого замыкания на шинах 10 кВ ЦРП будет определяться по формуле (80):

(80)

где U_н=10,5 кВ – номинальное напряжение сети; Z_КЛ – полное сопротивление питающего кабеля, Ом. Полное сопротивление питающего кабеля определяется по формуле(81):

(81)

где R_КЛ=r₀×L и X_КЛ=x₀×L – активное и реактивное сопротивление кабеля, Ом; L – длина питающего кабеля, км.

По формуле (79) минимальное сечение кабелей с алюминиевыми жилами при выдержке времени защиты 0,6 с., присоединенных к шинам 10кВ:

50мм²>45,6мм²

Полное сопротивление питающего кабеля по формуле (81) будет составлять:

Ток короткого замыкания на шинах 10 кВ ЦРП по формуле (80):

По формуле (79) минимальное сечение кабелей с алюминиевыми жилами при выдержке времени защиты 0,6с., присоединенных к шинам 10кВ ЦРП:

Минимальное сечение распределительных кабелей 10 кВ, отходящих от ЦРП составляет 35 мм².

Проверка выбранного сечения кабеля по допустимой потере напряжения.

Согласно п. 5.7. [2] в сетях напряжением 10 кВ допустимые потери напряжения должны быть не более 4%.

ΔU=4%U_ном , (82)

Расчётные потери напряжения в распределительной сети 10 кВ аналогично расчётным потерям напряжения в распределительных сетях 0,4 кВ, находятся по формуле (83):

, (83)

Результат расчета потерь напряжения в линиях 10кВ показаны в таблице21.

Таблица 21 – Результаты расчёта потерь напряжения в линиях 10 кВ

Участок сети	Сечение, мм2	Удельное активное сопротивление линии, R0, Ом/км	Удельное индуктивное сопротивление линии, X0, Ом/км	Длина линии L, км	Потеря напряжения, ΔU,%	ΔU<4% Uном
ГПП-ЦРП	50	0,641	0,184	0,9	3,3	да
ВАРИАНТ 1
ЦРП-КТП1	35	0,927	0,191	0,086	0,55	да
ЦРП-КТП2	35	0,927	0,191	0,353	2,59	да
ЦРП-КТП3	35	0,927	0,191	0,096	0,52	да
ВАРИАНТ 2
КТП1-КТП3	35	0,927	0,191	0,246	1,23	да
КТП3-КТП2	35	0,927	0,191	0,214	1,57	да

5.3. Вывод

В данном разделе производился выбор сечения кабельных жил и их проверка по допустимой потере напряжения, выбор и согласование защитной аппаратуры, расчет токов короткого замыкания, определение потерь мощности и электроэнергии в распределительной сети 0,4кВ и 10 кВ.

6. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ 10 КВ

6.1. Вычисление дисконтированных затрат

Наиболее экономичным решением электроснабжения является вариант, отвечающий техническим требованиям и имеющий наименьшие приведенные затраты. Если приведенные затраты отличаются на 3-5%, то предпочтение следует отдавать варианту с меньшими капиталовложениями, с лучшими качественными показателями.

Каноническая формула (84) дисконтированных затрат на сооружение и эксплуатацию какого-либо объекта в течение расчетного периода Тр (10 лет) имеет вид [7]:

(84)

где Ксоор и Иt– капиталовложения на сооружение объекта и суммарные издержки его эксплуатации в год, тыс. руб.; Кликв.t– ликвидационная (остаточная) стоимость объекта на момент окончания расчетного периода, тыс. руб; Е – норматив дисконтирования (приведение разновременных затрат), Е=0,1.

Суммарные издержки на эксплуатацию определяются по формуле (85):

(85)

где Иобсл. – издержки из отчислений на ремонт и обслуживание (без отчислений на реновацию), тыс. руб., определяются по формуле (86); Ипот. – издержки на возмещение потерь электроэнергии, тыс. руб., определяется по формуле (87).

₍₈₆₎

(87)

где Ксоор. – суммарная дисконтированная стоимость сооружения объекта на момент начала его эксплуатации, т.е. за период строительства; а_рен. – коэффициент отчислений на реновацию; а – общие нормы отчислений от капиталовложений;– потери электроэнергии, кВт*ч; С – стоимость 1 кВт*ч электроэнергии.

Ликвидационная стоимость определяется через коэффициент отчислений на реновацию и время эксплуатации объекта до окончания расчетного периода по формуле (88):

(88)

Срок строительства сети составляет 2 года.

Суммарные дисконтированные затраты могут быть представлены в виде суммы четырех составляющих по формуле (89):

(89)

где,

В правой части уравнения (89) первые три составляющие определяют стоимость сооружения объекта. Поэтому их целесообразно определить в общий параметр, присвоив ему условное название «капитальные затраты» по формуле (90):

(90)

Дэкв – эквивалентный дисконтирующий множитель, определяется по формуле (91):

(91)

Др.э. – расчетный дисконтирующий множитель за срок эксплуатации до окончания расчетного периода, который определяется по формуле (92):

(92)

Тогда окончательно получим формулу (93):

(93)

Таким образом, при выборе наилучшего из вариантов следует использовать критерий минимума суммарных затрат, который записывается в виде и формируется следующим образом: оптимальному варианту электрической сети соответствует наименьшее значение суммарных затрат на ее сооружение и эксплуатацию в течение заданного расчетного периода.

