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).

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 свету а = 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 5С, следовательно, температурный коэффициент (для нормальной температуры при прокладке в земле t_з = 15C) 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 316 + 110 мм². Сечение данной марки кабеля выбирается по таблице 1.3.16 [1] в графе четырехжильных кабелей до 1 кВ, и для линии КТП3-9 равно F = 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	впослеав. режиме	в норм. режиме	в послеав.режиме
КТП1-1	214	3	188	376	190	285	0,91	1,4	395+170	240	220	336
КТП1-5	114	2	55	110	83	167	0,972	1,523	325+116	115	112	175
КТП1-6	241	2	55	110	83	167	0,972	1,523	325+116	115	112	175
КТП1-7	388	2	55	110	83	167	0,972	1,523	325+116	115	112	175
КТП2-3	99	3	220	440	222	333	0,91	1,4	395+170	240	220	336
КТП2-4	68	1	60	-	91	-	1,08	-	325+116	115	124	-
КТП2-8	91	2	110	220	167	333	0,972	1,534	395+170	240	233	368
КТП3-2	117	3	205	410	207	311	0,91	1,4	395+170	240	220	336
КТП3-9	381	1	20	-	30	-	1,08	-	316+110	90	97	-
11-10	120	1	30	-	45	-	1,08	-	316+110	90	97	-
КТП3-11	1179	2	45	90	68	136	0,972	1,523	325+116	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	УUн
КТП1-1	3120+170	214	0,34	0,06	0,66	0,75	4,65	-	6,98
КТП1-5	350+125	114	1,28	0,07	0,5	0,87	2,77	-	5,57
КТП1-6*	350+125	241	0,55	0,06	0,5	0,87	2,82	-	5,68
КТП1-7*	350+125	388	1,28	0,07	0,5	0,87	4,58	-	9,22
КТП2-3	395+170	99	0,34	0,06	0,7	0,71	2,67	-	4,01
КТП2-4	350+125	68	1,28	0,07	0,8	0,6	2,86	-	-
КТП2-8	3120+170	91	0,34	0,06	0,7	0,71	1,85	-	3,68
КТП3-2	3120+170	117	0,34	0,06	0,71	0,7	2,94	-	4,42
КТП3-9*	325+116	381	1,28	0,07	0,8	0,6	4,9	-	-
11-10	316+110	120	1,95	0,07	0,9	0,44	1,9	4,83	-
КТП3-11*	3120+170	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)

гдеk_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)

гдеk_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	3120+170	270
КТП 1-5	125	496	3,97	350+125	160
КТП 1-6	125	483	3,87	350+125	160
КТП 1-7	125	388	3,1	350+125	160
КТП 2-3	300	1728	5,76	395+170	240
КТП 2-4	125	783	6,27	350+125	160
КТП 2-8	250	1829	6,10	3120+170	270
КТП 3-2	250	1537	5,12	3120+170	270
КТП 3-9	63	195	3,1	325+116	90
11-10	63	306	4,85	316+110	90
КТП 3-11	125	401	3,2	3120+170	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	3120+170
КТП 1-5	350+125
КТП 1-6	350+125
КТП 1-7	350+125
КТП 2-3	395+170
КТП 2-4	350+125
КТП 2-8	3120+170
КТП 3-2	3120+170
КТП 3-9	325+116
11-10	316+110
КТП 3-11	3120+170

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 - 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 = 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 МВт год

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):

Р_тр = Р_х + , кВт (67)

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

Для КТП1:

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.

Q_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 ^. 0,6² 2250 = 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	Ртр, кВт	Qтр, кВА	Wтр кВт . 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 I_р.н. - расчётный ток кабельной линии в нормальном режиме.

j_э - экономическая плотность тока. Для кабелей с алюминиевыми жилами и числом часов использования максимума нагрузки ф=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=r₀ЧL и X_КЛ=x₀ЧL - 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%.

ДU=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, ДU,%	ДU<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

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_ам и 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 .

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.

7. ЗАЗЕМЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

7.1 Заземление комплектной трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ

Расчёт заземляющего устройства трансформаторной подстанции.

Расчет покажем на примере ТП-1 распределительной сети 0,4 кВ, а для других ТП расчет будет полностью аналогичен, т.к. их номинальные мощности одинаковы.

Согласно п. 1.7.101 [1], сопротивление заземляющего устройства (в сетях до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью), к которому присоединены нейтрали трансформаторов, при линейном напряжении 400 В в любое время года не должно превышать 4 Ом. Поэтому за расчетное сопротивление заземляющего устройства принимаем R_з = 4 Ом.

Предполагается сооружение заземлителя с внешней стороны здания ТП с расположением вертикальных электродов по ее периметру.

