Разработка системы электроснабжения сельскохозяйственного района

Содержание

Введение

. Краткая характеристика потребителей

. Определение расчетных электрических нагрузок села

.1 Определение расчетных электрических нагрузок жилых зданий

.2 Определение расчетных электрических нагрузок общественных зданий

. Проектирование наружного освещения

.1 Выбор нормы освещенности

.2 Выбор системы освещения

.3 Расчет освещения улиц

.4 Выбор сечения проводников осветительной сети

. Выбор типа, числа и мощности трансформаторов и трансформаторной подстанции

.1 Определение числа и мощности трансформаторов трансформаторной подстанции

.2 Технико-экономическое сравнение вариантов

. Расчеты и проетирование питающих сетей 10 кВ

.1 Схема распределительной сети 10кВ

.2 Выбор сечения проводов сети 10кВ

.3 Расчет потокораспределения в сети 10кВ

. расчеты и проектирование питающих сетей 0,4 кВ

6.1 Проектирование системы электроснабжения 0,4кВ

.2 Выбор сечения проводов на напряжение 0,4кВ

. Расчеты токов короткого замыкания

.1 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением 10кВ

.2 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением 0,4кВ

. Выбор и проверка коммутационной и защитной аппаратуры

.1 Выбор коммутационной и защитной аппаратуры в сети 10кВ

.2 Выбор коммутационной и защитной аппаратуры в сети 0,4кВ

. Расчёт релейной защиты

.1 Защита силовых трансформаторов

.2 Защита линий 10кВ

.2.1 Селективная токовая отсечка без выдержки времени

.2.2 МТЗ с выдержкой времени

.3 Расчет устройства автоматического включения резерва

. Безопасность и экологичность проекта

.1 Меры защиты персонала при обслуживании электроустановок

.2 Проектирование защиты подстанции от грозовых и внутренних перенапряжений

.3 Расчет заземляющего устройства ТП

.4 Проектирование мер безопасности при прокладке ЛЭП

.5 Защита жителей в случае аварии в системе энергоснабжения в зимнее время

. Организационно-экономическая часть

.1 Сметно-финансовый расчет

.2 Пересчет локальной сметы в текущие цены 2016 года

.3 Расчёт эффективности инвестиционных вложений

.4 Расчет численности электромонтажной бригады

.5 Организация электромонтажных работ

Заключение

Список использованных источников

Приложение

Введение

В данной выпускной квалификационной работе разработана система электроснабжения сельскохозяйственного района. Необходимость в создании такой системы диктуется новыми требованиями к ней по надёжности с учетом электробезопасности и способности обеспечивать потребителей необходимым количеством электроэнергии. Надежность питания в основном зависит от принятой схемы электроснабжения, степени резервирования отдельных групп электроприемников, а также от надежной работы элементов системы электроснабжения.

В настоящее время в результате развития инфраструктуры села увеличивается плотность строительства одноквартирных жилых домов, общественных зданий, государственных учреждений, растут удельные мощности электроприемников. Все эти изменения приводят к необходимости использования нового оборудования на подстанциях и в распределительных сетях, в результате чего будут достигнуты значительная экономия потребления электроэнергии и снижения эксплуатационных затрат на техническое обслуживание электросетей, улучшатся условия работы эксплуатационного персонала.

При проектировании электроснабжения данного сельскохозяйственного района выделяются основные задачи, для решения которых требуется комплексный подход к выбору схемы электроснабжения, технико-экономическое обоснование решений, определение элементов системы электроснабжения.

Требуемый уровень надежности и безопасности схемы электроснабжения обеспечивается строгим соблюдением при выборе оборудования и элементов защиты норм и правил, изложенных в правилах устройства электроустановок (ПУЭ), СНиП и ГОСТ.

1. Краткая характеристика потребителей

В данной выпускной квалификационной работе рассматривается электроснабжение сельскохозяйственного района и вопрос наружного освещения. Основными потребителями электроэнергии являются:

бытовые потребители и сельскохозяйственные предприятия;

жилые одноэтажные одноквартирные дома, оборудованные плитами на сжиженном газе;

жилые одноэтажные одноквартирные дома, оборудованные плитами на природном газе;

летние домики на участках садовых товариществ;

магазины продовольственные площадью торговых залов 81 м² и 90 м²;

детские сады на 100 мест;

школы на 100 мест;

котельные для отопления детских садов, школ, магазинов, производственные мастерских имеющие резервный источник электроснабжения;

гаражи на 30 единиц сельхоз техники;

производственные мастерские;

скважины;

пекарня;

дом культуры;

животноводческие фермы на 500 голов скота;

склады для материалов;

столярка;

пилорама;

парикмахерская.

Перечень электропотребителей рассматриваемого сельхоз района приведен в приложении 1.

. Определение расчетных электрических нагрузок села

.1 Определение расчетных электрических нагрузок жилых зданий

Поскольку жилые дома являются одноквартирными, то его расчетная активная мощность равна удельной мощности P_р.ж.д = P_кв.уд.

Расчетная реактивная мощность жилого дома определяется по формуле:

, квар,(2.1)

где  - расчетная нагрузка квартир, кВт;

 - расчетные коэффициенты реактивной мощности [п. 6.12, 2];

Полная электрическая нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников) , кВ·А, определяется по формуле:

, кВ·А,  (2.2)

где  - расчетная электрическая нагрузка жилого дома, кВт;

 - расчетная реактивная мощность жилого дома, квар.

Расчетный ток жилого дома , А, определяется по формуле:

, А,(2.3)

где  - полная электрическая нагрузка жилого дома, кВ·А;

_.  - номинальное напряжение, кВ.

Пример расчета жилого дома с плитой на сжиженном газе.

Активная нагрузка жилого дома P_р.ж.д = 4,5 кВт. По формуле (2.1) определим реактивную мощность жилого дома:

 квар.

По формуле (2.2) определим полную электрическую нагрузку жилого дома:

 кВ·А.

По формуле (2.3) определим расчетный ток:

 А.

Расчет нагрузок остальных жилых зданий аналогичен. Результаты расчетов приведены в Приложении 1.

.2 Определение расчетных электрических нагрузок общественных зданий

Расчетные электрические нагрузки общественных зданий и учреждений определяются по укрупненным удельным нагрузкам в зависимости их от количественного показателя.

Расчетная нагрузка общественных зданий , кВт, определяется по формуле:

 кВт, (2.4)

где  - удельная нагрузка общественных зданий [2, табл. 6.14], кВт/ед. изм.;

n - количественный показатель общественного здания, приведен в Приложении 2.

Расчетная реактивная мощность , квар, полная электрическая нагрузка общественного здания , кВ·А, и расчетный ток  определяются по формулам (2.1), (2.2) и (2.3) соответственно.

Пример расчета детского сада на 100 мест.

По формуле (2.4) определим расчетную нагрузку детского сада:

 кВт.

По формуле (2.1) определим реактивную мощность детского сада:

 квар.

По формуле (2.2) определим полную электрическую нагрузку детского сада:

 кВ·А.

По формуле (2.3) определим расчетный ток:

 А.

Расчет нагрузок остальных общественных зданий аналогичен. Результаты расчетов приведены в Приложении 2.

освещение сеть трансформатор релейный

3. Проектирование наружного освещения

.1 Выбор нормы освещенности

Согласно, таблица 16 [4] определяю нормы освещаемых объектов. Выбранные нормы представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Нормы освещаемых объектов

Наименование объекта	Средняя горизонтальная освещенность, Еср, лк
Основные улицы в жилой застройке сельских поселений	6
Поселковые дороги, проезды на территории садовых товариществ и дачных кооперативов	2

.2 Выбор системы освещения

Сети наружного освещения рекомендуется выполнять кабельными или воздушными с использованием самонесущих изолированных проводов.

В обоснованных случаях для воздушных распределительных сетей освещения улиц, дорог, площадей, территории микрорайонов допускается использование неизолированных проводов согласно [1].

Осветительные приборы наружного освещения могут устанавливаться на специально предназначенных для такого освещения опорах, а также на опорах воздушных линий до 1кВ, опорах контактной сети электрифицированного транспорта, стенах зданий и сооружений, а также могут быть подвешены на тросах, укрепленных на стенах зданий и опорах.

Опоры установок уличного освещения площадей, улиц, дорог должны располагаться на расстоянии не менее 1м от лицевой грани бордюра до внешней поверхности цоколя опоры на магистральных улицах и дорогах с интенсивным движением транспорта и не менее 0,6 м на других улицах и площадях.

3.3 Расчет освещения улиц

Расчет производится точечным методом [3].

Для освещения улиц в настоящее время чаще используются светильники ЖСП20 с натриевыми лампами высокого давления. При ширине проезжей части улиц 6 метров принимаем однородное одностороннее расположение светильников: на опорах с одной стороны проезжей части. Количество светильников на опоре предполагается изначально равным 1. Светильники равномерно располагаются по периметру дороги с шагом равным 35 метрам.

Пользуясь точечным методом и кривыми силы света для светильника нахожу суммарную условную освещенность (∑е), создаваемая ближайшими источниками света. Выбираю контрольные точки и определяю расстояние до них от светильников как показано на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Расположение светильников

Находим значение условной освещенности Е по пространственным изолюксам [3, рисунок 7.4]. Расчет условной освещенности сводится в таблицу 3.2

Таблица 3.2 - Освещенность в контрольных точках

Контрольная точка	№ источника света	d, м	Условная освещенность
			Одного светильника	Суммарная от всех светильников
А	1,2	17,5	0,22	0,44
Б	1,2	18,8	0,18	0,36

Так как условная суммарная освещенность получилась меньше в точке Б, то и расчет светового потока источника света будет выполняться для точки Б.

Световой поток источника света в каждом светильнике, обеспечивающий получение в выбранной контрольной точке освещенности Е будет определяться по формуле:

, лм,  (3.1)

где К- коэффициент запаса для светильников с разрядными лампами, равный 1,5 [3];

Е - освещенность в контрольной точке;

- коэффициент дополнительной освещенности, равный 1,1-1,2;

 - суммарная условная освещенность, создаваемая ближайшими источниками света.

Рассчитаем основные улицы в жилой застройке сельских поселений

Для точки Б световой поток равен:

По [3, таблица 4.19, 5.18] выбирается тип лампы: ДНаТ 250, и светильник тип: ЖСП20-250-121.

Рассмотрим и сравним два варианта светильник ЖСП20-250-121 с лампами ДНаТ и уличный консольный светодиодный светильник «СДУ» Азимут-180 «АЭЛИТА». Потребляемая мощность - 175 Вт, световой поток - 20440 Лм. IP 65. Эффективная замена светильников с лампами ДРЛ 700, ДРЛ 700, ДНаТ 250.

Установка светильников наружного освещения выполняется на кронштейнах серии «Стандарт» выше проводов ВЛ-0,4кВ. Над проезжей частью улиц, дорог и площадей светильники данного типа должны устанавливаться на высоте не менее 9,3 м. Питание установок наружного освещения выполняется непосредственно от ТП.

Количество светильников n шт., необходимых для освещения определим по формуле:

, шт., (3.2)

где  - длина освещаемой поверхности согласно генплану, м;

 - шаг светильников, м.

Расчет количества светильников сводится в таблицу 3.3.

Таблица 3.3 - Расчет количества светильников

Название фидера освещения улицы	Длина улицы L, м	Шаг светильников D, м	Кол-во светильников n
ТП-1
Лесютино	890	35	25
Центральная	765	35	22
ТП-3
Советская	470	35	13
Скважина	600	35	17
Дом культуры	200	35	6
Пекарня	880	35	25
ТП-4
Детский сад	900	35	26
Садовая	748	35	21
ТП-8
Мальчевская	900	35	26
Красная	752	35	21
ТП-9
Мартыновская	506	35	14
Новая	400	35	11
ТП-10
Кокшенская	800	35	23
ТП-11
Пожарище	900	35	26
Школа	495	35	14
ТП-15
Заборье	728	35	21
ТП-16
Дачи	552	35	16
Заречье	520	35	15

Суммарное количество светильников 342.

Аналогично рассчитаем поселковые дороги, проезды на территории садовых товариществ и дачных кооперативов и сведем в таблицу 3.4.

Для точки Б световой поток равен:

Таблица 3.4 - Расчет количества светильников

Название фидера освещения улицы	Длина улицы L, м	Шаг светильников D, м	Кол-во светильников n
ТП-12
Заболотье	900	35	26
ТП-17
Наквасино	560		16
ТП-18
Ивановская	860		25
Берег	320		9
ТП-19
Королевская	480		14
ТП-20
Задняя	320		9

По [3, таблица 4.19, 5.18] выбирается тип лампы: ДНаТ 100, и светильник тип: ЖПП01-100.

Также рассмотрим и сравним два варианта светильник тип: ЖПП01-100 с лампами ДНаТ и консольный уличный светодиодный светильник "Трасса-2" предназначен для наружного освещения автомагистралей, улиц и дорог. Световой поток - 7500 лм. Мощность - 60 Вт. Степень защиты - IP67. Аналог светильника с лампой ДРЛ 125-250, ДНаТ 100.

Суммарное количество светильников 99.

3.4 Выбор сечения проводников осветительной сети

Для электроснабжения сельхоз района используем провод СИП-2 с жилой освещения.

Расчетная активная мощность осветительных приборов , кВт определяется по формуле:

, кВт, (3.4)

где  - коэффициент спроса, который равен 1 в соответствии с [3];

 - количество светильников, шт.;

 - мощность светильника, кВт.

Расчетная реактивная мощность осветительных приборов , квар находится по формуле:

, квар, (3.5)

где P_р.осв - расчетная активная мощность осветительных приборов, кВт;

tgφ - коэффициент мощности осветительных приборов.

Полная электрическая мощность  , кВ·А, определяется по формуле:

, кВ·А, (3.6)

где  - расчетная активная мощность осветительных приборов, кВт;

 - расчетная реактивная мощность осветительных приборов, квар.

Расчетный ток I_Р , А определяется по формуле:

, А, (3.7)

где  - полная электрическая мощность светильников, кВ·А;

 - номинальное напряжение, кВ.

Провода выбираю по следующим условиям:

) по нагреву расчетным током

, А, (3.8)

где  - коэффициент среды, учитывает отличие температуры среды от заданной в [1];

 - коэффициент прокладки, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки при параллельной прокладке;

 - допустимый ток кабеля, А по [1].

) по потере напряжения

, %, (3.9)

где - допустимая потеря напряжения ( ≤ 10 % для жилых и общественных зданий из [12]);

 - расчетный ток линии, А;

L - длина кабеля, км;

r₀, x₀ - удельное сопротивление кабеля, Ом/км из [4];

cosφ_н - косинус нагрузки (примем 0,96 по [3]);

sinφ_н - синус нагрузки (примем 0,28 по [3]);

U_ном - номинальное напряжение кабеля, В.

Пример расчета для жилы освещения и выбранные марки проводов приведены в Приложении 3.

4. Выбор типа, числа и мощности трансформаторов и трансформаторной подстанции

.1 Определение типа, числа и мощности трансформаторов трансформаторной подстанции

Основой для выбора числа трансформаторов в ТП является схема электроснабжения и категории по надежности электроприемников. 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.

Расчётную нагрузку питающей линии ТП при смешанном питании потребителей жилых домов и общественных зданий (помещений) , кВт, определяется по формуле:

, кВт,  (4.1)

где P_зд.max - наибольшая из нагрузок зданий, питаемых линией (ТП), кВт;

k_yi - коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий (помещений) или жилых домов (квартир и силовых электроприемников) [2, табл.6.13];

P_здi - расчетные нагрузки всех зданий, кроме здания, имеющего наибольшую нагрузку P_зд.max, питаемых линией (ТП), кВт;

Расчётную нагрузку питающих линий и вводов в рабочем и аварийном режиме при совместном питании силовых электроприемников и освещения , кВт, следует определять по формуле:

, кВт, (4.2)

P_р.осв - расчетная активная мощность осветительных приборов, кВт.

К - коэффициент, учитывающий несовпадение расчетных максимумов нагрузок силовых электроприемников, включая холодильное оборудование и освещение [2, табл.6.11].

Расчётную реактивную нагрузку питающей линии ТП при смешанном питании потребителей жилых домов и общественных зданий (помещений)_. , квар, определяем по формуле:

, квар,  (4.3)

где Q_зд.max - наибольшая реактивная нагрузка здания из числа, питаемых от ТП, кВт;

Q_здi - расчетные реактивные нагрузки других зданий, питаемых от ТП, кВт;

k_yi - коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий (помещений) или жилых домов (квартир и силовых электроприемников) [2, табл.6.13];

Расчётную реактивную нагрузку питающих линий и вводов в рабочем и аварийном режиме при совместном питании силовых электроприемников и освещения , кВт, следует определять по формуле:

, квар, (4.4)

Q_р.осв - расчетная реактивная мощность осветительных приборов, квар.

К - коэффициент, учитывающий несовпадение расчетных максимумов нагрузок силовых электроприемников, включая холодильное оборудование и освещение [2, табл.6.11].

Полная расчетная нагрузка , кВ·А:

Далее определим число силовых трансформаторов , шт., устанавливаемых в ТП:

, шт, (4.6)

где  - расчетная нагрузка потребителей, питаемых от ТП, кВт;

 - номинальная мощность силового трансформатора, кВ^.А;

 - коэффициент загрузки трансформатора, принимаемый в зависимости от категории надежности потребителей электроэнергии. Для 1 категории -не менее двух трансформаторов, оба в работе. Коэффициент загрузки в нормальном режиме:  ≤ 0,65 ÷ 0,7 - для 2 категории - 2 трансформатора  ≤ 0,7 ÷ 0,8 - для 3 категории - достаточно одного трансформатора  ≤ 0,9 ÷ 0,95 При выборе трансформаторов производится проверка коэффициента загрузки в аварий- ном режиме (один трансформатор не работает, другой должен обеспечить работу потребителей 1 и 2 категории);  ≤ 0,85 ÷ 0,9

Полученное  округляется до ближайшего целого числа.

Определяем загрузку трансформаторов в нормальном режиме работы:

, (4.7)

где - расчетная активная нагрузка потребителей, питаемых от ТП, кВ^.A;

 - число силовых трансформаторов, устанавливаемых в ТП, шт;

 - номинальная мощность силового трансформатора, кВ^.А.

Согласно [2] для жилых и общественных зданий компенсация реактивной нагрузки не предусматривается, поэтому вопрос о компенсации реактивной мощности не рассматривается.

Длительная работа трансформаторов гарантируется при соблюдении нормированных условий их эксплуатации. Перегрузки по напряжению должны исключаться схемой и режимом работы электрической сети, а также защитными устройствами. Поэтому обычно рассматривается только допустимость перегрузок по мощности.

Перегрузка силовых трансформаторов в послеаварийном режиме характеризуется коэффициентом , который определяется по формуле:

. (4.8)

Причем согласно методике, приведенной в [9], допускается перегрузка трансформаторов:

для масляных трансформаторов - не более 1,4;

для сухих трансформаторов - не более 1,2.

Приведем пример расчета для ТП 3, от которой питаются: пекарня №54, котельная №55, магазин продовольственный №56, детский сад №57, парикмахерская №58, дом культуры №64, скважина №68, жилые дома №48-53, 59-63, 65-67, 69-90 и освещение улиц.

По формуле (4.1) определим расчётную нагрузку питающей линии W10, W11, W12, W13:

 кВт.

 кВт.

 кВт.

 кВт.

По формуле (4.2) расчётную нагрузку питающих линий и вводов в рабочем и аварийном режиме при совместном питании силовых электроприемников и освещения:

 кВт,

По формуле (4.3) определим расчётную реактивную нагрузку питающей линии W10, W11, W12, W13:

 квар,

 квар.

 квар.

 квар.

По формуле (4.4) определим расчётную реактивную нагрузку питающих линий и вводов в рабочем и аварийном режиме при совместном питании силовых электроприемников и освещения:

 квар,

По формуле (4.5) определим расчетную полную нагрузку:

По формуле (4.6) определим минимальное число силовых трансформаторов, устанавливаемых на ТП:

 шт.;

 шт.;

 шт.;

где согласно [6] = 0,7 - 0,8 , т.к. имеются потребители II категории.