Капиталовложения рассчитываются по укрупненным показателям стоимости.

В таблице 22 приведен расчет капитальных затрат по рассматриваемым вариантам распределительной сети 10 кВ. Равновеликие составляющие (стоимость КТП, питающего кабеля) не учитывается. Цены приняты по прайс-листам [16,17] по состоянию на 15 февраля 2013 г.

Таблица 22 – Определение капитальных затрат

№	Наименование оборудования	Стоимость единицы (цены 2013г.), тыс.руб.	Вариант
			1		2
			Кол-во единиц, (шт, км)	Общая сметная стоимость, тыс.руб.	Кол-во единиц, (шт, км)	Общая сметная стоимость, тыс.руб.
1	Кабель АПвПГ 3х35	369,5	0,54	214,11	0,46	182,39
2	Кабель АПвПГ 3х50	475,7	0,9	428,13	1,8	856,26
3	ЦРП- 10кВ	1293,04	1	1293,04	-
Итого:				1721,17			1038,65

При технико-экономическом сопоставлении вариантов электрических сетей ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов сети определяют, как долю от капиталовложений по формуле (94):

(94)

где, а_кл, а_вв– общие нормы отчислений от капиталовложений соответственно для кабельных линий и выключателей, складывающихся из норм амортизационных отчислений а_ами отчислений на текущий ремонт и обслуживание а_обсл.

Часть амортизационных отчислений используется для замены оборудования по истечению срока службы на новое и называется отчислениями на реновацию арен. Вторая часть обеспечивает возможность выполнения периодических капитальных ремонтов а_к.р.. Таким образом, общая норма отчислений имеет три составляющие по формуле (95):

(95)

Ежегодные отчисления на амортизацию и обслуживание КЛ составляют для линий, выполненных алюминиевыми кабелями в траншее 6,3% от капитальных затрат. Ежегодные отчисления на амортизацию и обслуживание вакуумных выключателей составляют 2,4% от капитальных затрат (не нуждаются в капитальном ремонте, незначительные затраты на обслуживание).

Следовательно, для первого варианта:

для второго варианта:

Стоимость потерь электрической энергии И_пот.КЛ, тыс.руб. в КЛ определяется по формуле (96):

(96)

где С = 1,4 руб/кВт*час – стоимость 1 кВт потерь электроэнергии; n– количество цепей в линии;Imax,i– максимальный ток одной цепи КЛ в нормальном режиме, А;r_0i – удельное активное сопротивление провода;L– длина линии, км; _{– время максимальных потерь.}

_{Токи, проходящие в КЛ определены выше.}

Время максимальных потерь определяется по формуле (97):

(97)

где Т_макс– число часов использования максимальной нагрузки в линии.

Время максимальных потерь составит:

Результаты расчета стоимости потерь электроэнергии в КЛ 10 кВ приведены в таблице 23.

Таблица 23 –Результаты расчета стоимости потерь электроэнергии в КЛ 10 кВ

№ варианта	Линия	Iмакс, А	r0, Ом/км	L, км	Ипот.КЛ, тыс.руб.
1	ГПП-ЦРП	58,58	0,641	0,9	9,6
	ЦРП-КТП1	21,25	0,927	0,086	0,87
	ЦРП-КТП2	21,64	0,927	0,353	3,71
	ЦРП-КТП3	15,32	0,927	0,096	0,51
2	ГПП-КТП1; КТП2-ГПП	58,58	0,641	1,8	19,2
	КТП1-КТП3	36,53	0,927	0,096	2,88
	КТП3-КТП2	21,64	0,927	0,214	2,25

Суммарная стоимость потерь электрической энергии в кабельной линии составляет для:

1-го варианта схемы:

2-го варианта схемы:

Расчетный дисконтирующий множитель за срок эксплуатации до окончания расчетного периода определяется по формуле (98):

(98)

Эквивалентный дисконтирующий множитель равен:

Суммарные затраты на возмещение потерь электроэнергии за расчетный период (10 лет):

Вариант 1:

Вариант 2:

Определим суммарные дисконтированные затраты для обоих вариантов распределительной сети по формуле (99):

(99)

Вариант 1:

Вариант 2:

Таким образом, наиболее экономичный второй вариант распределительной сети 10 кВ. Принимаем окончательно петлевую схему питания КТП .

6.2. Вывод

В данном разделе было произведено технико-экономическое сравнение двух вариантов распределительной сети 10 кВ: радиальной с ЦРП и петлевой. На основании расчетов окончательно принимают радиальную схему питания КТП, так как она экономичнее и полностью удовлетворяет требованиям качества и надежности.