В качестве вертикальных заземлителей принимаем стальные стержни диаметром 16 мм и длиной 2 м, которые погружаются в грунт методом ввертывания. Верхние концы электродов, погруженны на глубину 0,7 м, приварены к горизонтальному электроду из той же стали.

Предварительно, с учетом площади, занимаемой ТП, намечаем расположение заземлителей - по периметру с расстоянием между вертикальными электродами, равным 4 м.

Определяем расчетные удельные сопротивления грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей по выражениям (100) и (101):

(100)

(101)

где с_уд - удельное сопротивление грунта, которое для микрорайона по таблице 14.1 [4], принимается равным с_уд = 100 Ом·м, (тип почвы - суглинок); K_п.г и K_п.в - повышающие коэффициенты для горизонтальных и вертикальных электродов, определяемые по таблице 14.2 [4].

Для грунта средней влажности эти коэффициенты равны: K_п.г = 2; K_п.в = 1,5.

_р.г = 100•2 = 200 Ом•м;

_р.в = 100•1,5 = 150 Ом•м.

Сопротивление растеканию одного вертикального электрода стержневого типа определяем по формуле (102):

, (102)

где l - длина электрода, l = 2 м; d - внешний диаметр электрода, d = 0,016 м; t - расстояние от поверхности земли до середины электрода, t = 0,5•2 + 0,7 = 1,7м.

Определим примерное число вертикальных заземлителей по формуле (103):

(103)

где K_и.в. - коэффициент использования вертикальных заземлителей, размещенных по контуру, без учета влияния горизонтальных электродов связи, принимаемый по таблице 14.4 [4].

Коэффициент K_и.в. определяется по примерно выбранному количеству вертикальных электродов (примем его равным 20) и отношению расстояний между вертикальными электродами к их длине: 4/2 = 2, поэтому K_и.в.= 0,66.

Определяем расчетное сопротивление растеканию горизонтальных электродов (шина полосовая 408 мм) по формуле (104):

(104)

где K_и.г. - коэффициент использования горизонтальных соединительных электродов в контуре из вертикальных электродов, определяемый по таблице 14.5 [4], K_и.г.= 0,32; l - общая длина горизонтальных электродов, для принятого типа ТП l = 108 м; t - расстояние до поверхности земли, t = 2,7 м; b - ширина полосы, b = 0,08 м.

Уточненное сопротивление вертикальных электродов определяется по формуле (105):

(105)

Определим уточненное число вертикальных электродов при коэффициенте использования вертикального электрода, соответствующего N = 27, определяемом по таблице 14.4 [4] и равном K_и.в.у. = 0,61, по формуле (106):

. (106)

Таким образом, окончательно принимаем 20 вертикальных электродов, расположенных вокруг ТП. Тогда сопротивление вертикальных заземлителей по формуле (105) будет равно:

Общее сопротивление заземлителя с таким количеством электродов определяется по формуле (107):

(107)

3,8 Ом < 4 Ом

Полученное сопротивление меньше 4 Ом, т.е. рассчитанный заземлитель удовлетворяет всем необходимым требованиям.

Схема выполнения заземляющего контура показана на рисунке 18.

Рисунок 18 - Схема заземляющего контура КТП

7.2 Технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ

Технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ, регламентируются гл. 3 МПОТ РМ-016-2001 [3]. Приведем основные положения данной главы.

При подготовке рабочего места со снятием напряжения должны быть в указанном порядке выполнены следующие технические мероприятия:

- произведены необходимые отключения и приняты меры, препятствующие подаче напряжения на место работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов;

- на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационных аппаратов должны быть вывешены запрещающие плакаты;

- проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током;

- установлено заземление (включены заземляющие ножи, а там, где они отсутствуют, установлены переносные заземления);

- вывешены указательные плакаты «Заземлено», ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части, вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты (п. 3.1.1).

При подготовке рабочего места должны быть отключены:

- токоведущие части, на которых будут производиться работы;

- неограждённые токоведущие части, к которым возможно случайное приближение людей, механизмов и грузоподъемных машин.

После отключения выключателей, разъединителей (отделителей) и выключателей нагрузки с ручным управлением необходимо визуально убедиться в их отключении и отсутствии шунтирующих перемычек (п. 3.1.3).

На приводах (рукоятках приводов) коммутационных аппаратов с ручным управлением (выключателей, отделителей, разъединителей, рубильников, автоматов) во избежание подачи напряжения на рабочее место должны быть вывешены плакаты «Не включать! Работают люди».

У однополюсных разъединителей плакаты вывешиваются на приводе каждого полюса, у разъединителей, управляемых оперативной штангой, - на ограждениях. На задвижках, закрывающих доступ воздуха в пневматические приводы разъединител...