По формуле (4.7) определим загрузку трансформаторов в нормальном режиме работы:

По формуле (4.8) определим перегрузку силовых трансформаторов в послеаварийном режиме:

;

;

Расчеты для остальных ТП проводятся аналогичным образом и пояснений не требуют. Результаты расчетов нагрузки ТП приведены в Приложении 4 таблицах 4.1 и 4.2.

Окончательное решение по выбору трансформаторов необходимо принимать на основании технико-экономического сравнения вариантов из таблицы. Это сравнение представлено в следующем подразделе.

Выбираем марку трансформаторов ТМГСУ. Минским электротехническим заводом им. В.И. Козлова разработаны, изготовлены и испытаны на соответствие всем требованиям действующих стандартов трансформаторы со схемой соединения обмоток У/Ун со специальным симметрирующим устройством (СУ), самые экономичные для четырех проводных сетей 0,38кВ с однофазной или смешанной нагрузкой.

Трансформаторы с СУ улучшают работу защиты и повышают безопасность работы электрической сети. В них резко снижено разрушающее воздействие на обмотки токов при однофазных коротких замыканиях, в связи с явлением перегрева потоками нулевой последовательности при неравномерной нагрузке фаз и при ее суммарной мощности равной или ниже номинальной.

СУ значительно улучшает синусоидальность формы кривой изменения напряжения при наличии в сети нелинейных нагрузок, что крайне важно при питании многих чувствительных приборов, таких как телевизоры, автоматика, компьютеры.

Сокращен скачок повышения напряжения до допустимой величины на здоровых фазах при однофазных коротких замыканиях в сети 0,38кВ. СУ снимает повышенный шум трансформаторов при их неравномерной нагрузке по фазам, что важно при установке их в трансформаторные подстанции, встроенные в жилые здания.

Трансформаторы со схемой соединения обмоток У/Ун с СУ имеют туже нулевую группу, что и трансформаторы со схемой соединения обмоток У/Ун без СУ. Это позволяет использовать их в одних и тех же сетях.

Самыми экономичными аппаратами для четырех проводных сетей напряжением 0,38кВсоднофазной или смешанной нагрузкой считаются ТМГСУ со схемой соединения обмоток Y/YH и симметрирующим устройством (СУ). В этих трансформаторах не возникает перегрева токами нулевой последовательности при неравномерной нагрузке фаз ипри суммарной мощности нагрузки, равной или ниже номинальной, что существенно сокращает потери электроэнергии. СУ представляет собой катушки индуктивности, дополнительно подключенные к обмоткам трансформатора и соединенные в общую точку. Устраняя нулевое смещение, оно обеспечивает равномерность фазовых напряжений при несимметричной нагрузке, снижает шум работы трансформатора, улучшает синусоидальность кривой напряжения при наличии нелинейных приборов (люминесцентных ламп, выпрямителей, сварочных аппаратов), а при коротком замыкании одной из фаз поддерживает напряжение на других в приемлемых границах. Таким образом, трансформаторы с СУ комплексно улучшают характеристики сети, что ведет к продлению срока службы электрических машин, ламп, автоматики и бытовой техники. Характеристики трансформаторов представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Характеристики и стоимость трансформаторов

Тип трансформатора	Номинальная мощность, кВ×А	Номинальное напряжение обмоток		Потери		Uкз, %	Ст-ть, руб.
		ВН, кВ	НН, кВ	Рхх, кВт	Ркз, кВт
ТМГСУ-25/10-У1	25	10	0,4	0,115	0,6	4,5	74517
ТМГСУ-40/10-У1	40	10	0,4	0,155	0,88	4,5	87097
ТМГСУ-63/10-У1	63	10	0,4	0,22	1,28	4,5	102350
ТМГСУ11-100/10-У1	100	10	0,4	0,29	1,97	4,5	116260
ТМГСУ11-160/10-У1	160	10	0,4	0,41	2,6	4,5	143503
ТМГСУ11-250/10-У1	250	10	0,4	0,57	3,7	4,5	191152
ТМГ-400/10/0,4-У1	400	10	0,4	0,8	5,5	4,5	233500
ТМГ-630/10/0,4-У1	630	10	0,4	1,05	7,6	5,5	289800

4.2 Технико-экономическое сравнение вариантов

Проведем технико-экономическое сравнение выбора вариантов трансформаторов на основании методики из [7]. Расчет представлен в Приложении 5.

5. Расчеты и проектирование питающих сетей 10 кВ

.1 Схема распределительной сети 10кВ

Согласно п. 4.3.2 [1] построение электрической сети по условиям обеспечения необходимой надёжности электроснабжения потребителей выполняется применительно к основной массе электроприемников.

Большинство потребителей относится ко 2 категории по обеспечению надёжности электроснабжения и некоторые - к 3 категории. Исходя из этого, согласно п. 4.3.9 [1] основными принципами построения распределительной сети примем сочетание петлевых схем 10кВ.

Распределительная сеть 10кВ представлена на рис.5.1.

Рисунок 5.1 - Распределительная сеть 10кВ

.2 Выбор сечения проводов сети 10 кВ

Сеть 10 кВ выполняется самонесущим изолированным проводом СИП-3. Надежность и эксплуатационная преимущества СИП-3 складываются из следующих условий:

- провода защищены от схлестывания;

на таких проводах практически не образуется гололед;

практически исключено воровство проводов, так как процесс демонтажа изоляции в кустарных условиях очень трудоёмок;

существенно уменьшены габариты линии и соответственно требования к просеке для прокладки и в процессе эксплуатации;

простота монтажных работ и соответственно уменьшения их сроков;

высокая механическая прочность проводов и соответственно невозможность их обрыва;

пожаробезопасность таких линий, основанная на исключении КЗ при схлестывании;

сравнительно небольшая стоимость линии (примерно на 35 % дороже "голых"). При этом происходит значительное сокращение эксплуатационных расходов (реальное сокращение доходит до 80 %)

Электрические нагрузки сетей 10кВ в соответствии с [5] определяются умножением суммы расчетных нагрузок трансформаторов отдельных ТП, присоединенных к данному элементу сети (ЦП, РП, линии и др.), на коэффициент одновременности, учитывающий совмещение максимумов их нагрузок, принимаемый по [5, таблица 4.2].

Расчетная нагрузка линии , кВт, определяется по формуле:

, кВт, (5.1)

где k_о - коэффициент одновременности [5, таблица 4.2];

- полная нагрузка i-ой ТП, получающей питание по данной линии в послеаварийном режиме, кВт.

Расчетный ток линии в послеаварийном режиме I_р, кА, определяется по формуле:

 , А,  (5.2)

где S_р - полная электрическая нагрузка линии, кВ^.А;

U_н - номинальное напряжение, кВ.

Cечение жил проводов выбирается по экономической плотности тока в нормальном режиме и проверяется по допустимому длительному току в аварийном и послеаварийном режимах, а также по допустимому отклонению напряжения. ( п. 5.1.1 [1]).

Сечение , согласно п. 1.3.25 [1] определяется как отношение расчетного тока к экономической плотности тока:

 мм², (5.3)

где  - экономическая плотность тока, принимаемая по табл. 1.3.36 [1] равной 1,4;

 - расчётный ток, А.

Проверку выбранного провода на напряжение 10 кВ осуществляют по следующим условиям [6]:

)        По нагреву током послеаварийного режима:

, А,  (5.4)

где I_па - ток послеаварийного режима, А;

k_ср - коэффициент среды, учитывает отличие температуры среды от заданной [1, табл. 1.3.3];

k_пр - коэффициент прокладки, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки при параллельной прокладке [1, табл.1.3.26];

k_пер - коэффициент перегрузки в послеаварийном режиме, k_пер =1,25;

k_гр - коэффициент, учитывающий удельное сопротивление грунта [1, табл.1.3.23];

I_доп - допустимый ток кабеля, А, [1].

2)      По допустимому отклонению напряжения:

,%,(5.5)

где ΔU_доп - допустимая потеря напряжения: должна быть  10 % [8];

ΔU_р - расчетные потери напряжения, %;

I_р - расчетный ток линии, А;

L - длина кабеля, км;

r₀ - удельное активное сопротивления кабеля, мОм/м , [1];

x₀ - удельные реактивное сопротивления кабеля, мОм/м; [1];

cosφ_Н, sinφ_Н - косинус и синус нагрузки;

U_ном - номинальное напряжение кабеля, В.

3)      По термической стойкости:

 , мм², (5.6)

где F_p - выбранное сечение кабеля, мм²;

F_т.с. - термически стойкое сечение кабеля, мм²;

I_K⁽³⁾ - ток трехфазного КЗ, А;

t_п - приведенное время КЗ, с;

С - температурный коэффициент, учитывающий ограничение допустимой температуры нагрева кабеля, А·с^1/2/мм² .

Для примера, проведем расчет для линии W1.

Как видно из однолинейной схемы 10 кВ электроснабжения села (лист 3) наибольший ток будет протекать в случае аварии в кольцевой цепи. На линии W1 от ПС до ТП №3 или ТП №2 и W3 от ПС до ТП №2 или ТП №3 в зависимости от схемы соединения линий W1 и W3 на той или другой ТП. Суммарную нагрузку подстанций  определим по таблице Е.1 в приложении Е. Для расчета линии W2 необходима суммарная нагрузка ТП 4-14 и ТП 3 так-как нагрузка на ней больше чем на ТП 2.

Определяем мощность по формуле (5.1)

Расчетный ток линии определим по формуле (5.2):

 А.

Находим расчетное сечение провода по формуле (5.3):

Предварительно выбираем СИП 3-70. Проверим провод по вышеперечисленным условиям.

)        По нагреву током послеаварийного режима по формуле (5.4):

А;

,32< 300 А.

)        Отклонение напряжения составит по формуле (5.5):

 %,

Принимаем для этой линии сечение F = 70 мм².

)        Термически стойкое сечение по формуле (5.6):

 мм².

Принимаем для этой линии окончательно сечение F = 70 мм². Выбор сечения проводов ВЛ и отпаек на ТП приведен в приложении Е таблица Е.1

.3 Расчет потокораспределения в сети 10кВ

При добавлении нагрузки в кольцевую сеть возникает необходимость проверки проводов и кабелей на нагрев расчетным током. При такой проверке сопоставляются максимальные рабочие токи I_р, каждой линии с допустимыми токами I_доп. Сечение считается удовлетворяющим условиям нагрева в установившемся режиме, если:

_p ≤ I_доп. (5.7)

Результаты токов I_р и I_доп представлены в Приложении 6 таблица 6.1.

В результате сравнения выбранные сечения проводов удовлетворяют условиям нагрева в установившемся режиме.

6. расчеты и проектирование питающих сетей 0,4 кВ

.1 Проектирование системы электроснабжения 0,4кВ

Рассмотрим потребителей электроэнергии по обеспечению надежности электроснабжения.

Так как нет потребителей относящихся к I категории, подключим здания по наиболее простой магистральной схеме.

.

.2 Выбор сечения проводов на напряжение 0,4кВ

Расчетная электрическая нагрузка линии до 1 кВ, S_р.л , кВт, определяется с учетом коэффициента одновременности по формуле из [5]:

, кВт, (6.1)

где  - расчетные нагрузки других зданий, питаемых по линии, кВт;

 - коэффициент одновременности [5, таблица 3].

Расчетный ток линии I_рл , А, определяется по формуле

, А,(6.2)

где S_р. - полная электрическая нагрузка линии , кВА;

U_н - номинальное напряжение, кВ.

Проверку выбранного провода на напряжение 0,4 кВ осуществляют по следующим условиям [6]:

) По нагреву расчетным током

, А, (6.3)

где I_р - расчетный ток кабеля, А ;

k_ср - коэффициент среды, учитывает отличие температуры среды от заданной [1];

k_пр - коэффициент прокладки, учитывающий снижение допустимой

токовой нагрузки при параллельной прокладке [1];

I_доп - допустимый ток кабеля, А , [1].

) По допустимому отклонению напряжения

, %, (6.4)

где ΔU_доп - допустимая потеря напряжения: должна быть  10 % [8];

ΔU_р - расчетная потеря напряжения, %;

I_р - расчетный ток линии, А;

L - длина кабеля, км;

r₀ - удельное активное сопротивления кабеля, мОм/м , [1];

x₀ - удельные реактивное сопротивления кабеля, мОм/м; [1];

cosφ_Н, sinφ_Н - косинус и синус нагрузки;

U_ном - номинальное напряжение кабеля, В.

) По термической стойкости

, мм²,   (6.5)

где F_p - выбранное сечение кабеля, мм²;

F_Т.С. - термически стойкое сечение кабеля, мм²;

I_K⁽³⁾ - ток трехфазного КЗ, А;

t_П - приведенное время КЗ, с;

С - температурный коэффициент, учитывающий ограничение допустимой температуры нагрева кабеля, А·с^1/2/мм².

На основании проведенных исследований установлено, что кабели на напряжение до 1 кВ можно не проверять на термическую стойкость при КЗ, если алюминиевые жилы имеют сечение 25 мм² и более.

Рассмотрим на примере выбор провода для линии W8 (см. лист 1).

Определим по формуле (5.1) расчетную нагрузку линии:

S_{р.л .} = 0,8·(21,77 + 9,32 + 13,06 + 29,39) = 73,48 кВ·А.

Расчетный ток линий определим по формуле (5.2):

 А.

Так как линия является магистралью предварительно выбираем провод СИП-2 3х50+1х70.

Проверим провод по вышеперечисленным условиям.

) по нагреву расчетным током:

,

где k_ср - коэффициент среды, в данном случае для всех кабелей равен 1 [7];

k_пр - коэффициент прокладки, равен 1 [7];

I_доп - допустимый ток кабеля, А (I_доп = 100 А);

2) по допустимому отклонению напряжения:

.

Потери напряжения превысили допустимое значение, поэтому необходимо увеличить сечение провода.

Возьмём провод СИП-2 3х70+1х95 и проверяем допустимое отклонение напряжения:

Выбранный по сечению провод удовлетворяет необходимым условиям.

Результаты расчетов воздушных и кабельных линий представлены в Приложении 7.

7. Расчеты токов короткого замыкания

.1 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением 10кВ

Расчеты токов короткого замыкания выполняются для выбора коммутационной аппаратуры, кабелей и другого электрооборудования с целью проверки их по условиям термической и динамической стойкости, а также для выбора уставок устройств релейной защиты и автоматики и проверки их чувствительности.

Расчетная схема и схема замещения представлены на 7.1 и 7.2 соответственно.

Рисунок 7.1 - Расчетная схема сети 10кВ

Определим параметры схемы замещения.

Реактивное сопротивление системы определяется по формуле:

, Ом, (7.1)

где U_ср - среднее напряжение, кВ;

I_к.с⁽³⁾ - ток трехфазного КЗ на стороне 10 кВ, кА.

Рисунок 7.2 - Схема замещения

Активное сопротивление для кабельных линий определим по выражению:

, Ом, (7.2)

где r_o.w - удельное активное сопротивление, Ом/км;

l - длина линии, км.

Индуктивное сопротивление для кабельных линий определим по выражению:

, Ом, (7.3)

где x_o.w - удельное активное сопротивление, Ом/км;

l - длина линии, км.

Полное сопротивление линии определяется по формуле:

 (7.4)

Результаты расчетов приведены в Приложении 8 таблице 8.1.

Рассчитаем токи трехфазного КЗ в точках, обозначенных на рис. 7.2.

Ток трехфазного КЗ рассчитывается по формуле:

, (7.5)

где Z_Σ - суммарное сопротивление до точки КЗ, Ом.

Ударный ток рассчитывается по формуле:

, (7.6)

где К_у - ударный коэффициент, который определяется по [9] в зависимости от места КЗ.

Ток двухфазного КЗ рассчитывается по формуле:

, (7.7)

Пример расчета для точки К1

, кА;

, кА;

, кА.

Для других точек КЗ расчет аналогичен. Результаты расчетов представлены в Приложении 8 таблице 8.2.

.2 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением 0,4кВ

При расчетах токов КЗ для проверки оборудования на термическую и динамическую стойкость и выбора аппаратуры по отключающей способности выполняются расчеты металлических КЗ, т.к. в этом случае значения токов КЗ являются максимальными. При проверке чувствительности устройств релейной защиты и защитных аппаратов выполняются расчеты дуговых КЗ, т.к. при этом значении токов КЗ являются минимальными. При расчете токов КЗ необходимо учитывать индуктивные и активные сопротивления короткозамкнутой цепи. В таких сетях активные сопротивления значительно превышают индуктивные.

Расчет будем проводить в именованных единицах на основании методики и соотношений изложенных в [12].

Определим параметры трансформатора:

)        Активное сопротивление:

, мОм, (7.8)

где ΔP_к - потери КЗ, кВт;

U_ном - низшее номинальное напряжение трансформатора, кВ;

S_ном.т. - номинальная мощность трансформатора, кВ·А.

)        Реактивное сопротивление:

 , мОм, (7.9)

где U_к - напряжение КЗ, %.

Активное сопротивление линии определим по выражению:

, мОм,  (7.10)

где r_o.w - удельное активное сопротивление, Ом/км;

l - длина линии, м.

Реактивное сопротивление линии определим по выражению:

, мОм,  (7.11)

где x_o.w - удельное реактивное сопротивление, Ом/км;

l - длина линии, м.

Ток трехфазного КЗ находим по формуле:

, кА,  (7.12)

где x_Σ - суммарное реактивное сопротивление от шин ТП до точки КЗ, мОм;

r_Σ - суммарное активное сопротивление от шин ТП до точки КЗ, мОм.

Ток трехфазного КЗ с учетом дуги находим по формуле:

, кА, (7.13)

где r_Д - сопротивление дуги, мОм.

Сопротивление дуги находим по формуле:

,мОм,  (7.14)

где Е_Д - напряженность в стволе дуги, В/мм (Е_Д=1,6 В/мм из [12]);

L_Д - длина дуги, мм из [12].

Ток однофазного КЗ с учетом дуги находим по формуле:

, кА.  (7.15)

где I⁽¹⁾_к.min - ток однофазного КЗ, кА;

U_ф - фазное напряжение, В;

z_Т - сопротивление трансформатора в случае однофазного КЗ, мОм;

z_П - полное сопротивление петли фаза-нуль от трансформатора до точки КЗ, мОм.

, мОм, (7.16)

где x_Т1, x_Т2, x_Т0 - индуктивные сопротивления трансформатора прямой, обратной и нулевой последовательности, мОм;

r_T1, r_T2, r_T0 - активные сопротивления трансформатора прямой, обратной и нулевой последовательности, мОм;

r_Д - сопротивление дуги, мОм.

При соединении обмоток трансформатора по схеме Y /Y₀ сопротивления всех последовательностей равны. Следовательно, в нашем случае z_Т найдем по формуле:

где x_Т, r_Т - сопротивления трансформатора, мОм;

r_Д - сопротивление дуги, мОм.

Ударный ток находится по формуле:

, кА, (7.18)

где k_у - ударный коэффициент;

I⁽³⁾_к.max- ток трехфазного КЗ без учета сопротивления дуги, кА.

; (7.19)

. (7.20)

Проведем расчет для линии, питающей жилой дом (№ 285 на генплане). Расчетная схема и схема замещения представлены на рисунке 7.3.

Произведем расчет параметров схемы замещения.

Сопротивления трансформатора определим по формулам (7.8) и (7.9).

Рисунок 7.3 - Расчетная схема и схема замещения

 мОм;

 мОм.

Сопротивление кабеля и СИП определим по формулам (7.9) и (7.10):

 мОм;

 мОм;

 мОм.

Сопротивления остальных линий рассчитываются аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 - Результаты расчета параметров схемы замещения

Линия	l,  м	x0, мОм/м	r0, мОм/м	zП.Ф-0.уд, мОм/м	xW, мОм	rW, мОм	zП.Ф-0, мОм
W1	552	0,08	0,822	9,101	44,16	453,74	5024
W2	25	0,0865	2,448	2,521	2,162	61,2	63,25

Сопротивлений коммутационных аппаратов, трансформаторов тока и контактных соединений шин и кабелей из [12] представлены в таблице 7.2.

Таблица 7.2 - Сопротивления коммутационных аппаратов, трансформаторов тока и контактных соединений

	QF1	TA1	QF2	QF3	Конт. соед. в т. К1	Конт. соед. в т. К2
линии в месте установки, A	390	390	17,32	6,8	390	17,32
аппарата, А	400	400	50	25	400	300
R, мОм	0,65	0,11	7	15	0,006	0,027
X, мОм	0,17	0,17	4,5	10,2	-	-

Рассчитаем токи КЗ для точки К1.

x_Σ.К1 = 41,964 + 0,17 + 0,17 = 42,304 мОм;

r_Σ.К1 = 16,25 + 0,65 + 0,11 + 0,006 = 17,016 мОм;

 мОм;

;

;

 кА;

 мОм;

 кА.

Расчет для остальных точек аналогичен. Результаты расчетов представлены в таблице 7.3.

Таблица 7.3 - Результаты расчетов токов КЗ в сети 0,4 кВ

Точка	I(3)к.max, кА	I(3)к.min, кА	iy, кА	I(1)к.min, кА
К1	5,065	4,159	9,188	8,218
К2	0,475	0,456	0,672	0,045
К3	0,475	0,456	0,672	0,045

Результаты расчетов токов КЗ для остальных ЭП приведены в приложении 8. таблица 8.3.

8. Выбор и проверка коммутационной и защитной аппаратуры

.1 Выбор коммутационной и защитной аппаратуры в сети 10кВ

На стороне 10кВ КТП укомплектована ячейками КСО - 203 со встроенной аппаратурой, расчет параметров которой приведен ниже. Ячейки КСО-203 комплектуются выключателями нагрузки ВНР, предохранителями ПКТ.

Выключатели нагрузки предназначены для отключения и включения цепей под нагрузкой, но не предназначены для отключения токов КЗ. Используется комбинация «выключатель нагрузки - предохранитель», что расширяет область применения выключателей нагрузки, обеспечивается защита цепей от токов КЗ предохранителями.

Условия выбора и проверки выключателей нагрузки в сети 10 кВ [1]:

1.  Соответствие номинального напряжения выключателя  номинальному напряжении сети :

(8.1)

где - номинальное напряжение сети, кВ;

- номинальное напряжение выключателя нагрузки, кВ.

2.  Соответствие номинального тока выключателя расчетному току защищаемой цепи:

(8.2)

где - расчетный максимальный ток, А;

_. - номинальный ток выключателя (разъединителя), А.

3.  Проверка на электродинамическую стойкость:

  (8.3)

где - ударный ток трехфазного КЗ, кА;

- ток электродинамической стойкости, кА.

4.  Проверка на термическую стойкость:

(8.4)

где - тепловой импульс, кА²·с;

- ток термической стойкости, кА;

- время протекания тока термической стойкости, с.

- время затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, среднее расчетное значение принимается 0,01 с [3].

Приведем пример выбора выключателя нагрузки для ТП 2. Выбор выключателя представлен в таблице 8.1.

Таблица 8.1 - Выбор выключателей нагрузки

Расчетные данные	Тип оборудования ВНР-10/400-10зп
Uном.сети = 10 кВ	Uном. = 10 кВ
Iр.мах = 86,32 А	Iном. = 400 А
iy = 1,791 кА	iдин = 25 кА
Вк = 0,8662·(0,1+0,01) = 0,082 кА2·с	Iв2 ·t = 10·1 = 10 кА2·с

Так же точно выбираем разъединитель для ТП 2. Выбор разъединителя представлен в таблице 8.2.

Таблица 8.2 - Выбор разъединителей

Расчетные данные	Тип оборудования РЛНД-1-10/200 У1
Uном.сети = 10 кВ	Uном. = 10 кВ
Iр.мах = 86,32 А	Iном. = 200 А
iy = 1,791 кА	iдин = 25 кА
Вк = 0,8662·(0,1+0,01) = 0,082 кА2·с	Iв2 ·t = 10·4 = 40 кА2·с

Выбор предохранителей в сети 10кВ :

Выбор калиброванных предохранителей в ТП осуществляем по номинальному току ВН выбранного трансформатора. Выбор предохранителей представлен в таблице 8.3.

Таблица 8.3 - Выбор предохранителей

Марка трансформатора	Тип оборудования
ТМГСУ11-100/10-У1	ПКТ-101-10-8-12,5-У1
Iном. ВН = 5,77 А	Iном. = 8 А
	кА

.2 Выбор коммутационной и защитной аппаратуры в сети 0,4кВ

Выбор аппаратуры производится для схемы, представленной на рисунке 7.3.

Для защиты сети 0,4 кВ используются автоматические выключатели. Условия выбора и проверка выключателей в сети 0,4 кВ [6]:

. Соответствие номинального напряжения АВ  номинальному напряжению сети :

, В,(8.9)

где - номинальное напряжение сети, В;

- номинальное напряжение выключателя, В.

2. Соответствие номинального тока выключателя расчетному току защищаемой цепи:

, А,(8.10)

где - расчетный максимальный ток, А;

- номинальный ток выключателя, А.

3. По току срабатывания при перегрузке:

, А,(8.11)

где - ток срабатывания при перегрузке, А.

-длительно допустимый ток проводки, А;

4. Выбор времени срабатывания токовой отсечки:

(8.12)

где t_соп - наибольшее время срабатывания отсечки предыдущей защиты, с;

Δt - ступень селективности, с (Δt = 0,1-0,15 для выключателей серии ВА)

5. Проверка по условии стойкости при КЗ:

, кА,(8.13)

где - ток трехфазного КЗ для вводных и секционных выключателей, кА;

- ток предельной коммутационной способности, кА;

6. Проверка на требуемую чувствительность защиты:

,(8.14)

где - коэффициент чувствительности отсечки;

 - минимальный ток КЗ в конце защищаемой линии, А;

- ток срабатывания отсечки, А;

-коэффициент, учитывающий возможный разброс тока срабатывания отсечки относительно уставки, .

Выбираем выключатель QF3, установленный в РУ №42. Выбор автоматического выключателя представлен в таблице 8.4.

Таблица 8.4 - Выбор автоматических выключателей

Расчетные данные	Тип оборудования ВА-51-35М1-34
Uном.сети = 380 В	Uном = 660 В
Iр.мах = 42,62 А	Iном = 50 А
Iдоп = 100·1.25 = 125 А	Iсп = 50 А
I(3) кз мин= 0,939 кА	Iсо = 250 А
I(3) кз= 0,976 кА	Iпкс = 8 кА
	1,43

Распределительное устройство НН 0,38 кВ комплектуется из типовых панелей ЩО-70, установленных над кабельным каналом и соединенных с трансформаторами шинами. Панели ЩО-70 предназначены для комплектования устройств напряжением 380/220 В трехфазного переменного тока частотой 50 Гц с глухо заземленной нейтралью, служащих для приема, распределения электрической энергии защиты отходящих линий от перегрузок и токов короткого замыкания. Панели изготавливаются с ошиновками, имеющими электродинамическую стойкость 20 кА.

По назначению панели ЩО-70 делят на: линейные, вводные, секционные, вводно-линейные, вводно-секционные, панели с аппаратурой АВР, панели диспетчерского управления уличным освещением.

Панели ввода низкого напряжения комплектуются автоматическим выключателями, трансформаторами тока и приборами учета и контроля электроэнергии.

Линейные панели комплектуются автоматическим выключателями.

Выбираем выключатель QF2, установленный в линейном шкафу КТП. Выбор автоматического выключателя представлен в таблице 8.5.

Таблица 8.5 - Выбор автоматических выключателей

Расчетные данные	Тип оборудования ВА-51-35М1-34
Uном.сети = 380 В	Uном = 660 В
Iр.мах = 42,62 А	Iном = 50 А
Iдоп = 195·1.25 = 243,75 А	Iсп = 50 А
I(3) кз мин= 0,939 кА	Iсо = 250 А
I(3) кз= 0,976 кА	Iпкс = 8 кА
	1,43

Выбираем выключатель QF1, установленный во вводном шкафу низкого напряжения КТП. Выбор автоматического выключателя представлен в таблице 8.6.

Таблица 8.6 - Выбор автоматических выключателей

Расчетные данные	Тип оборудования ВА51-35М2-34
Uном.сети = 380 В	Uном = 660 В
Iр.мах = 220,8 А	Iном = 250 А
Iдоп = 400·1.25 = 500 А	Iсп = 250 А
I(3) кз мин= 2,56 кА	Iсо = 1500 А
I(3) кз= 3,179 кА	Iпкс = 20 кА
	1,43

Выбор трансформаторов тока представлен в таблице 8.7.

Таблица 8.7 - Выбор измерительных трансформаторов тока

Расчетные данные	Тип оборудования ТШЛ-0,66С 300/5 У2
Uном.сети = 380 В	Uном = 660 В
Iр.мах = 220,8 А	Iном = 300 А

Выбор остального оборудования приведен в Приложении 9.

В результате расчетов выбираются панели ЩО, представленные в таблице 8.8.

Таблица 8.8 - Панели ЩО

Тип панели ЩО	Марка панели ЩО
Вводная панель ЩО	ЩО-70-1А-45УЗ
Линейная панель ЩО	ЩО-70-1А-15УЗ
Секционная панель ЩО	ЩО-70-1А-74УЗ
ЩО управления уличным освещением	ЩО-70-1А-94УЗ

9. Расчёт релейной защиты

.1 Защита силовых трансформаторов

Согласно п. 3.2.58 [1] в случаях присоединения трансформаторов к линии без выключателя одним из мероприятий для отключения повреждений в трансформаторе является установка предохранителей на стороне высшего напряжения понижающего трансформатора.

Выбираем предохранители ПКТ, получившие наибольшее распространение.

Для предотвращения срабатывания предохранителей в нормальном режиме и при бросках тока намагничивания трансформатора плавкую вставку предохранителя выбирают с номинальным током [10].

 А, (9.1)

где  - номинальный ток трансформатора, А.

 (9.2)

В формуле (9.2) подставляем известные данные и получаем:

По формуле (9.1) получаем:

Выбираем предохранители ПКТ-103-10-20 с

По времятоковой характеристике, приведённой на рисунке 5.2 [10], находим, что при токе  время плавления вставки предохранителя составляет

.2 Защита линий 10кВ

Для защиты линий 10кВ предусматриваем токовую отсечку и МТЗ (максимальная токовая защита) согласно пункту 3.2.94 [1]. Также предусматриваем защиту от замыкания на землю по пункту 3.2.96 [1].

Релейная защита на цифровой базе будет выполнена с использованием микропроцессорных устройств фирмы «Радиус-Автоматика».

Защиту линии выполним микропроцессорным устройством релейной защиты сетей напряжением 6-35кВ - «Сириус - Л».

АВР будет выполнена с помощью «Сириус - С».

Расчёты ведутся аналогичным образом как для электромеханической части РЗА, но с учётом своих коэффициентов и времятоковых характеристик.

Основные технические данные устройств Сириус.

Питание устройства осуществляется от источника переменного (от 45 до 55 Гц), постоянного или выпрямленного тока напряжением от 178 до 242В или от источника постоянного тока напряжением от 88 до 132В, в зависимости от исполнения.

Мощность, потребляемая устройством от источника оперативного постоянного тока в дежурном режиме - не более 15 Вт, в режиме срабатывания защит - не более 30 Вт.

Дополнительная погрешность измерения токов, а также дополнительная погрешность срабатывания блока при изменении температуры окружающей среды в рабочем диапазоне не превышает 1% на каждые 10°С относительно 20 °С.

Дополнительная погрешность измерения токов и срабатывания блока при изменении частоты входных сигналов в диапазоне от 45 до 55 Гц не превышает 2% на каждый 1 Гц относительно 50 Гц.

Устройство не срабатывает ложно и не повреждается:

при снятии и подаче оперативного тока, а также при перерывах питания любой длительности с последующим восстановлением;

при подаче напряжения оперативного постоянного тока обратной полярности;

при замыкании на землю цепей оперативного тока.

.2.1 Селективная токовая отсечка без выдержки времени

Ток срабатывания токовой отсечки мгновенного действия I_cо, кА, определим по формуле:

, А, (9.3)

где  - коэффициент надёжности (=1,1; [10], таблица 3.2).

Ток  определяется при максимальном режиме питающей системы ( А).

Ток срабатывания реле определим по формуле:

, А,  (9.4)

где k_сх - коэффициент схемы;

k_Т - коэффициент трансформации трансформатора тока.

Оценку коэффициента чувствительности отсечки производят при наиболее благоприятных условиях: при трёхфазном КЗ в месте установки защиты:

,  (9.5)

где I_k⁽³⁾ - ток трехфазного КЗ, кА.

Защиту будем выполнять по однорелейной схеме. Схема соединений ТТ - неполная звезда (k_сх=1). Трансформатор тока выберем марки ТПЛМ-10 класса Р с k_Т =500/5.

Рассчитаем параметры токовой отсечки.

 А;

 А.

Чувствительность определяем по формуле (9.5):

 > 1,2.

.2.2 МТЗ с выдержкой времени

Ток срабатывания МТЗ определим по формуле:

 ,А,  (9.6)

где k_н - коэффициент надежности;

k_сзп - коэффициент самозапуска;

k_в - коэффициент возврата;

I_{раб.МАХ,W} - максимальный рабочий ток, А.

Ток срабатывания реле и коэффициент чувствительности МТЗ определяется аналогично, как и для токовой отсечки по (9.4) и (9.5).

При выборе тока срабатывания МТЗ используется ток послеаварийного режима. При обрыве линии W3, от ПС до узла С, на W1 расчетный ток послеаварийного режима будет составлять: А.

 А;

А.

Оценку коэффициента чувствительности МТЗ производят при двухфазном КЗ в зоне основного действия.

 > 1,5 .

Защита от замыкания на землю подключается через трансформаторы тока нулевой последовательности. Это защита с действием на сигнал, поэтому устанавливается на главной понизительной подстанции, где есть обслуживающий персонал.

Селективность действия МТЗ осуществляется путём выбора соответствующей выдержки времени, которая должна согласовываться с временем сгорания предохранителя при токах равным токам перегрузки.

 с, (9.7)

где  - время срабатывания предохранителя при I = 202 А;

 - ступень селективности.

.

Проверка на 10% погрешность осуществляется при двухфазном КЗ для схемы соединения ТТ в неполную звезду. Кратность  определяется по расчётному току отсечки:

,  (9.8)

.

По кривой предельной кратности для трансформатора типа ТПЛМ-10 Ом ([10] , рисунок 7.6).

Фактическое расчетное сопротивление нагрузки:

 , Ом,(9.9)

где  - сопротивления прямого и обратного проводов ( Ом);

- переходное сопротивление в контактных соединениях ( Ом);

- сопротивление приборов (устройства “Сириус 2Л”).

 Ом (9.10)

где S_ПРИБ - мощность, потребляемая “Сириус 2Л”;

Сопротивление “Сириус 2Л”:

Коэффициент 0,8 в учитывает снижение сопротивления реле при больших токах.

 Ом.

Из результатов расчетов видно, что  меньше, чем Ом и, следовательно, полная погрешность ТТ <10%.

9.3 Расчет устройства автоматического включения резерва

Функция автоматического включения резерва (АВР) выполняется совместными действиями «Сириус-С» (секционный выключатель) и двух «Сириус-В» (вводные выключатели).

«Сириус-В» выполняет следующие функции:

1 контролирует напряжения U_AB, U_BC на секции, напряжение до выключателя U_ВНР (схема нормального режима) и формирует команды управления выключателем ввода и секционным выключателем;

2 выполняет АВР без выдержки времени при срабатывании защит трансформатора;

3 контролирует параметры напряжения на секции и формирует сигнал “Разрешение АВР” для «Сириус-С» соседней секции.

«Сириус-С» выполняет команды “Включение”, поступающие от «Сириус-В», без выдержки времени. Исходной информацией для пуска и срабатывания АВР является уровень напряжений U_АВ, U_ВС и U_ВНР, контролируемых «Сириус-В», положение силового выключателя ввода (“Вкл.”/”Откл”), а также наличие сигнала "Разрешение АВР" от «Сириус-В» соседней секции.

1. Напряжение срабатывания защиты минимального действия:

;   (9.11)

 В.

.        Уставка на резервном источнике определяется из условия отстройки от минимального рабочего напряжения :

;  (9.12)

 В.

Время срабатывания АВР:

t_АВР = t_мтз.В.В + Δt ; (9.13)

t_АВР.ВН = 0,9 + 0,4 = 1,3 с;

t_АВР.НН = 1,1 + 0,4 = 1,5 с.

10. Безопасность и экологичность проекта

.1 Меры защиты персонала при обслуживании электроустановок

Широкое использование электрической энергии во всех областях промышленности, на транспорте, в сельском хозяйстве, в быту привело к значительному расширению круга лиц, связанных с эксплуатацией электроустановок. В связи с этим вопросы безопасности труда при обслуживании электрооборудования приобретают особое значение.

Проблемы повышения электробезопасности решаются повседневным улучшением условий труда, совершенствованием мер и средств защиты персонала и других лиц, занимающихся эксплуатацией электроустановок, от опасности поражения током. Создаются новые принципы и методы защиты с учетом достижений науки и практики в области электробезопасности.

Обеспечение безопасных и здоровых условий труда, защита населения и территорий от чрезвычайных ситуаций, а также охрана окружающей среды являются общегосударственными задачами.

Руководители и специалисты, вновь поступившие на работу, проходят вводный инструктаж и ознакомление у руководителя, который знакомит их с должностными обязанностями по охране труда и условиями работы. Не позднее одного месяца со дня вступления в должность они проходят проверку знаний, оформляемую протоколом с выдачей удостоверений и затем периодически не реже одного раза в три года.

Внеочередные проверки знаний проводятся при назначении на новую должность, при вводе новых или переработанных правил, новых оборудования или технологии, при переводе с одного предприятия на другое, при перерыве в работе продолжительностью более одного года.

Проверка знаний проводится по утвержденному комиссиями графику.

Повышение знаний ИТР по технике безопасности труда осуществляется при повышении квалификации: на специальных курсах, семинарах, конференциях, в институтах повышения квалификации, на курсах при научно-исследовательских институтах и предприятиях, а также на факультетах и курсах повышения квалификации при высших учебных заведениях.

К обслуживанию действующих электроустановок допускаются лица, не имеющие увечий и болезней, которые мешают производственной работе. Состояние здоровья электротехнического персонала определяется медицинским освидетельствованием при приеме на работу и периодическим осмотром. Электромонтеры проходят такой осмотр один раз в 2 года, а при работах на высоте - один раз в год. До назначения на самостоятельную работу персонал (электромонтеры) обязан пройти производственное обучение на рабочем месте. После этого квалификационная комиссия проверяет его знания, присваивая ему соответствующую группу по электробезопасности. Всего существует пять групп.

Электромонтеры III группы должны иметь стаж работы со второй группой не менее 4 месяцев (для лиц, не имеющих среднего образования и не прошедших специального обучения), 3 месяца (прошедших специальное обучение) или 2 месяца (со средним образованием и прошедших специальное обучение), знакомство с устройством и обслуживанием электроустановок и отчетливое представление об опасностях при работе в электроустановках, знать общие правила техники безопасности, правила допуска к работам в электроустановках напряжением до 1000 В и специальные правила техники безопасности по тем видам работ, которые входят в обязанности данного лица, вести надзор за работающими в электроустановках, знать правила оказания первой помощи и уметь применять ее на практике.

Периодическая проверка знаний электромонтеров производится один раз в год, а внеочередная - при нарушении правил техники безопасности, неудовлетворительной оценке знаний, переводе на другую работу, по требованию вышестоящей организации и органов Госэнергонадзора. Электромонтер, показавший неудовлетворительные знания при третьей проверке, не допускается к работе в электроустановках и переводится на другую работу. Электромонтер, успешно прошедший проверку знаний, получает удостоверение специальной формы.

.2 Проектирование защиты подстанции от грозовых и внутренних перенапряжений

От воздействия грозовых перенапряжений необходимо защищать:

линейное электрооборудование, установленное на опорах ВЛ (силовые и измерительные трансформаторы, разъединители и другие аппараты);

участки ВЛ напряжением 6-10 кВ с ослабленной изоляцией (места пересечения ВЛ, опоры с кабельными муфтами, отдельные железобетонные опоры на ВЛ с деревянными опорами и другие);

воздушные линии с защищенными проводами;

воздушные линии с неизолированными проводами (в местах, например, с аномальной грозовой деятельностью).

Для ВЛ напряжением 6-10кВ на железобетонных опорах основным резервным мероприятием для повышения эксплуатационной надежности, предотвращающим перерывы в электроснабжении, является АПВ. Отказ от АПВ в каждом отдельном случае должен быть обоснован. Имеющиеся в эксплуатации устройства АПВ должны быть постоянно включены в работу.

На ВЛ напряжением 6-10кВ должны применяться устройства АПВ одно и двукратного действия. Для первого цикла АПВ следует использовать бестоковую паузу продолжительностью 1-3 с, а для второго цикла - не менее 15-20 с.

Вероятность успешной работы АПВ на ВЛ напряжением 6-10кВ при грозах составляет ~ 0,5.

Если на ВЛ напряжением 6-10кВ с деревянными опорами устанавливаются отдельные железобетонные опоры, то на последних при отсутствии аппаратов защиты должны применяться изоляторы более высокого класса напряжения и/или изоляционные траверсы.

При этом градиент рабочего напряжения по пути перекрытия между фазами не должен превышать значений, рекомендуемых в п. 2.1.4.

Для повышения грозоупорности ВЛ напряжением 6-10кВ рекомендуется использовать деревянные опоры и/или изолирующие траверсы из различных материалов (полимеров, сухой древесины, пропитанной новыми антисептиками).

Длина изолирующих траверс в изоляционной части должна быть такой, чтобы градиент рабочего напряжения по пути перекрытия между фазами не превышал 8-10кВ/м.

Применение металлических траверс на деревянных опорах не рекомендуется.

На ответвлениях от магистрали ВЛ напряжением 6-10кВ на деревянных опорах за линейным разъединителем со стороны питания должен устанавливаться аппарат защиты от грозовых перенапряжений.

Кабельные вставки в ВЛ напряжением 6-10кВ должны быть защищены по обоим концам кабеля.

.3 Расчет заземляющего устройства ТП

Цель расчета: определить число и длину вертикальных заземлителей (стержней), длину горизонтальных элементов и разместить заземлитель на плане электроустановки.

Выполним расчет заземления КТП 10/0,4 с двумя трансформаторами ТМГСУ- 100/10.

Наибольший ток через заземление при КЗ на землю на стороне 10 кВ составляет 0,945 А, грунт в месте сооружения - суглинок, климатическая зона 3, естественные заземлители не используются. При расчете используется методика, приведенная в [11].

В качестве вертикальных заземлителей принимаем стальные стержни диаметром 20 мм и длиной 5 м по рекомендациям, изложенным в [11].

Верхние концы электродов располагают на глубине 0,7 м от поверхности земли, к ним приваривают горизонтальные электроды стержневого типа из той же стали, что и вертикальные электроды.

Для стороны 10кВ в соответствии с [1] сопротивление заземляющего устройства определяем по формуле:

,Ом, (10.1)

где U_р=125 В, т. к. заземляющее устройство используется одновременно для электроустановок до 1кВ и выше.

Согласно [1], сопротивление заземляющего устройства для электроустановок напряжением до 1В не должно быть больше 4 Ом. Поэтому расчетное сопротивление принимаем R_з=4 Ом.

Предварительно с учетом площади, занимаемой объектом, намечаем расположение заземлителей по периметру (рисунок 10.1). Берем вертикальных электродов 10 штук.

Рисунок 7.1 - Предварительное расположение заземлителей

Сопротивление искусственного заземлителя при отсутствии естественных заземлителей принимаем равным допустимому сопротивлению заземляющего устройства:

R_и = R_з = 4 Ом.

Определяем расчетные удельные сопротивления грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей:

, Ом·м; (10.2)

, Ом·м; (10.3)

 Ом·м.

 Ом·м.

где  - удельное сопротивление грунта;

К_п.г, К_п.в - повышающие коэффициенты для вертикальных и горизонтальных электродов, принятые по [12] для климатической зоны III.

Сопротивление растеканию одного вертикального электрода стержневого типа определим по выражению из [12]:

, Ом, (10.4)

где l- длина стержня, м;

t- расстояние от поверхности земли до середины стержня, м;

d- диаметр стержня, м.

 Ом.

Определяем расчетное сопротивление растеканию горизонтальных электродов по формуле из [12]:

, Ом, (10.5)

где l- длина горизонтального электрода;

К_и.г = 0,34 из [3].

 Ом.

Определяем необходимое сопротивление вертикальных электродов:

, Ом; (10.6)

 Ом.

Определяем число вертикальных электродов при коэффициенте использования К_и.в.у = 0,58.

 , шт; (10.7)

 шт.

Окончательно принимаем к установке 10 вертикальных электродов, расположенных по контуру ТП.

.4 Проектирование мер безопасности при прокладке ЛЭП

Общие требования

К верхолазным работам по монтажу воздушных линий допускаются лица не моложе 18 и не старше 60 лет, прошедшие медицинский осмотр, имеющие стаж верхолазных работ не менее 1 года и тарифный разряд не ниже III. Учащиеся профессионально-технических училищ в возрасте не моложе 17 лет допускаются к работе на высоте только для прохождения производственной практики(при условии постоянного наблюдения за ними мастера производственного обучения учебного заведения).Бригады, выезжающие на работы на ВЛ, должны иметь набор необходимых медицинских средств для оказания первой помощи.

При приближении грозы или при ветре силой более 6 баллов (скорость ветра 12 м/с легко распознается по легкому посвисту в проводах) бригада обязана прекратить работы.При работе на опоре работающий должен прикрепиться к ней предохранительным поясом.

Земляные работы

Производство земляных работ допускается только после того, как будет получено на это письменное разрешение от соответствующих организаций с точным указанием на плане местоположения кабелей, газопроводов и т. д. Рыть котлованы следует, как правило, механизмами. В слабых и сыпучих грунтах стенки котлованов необходимо укреплять распорками.Вырытые котлованы должны иметь ограждения или находиться под постоянным контролем.

При обнаружении непредусмотренных подземных коммуникаций дальнейшую работу следует временно прекратить.Разработку грунтов взрывным способом выполняет только специализированная организация. Находиться на склоне горы ниже места взрыва и в опасной зоне запрещается.

Установка опор

При сооружении ВЛ в населенных пунктах должна быть обеспечена охрана сооружаемого участка. Посторонние лица на площадку, где производятся работы, не допускаются.

Перед началом работ, требующих применения тяговых и подъемных механизмов или коллективных усилий рабочих, бригадир должен проверить знание членами бригады, а также машинистами и водителями машин системы сигналов, с помощью которых ведется работа.

Подъем опор производится подъемными или тяговыми механизмами и приспособлениями. Во избежание отклонения и падения опоры в сторону делается регулировка ее положения оттяжками.При обнаружении каких-либо неполадок подъем следует прекратить и принять меры к опусканию опоры на землю.Во время подъема опоры рабочий отводит ее от бурильной машины, не допуская раскачивания.

После закрепления троса на опоре рабочий должен отойти от нее. Браться за комель опоры для направления его в котлован разрешается только после того, как опора будет полностью оторвана от земли и тем самым проверена надежность ее крепления к тросу. Рабочий при этом находится со стороны, обратной наклону опоры. Запрещается:

комбинированный способ подъема опоры рабочими (вручную и с помощью механизмов одновременно);

установка опор неисправными механизмами, крепление их поврежденными тросами и приспособлениями, а также устранение мелких неполадок в механизме во время подъема опоры;

оставлять на весу поднимаемые конструкции или опоры.

при подъеме опоры проходить или стоять под поднимаемым грузом, натягиваемым проводом или тросом;

находиться в котловане во время опускания в него опоры;

прекращать работы по засыпке котлованов с установленной опорой до полного окончания засыпки, не прерывая их на обед и тем более на ночь;

производить бурение котлованов и установку опор при незаторможенной машине;

держать трос и крепить его к опоре без рукавиц; влезать на установленную опору до полного ее закрепления в грунте.

В исключительных случаях при необходимости оставить груз на весу следует принять следующие меры безопасности:

при работе ручной лебедкой с нее должны быть сняты рукоятки, заклинены шестерни, затянут и закреплен тормоз;

у места подъема следует выставить охрану.

Работа на опорах и монтаж проводов

Подъем на деревянную опору или спуск с нее разрешается только с помощью монтерских когтей или других специальных приспособлений. На опоре следует работать стоя на двух когтях.

При монтаже проводов запрещается:

подниматься на анкерную опору, а также находиться на ней со стороны тяжения проводов;

работать на угловых опорах и влезать на них со стороны внутреннего угла;

находиться под проводами во время их монтажа;

подавать какие-либо предметы работающему на опоре подбрасыванием. Их подают при помощи прочной веревки, к которой привязывают их непосредственно, или в таре (ведре, ящике и т. д.). Длина веревки должна быть равна двойной высоте подъема;

подъем на вновь установленную опору без предварительной проверки прочности ее закрепления;

оставлять инструменты на высоте, а также находиться непосредственно у опоры, на которой производятся работы;

пользоваться неисправными когтями, а также когтями, у которых просрочена дата очередного испытания. (Монтерские когти испытывают один раз в шесть месяцев нагрузкой 1,77 кН (180 кг) - для новых когтей и 1,32 кН (135 кг) - для когтей, находящихся в эксплуатации. Для испытания каждый коготь устанавливают в рабочее положение и к ремням крепления прикладывают указанную нагрузку на 5 мин. Когти считаются выдержавшими испытание, если после него не обнаружено никаких дефектов ни в самих когтях, ни в ремнях креплений;

откатывать или выправлять опору, на которой находится рабочий.

Сбрасывать с опоры инструмент или другие предметы можно только при отсутствии у опоры и вблизи нее людей.

Раскатывать провода и тросы следует в брезентовых рукавицах, при ручной раскатке необходимо применять брезентовые наплечники. Скорость автомашины при раскатке провода не должна превышать 10 км/ч.При подъеме проводов на опоры монтируемый анкерный пролет следует заземлять с обоих концов.Последние 10...12 витков провода или троса нужно сматывать с барабана вручную.

При переходе через препятствия приступать к монтажу следующего провода можно только после натяжки и закрепления предыдущего. Подходить к проводу, зацепившемуся при натяжке, для его освобождения с внутренней стороны угла запрещается.

Раскатывать провода под ВЛ напряжением выше 1000 В следует с помощью сухой веревки, привязываемой к концу разматываемого провода. При раскатке провода или троса через овраги, канавы и другие препятствия шириной более 60'м предварительно необходимо перебросить через них вспомогательный трос, с помощью которого затем перетягивать провод.

Работа с антисептиками и антисептированной древесиной

В качестве антисептиков наиболее часто применяют следующие химические вещества:

фтористый натрий - белый порошок, не имеющий запаха, вызывает поражение слизистых оболочек и кожи, при длительном воздействии разрушает зубы и поражает кости;

уралит - порошок белого цвета, содержащий фтористый натрий и динитрофенол. Отравление динитрофенолом вызывает головную боль, высокую температуру, упадок сил;

кузбасс-лак - продукт перегонки нефти, сообщает коже повышенную чувствительность к солнечным лучам, отчего в солнечную погоду кожа- воспаляется, возникает ощущение ожога. Поражает также слизистую оболочку глаз;

креозот - продукт перегонки древесного дегтя, вызывает ожоги и отравления, поражает слизистые оболочки;

зеленое масло и нефтяной битум - продукты перегонки нефти, на организм действуют так же, как и кузбасс-лак, но в меньшей степени.

Из приведенного перечня ясно, что работа с антисептиками и антисептированной древесиной требует особой осторожности и строгого соблюдения правил безопасности.

Лица, занятые на работах с пропитанной древесиной или на работах по приготовлению паст и антисептированию опор, снабжаются спецодеждой: костюмом из плотной ткани (плотный брезент, плащ-палатка и т. п.); шляпой с полями или шлемом, прикрывающим шею сзади; рукавицами; кожаными ботинками или сапогами на кожаной или кожимитовой подошве; защитными очками или щитком (при работе с кузбасс-лаком или креозотом).

Части костюма, соприкасающиеся с пропитанными или обмазанными антисептиками деталями, следует обрабатывать специальной казеиновой пропиткой.

После работы спецодежду необходимо очистить сухой тряпкой, а затем тампоном, слегка смоченным в уайт-спирите, после этого ее развешивают для просушки. Очистка, сушка и хранение спецодежды производятся в специально отведенном проветриваемом помещении, в котором хранить чистую одежду запрещается.

При работе костюм должен быть застегнут на все пуговицы, брюки у ботинок следует подвязывать, чтобы ноги не оголялись, на руках должны быть рукавицы.

Работы с лесом, пропитанным заводским способом или обмазанным антисептическими пастами лучше производить утром или вечером, а также в пасмурные дни, но не во время дождя.

Перед работой открытые или слабо защищенные части тела необходимо смазать предохранительной пастой ИЭР-1 или специальной защитной жидкостью. Лицо смазывают лишь при работе в предохранительных очках. Нельзя пользоваться вазелином или мазями на его основе.

После работы, а также перед принятием пищи следует обтереть лицо и руки чистой сухой тряпкой, после чего необходимо тщательно вымыть руки и лицо теплой водой с мылом.

Антисептик, инструмент и посуду, употреблявшиеся при работах, хранят в запираемом помещении. Остатки антисептика, загрязненную им почву и траву по окончании работ засыпают землей.

10.5 Защита жителей в случае аварии в системе энергоснабжения в зимнее время

Понятие аварии в энергосистеме

Авария в энергосистеме- нарушение нормального режима всей или значительной части энергетической системы, связанное с повреждением оборудования, временным недопустимым ухудшением качества электрической энергии или перерывом в электроснабжении потребителей. Аварии в энергосистемах часто называют словом блэкаут, в среде специалистов также используется термин системная авария.

В соответствии с утвержденной Министерством энергетики РФ Инструкцией по расследованию и учету технологических нарушений в работе энергосистем, электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей (СО 153-34.20.801-00):Авария- разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте; неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных веществ. При этом к авариям относят в том числе:

работу энергосистемы или её части с частотой 49,2 Гц и ниже в течение одного часа и более продолжительностью в течение суток более трёх часов;

аварийное отключение потребителей суммарной мощностью более 500 МВт или 50% от общего потребления энергосистемой вследствие отключения генерирующих источников, линий электропередачи, разделения энергосистемы на части;

нарушение режима работы электрической сети, вызвавшее перерыв электроснабжения города на 24 часа и более.

Причины аварий в энергосистеме подлежат расследованию в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 28.10.2009 №846 «Об утверждении правил расследования причин аварий в электроэнергетике».

Так как современное сообщество всё больше зависит от электроэнергии, эти аварии наносят ощутимые убытки предприятиям, населению и правительствам. Во время аварии выключаются осветительные приборы, не работают лифты, светофоры, метро.

На жизненно важных объектах (больницы, военные объекты и т.д.) для функционирования жизнедеятельности во время аварий в энергосистемах используются автономные источники питания: аккумуляторы, генераторы.

Действия населения при аварии в системе энергоснабжения

Аварии на коммунальных системах, как правило, ликвидируются в кратчайшие сроки, однако не исключено длительное нарушение подачи воды, электричества, отопления помещений. Для уменьшения последствий таких ситуаций необходимо создать в доме неприкосновенный запас спичек, хозяйственных свечей, сухого спирта, керосина (при наличии при наличии керосиновой лампы или примуса), элементов питания для электрических фонарей и радиоприемника.

При обнаружении аварии следует сообщить диспетчеру Ремонтно-эксплуатационного управления (РЭУ) или Жилищно-эксплуатационной конторы (ЖЭКа), попросить вызвать аварийную службу.

При скачках напряжения в электрической сети квартиры или его отключении необходимо обесточить все электробытовые приборы, выдернуть вилки из розеток, чтобы во время отсутствия жильцов при внезапном включении электричества не произошел пожар. Для приготовления пищи в помещении нужно использовать только устройства заводского изготовления: примус, керогаз, керосинку, «Шмель» и др. Используя для освещения квартиры хозяйственные свечи и сухой спирт, соблюдать предельную осторожность.

При нахождении на улице не следует приближаться ближе 5-8 метров к оборванным или провисшим проводам и касаться их. Необходимо организовать охрану места повреждения, предупредить окружающих об опасности и немедленно сообщить в территориальное Управление по делам ГОЧС. Если провод, оборвавшись, упал вблизи от человека - необходимо выходить из зоны поражения током мелкими шажками или прыжками (держа ступни ног вместе), чтобы избежать поражения шаговым напряжением.

При исчезновении в водопроводной системе воды нужно закрыть все открытые до этого краны. Для приготовления пищи следует использовать имеющуюся в продаже питьевую воду, воздержаться от употребления воды из родников и других открытых водоемов до получения заключения о ее безопасности. Необходимо помнить, что кипячение воды разрушает большинство вредных биологических примесей. Для очистки воды использовать бытовые фильтры, отстаивать ее в течение суток в открытой емкости.

В случае отключения центрального парового отопления, для обогрева помещения следует использовать электрообогреватели не самодельного, а только заводского изготовления. В противном случае высока вероятность пожара или выхода из строя системы электроснабжения. Отопление квартиры с помощью газовой или электрической плиты может привести к трагедии. Для сохранения в помещении тепла нужно заделать щели в окнах и балконных дверях, завесить их одеялами или коврами, разместить всех членов семьи в одной комнате, временно закрыв остальные. Следует одеться теплее и принять профилактические лекарственные препараты от ОРЗ и гриппа.

11. Организационно-экономическая часть

.1 Сметно-финансовый расчет

Стоимость работ в локальных сметах (расчетах) в составе сметной документации может рассчитываться в двух уровнях цен:

в ценах базисного уровня, определяемых на основе действующих сметных норм и цен, установленных по состоянию на 01.01.2000 г.;

в текущих (прогнозных) ценах, определяемых на основе цен, сложившихся к моменту составления смет или прогнозируемых к периоду осуществления строительства.

Полная стоимость объекта включает затраты на строительно-монтажные работы, затраты на приобретение и монтаж оборудования и прочие затраты:

, (11.1)

где - затраты на строительно-монтажные работы по возведению зданий и сооружений, монтаж технологического оборудования, руб.;

-затраты на приобретение основного и вспомогательного технологического оборудования, руб.;

-прочие и лимитированные затраты, включающие научно-исследовательские работы; авторский надзор, подготовку кадров, дополнительные расходы, вызванные местными условиями строительства объекта и др., руб.

Стоимость строительно-монтажных работ в локальной смете включает прямые затраты, накладные расходы и сметную прибыль:

,  (11.2)

где-прямые затраты, включающие стоимость материалов, изделий, конструкций, оплату труда рабочих и эксплуатации строительных машин, руб.;

-накладные расходы, охватывающие затраты строительно-монтажных организаций, связанных с созданием общих условий производства, его обслуживанием, организацией и управлением, руб.;

- сметная прибыль, представляющая собой сумму средств, необходимых для покрытия расходов строительной организации на развитие производства, социальной сферы и материальное стимулирование работников, руб.

Прямые затраты на строительно-монтажные работы включают:

, (11.3)

где -сдельная и повременная оплата труда рабочих, занятых непосредственно на строительно-монтажных работах, руб.;

-расходы по эксплуатации строительных машин и оборудования, руб.;

-расходы на материалы, необходимые для выполнения строительно-монтажных работ, руб.

Прямые затраты на строительно-монтажные работы иначе определяются исходя из объемов работ и согласованных единичных расценок:

,  (11.4)

где -объем строительно-монтажных работ i-го вида в натуральных измерителях;

-цена (расценка) за единицу строительно-монтажной работы, руб./нат. ед.;

i=1…I-число работ на объекте строительства.

Все эти данные заносим в локальную смету на электромонтажные работы Приложение 10.

11.2 Пересчет локальной сметы в текущие цены 2016 года

Смета составлена базисно-индексным методом в программном комплексе «Гранд-Смета», и включает в себя весь необходимый размер капитальных вложений для строительства объекта проектирования. Все расценки взяты из сборника «Территориальные единичные расценки на монтаж оборудования» по Вологодской области в редакции 2014 года.

Стоимость монтажных работ в текущих ценах включает в себя следующие элементы:

Общая стоимость 61843 298,5 руб.

в том числе:

Фонд основной заработной платы 126 491 руб.

Затраты по эксплуатации машин 296 373 руб.

Сметная стоимость материалов 37292 437 руб.

Стоимость оборудования 12020 860 руб.

Накладные расходы 125 415 руб.

Сметная прибыль 73 112 руб.

Также учтены все необходимые лимитированные затраты, налоги, применены все актуальные коэффициенты и процентные ставки.

Применяемые индексы разработаны с учетом положений письма Госстроя от 19.02.2016 №4688-ХМ/05.

Применяемые индексы относятся к общеотраслевому строительству, код РТМ - 01-01-001-01.

Начисление накладных расходов и сметной прибыли при составлении локальных смет (расчетов) без деления на разделы производим в конце сметы за итогом прямых затрат, а при формировании по разделам - в конце каждого раздела и в целом по смете (расчету).

Смета представлена в Приложении 10.

.3 Расчёт эффективности инвестиционных вложений

Определим насколько эффективен проект. Проект осуществляется за 15 шагов, т.е. 15 лет.

Количество инвестиций (по смете) в нашем случае составляет 61843 298,5 руб. Это те средства, которые необходимо окупить. Окупаться проект будет за счет амортизационных отчислений и части прибыли.

Амортизация определяется с помощью укрупненного показателя - 6% от стоимости оборудования и материалов.

Прибыль организации идет от реализации электроэнергии потребителям.

Определим стоимость реализуемой в течение одного года электроэнергии.

Для одноставочного тарифа:

, руб, (11.5)

где =2,68 руб/кВт∙ч плата за потреблённую электроэнергию;

- реализованная электроэнергия за один год, кВт·ч, определяется как:

, кВт·ч,(11.6)

где- суммарная мощность силовых трансформаторов (МВ·А);

t- количество часов.

 (кВт·ч).

Тогда стоимость электроэнергии, реализуемой в течение одного года:

 (руб).

Прибыль определяется как:

(11.7)

где П_р%- прибыль в % отношении 10%;

П_р- прибыль от использования электроэнергии.

А - амортизационные отчисления (6% от стоимости материалов и оборудования - 49 313 297 · 0,06 = 2 958 тыс. рублей).

Необходимо определить показатели оценки целесообразности инвестирования:

чистый дисконтированный доход по инвестиционному проекту;

чистая приведенная стоимость финансового вложения;

индекс рентабельности проекта предприятия.

А. Для начала определим чистый доход предприятия от реализации инвестиционного проекта.

Чистый доход предприятия = Чистый доход от реализации + Сумма амортизации

Чистый доход (ЧД) предприятия за год = 5066+2958 = 8024 тыс.руб.

В нашем случае примем упрощенно, что ЧД предприятия каждый год у нас один и тот же.

Б. Определим чистый дисконтированный доход (ЧДД).

Ставка дисконтирования используется при расчете срока окупаемости и оценке экономической эффективности инвестиций для дисконтирования денежных потоков, иными словами, для перерасчета стоимости потоков будущих доходов и расходов в стоимость на настоящий момент.

В этом случае в качестве ставки дисконтирования примем темп инфляции в России.

В 2016 году инфляция в России достигла 16% в годовом выражении, по заявлению министерства финансов.

Чистый дисконтированный доход определяется как:

i - порядковый номер года.

Определим ЧДД по годам за 15 лет:

ЧДД=6917+5963+5140+4431+3820+3293+2839+2447+2109+1818+1568+1351+1165+1004+866=44737 руб.

В. Определим величину дисконтированной суммы инвестиций в проект.

,

i - порядковый номер года.

Определим ДСИ по годам за 15 лет:

ДСИ=3554+3063+2641+2277+1962+1692+1458+1257+1084+934+805+694+598+516+444=22986 руб.

Г. Определим чистую приведенную стоимость или чистый приведенный эффект (ЧПС).

ЧПС=ЧДД-ДСИ

Сравнивая таблицы с ДСИ и ЧДД очевидно, что проект эффективен, так как в каждый год доход превышает объем инвестиций.

Д. Определим индекс рентабельности или индекс прибыльности инвестиционного проекта.

ИР=ЧДД/ДСИ

Так как индекс рентабельности больше единицы за каждый год, то это означает, что мы можем принять решение о целесообразности реализации анализируемого инвестиционного проекта.

11.4 Расчет численности электромонтажной бригады

Численность электромонтажников определяется по формуле

,(11.8)

где ч - численность электромонтажников;

 - суммарная трудоемкость по смете, чел.ч;

Э = 174,6 - месячная норма эффективного фонда рабочего времени, ч;- число месяцев;

k_и = 1,1 - коэффициент использования рабочего времени;

k_я = 0,9 - коэффициент явки;

Примем число электромонтажников равным 28 чел. (4 бригады по 7 чел).

.5 Организация электромонтажных работ

Ленточные графики представляют собой указания о времени начала и окончания той или иной работы. По длительности лент, их последовательности можно представить занятость строительно-монтажной бригады. При построении ленточного графика учитывается производительность и количество рабочих. Расчет и построение ленточного графика выполняем в виде таблицы (см. графическую часть проекта).

Продолжительность работы определяется по формуле

,(11.9)

где Т - продолжительность работы, ч ;

Тр - трудоемкость данного вида работ, чел.ч ;

m - количество человек, выполняющих работу;

t - число часов в смене;

k_и = 1,1 - коэффициент использования рабочего времени;

k_я = 0,9 - коэффициент явки.

Организация электромонтажных работ реализована с помощью ленточного графика, изображенного на листе 6 графического материала.

Заключение

В данной выпускной квалификационной работе было рассмотрено электроснабжение сельхоз района.

В ходе проектирования было выяснено, что большую часть составляют потребители II категории надежности.

Проектирование начиналось с определения расчетной электрической нагрузки зданий, как жилых, так и общественных, а также нагрузки наружного освещения. Далее определялось число и мощность трансформаторов ТП. Затем была разработана схема электроснабжения, выбраны марки и сечения кабелей на напряжение 10 и 0,4кВ. Далее были рассчитаны токи коротких замыканий в разработанной схеме. Был выполнен расчет контура заземления проектируемой подстанции.

Была разработана релейная защита сети 10кВ. В организационно-экономической части решены следующие вопросы: выполнено технико-экономическое обоснование выбора схемы электроснабжения, произведён расчет сметной стоимости в ценах 2016 года, расчет численности электромонтажной бригады, построение ленточного графика.

Список использованных источников

1. Правила устройства электроустановок 7-е изд. - М.: Издательство ЭНОС, 2009.

2. Свод правил по проектированию и строительству. Проектирование и монтаж электроустановок жилых и общественных зданий: СП 31-110-2004: введ. 07.06.04. - М.: Госстрой России, 2004. - 51 с.

. Кнорринг Г.М. Справочная книга для проектирования электрического освещения/ Г.М. Кнорринг, И.М. Фадин, В.Н. Сидоров - 2-е изд. - СПб.: Энергоатомиздат. Санкт-Петербургское отд-ние, 1992. - 448 с.: ил.

4. СП 52.13330.2011 Естественное и искусственное освещение.

. Методические указания по дипломному проектированию: «Расчет нагрузок сельских электрических сетей»/ Е. Я. Абрамова, С. К. Алешина - Оренбург.: ОГУ, 2002. - 26 с.

. Старкова, Л.Е. Проектирование цехового электроснабжения: учеб. пособие / Л. Е. Старкова, В. В. Орлов - Вологда.: ВоГТУ, 2003. - 175 с.

. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 368 с.: ил.

8. ГОСТ 32144-2013. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения Приказ Росстандарта N 400-ст от 22.07.2013./ Москва, Стандартинформ, 2012. - 20 стр.

9. ГОСТР52735-2007. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ. Утвержден: Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 8 июня 2007 г. N 129-ст Дата введения в действие: 01.07.2008 / Москва, Стандартинформ, 2012. - 41 стр..

10. М.А. Шабад Релейная защита трансформаторов. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 144 с.: ил.

. Долин П.А. Основы техники безопасности в электроустановках: Учеб. пособие для вузов. − 3-е изд., перераб. и доп. − М.: Знак, 2000. − 440с.: ил.

. ГОСТ 28249-93. Межгосударственный стандарт. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ - М.: Издательство стандартов, 1994

Приложение 1

Таблица 1.1 - Список электроприемников сельхоз района

№ по плану	Потребитель	Удельная мощность, кВт	Кол-во	Категория надежности
1-41, 48-53, 59-63, 65-67, 69-95, 97-108, 111-113, 182-206, 208-209, 211-112, 217-254, 267-282	Жилые одноэтажные одноквартирные дома, оборудованные плитами на природном газе	4,5	181	III
122-181, 283-298	Жилые одноэтажные одноквартирные дома, оборудованные плитами на сжиженном газе	6	77	III
255-260, 299-352	Летние домики на участках садовых товариществ	4	60	III
109, 207	Магазин продовольственный	18,63	2	II
56, 213	Магазин продовольственный	20,7	2	II
57, 96, 210	Детский сад	46	3	II
110, 215	Школа	25	2	II
44, 55, 214, 261	Котельная	20	4	II
45, 115, 116	Гараж	7,92	3	III
114, 262, 263	Мастерская	62	3	III
46, 68, 216	Скважина	12	3
54	Пекарня	114	1	II
64	Дом культуры	128,8	1	III
42, 43, 47, 266	Ферма	27	4	III
121, 264, 265	Склад	3	3	III
118	Столярка	43	1	III
117, 119, 120	Пилорама	56	3	III
58	Парикмахерская	6	1	III

Приложение 2

Таблица 2.1 - Расчетные нагрузки жилых домов

№ на ген. плане	Наименование электроприемника	Рр.ж.д, кВт	tgφ, о.е.	Qр.ж.д, квар	Sр.ж.д, кВ·А	Iр.ж.д, А
1-41, 48-53, 59-63, 65-67, 69-95, 97-108, 111-113, 182-206, 208-209, 211-112, 217-254, 267-282	Жилые одноэтажные одноквартирные дома, оборудованные плитами на природном газе	4,5	0,29	1,31	4,69	6,8
122-181, 283-298	Жилые одноэтажные одноквартирные дома, оборудованные плитами на сжиженном газе	6	0,29	1,74	6,25	9,06
255-260, 299-352	Летние домики на участках садовых товариществ	4	0,2	0,8	4,08	5,91

Таблица 2.2 - Расчетные нагрузки общественных зданий

№ на ген. плане	Наименование электроприемника	n, мест	Руд.о.з, кВт/чел	Рр.о.з., кВт	tgφ, о.е.	Qр.о.з, квар	Sр.о.з, кВ·А	Iр.о.з, А
Учреждения образования
57, 96, 210	Детский сад	100	0,46	46	0,25	11,5	47,42	68,75
110, 215	Школа	100	0,25	25	0,38	9,5	26,74	38,78
Предприятия в сфере услуг
58	Парикмахерская	6	1,5	9	0,25	2,25	9,28	13,45

Таблица 3.3 - Расчетные нагрузки общественных зданий

№ на ген. плане	Наименование электроприемника	S, м2	Руд.о.з, кВт/ м2	Рр.о.з., кВт	tgφ, о.е.	Qр.о.з, квар	Sр.о.з, кВ·А	Iр.о.з, А
Предприятия торговли
109, 207	Магазин продовольственный	81	0,23	18,63	0,7	13,04	22,74	32,97
56, 213	Магазин продовольственный	90	0,23	20,7	0,7	14,49	25,27	36,64
Учреждения культуры и искуства
64	Дом культуры	280	0,46	128,8	0,43	55,38	140,2	203,29

Таблица 3.4 - Расчетные нагрузки производственных объектов

№ на ген. плане	Наименование электроприемника	Рр.о.з., кВт	tgφ, о.е.	Qр.о.з, квар	Sр.о.з, кВ·А	Iр.о.з, А
Предприятие коммунального обслуживания
46, 68, 216	Скважина	12	0,43	5,16	13,06	18,94
44, 55, 214, 261	Котельная	20	0,43	8,6	21,77	31,57
Производственные объекты
121, 264, 265	Склад	3	0,43	1,29	3,27	4,74
42, 43, 47, 266	Ферма для откорма на мясо	27	0,43	11,61	29,39	42,62
114, 262, 263	Производственная мастерская	62	0,43	26,66	67,49	97,86
117, 119, 120	Пилорама	56	0,43	24,08	60,96	88,39
118	Столярка	43	0,43	18,49	46,81	67,87

Таблица 3.5 - Расчетные нагрузки производственных объектов

№ на ген. плане	Наименование электроприемника	S, м2	Руд.о.з, кВт/ м2	Рр.о.з., кВт	tgφ, о.е.	Qр.о.з, квар	Sр.о.з, кВ·А	Iр.о.з, А
Производственные объекты
45, 115, 116	Гараж	720	0,01	7,92	0,62	4,91	9,32	13,51
54	Пекарня	120	0,95	114	0,2	22,8	116,26	168,57

Приложение 3

Расчёт для светильника ЖСП20-250-121 с лампами ДНаТ.

Активную мощность находим по формуле (3.4):

 кВт.

Реактивную мощность определяем по формуле (3.5):

 квар.

Полную мощность определяем по формуле (3.6):

 кВ·А.

Расчетный ток находим по формуле (3.7):

Выбираем наименьшее сечение жилы освещения для провода СИП-2 равное 16 мм². Проверяем выбранное сечение по условиям (3.8) и (3.9):

) по нагреву расчетным током

 А,

) по потере напряжения

 %.

Таким образом видно, что выбранное сечение не удовлетворяет необходимым условиям, следовательно увеличиваем сечение жилы провода (на один шаг сечения меньше чем магистральная токовая жила, но не более чем 35мм²) или монтируем совместную подвеску отдельного фидера освещения распределяя светильники на разные фазы.

Выбираем сечение жилы освещения для провода СИП-2 равное 35 мм². Проверяем выбранное сечение по условиям (3.8) и (3.9):

) по нагреву расчетным током

 А,

) по потере напряжения

 %.

Тоже не подходит. Проектируем совместную подвеску отдельного фидера. А именно количество светильников распределяем равномерно по фазам.

 кВт.

 квар.

 кВ·А.

Выбираем сечение жилы освещения для провода СИП-2 равное 35 мм². Проверяем выбранное сечение по условиям (3.8) и (3.9):

) по нагреву расчетным током

 А,

) по потере напряжения

 %.

Таким образом видно, что выбранное сечение удовлетворяет необходимым условиям. Результаты расчетов кабельных линий и проводов для сети освещения представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Выбор сечения проводов для светильника ЖСП20-250-121

Освещаемая территория	Iр, А	L, км	Iд, А	Iд·Кср·Кпр	ΔU, %	Марка кабеля и провода
ТП 1
Лесютино	9,52	0,89	100	100	9,98	СИП-2 3х16+1х25
Центральная	10	0,765	100	100	7,37	СИП-2 3х16+1х25
ТП 3
Советская	17,95	0,47	100	100	8,35	СИП-2: Магистраль+1х16
Скважина	22,92	0,6	130	130	4,53	СИП-2: Магистраль+1х25
Дом культуры	7,64	0,2	100	100	1,51	СИП-2: Магистраль+1х16
Пекарня	11,21	0,88	130	130	9,75	СИП-2 3х16+1х25
ТП 4
Детский сад	11,46	0,9	130	130	6,45	СИП-2 3х25+1х35
Садовая	28,57	0,748	160	160	9,7	СИП-2: Магистраль+1х35
ТП 8
Мальчевская	11,46	0,9	130	130	6,45	СИП-2 3х25+1х35
Красная	28,73	0,752	160	160	4,5	СИП-2: Магистраль+1х35
ТП 9
Мартыновская	19,33	0,506	100	9,68	СИП-2: Магистраль+1х16
Новая	15,28	0,4	100	100	6,05	СИП-2: Магистраль+1х16
ТП 10
Кокшенская	10,19	0,8	100	100	8,06	СИП-2 3х16+1х25
ТП 11
Пожарище	11,46	0,9	160	160	6,45	СИП-2: Магистраль+1х35
Школа	18,91	0,495	100	100	9,26	СИП-2: Магистраль+1х16
ТП 15
Заборье	27,81	0,728	160	160	9,19	СИП-2: Магистраль+1х35
ТП 16
Дачи	21,09	0,552	130	130	7,28	СИП-2: Магистраль+1х25
Заречье	19,89	0,52	130	130	6,42	СИП-2: Магистраль+1х25

Аналогично произведём расчёт для светильников: ЖПП01-100 с лампами ДНаТ, «СДУ» Азимут-180 «АЭЛИТА» и "Трасса-2". Данные сведём в таблицы 3.2, 3.3 и 3.4.

Таблица 3.2 - Выбор сечения проводов для светильника ЖПП01-100 с лампами ДНаТ

Освещаемая территория	Iр, А	L, км	Iд, А	Iд·Кср·Кпр	ΔU, %	Марка кабеля и провода
ТП 12
Заболотье	13,75	0,9	130	130	7,74	СИП-2: Магистраль+1х25
ТП 17
Наквасино	8,56	0,56	100	100	4,74	СИП-2: Магистраль+1х16
ТП 18
Ивановская	13,14	0,86	130	130	7,07	СИП-2: Магистраль+1х25
Берег	4,89	0,32	100	100	1,55	СИП-2: Магистраль+1х16
ТП 19
Королевская	7,33	0,48	100	100	3,48	СИП-2: Магистраль+1х16
ТП 20
Задняя	4,89	0,32	100	100	1,55	СИП-2: Магистраль+1х16

Таблица 3.3 - Выбор сечения проводов для светильника «СДУ» Азимут-180 «АЭЛИТА»

Освещаемая территория	Iр, А	L, км	Iд, А	Iд·Кср·Кпр	ΔU, %	Марка кабеля и провода
ТП 1
Лесютино	23,80	0,89	160	160	9,61	СИП-2: Магистраль+1х35
Центральная	20,46	0,765	160	160	9,79	СИП-2: Магистраль+1х35
ТП 3
Советская	12,57	0,47	100	100	5,48	СИП-2: Магистраль+1х16
Скважина	16,04	0,6	100	100	9,52	СИП-2: Магистраль+1х16
Дом культуры	5,35	0,2	100	100	1,06	СИП-2: Магистраль+1х16
Пекарня	23,53	0,88	160	160	9,4	СИП-2: Магистраль+1х35
ТП 4
Детский сад	24,07	0,9	160	160	9,83	СИП-2: Магистраль+1х35
Садовая	20	0,748	130	130	9,36	СИП-2: Магистраль+1х25
ТП 8
Мальчевская	24,07	0,9	160	160	9,83	СИП-2: Магистраль+1х35
Красная	20,11	0,752	130	130	9,46	СИП-2: Магистраль+1х25
ТП 9
Мартыновская	13,53	0,506	100	100	6,77	СИП-2: Магистраль+1х16
Новая	10,7	0,4	100	100	4,23	СИП-2: Магистраль+1х16
ТП 10
Кокшенская	21,39	0,8	100	100	7,77	СИП-2 3х16+1х25
ТП 11
Пожарище	24,07	0,9	160	160	9,83	СИП-2: Магистраль+1х35
Школа	13,24	0,495	100	100	6,48	СИП-2: Магистраль+1х16
ТП 15
Заборье	19,47	0,728	130	130	8,87	СИП-2: Магистраль+1х25
ТП 16
Дачи	14,76	0,552	100	100	8,06	СИП-2: Магистраль+1х16
Заречье	13,91	0,52	100	100	7,15	СИП-2: Магистраль+1х16

Таблица 3.4 - Выбор сечения проводов для светильника "Трасса-2"

Освещаемая территория	Iр, А	L, км	Iд, А	Iд·Кср·Кпр	ΔU, %	Марка кабеля и провода
ТП 12
Заболотье	8,25	0,9	100	100	7,35	СИП-2: Магистраль+1х16
ТП 17
Наквасино	5,13	0,56	100	100	2,84	СИП-2: Магистраль+1х16
ТП 18
Ивановская	7,88	0,86	100	100	6,71	СИП-2: Магистраль+1х16
Берег	2,93	0,32	100	100	0,93	СИП-2: Магистраль+1х16
ТП 19
Королевская	4,4	0,48	100	100	2,09	СИП-2: Магистраль+1х16
ТП 20
Задняя	2,93	0,32	100	100	0,93	СИП-2: Магистраль+1х16

Сравнивая таблицы видим, что светильники светодиодные: уменьшают потерю напряжения в линии, появляется возможность применять провода меньшего сечения, а также позволяют удешевить проект за счёт вплетения в жгут, провод жилы освещения, вместо прокладки совместной подвески фидера освещения.

Приложение 4

Таблица 4.1 - Результаты расчетов нагрузки ТП

Номер ТП	, кВт	, квар	, кВ·А
1	106,53	33,31	111,62
2	96	42,6	105,02
3	396,36	132,29	417,86
4	95,32	35,51	101,72
5	65,49	30,59	72,28
6	131,75	56,65	143,41
7	80,5	34,61	87,62
8	231,42	69,43	241,61
9	85,45	89,33
10	57,49	24,33	62,42
11	164,17	58,70	174,35
12	21,71	4,9	22,25
13	117,13	50,37	127,5
14	27,8	11,95	30,26
15	64,29	19,74	67,26
16	86,16	26,49	90,14
17	48,42	10,03	49,44
18	69,72	14,66	71,24
19	38,1	7,91	38,91
20	31,07	6,41	31,72

Таблица 4.2 - Результаты выбора трансформаторов

№ ТП	Sн.т, кВ·А	NТ, шт.
1	63	2		0,89	1,77
	100	2		0,56	1,12
	160	1		0,35	-
2	63	2		0.83	1,62
	100	2		0,53	1,05
	160	2		0,33	0,66
3	250	2		0,84	1,67
	400	2		0,52	1,04
	630	2		0,33	0,66
4	63	2		0,81	1,61
	100	2		0,51	1,02
	160	1		0,32	-
5	40	2		0,9	1,81
	63	2		0,57	1,15
	100	1		0,72	-
6	100	2		0,72	1,43
	160	1		0,9	-
	250	1		0,57	-
7	63	2	0,7		1,39
	100	1	0,88		-
	160	1	0,55		-
8	160	2	0,76		1,51
	250	1	1,02		-
	400	1	0,64		-
9	63	2	0,71		1,42
	100	1	0,89		-
	160	1	0,56		-
10	40	2	0,78		1,64
	63	2	0,5		1,04
	100	1	0,66		-
11	100	2	0,78		1,74
	160	2	0,54		1,09
	250	1	0,7		-
12	25	1	0,89		-
	40	1	0,56		-
	63	1	0,35		-
13	100	2	0,64		1,28
	160	1	0,8		-
	250	1	0,51		-
14	25	2	0,61		1,22
	40	1	0,8		-
	63	1	0,51		-
15	63	2	0,53		1,07
	100	1	0,71		-
	160	1	0,44		-
16	63	2	0,72		1,43
	100	1	0,9		-
	160	1	0,56		-
17	40	2	0,62		1,24
	63	1	0,83		-
	100	1	0,52		-
18	63	2	0,57		1,13
	100	1	0,71		-
	160	1	0,45		-
19	40	2	0,49		0,97
	63	1	0,62		-
	100	1	0,39		-
20	25	2	0,63		1,27
	40	1	0,79		-
	63	1	0,5		-

Приложение 5

Основные соотношения:

1.       Суммарные затраты:

, руб, (5.1)

где К_КТП - капитальные вложения на трансформаторную подстанцию, руб.;

Е - норма дисконта, приемлемая для инвестора норма дохода на капитал, ;

И_П.ТР - стоимость потерь в трансформаторе, руб.;

И_{ОБСЛ.РЕМ.АМ} - затраты на обслуживание, ремонт и амортизацию, руб.

2.       Капитальные вложения определяются по формуле:

, руб./год (5.2)

где N_T - число трансформаторов;

Ц- цена (тыс.руб.) (определяется по прайс-листам);

 - коэффициент, учитывающий транспортно-заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования (=0,05 - для оборудования массой выше 1 т);

 - коэффициент, учитывающий затраты на строительные работы (=0,020,15 - в зависимости от массы и сложности оборудования);

 - коэффициент, учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования (=0,10,15 - в зависимости от оптовой цены оборудования).

.        Стоимость потерь энергии в трансформаторах:

, руб, (5.3)

где С₀ - стоимость 1 кВт·ч (С₀ = 2,95 руб./ кВт·ч)

N_T - количество трансформаторов;

ΔР_хх- потери холостого хода в трансформаторах, кВт;

Т_год - число часов в году (8760 ч.);

к_з - коэффициент загрузки;

ΔР_к - потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт;

τ - время максимальных потерь для коммунально-бытовых потребителей.

.        Время максимальных потерь электроэнергии определяется по формуле:

 ч,  (5.4)

где - время использования максимума нагрузок, () [7].

 ч.

5.     Затраты на обслуживание, ремонт и амортизацию:

, руб, (5.5)

где Н_а - норма амортизационных отчислений (Н_а = 0,035),

Н_обсл - норма обслуживания оборудования (Н_обсл = 0,029),

Н_рем - норма ремонта оборудования (Н_рем = 0,01).

Приведем пример расчета первого варианта для ТП 3 (2х160 кВ·А):

По формуле (5.2) определим капитальные вложения:

 руб.

По формуле (5.3) определим стоимость потерь энергии в трансформаторах:

 руб.

По формуле (5.5) определим затраты на обслуживание, ремонт и амортизацию:

По формуле (5.1) определим приведенные затраты:

 руб.

Расчет для других вариантов трансформаторов проводим аналогично. Результаты расчета приведены в в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Технико-экономическое сравнение выбора трансформаторов

ТП		Sн.т, кВ·А		ККТП, руб.		ККТП·Е, руб.	ИП.ТР, руб.	ИОБСЛ.РЕМ.АМ, руб.	З, руб.
1		63		241546		60386,5	46361,07	17874,40	124621,97
		100		274374		68593,4	25258,25	20303,65	114155,29
		160		169334		42333,39	22220,3	12530,68	77084,36
2		63		241546		60386,5	42345,48	17874,40	120606,38
		100		274374		68593,4	23664,46	20303,65	112561,50
		160		338667		84666,77	16172,81	25061,36	125900,95
3		250		451119		112779,7	42511,29	33382,79	188673,76
		400		551060		137765	23534,86	40778,44	202078,30
		630		683928		170982	16274,24	50610,67	237866,91
4		63		241546		60386,5	40429,43	17874,40	118690,34
		100		274374		68593,4	22903,98	20303,65	111801,02
		160		338667		84666,77	15875,75	25061,36	125603,89
5		40		205549		51387,23	47767,4	15210,62	114365,25
		63		241546		60386,5	26042,96	17874,40	104303,86
		100		137187		34296,7	23017,49	10151,82	67466,02
6		100		274374		68593,4	34295,37	20303,65	123192,41
		160		169334		42333,39	29280,55	12530,68	84144,62
		250		225559		56389,84	18706,44	16691,39	91787,68
7		63		241546		60386,5	32931,72	17874,40	111192,62
		100		137187		34296,7	28485,79	10151,82	72934,32
		160		169334		42333,39	18056,15	12530,68	72920,22
8		160		338667		84666,77	36788,29	25061,36	146516,43
		250		225559		56389,84	32192,75	16691,39	105273,99
		400		275530		68882,5	19504,18	20389,22	108775,90
9		63		241546		60386,5	33781,51	17874,40	112042,42
		100		137187		34296,7	29160,36	10151,82	73608,88
		160		169334		42333,39	18319,65	12530,68	73183,72
10		40		205549		51387,23	38514,61	15210,62	105112,46
		63		241546		60386,5	22312,93	17874,40	100573,84
		100		137187		34296,7	20056,6	10151,82	64505,12
11		100		274374		68593,4	45254,29	20303,65	134151,34
		160		338667		84666,77	24606,34	25061,36	134334,48
		250		225559		56389,84	22213,3	16691,39	95294,53
12	25		87930		21982,52		29029,16	6506,82	57518,50
	40		102774		25693,62		18268,4	7605,31	51567,33
	63		120773		30193,25		14151,2	8937,20	53281,65
13	100		274374		68593,4		29490,92	20303,65	118387,97
	160		169334		42333,39		25527,07	12530,68	80391,14
	250		225559		56389,84		17169,02	16691,39	90250,25
14	25		175860		43965,03		27701,23	13013,65	84679,91
	40		102774		25693,62		24128,88	7605,31	57427,80
	63		120773		30193,25		16513,7	8937,20	55644,15
15	63		241546		60386,5		24075,66	17874,40	102336,57
	100		137187		34296,7		21455,86	10151,82	65904,38
	160		169334		42333,39		15310,08	12530,68	70174,15
16	63		241546		60386,5		34189,78	17874,40	112450,69
	100		137187		34296,7		29484,44	10151,82	73932,96
	160		169334		42333,39		18446,25	12530,68	73310,31
17	40		205549		51387,23		28399,33	15210,62	94997,18
	63		120773		30193,25		25099,96	8937,20	64230,41
	100		137187		34296,7		16819,71	10151,82	61268,23
18	63		241546		60386,5		25623,77	17874,40	103884,67
	100		137187		34296,7		22684,74	10151,82	67133,26
	160		169334		42333,39		12530,68	70654,18
19	40		205549		51387,23		21918,01	15210,62	88515,86
	63		120773		30193,25		19874,41	8937,20	59004,86
	100		137187		34296,7		14745,69	10151,82	59194,21
20	25		175860		43965,03		29315,12	13013,65	86293,80
	40		102774		25693,62		25389,73	7605,31	58688,65
	63		120773		30193,25		17021,98	8937,20	56152,43

Результаты сравнения экономически выгодных трансформаторов для установки в ТП представлены в таблице 5.2

Для ТП 2 трансформатор ТМГСУ11-100/10-У1 и для ТП 3 трансформатор ТМГ-400/10/0,4-У1 более экономически выгодны, но k_з.ав у них больше допустимого значения. Поэтому в случае аварии переводим нагрузку на рабочий трансформатор частично отключив потребителей III категории надежности.

Таблица 5.2 - Трансформаторы устанавливаемые в ТП

№ ТП	Тип трансформатора
1	ТМГСУ11-160/10-У1
2	ТМГСУ11-100/10-У1
3	ТМГ-400/10/0,4-У1
4	ТМГСУ11-160/10-У1
5	ТМГСУ11-100/10-У1
6	ТМГСУ11-160/10-У1
7	ТМГСУ11-100/10-У1
8	ТМГ-400/10/0,4-У1
9	ТМГСУ11-100/10-У1
10	ТМГСУ-40/10-У1
11	ТМГСУ11-250/10-У1
12	ТМГСУ-40/10-У1
13	ТМГСУ11-160/10-У1
14	ТМГСУ-63/10-У1
15	ТМГСУ11-100/10-У1
16	ТМГСУ11-160/10-У1
17	ТМГСУ11-100/10-У1
18	ТМГСУ11-100/10-У1
19	ТМГСУ-63/10-У1
20	ТМГСУ-63/10-У1

Приложение 6

Таблица 6.1 - Выбор сечения СИП и кабелей на напряжение 10 кВ

Номер линии, отпайки				Sр		Iр	L	Iдоп		kср∙kпр∙kпер∙Iдоп	r0	x0		ΔU	Fтс	F
				кВ∙А		А	км	А		А	Ом/км	Ом/км		℅	мм2	мм2
W1			от ПС до узла А	2135,96		86,32	11,343	240		300	0,493	0,291		9,62	3,202	СИП 3 - 1х70
			от узла А до ТП 1				0,050	195		243,75	0,923	0,299			3,179	СИП 3 - 1х50
			от узла А до ТП 2				0,609	240		300	0,493	0,291			3,042	СИП 3 - 1х70
W2			от ТП 2 до узла Б	1570,61		68,01	1,054	240		300	0,493	0,291		9,44	2,801	СИП 3 - 1х70
			от узла Б до ТП 3				0,261	240		300	0,493	0,291			2,747	СИП 3 - 1х70
			от узла Б до узла В				0,435	195		243,75	0,923	0,299			2,654	СИП 3 - 1х50
			от узла В до ТП 4				0,087	195		243,75	0,923	0,299			2,626	СИП 3 - 1х50
			от узла В до узла Г				0,174	195		243,75	0,923	0,299			2,599	СИП 3 - 1х50
			от узла Г до ТП 5				0,435	195		243,75	0,923	0,299			2,472	СИП 3 - 1х50
			от узла Г до узла Д				0,078	195		243,75	0,923	0,299			2,575	СИП 3 - 1х50
			от узла Д до узла Е				0,522	195		243,75	0,923	0,299			2,427	СИП 3 - 1х50
			от узла Е до ТП 6				0,007	195		243,75	0,923	0,299			2,425	СИП 3 - 1х50
			от узла Е до ТП 7				0,174	195		243,75	0,923	0,299			2,381	СИП 3 - 1х50
			от узла Д до узла Ж				0,399	195		243,75	0,923	0,299			2,460	СИП 3 - 1х50
			от узла Ж до ТП8				0,020	195		243,75	0,923	0,299			2,455	СИП 3 - 1х50
			от узла Ж до узла З				0,174	195		243,75	0,923	0,299			2,413	СИП 3 - 1х50
			от узла З до ТП 9				0,112	195		243,75	0,923	0,299			2,384	СИП 3 - 1х50
			от узла З до узла И				1,877	195		243,75	0,923	0,299			2,000	СИП 3 - 1х50
	W2	от узла И до узла Л		1570,61	68,01		0,112	195	243,75		0,923		0,299	9,44	1,980	СИП 3 - 1х50
		от узла Л до ТП 10					0,122	195	243,75		0,923		0,299		1,959	СИП 3 - 1х50
		от узла Л до узла М					0,168	195	243,75		0,923		0,299		1,951	СИП 3 - 1х50
		от узла М до ТП 11					0,010	195	243,75		0,923		0,299		1,949	СИП 3 - 1х50
		от узла М до ТП 12					1,000	195	243,75		0,923		0,299		1,791	СИП 3 - 1х50
		от узла И до узла Н					0,392	195	243,75		0,923		0,299		1,931	СИП 3 - 1х50
		от узла Н до ТП 13					0,560	195	243,75		0,923		0,299		1,841	СИП 3 - 1х50
		от узла Н до ТП 14					0,056	195	243,75		0,923		0,299		1,922	СИП 3 - 1х50
	W3	от ПС до узла C		2135,96	86,32		9,420	240	300		0,493		0,291	9,92	3,836	СИП 3 - 1х70
		от узла С до узла Р					1,476	240	300		0,493		0,291		3,329	СИП 3 - 1х70
		от узла Р до ТП 16					0,060	243,75		0,923		0,299		3,299	СИП 3 - 1х50
		от узла Р до узла П					0,403	240	300		0,493		0,291		3,213	СИП 3 - 1х70
		от узла П до ТП 15					0,040	195	243,75		0,923		0,299		3,195	СИП 3 - 1х50
		от узла П до узла О					0,166	240	300		0,493		0,291		3,168	СИП 3 - 1х70
		от узла О до ТП 2					0,060	240	300		0,493		0,291		3,152	СИП 3 - 1х70
		от узла О до ТП 3					0,575	240	300		0,493		0,291		3,020	СИП 3 - 1х70
		от узла С до узла Т					7,307	195	243,75		0,923		0,299		1,685	СИП 3 - 1х50
		от узла Т до ТП 17					0,615	195	243,75		0,923		0,299		1,609	СИП 3 - 1х50
		от узла Т до узла У					0,415	195	243,75		0,923		0,299		1,633	СИП 3 - 1х50
		от узла У до ТП 18					0,164	195	243,75		0,923		0,299		1,613	СИП 3 - 1х50
		от узла У до узла Ф					4,648	195	243,75		0,923		0,299		1,213	СИП 3 - 1х50
		от узла Ф до ТП 19					0,083	195	243,75		0,923		0,299		1,208	СИП 3 - 1х50
		от узла Ф до ТП 20					1,498	195	243,75		0,923		0,299		1,121	СИП 3 - 1х50

Приложение 7

Таблица 7.1 - Выбор сечения СИП и кабелей на напряжение 0,4 кВ

Электро-приемники		Sр	Iр	L	Iд		Iд·Кср·Кпр	r0		x0		ΔU	F
		кВ·А	А	км	А		А	мОм/м		мОм/м		℅	мм2
ТП 1
W4		27,76	40,08	0,89	240		240	0,568		0,079		8,64	СИП-2 3х70+1х70+1х35
1-16		4,69	6,8	0,025	100		100	2,448		0,087		0,168	СИП-2 3х16+1х25
W5		39,87	57,54	0,765	300		300	0,411		0,076		7,77	СИП-2 3х95+1х95+1х35
17-41		4,69	6,8	0,025	100		100	2,448		0,087		0,168	СИП-2 3х16+1х25
ТП 2
W6		29,39	42,62	0,22	195		195	0,822		0,08		1,05	СИП-2 3х50+1х50
42		29,39	42,62	0,025	100		100	2,448		0,087		1,05	СИП-2 3х16+1х25
W7		29,39	42,62	0,08	195		195	0,822		0,08		3,36	СИП-2 3х50+1х50
43		29,39	42,62	0,025	100		100	2,448		0,087		1,05	СИП-2 3х16+1х25
W8		73,48	106,06	0,368	240		240	0,568		0,079		9,35	СИП-2 3х70+1х70
44		21,77	31,5	0,025	100		100	2,448		0,087		0,778	СИП-2 3х16+1х25
45		9,32	13,51	0,025	100		100	2,448		0,087		0,333	СИП-2 3х16+1х25
46		13,06	18,94	0,025	100		100	2,448		0,087		4,66	СИП-2 3х16+1х25
47		29,39	42,62	0,025	100		100	2,448		0,087		1,05	СИП-2 3х16+1х25
W9		21,77	31,5	0,184	195		195	0,822		0,08		0,197	СИП-2 3х50+1х50
48		21,77	31,5	0,025	100		100	2,448		0,087		0,778	СИП-2 3х16+1х25
ТП 3
W10		239,09	338,03	0,88	340		340	0,325		0,075		9,8	СИП-2 3х120+1х95+1х35
48-53, 59-63		4,69	6,8	0,025	100		100	2,448		0,087		0,168	СИП-2 3х16+1х25
54		116,26	168,57	0,025	195		195	0,822		0,08		1,43	СИП-2 3х50+1х50
55		21,77	31,5	0,025	100		100	2,448		0,087		0,778	СИП-2 3х16+1х25
56		25,27	36,64	0,025	100		100	2,448		0,087		0,903	СИП-2 3х16+1х25
57		47,42	68,75	0,025	100		100	2,448		0,087		1,694	СИП-2 3х16+1х25
58		9,28	13,45	0,025	100		100	2,448		0,087		0,331	СИП-2 3х16+1х25
W11		140,2	203,29	0,2	240		0,568		0,079		9,7	СИП-2 3х70+1х70+1х16
64		140,2	203,29	0,025	240		240	0,568		0,079		1,212	СИП-2 3х70+1х70
W12		25,07	36,18	0,6	195		195	0,822		0,08		7,4	СИП-2 3х50+1х50+1х16
65-67		4,69	6,8	0,025	100		100	2,448		0,087		0,168	СИП-2 3х16+1х25
68		13,06	18,94	0,025	100		100	2,448		0,087		0,466	СИП-2 3х16+1х25
W13		35,08	50,64	0,47	240		240	0,568		0,079		7,28	СИП-2 3х70+1х70+1х16
69-90		4,69	6,8	0,025	100		100	2,448		0,087		0,168	СИП-2 3х16+1х25
ТП 4
W14		67,12	96,88	0,9	300		300	0,411		0,076		8,55	СИП-2 3х95+1х95+1х35
91-95, 97-101		4,69	6,8	0,025	100		100	2,448		0,087		0,168	СИП-2 3х16+1х25
96		47,42	68,75	0,025	100		100	2,448		0,087		1,687	СИП-2 3х16+1х25
W15		74,82	107,99	0,748	300		300	0,411		0,076		9,69	СИП-2 3х95+1х95+1х25
102-108, 111-113		4,69	6,8	0,025	100		100	2,448		0,087		0,168	СИП-2 3х16+1х25
109		22,74	32,97	0,025	100		100	2,448		0,087		0,812	СИП-2 3х16+1х25
110		26,74	38,78	0,025	100		100	2,448		0,087		0,955	СИП-2 3х16+1х25
ТП 5
W16		67,49	97,86	0,275	195		195	0,822		0,08		9,13	СИП-2 3х50+1х50
114		67,49	97,86	0,025	100		100	2,448		0,087		2,411	СИП-2 3х16+1х25
W17		15,84	22,87	0,33	195		195	0,822		0,08		2,57	СИП-2 3х50+1х50
115, 116		9,32	13,51	0,025	100		100	2,448		0,087		0,333	СИП-2 3х16+1х25
ТП 6
W18		60,96	88,39	0,22	240		240	0,568		0,079		9,28	СИП-2 3х70+1х70
117		60,96	88,39	0,025	100		100	2,448		0,087		2,177	СИП-2 3х16+1х25
W19		46,81	67,87	0,22	195		195	0,822		0,08		5,07	СИП-2 3х50+1х50
118		46,81	67,87	0,025	100		100	2,448		0,087		1,672	СИП-2 3х16+1х25
W20		60,96	88,39	0,22	195		195	0,822		0,08		6,6	СИП-2 3х50+1х50
119		60,96	88,39	0,025	100		100	2,448		0,087		2,177	СИП-2 3х16+1х25
	ТП 7
	W21	64,23	92,71	0,282	195	195		0,822	0,08		6,95		СИП-2 3х50+1х50
	120	60,96	88,39	0,025	100	100		2,448	0,087		2,177		СИП-2 3х16+1х25
	121	3,27	4,84	0,025	100	100		2,448	0,087		0,117		СИП-2 3х16+1х25
	ТП 8
	W22	41,63	60,08	0,752	300	300		0,411	0,076		7,89		СИП-2 3х95+1х95+1х25
	122-139	6,25	9,06	0,025	100	100		2,448	0,087		0,223		СИП-2 3х16+1х25
	W23	55,25	79,75	0,9	195	195		0,822	0,08		9,91		СИП-2 3х50+1х50+1х35
	140-165	6,25	9,06	0,025	100	100		2,448	0,087		0,223		СИП-2 3х16+1х25
	ТП 9
	W24	16	3,09	0,4	195	195		0,822	0,08		3,15		СИП-2 3х50+1х50+1х16
	166-169	6,25	9,06	0,025	100	100		2,448	0,087		0,223		СИП-2 3х16+1х25
	W25	31,50	45,47	0,506	195	195		0,822	0,08		7,84		СИП-2 3х50+1х50+1х16
	170-181	6,25	9,06	0,025	100	100		2,448	0,087		0,223		СИП-2 3х16+1х25
	W26	64,20	92,66	0,8	300	300		0,411	0,076		9,93		СИП-2 3х95+1х95
	182-206	4,69	6,8	0,025	100	100		2,448	0,087		0,168		СИП-2 3х16+1х25
	207	22,74	32,97	0,025	100	100		2,448	0,087		0,812		СИП-2 3х16+1х25
	ТП 11
	W27	130,02	187,66	0,495	340	340		0,325	0,075		9,99		СИП-2 3х120+1х95+1х16
	208, 209, 211, 212	4,69	6,8	0,025	100	100		2,448	0,087		0,168		СИП-2 3х16+1х25
	210	47,42	68,75	0,025	100	100		2,448	0,087		1,694		СИП-2 3х16+1х25
	213	25,27	36,64	0,025	100	100		2,448	0,087		0,903		СИП-2 3х16+1х25
	214	21,77	31,57	0,025	100	100		2,448	0,087		0,778		СИП-2 3х16+1х25
	215	26,74	38,78	0,025	100	100		2,448	0,087		0,955		СИП-2 3х16+1х25
	W28	73,65	106,31	0,9	340	340		0,325	0,075		9,06		СИП-2 3х120+1х95+1х35
	216	13,06	18,94	0,025	100	100		2,448	0,087		0,446		СИП-2 3х16+1х25
	217-254	4,69	6,8	0,025	100	100		2,448	0,087		0,168		СИП-2 3х16+1х25
	ТП 12
	W29	12,97	18,73	0,9	195	195		0,822	0,08		5,75		СИП-2 3х50+1х50+1х16
	255-260	4,08	5,91	0,025	100	100		2,448	0,087		0,146		СИП-2 3х16+1х25
	ТП 13
	W30	21,77	31,57	0,15	195	195		0,822	0,08		1,61		СИП-2 3х50+1х50
	261	21,77	31,57	0,025	100	100		2,448	0,087		0,778		СИП-2 3х16+1х25
	W31	115,43	166,61	0,1	195	195		0,822	0,08		5,68		СИП-2 3х50+1х50
	262, 263	67,49	97,86	0,025	100	100		2,448	0,087		2,425		СИП-2 3х16+1х25
	ТП 14
	W32	3,27	4,74	0,2	195	195		0,822	0,08		0,32		СИП-2 3х50+1х50
	264	3,27	4,74	0,025	100	100		2,448	0,087		0,117		СИП-2 3х16+1х25
	W33	32,17	46,43	0,2	195	195		0,822	0,08		3,17		СИП-2 3х50+1х50
	265	3,27	4,74	0,025	100	100		2,448	0,087		0,117		СИП-2 3х16+1х25
	266	29,39	42,62	0,025	100	100		2,448	0,087		1,05		СИП-2 3х16+1х25
	ТП 15
	W34	27,76	40,08	0,728	195	195		0,822	0,08		9,95		СИП-2 3х50+1х50+1х25
	267-282	4,69	6,8	0,025	100	100		2,448	0,087		0,168		СИП-2 3х16+1х25
	ТП 16
	W35	12	17,32	0,552	195	195		0,822	0,08		3,26		СИП-2 3х50+1х50+1х16
	283-285	6,25	9,06	0,025	100	100		2,448	0,087		0,223		СИП-2 3х16+1х25
	W36	34,13	49,26	0,52	195	195		0,822	0,08		8,73		СИП-2 3х50+1х50+1х16
	286-298	6,25	9,06	0,025	100	100		2,448	0,087		0,223		СИП-2 3х16+1х25
	ТП 17
	W37	23,99	34,63	0,56	195	195		0,822	0,08		6,61		СИП-2 3х50+1х50+1х16
	299-312	4,08	5,91	0,025	100	100		2,448	0,087		0,146		СИП-2 3х16+1х25
	ТП 18
	W38	10,81	15,61	0,32	195	195		0,822	0,08		1,7		СИП-2 3х50+1х50+1х16
	313-317	4,08	5,91	0,025	100	100		2,448	0,087		0,146		СИП-2 3х16+1х25
	W39	22,64	32,68	0,86	195	195		0,822	0,08		9,58		СИП-2 3х50+1х50+1х16
	318-332	4,08	0,025	100	100		2,448	0,087		0,146		СИП-2 3х16+1х25
	ТП 19
	W40	18,85	27,21	0,48	195	195		0,822	0,08		4,45		СИП-2 3х50+1х50+1х16
	333-343	4,08	5,91	0,025	100	100		2,448	0,087		0,146		СИП-2 3х16+1х25
	ТП 20
	W41	17,26	24,91	0,32	195	195		0,822	0,08		2,72		СИП-2 3х50+1х50+1х16
	344-352	4,08	5,91	0,025	100	100		2,448	0,087		0,146		СИП-2 3х16+1х25

Приложение 8

Таблица 8.1 - Параметры схемы замещения 10 кВ

Линия	r0, Ом/км	x0, Ом/км		L, км	R, Ом	Х, Ом	Z, Ом	ΣZ, Ом
W1	0,00	0,303		0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
	0,493	0,291		11,343	5,592	3,301	6,653	6,653
	0,923	0,299		0,050	0,046	0,015	0,049	6,701
	0,493	0,291		0,609	0,300	0,177	0,349	7,001
W2	0,493	0,291		1,054	0,520	0,307	0,603	7,605
	0,493	0,291		0,261	0,129	0,076	0,149	7,754
	0,923	0,299		0,435	0,402	0,130	0,422	8,027
	0,923	0,299		0,087	0,080	0,026	0,084	8,111
	0,923	0,299		0,174	0,161	0,052	0,169	8,196
	0,923	0,299		0,435	0,402	0,130	0,422	8,618
	0,923	0,299		0,078	0,072	0,023	0,076	8,271
	0,923	0,299		0,522	0,482	0,156	0,506	8,778
	0,923	0,299		0,007	0,006	0,002	0,007	8,785
	0,923	0,299		0,174	0,161	0,052	0,169	8,947
	0,923	0,299		0,399	0,368	0,119	0,387	8,658
	0,923	0,299		0,020	0,018	0,006	0,019	8,678
	0,923	0,299		0,174	0,161	0,052	0,169	8,827
	0,923	0,299		0,112	0,103	0,033	0,109	8,936
	0,923	0,299		1,877	1,732	0,561	1,821	10,648
	0,923	0,299		0,112	0,103	0,033	0,109	10,757
	0,923	0,299		0,122	0,113	0,036	0,118	10,875
	0,923	0,299		0,168	0,155	0,050	0,163	10,920
	0,923	0,299		0,010	0,009	0,003	0,010	10,930
	0,923	0,299		1,000	0,923	0,299	0,970	11,890
	0,923	0,299		0,392	0,362	0,117	0,380	11,029
	0,923	0,299		0,560	0,517	0,167	0,543	11,572
	0,923	0,299		0,056	0,052	0,017	0,054	11,083
W3	0,493	0,291		0,060	0,030	0,017	0,034	7,036
	0,493	0,291		0,166	0,082	0,048	0,095	7,131
	0,923	0,299		0,040	0,037	0,012	0,039	7,170
	0,493	0,291		0,403	0,199	0,117	0,231	7,362
	0,923	0,299		0,060	0,055	0,018	0,058	7,420
	0,493	0,291		1,476	0,728	0,430	0,845	8,207
	0,923	0,299		7,307	6,744	2,185	7,089	15,296
	0,923	0,299		0,615	0,568	0,184	0,597	15,893
	0,923	0,299		0,415	0,383	0,124	0,403	15,699
	0,923	0,299		0,164	0,151	0,049	0,159	15,858
	0,923	0,299		4,648	4,290	1,390	4,510	20,208
	0,923	0,299	0,083		0,077	0,025	0,081	20,289
	0,923	0,299	1,498		1,383	0,448	1,453	21,662

Таблица 8.2 - Результаты расчета токов КЗ в сети 10 кВ

Точка КЗ	Iк(3), кА 1	Iк(2), кА	Ку	iy, Ка
К2	0,911	1,4	1,804
К3	0,905	0,783	1,4	1,791
К4	0,866	0,750	1,4	1,714
К5	0,797	0,690	1,4	1,578
К6	0,782	0,677	1,4	1,548
К7	0,755	0,654	1,4	1,495
К8	0,747	0,647	1,4	1,480
К9	0,740	0,641	1,4	1,464
К10	0,703	0,609	1,4	1,393
К11	0,733	0,635	1,4	1,451
К12	0,691	0,598	1,4	1,367
К13	0,690	0,598	1,4	1,366
К14	0,678	0,587	1,4	1,342
К15	0,700	0,606	1,4	1,386
К16	0,699	0,605	1,4	1,383
К17	0,687	0,595	1,4	1,360
К18	0,678	0,588	1,4	1,343
К19	0,569	0,493	1,4	1,127
К20	0,564	0,488	1,4	1,116
К21	0,557	0,483	1,4	1,104
К22	0,555	0,481	1,4	1,099
К23	0,555	0,480	1,4	1,098
К24	0,510	0,442	1,4	1,009
К25	0,550	0,476	1,4	1,088
К26	0,524	0,454	1,4	1,037
К27	0,547	0,474	1,4	1,083
К28	0,862	0,746	1,4	1,706
К29	0,850	0,736	1,4	1,683
К30	0,846	0,732	1,4	1,674
К31	0,823	0,713	1,4	1,630
К32	0,817	0,708	1,4	1,618
К33	0,739	0,640	1,4	1,463
К34	0,396	0,343	1,4	0,785
К35	0,381	0,330	1,4	0,755
К36	0,386	0,334	1,4	0,765
К37	0,382	0,331	1,4	0,757
К38	0,300	0,260	1,4	0,594
К39	0,299	0,259	1,4	0,592
К40	0,280	0,242	1,4	0,554

Таблица 8.3 - Результаты расчетов токов КЗ в сети 0,4 кВ

Место КЗ	I(3)к.max, кА	RД, мОм	I(3)к.min, кА	ky	iy, кА	I(1)к.min, кА
ТП 1
Шины	5,065	18,955	4,159	1,283	9,188	8,218
W 4	0,426	22,523	0,409	1	0,603	0,028
в РУ №16	0,426	19,528	0,409	1	0,603	0,028
W 5	0,652	14,732	0,627	1	0,922	0,061
в РУ №41	0,652	12,768	0,627	1	0,922	0,061
ТП 2
Шины	3,179	30,197	2,56	1,211	5,443	5,013
W 6	0,976	9,841	0,939	1	1,38	0,113
в РУ №42	0,976	8,529	0,939	1	1,38	0,102
W 7	1,782	5,389	1,723	1,013	2,552	0,306
в РУ №43	1,782	4,67	1,723	1	2,523	0,282
W 8	0,865	11,099	0,833	1	1,224	0,263
в РУ №47	0,865	9,619	0,833	1	1,223	0,209
W 9	1,109	8,66	1,068	1	1,569	0,135
в РУ №48	1,109	7,505	1,068	1	1,568	0,119
ТП 3
Шины	12,473	7,719	10,371	1,324	23,296	20,749
W 10	0,741	12,962	0,712	1	1,047	0,169
в РУ №63	0,741	11,234	0,712	1	1,047	0,161
W 11	1,764	5,5	1,679	1	2,469	0,731
в РУ №64	1,764	4,76	1,679	1	2,469	0,652
W 12	0,452	21,252	0,434	1	0,639	0,042
в РУ №68	0,452	18,419	0,434	1	0,639	0,041	0,708	11,9	0,775	1	1,141	0,053
в РУ №90	0,708	10,313	0,775	1	1,141	0,053
ТП 4
Шины	5,065	18,955	4,159	1,283	9,188	8,218
W 14	0,563	17,064	0,541	1	0,796	0,077
в РУ №101	0,563	14,788	0,541	1	0,796	0,076
W 15	0,665	14,439	0,639	1	0,94	0,132
в РУ №113	0,665	12,513	0,639	1	0,94	0,127
ТП 5
Шины	3,179	30,197	2,56	1,211	5,443	5,013
W 16	0,823	11,667	0,639	1	0,94	0,132
в РУ №114	0,823	12,513	0,639	1	0,94	0,127
W 17	0,711	13,51	0,683	1	1,005	0,076
в РУ №116	0,711	11,709	0,683	1	1,005	0,074
ТП 6
Шины	5,065	18,955	4,159	1,283	9,188	8,218
W 18	1,425	6,738	1,327	1	2,016	0,312
в РУ №117	1,425	5,84	1,327	1	2,015	0,281
W 19	1,076	8,926	1,034	1	1,521	0,312
в РУ №118	1,076	7,736	1,034	1	1,521	0,281
W 20	1,076	8,926	1,034	1	1,521	0,312
в РУ №119	1,076	7,736	1,034	1	1,521	0,281
ТП 7
Шины	3,179	30,197	2,56	1,211	5,443	5,013
W 21	0,708	11,901	0,776	1	1,141	0,242
в РУ №121	0,708	10,314	0,776	1	1,141	0,227
ТП 8
Шины	12,473	7,719	10,371	1,324	23,296	20,749
W 22	0,696	13,8	0,669	1	0,984	0,063
в РУ №139	0,696	11,96	0,669	1	0,984	0,062
W 23	0,304	31,545	0,292	1	0,43	0,027
в РУ №165	0,304	27,339	0,292	1	0,43	0,025
ТП 9
Шины	3,179	30,197	2,56	1,211	5,443	5,013
W 24	0,605	15,817	0,582	1	0,855	0,062
в РУ №169	0,605	13,755	0,582	1	0,855	0,061
W 25	0,493	19,466	0,474	1	0,697	0,049
в РУ №181	0,493	16,871	0,474	1	0,697	0,049
ТП 10
Шины	1,278	75,104	1,016	1,17	2,115	1,977
W 26	0,482	19,933	0,464	1	0,683	0,085
в РУ №207	0,482	17,275	0,464	1	0,682	0,079
ТП 11
Шины	7,861	12,213	6,5	1,311	14,576	12,942
W 27	1,209	7,94	1,164	1	1,71	0,224
в РУ №215	1,209	6,881	1,164	1	1,71	0,183
W 28	1,649	5,822	1,589	1	2,334	0,290
в РУ №254	1,649	5,045	1,589	1	2,332	0,271
ТП 12
Шины	1,278	75,104	1,016	1,17	2,115	1,977
W 29	0,266	36,063	0,256	1	0,376	0,027
в РУ №260	0,266	31,255	0,256	1	0,376	0,027
ТП 13
Шины	5,065	18,955	4,159	1,283	9,188	8,218
W 30	1,456	6,539	1,402	1	2,06	0,166
в РУ №261	1,456	5,714	1,402	1	2,059	0,159
W 31	1,932	4,968	1,863	1	2,739	1,041
в РУ №263	1,932	4,306	1,863	1	2,733	0,760
ТП 14
Шины	2,009	47,778	1,613	3,411	3,149
W 32	0,905	10,609	0,873	1	1,284	0,123
в РУ №264	0,905	9,195	0,873	1	1,281	0,118
W 33	0,905	10,609	0,873	1	1,284	0,123
в РУ №266	0,905	9,195	0,873	1	1,281	0,110
ТП 15
Шины	3,179	30,197	2,56	1,211	5,443	5,013
W 34	0,355	27,033	0,341	1	0,502	0,034
в РУ №282	0,355	23,429	0,341	1	0,502	0,034
ТП 16
Шины	5,065	18,955	4,159	1,283	9,188	8,218
W 35	0,475	20,215	0,456	1	0,672	0,045
в РУ №285	0,475	17,52	0,456	1	0,672	0,045
W 36	0,502	19,121	0,482	1	0,71	0,048
в РУ №298	0,502	16,572	0,482	1	0,71	0,047
ТП 17
Шины	3,179	30,197	2,56	1,211	5,443	5,013
W 37	0,451	21,303	0,433	1	0,637	0,044
в РУ №312	0,451	18,436	0,433	1	0,637	0,044
ПТ 18
Шины	3,179	30,197	2,56	1,211	5,443	5,013
W 38	0,729	13,174	0,701	1	1,031	0,078
в РУ №317	0,729	11,417	0,701	1	1,031	0,076
W 39	0,304	31,545	0,292	1	0,43	0,029
в РУ №332	0,304	27,339	0,292	1	0,43	0,029
ТП 19
Шины	2,009	47,778	1,613	1,2	3,411	3,149
W 40	0,485	19,809	0,466	1	0,685	0,052
в РУ №343	0,485	17,167	0,466	1	0,685	0,051
ТП 20
Шины	2,009	47,778	1,613	1,2	3,411	3,149
W 41	0,663	14,486	0,638	1	0,938	0,078
в РУ №352	0,663	12,555	0,638	1	0,937	0,076

Приложение 9

Таблица 9.1 - Выбор выключателей нагрузки

Место установки аппарата	Тип аппарата	Параметры выбора аппарата
ШВВ ТП 1, ТП 2	ВНР-10/400-10зп	10 кВ ≥ 10 кВ	400 А ≥ 86,32 А	25 кА ≥ 1,791 кА	0,082 кА·с ≤ 10 кА·с

Таблица 9.2 - Выбор разъединителей

Место установки аппарата	Тип аппарата	Параметры выбора аппарата
ШВВ ТП 2, ТП 3	РЛНД-1-10/200 У1	10 кВ ≥ 10 кВ	200 А ≥ 86,32 А	25 кА ≥ 1,791 кА	0,082 кА·с ≤ 10 кА·с
W1 - ЛР 10кВ №1, 2, 3	РЛНД-1-10/200 У1	10 кВ ≥ 10 кВ	200 А ≥ 86,32 А	25 кА ≥ 1,791 кА	0,082 кА·с ≤ 10 кА·с
W3 - ЛР 10кВ №4, 5, 6, 7	РЛНД-1-10/200 У1	10 кВ ≥ 10 кВ	200 А ≥ 86,32 А	25 кА ≥ 1,791 кА	0,082 кА·с ≤ 10 кА·с
ПР 10кВ - ТП №1, 4-20	РЛНД-1-10/200 У1	10 кВ ≥ 10 кВ	200 А ≥ 86,32 А	25 кА ≥ 1,791 кА	0,082 кА·с ≤ 10 кА·с

Таблица 9.3 - Выбор предохранителей

Марка трансформатора	Тип оборудования
ТМГСУ-40/10-У1	ПКТ-101-10-3,2-12,5-У1
Iном. ВН = 2,30 А	Iном. = 3,2 А
	кА
ТМГСУ -63/10-У1	ПКТ-101-10-5-12,5-У1
Iном. ВН = 3,64 А	Iном. = 5 А
	кА
ТМГСУ11-100/10-У1	ПКТ-101-10-8-12,5-У1
Iном. ВН = 5,77 А	Iном. = 8 А
	кА
ТМГСУ11-160/10-У1	ПКТ-101-10-10-12,5-У1
Iном. ВН = 9,24 А	Iном. = 10 А
	кА
ТМГСУ11-250/10-У1	ПКТ-101-10-16-12,5-У1
Iном. ВН = 14,4 А	Iном. = 16 А
	кА
ТМГ-400/10-У1	ПКТ-101-10-31,5-12,5-У1
Iном. ВН = 23,10 А	Iном. = 31,5 А
	кА

Таблица 9.5 - Выбор трансформаторов тока

Место установки аппарата	Тип аппарата	Параметры выбора аппарата
ШВВ ТП 1	ТШЛ-0,66С 100/5 У2	660 В ≥ 380 В	100 А ≥ 94,34 А
ШВВ ТП 2	ТШЛ-0,66С 300/5 У2	660 В ≥ 380 В	300 А ≥ 225,8 А
ШВВ ТП 3	ТШЛ-0,66С 700/5 У2	660 В ≥ 380 В	700 А ≥ 628,14 А
ШВВ ТП 4	ТШЛ-0,66С 300/5 У2	660 В ≥ 380 В	300 А ≥ 204,87 А
ШВВ ТП 5	ТШЛ-0,66С 150/5 У2	660 В ≥ 380 В	150 А ≥ 120,73 А
ШВВ ТП 6	ТШЛ-0,66С 300/5 У2	660 В ≥ 380 В	300 А ≥ 244,65 А
ШВВ ТП 7	ТШЛ-0,66С 100/5 У2	660 В ≥ 380 В	100 А ≥ 92,71 А
ШВВ ТП 8	ТШЛ-0,66С 150/5 У2	660 В ≥ 380 В	150 А ≥ 139,83 А
ШВВ ТП 9	ТШЛ-0,66С 75/5 У2	660 В ≥ 380 В	75 А ≥ 68,27 А
ШВВ ТП 10	ТШЛ-0,66С 100/5 У2	660 В ≥ 380 В	100 А ≥ 92,66 А
ШВВ ТП 11	ТШЛ-0,66С 300/5 У2	660 В ≥ 380 В	300 А ≥ 284,97 А
ШВВ ТП 12	ТШЛ-0,66С 20/5 У2	660 В ≥ 380 В	20 А ≥ 18,73 А
ШВВ ТП 13	ТШЛ-0,66С 200/5 У2	660 В ≥ 380 В	200 А ≥ 198,18 А
ШВВ ТП 14	ТШЛ-0,66С 75/5 У2	660 В ≥ 380 В	75 А ≥ 50,09 А
ШВВ ТП 15	ТШЛ-0,66С 50/5 У2	660 В ≥ 380 В	50 А ≥ 40,08 А
ШВВ ТП 16	ТШЛ-0,66С 75/5 У2	660 В ≥ 380 В	75 А ≥ 66,58 А
ШВВ ТП 17	ТШЛ-0,66С 50/5 У2	660 В ≥ 380 В	50 А ≥ 43,63 А
ШВВ ТП 18	ТШЛ-0,66С 50/5 У2	660 В ≥ 380 В	50 А ≥ 48,29 А
ШВВ ТП 19	ТШЛ-0,66С 30/5 У2	30 А ≥ 27,21 А
ШВВ ТП 20	ТШЛ-0,66С 30/5 У2	660 В ≥ 380 В	30 А ≥ 24,91 А

Таблица 9.5 - Выбор автоматических выключателей

Место установки аппарата

Тип аппарата

Параметры выбора аппарата

ТП 1

ШНВ

ВА51-35М2-34

660 В ≥ 380 В

125 А ≥ 98,34 А

125 А ≤ 1,25·1250 А

0,41 с

20 кА ≥ 5,065 кА

ШНЛ W4

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

50 А ≥ 40,08 А

50 А ≤ 1,25·240 А

0,21 с

8 кА ≥ 0,426 кА

ШНЛ W5

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

63 А ≥ 57,54 А

63 А ≤ 1,25·300 А

0,21 с

8 кА ≥ 0,652 кА

в РУ №16

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

16 А ≥ 6,8 А

16 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

3 кА ≥ 0, 426 кА

в РУ №41

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

16 А ≥ 6,8 А

16 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

3 кА ≥ 0,652 кА

ТП 2

ШНВ №1, 2, 3

ВА51-35М2-34

660 В ≥ 380 В

250 А ≥ 225,8 А

250 А ≤ 1,25·1250 А

0,41 с

20 кА ≥ 3,179 кА

ШНЛ W6

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

50 А ≥ 42,62 А

50 А ≤ 1,25·195 А

0,21 с

8 кА ≥ 0,976 кА

ШНЛ W7

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

50 А ≥ 42,62 А

50 А ≤ 1,25·195 А

0,21 с

8 кА ≥ 1,872 кА

ШНЛ W8

ВА51-35М2-34

660 В ≥ 380 В

125 А ≥ 106,06 А

125 А ≤ 1,25·240 А

0,21 с

20 кА ≥ 0,865 кА

ШНЛ W9

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

40 А ≥ 31,5 А

40 А ≤ 1,25·195 А

0,21 с

8 кА ≥ 1,109 кА

в РУ №42

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

50 А ≥ 42,62 А

50 А ≤ 1,25·195 А

0,21 с

8 кА ≥ 0,976 кА

в РУ №43

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

50 А ≥ 42,62 А

50 А ≤ 1,25·195 А

0,21 с

8 кА ≥ 1,872 кА

в РУ №47

ВА51-35М2-34

660 В ≥ 380 В

125 А ≥ 106,06 А

125 А ≤ 1,25·240 А

0,21 с

20 кА ≥ 0,865 кА

в РУ №48

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

40 А ≥ 31,5 А

40 А ≤ 1,25·195 А

0,21 с

8 кА ≥ 1,109 кА

ТП 3

ШНВ №1, 2, 3

ВА51-39

660 В ≥ 380 В

630 А ≥ 628,14 А

630 А ≤ 1,25·1250 А

0,41 с

40 кА ≥ 12,473 кА

ШНЛ W10

ВА51-35М3-34

660 В ≥ 380 В

400 А ≥ 338,03 А

400 А ≤ 1,25·340 А

0,21 с

20 кА ≥ 0,741 кА

ШНЛ W11

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

250 А ≥ 203,29 А

250 А ≤ 1,25·240 А

0,21 с

20 кА ≥ 1,764 кА

ШНЛ W12

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

40 А ≥ 36,18 А

40 А ≤ 1,25·195 А

0,21 с

8 кА ≥ 0,452 кА

ШНЛ W13

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

63 А ≥ 50,64 А

63 А ≤ 1,25·240 А

0,21 с

8 кА ≥ 0,775 кА

в РУ №63

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

16 А ≥ 6,8 А

16 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

3 кА ≥ 0, 741 кА

в РУ №64

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

250 А ≥ 203,29 А

250 А ≤ 1,25·240 А

0,21 с

20 кА ≥ 1,764 кА

в РУ №68

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

16 А ≥ 6,8 А

16 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

3 кА ≥ 0, 452 кА

в РУ №90

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

16 А ≥ 6,8 А

16 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

3 кА ≥ 0, 775 кА

ТП 4

ШНВ

ВА51-35М2-34

660 В ≥ 380 В

250 А ≥ 204,87 А

250 А ≤ 1,25·1250 А

0,41 с

20 кА ≥ 5,065 кА

ШНЛ W14

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

100 А ≥ 96,88 А

100 А ≤ 1,25·300 А

0,21 с

20 кА ≥ 0,563 кА

ШНЛ W15

ВА51-35М2-34

660 В ≥ 380 В

125 А ≥ 107,99 А

125 А ≤ 1,25·300 А

0,21 с

20 кА ≥ 0,665 кА

в РУ №16

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

16 А ≥ 6,8 А

16 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

3 кА ≥ 0,563 кА

в РУ №41

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

16 А ≥ 6,8 А

16 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

3 кА ≥ 0,665 кА

ТП 5

ШНВ

ВА51-35М2-34

660 В ≥ 380 В

125 А ≥ 120,73 А

125 А ≤ 1,25·1250 А

0,41 с

20 кА ≥ 3,179 кА

ШНЛ W16

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

100 А ≥ 97,86 А

100 А ≤ 1,25·195 А

0,21 с

20 кА ≥ 0,823 кА

ШНЛ W15

ВА51-35М2-34

660 В ≥ 380 В

25 А ≥ 22,87 А

25 А ≤ 1,25·195 А

0,21 с

20 кА ≥ 0,711 кА

в РУ №16

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

100 А ≥ 97,86 А

100 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

20 кА ≥ 0,823 кА

в РУ №41

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

16 А ≥ 6,8 А

16 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

3 кА ≥ 0,711 кА

ТП 6

ШНВ

ВА51-35М2-34

660 В ≥ 380 В

250 А ≥ 244,65 А

250 А ≤ 1,25·1250 А

0,41 с

20 кА ≥ 5,065 кА

ШНЛ W18

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

100 А ≥ 88,39 А

100 А ≤ 1,25·240 А

0,21 с

20 кА ≥ 1,425 кА

ШНЛ W19

ВА51-35М2-34

660 В ≥ 380 В

80 А ≥ 67,87 А

80 А ≤ 1,25·195 А

0,21 с

20 кА ≥ 1,076 кА

ШНЛ W20

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

100 А ≥ 88,39 А

100 А ≤ 1,25·195 А

0,21 с

20 кА ≥ 1,076 кА

в РУ №117

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

100 А ≥ 88,39 А

100 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

20 кА ≥ 1,425 кА

в РУ №118

ВА51-35М2-34

660 В ≥ 380 В

80 А ≥ 67,87 А

80 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

20 кА ≥ 1,076 кА

в РУ №119

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

100 А ≥ 88,39 А

100 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

20 кА ≥ 1,076 кА

ТП 7

ШНВ

ВА51-35М2-34

660 В ≥ 380 В

100 А ≥ 92,71 А

100 А ≤ 1,25·1250 А

0,41 с

20 кА ≥ 3,179 кА

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

100 А ≥ 88,39 А

100 А ≤ 1,25·195 А

0,21 с

20 кА ≥ 0,708 кА

в РУ №121

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

16 А ≥ 4,84 А

16 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

3 кА ≥ 0,708 кА

ТП 8

ШНВ

ВА51-35М2-34

660 В ≥ 380 В

160 А ≥ 139,83 А

160 А ≤ 1,25·1250 А

0,41 с

20 кА ≥ 12,473 кА

ШНЛ W22

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

63 А ≥ 60,08 А

63 А ≤ 1,25·300 А

0,21 с

8 кА ≥ 0,696 кА

ШНЛ W23

ВА51-35М2-34

660 В ≥ 380 В

80 А ≥ 79,75 А

80 А ≤ 1,25·195 А

0,21 с

20 кА ≥ 0,304 кА

в РУ №139

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

16 А ≥ 9,06 А

16 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

3 кА ≥ 0,696 кА

в РУ №165

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

16 А ≥ 9,06 А

16 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

3 кА ≥ 0,304 кА

ТП 9

ШНВ

ВА51-35М2-34

660 В ≥ 380 В

80 А ≥ 68,27 А

80 А ≤ 1,25·1250 А

0,41 с

20 кА ≥ 3,179 кА

ШНЛ W24

ВА51-35М2-34

660 В ≥ 380 В

25 А ≥ 22,8 А

25 А ≤ 1,25·195 А

0,21 с

20 кА ≥ 0,605 кА

ШНЛ W25

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

50 А ≥ 45,47 А

50 А ≤ 1,25·195 А

0,21 с

8 кА ≥ 0,493 кА

в РУ №169

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

16 А ≥ 9,06 А

16 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

3 кА ≥ 0,605 кА

в РУ №181

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

16 А ≥ 9,06 А

16 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

3 кА ≥ 0,493 кА

ТП 10

ШНВ

ВА51-35М2-34

660 В ≥ 380 В

100 А ≥ 92,66 А

100 А ≤ 1,25·1250 А

0,41 с

20 кА ≥ 1,278 кА

ШНЛ W26

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

100 А ≥ 88,39 А

100 А ≤ 1,25·300 А

0,21 с

20 кА ≥ 0,708 кА

в РУ №207

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

16 А ≥ 6,8 А

16 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

3 кА ≥ 0,482 кА

ТП 11

ШНВ

ВА51-35М3-34

660 В ≥ 380 В

320 А ≥ 284,97 А

320 А ≤ 1,25·1250 А

0,41 с

20 кА ≥ 7,861 кА

ШНЛ W27

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

250 А ≥ 187,66 А

250 А ≤ 1,25·340 А

0,21 с

20 кА ≥ 1,209 кА

ШНЛ W28

ВА51-35М2-34

660 В ≥ 380 В

125 А ≥ 106,31 А

125 А ≤ 1,25·340 А

0,21 с

20 кА ≥ 1,649 кА

в РУ №215

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

40 А ≥ 38,78 А

40 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

8 кА ≥ 1,209 кА

в РУ №254

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

16 А ≥ 6,8 А

16 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

3 кА ≥ 1,649 кА

ТП 12

ШНВ

ВА51-35М2-34

660 В ≥ 380 В

25 А ≥ 18,73 А

25 А ≤ 1,25·1250 А

0,41 с

6 кА ≥ 1,278 кА

ШНЛ W29

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

25 А ≥ 18,73 А

100 А ≤ 1,25·195 А

0,21 с

6 кА ≥ 0,266 кА

в РУ №260

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

16 А ≥ 5,91 А

16 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

3 кА ≥ 0,266 кА

ТП 13

ШНВ

ВА51-35М2-34

660 В ≥ 380 В

250 А ≥ 198,18 А

250 А ≤ 1,25·1250 А

0,41 с

20 кА ≥ 5,065 кА

ШНЛ W30

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

40 А ≥ 31,57 А

40 А ≤ 1,25·195 А

0,21 с

8 кА ≥ 1,456 кА

ШНЛ W31

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

250 А ≥ 166,61 А

250 А ≤ 1,25·240 А

0,21 с

20 кА ≥ 1,923 кА

в РУ №261

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

40 А ≥ 31,57 А

40 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

8 кА ≥ 1,456 кА

в РУ №263

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

100 А ≥ 97,86 А

100 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

20 кА ≥ 1,923 кА

ТП 14

ШНВ

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

63 А ≥ 50,09 А

63 А ≤ 1,25·1250 А

0,41 с

8 кА ≥ 2,009 кА

ШНЛ W32

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

16 А ≥ 4,74 А

16 А ≤ 1,25·195 А

0,21 с

3 кА ≥ 0,905 кА

ШНЛ W33

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

50 А ≥ 46,43 А

50 А ≤ 1,25·195 А

0,21 с

8 кА ≥ 0,905 кА

в РУ №264

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

16 А ≥ 4,74 А

16 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

3 кА ≥ 0,905 кА

в РУ №266

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

50 А ≥ 46,43 А

50 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

8 кА ≥ 0,905 кА

ТП 15

ШНВ

ВА51-35М2-34

660 В ≥ 380 В

50 А ≥ 40,08 А

50 А ≤ 1,25·1250 А

0,41 с

8 кА ≥ 3,179 кА

ШНЛ W29

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

50 А ≥ 40,08 А

50 А ≤ 1,25·195 А

0,21 с

8 кА ≥ 0,355 кА

в РУ №260

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

16 А ≥ 6,8 А

16 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

3 кА ≥ 0,355 кА

ТП 16

ШНВ

ВА51-35М2-34

660 В ≥ 380 В

80 А ≥ 66,58 А

80 А ≤ 1,25·1250 А

0,41 с

20 кА ≥ 5,605 кА

ШНЛ W35

ВА51-35М2-34

660 В ≥ 380 В

25 А ≥ 17,32 А

25 А ≤ 1,25·195 А

0,21 с

20 кА ≥ 0,475 кА

ШНЛ W36

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

50 А ≥ 49,26 А

50 А ≤ 1,25·195 А

0,21 с

8 кА ≥ 0,502 кА

в РУ №285

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

16 А ≥ 9,06 А

16 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

3 кА ≥ 0,475 кА

в РУ №289

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

16 А ≥ 9,06 А

16 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

3 кА ≥ 0,502 кА

ТП 17

ШНВ

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

40 А ≥ 43,63 А

40 А ≤ 1,25·1250 А

0,41 с

8 кА ≥ 3,179 кА

ШНЛ W37

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

40 А ≥ 34,63 А

40 А ≤ 1,25·195 А

8 кА ≥ 0,451 кА

в РУ №312

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

16 А ≥ 5,91 А

16 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

3 кА ≥ 0,451 кА

ТП 18

ШНВ

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

50 А ≥ 48,29 А

50 А ≤ 1,25·1250 А

0,41 с

8 кА ≥ 3,179 кА

ШНЛ W38

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

16 А ≥ 15,61 А

16 А ≤ 1,25·195 А

0,21 с

3 кА ≥ 0,729 кА

ШНЛ W39

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

40 А ≥ 32,68 А

40 А ≤ 1,25·195 А

0,21 с

8 кА ≥ 0,304 кА

в РУ №317

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

16 А ≥ 5,91 А

16 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

3 кА ≥ 0,729 кА

в РУ №332

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

16 А ≥ 5,91 А

16 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

3 кА ≥ 0,304 кА

ТП 19

ШНВ

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

31,5 А ≥ 27,21 А

31,5 А ≤ 1,25·1250 А

0,41 с

6 кА ≥ 2,009 кА

ШНЛ W37

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

31,5 А ≥ 27,21 А

31,5 А ≤ 1,25·195 А

0,21 с

6 кА ≥ 0,485 кА

в РУ №312

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

16 А ≥ 5,91 А

16 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

3 кА ≥ 0,485 кА

ТП 20

ШНВ

ВА51-35М2-34

660 В ≥ 380 В

25 А ≥ 24,91 А

25 А ≤ 1,25·1250 А

0,41 с

6 кА ≥ 2,009 кА

ШНЛ W37

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

25 А ≥ 24,91 А

100 А ≤ 1,25·195 А

0,21 с

6 кА ≥ 0,663 кА

в РУ №312

ВА51-35М1-34

660 В ≥ 380 В

16 А ≥ 5,91 А

16 А ≤ 1,25·100 А

0,21 с

3 кА ≥ 0,663 кА