=194,71мОм

Ток неметаллического однофазного короткого замыкания в точке К2:

=214,36 мОм

1.5.4 Расчет токов короткого замыкания в точке К2

Ток металлического трехфазного короткого замыкания в точке К1:

Ток неметаллического трехфазного короткого замыкания в точке К3:

Ток металлического однофазного короткого замыкания в точке К2:

?сопротивление петли фаза-нуль КЛ2, мОм;

Ом

Ток неметаллического однофазного короткого замыкания в точке К2:

Значения токов КЗ кабельных линий цеха представлены в таблице 19.

Ударный ток короткого замыкания в точке К3:

где - ударный коэффициент; - постоянная времени цепи. 

При известном отношении  значения и можно получить по рис. 1

Из графика постоянная времени приблизительно равна 0,01

На стороне 0,4 кВ выбираем стандартную панель ЩО-70-2АТ.

ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ИЗДЕЛИИ

Панели распределительные щитов серии ЩО предназначены для приема и распределения электрической энергии трехфазного переменного тока частотой 50 Гц напряжением 380/220В, защиты от перегрузок и токов короткого замыкания и применяются для комплектования распределительных устройств с глухозаземленной нейтралью. 

Степень защиты оболочки по ГОСТ 

14254: 

- IP20 со стороны фасада; 

- IP00 с остальных сторон. 

Панели предусмотрены для одностороннего обслуживания.

УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Панели предназначены для эксплуатации в условиях умеренного климата категории размещения 3 по ГОСТ 15150, при этом нижний предел температуры окружающего воздуха - минус 50 С, и устанавливаются в электропомещениях: 

- высота над уровнем моря не более 2000 м; 

- окружающая среда невзрывоопасная, не содержащая токопроводящей пыли, а также агрессивных паров и газов в концентрациях, вызывающих разрушение металла и изоляции; 

- относительная влажность воздуха 90% при температуре 20 град.С; 

- рабочее положение в пространстве - вертикальное с допустимым отклонением не более 50 С в любую сторону. 

Номинальный режим работы - продолжительный. 

Вид обслуживания - периодический.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Номинальное рабочее напряжение, В	220
Номинальное напряжение изоляции, В	660
Род тока	переменный
Номинальная частота, Гц	50
Номинальный ток, А	600-2500
Электродинамическая стойкость, кА  - для ЩО70-1АТ  - для ЩО70-2АТ, ЩО70-3АТ, ЩО91АТ	30  50
Вид системы заземления	TN-С, TN-S, TN-CS

Панель ЩО 70(91) представляет собой штампосварной каркас с дверью, закрывающейся на замки. Внутри каркаса на кронштейнах располагается рама с установленной на ней аппаратурой, управление которой осуществляется устройствами, которые устанавливаются на передних стойках каркаса (управление автоматическими выключателями линейных панелей осуществляется через окна в двери). 

Для крепления сборных шин в верхней части панели устанавливается скоба с изоляторами. С фасада на верхнем карнизе панели устанавливается приборная панель, которая одновременно служит ограждением сборных шин. Для крепления подходящих кабелей и проводов предусмотрен перфорированный уголок, приваренный к нижнему поясу каркаса. Сборка панелей в щит производится болтовыми соединениями через отверстия в стойках панелей.

ОШИНОВКА

Сборные шины выполняются шинами из алюминиевого сплава сечением до 2х(10х100) мм. Сечение сборных шин должно быть указано в опросном листе при заказе распределительного устройства. Сборные шины располагаются в верхней части щита в горизонтальной плоскости и крепятся на изоляторах. 

Сборные и нулевые шины поставляются общими на 2, 3, 4 панели. 

При заказе распределительного устройства двухрядного исполнения совместно с панелями может поставляться шинный мост. Необходимость его поставки должна быть оговорена в опросном листе с указанием длины. В зависимости от назначения панели щитов ЩО делятся на вводные, линейные, секционные, вводно-линейные, вводно-секционные, панели с аппаратурой АВР, панели диспетчерского управления уличным освещением, панели учета, а также специальные панели (в серии ЩО70-3АТ).

Таблица 21 - Расчет токов КЗ 0,4 кВ

Точка кз	Объект проверки	металл	неметалл	металл	неметалл
		кА	кА	кА	кА
КЗ	Шины 0,4	11,56	8,12
К2	КЛ2-1	7,53	5,45	2,31	2,16
	КЛ2-2	10,41	7,32	3,07	2,82
	КЛ2-3	3,58	2,95	1,22	1,17
	КЛ2-4	8,52	6,16	2,42	2,25
	КЛ2-5	4,23	3,38	1,41	1,35
	КЛ2-6	9,23	6,54	2,68	2,48
	КЛ2-7	2,85	2,42	1,03	1,00
	КЛ2-8	7,66	5,63	2,15	2,00
К1	КЛ1-1	4,74	3,74	1,77	1,68
	КЛ1-2	4,84	3,81	1,81	1,72
	КЛ1-3	6,48	4,82	2,09	1,99
	КЛ1-4	5,75	4,38	1,97	1,86
	КЛ1-5	2,55	2,19	0,91	0,89
	КЛ1-6	2,55	2,19	0,91	0,89

Расчет токов кз для ку

Точка кз	Объект проверки	металл	неметалл	металл	неметалл
К2	КЛ2-9	10,51	7,41	3,13	2,86
	КЛ2-10	10,21	7,15	2,91	2,68

1.5.5 Проверка кабельных линий 0,4 кВ на термическую стойкость

Проверка термической стойкости кабеля основана на расчете теплового импульса тепла, которое выделяется в активном сопротивлении кабеля при протекании через него тока короткого замыкания за время начала короткого замыкания до полного погашения дуги при его отключении. Время действия тока зависит от параметров установленной защиты и коммутационной аппаратуры.

Минимальное допустимое сечение кабеля по термической стойкости

определяется по выражению:

где - максимальный расчетный ток короткого замыкания, А;

- собственное время отключения защитных аппаратов, для автоматов серии ВА составляет 0,05 с;

- среднее значение постоянной времени апериодической слагающей тока короткого замыкания (Ta=0.01 c);

С = 114 - постоянная времени, зависящая от вида изоляции и материала жил

кабеля (определяется при условии, что температура нагрева проводником при коротком замыкании не превышает допустимую - 150°С для поливинилхлоридной и резиновой изоляций).

Следовательно, выбранный кабель от ТП до ШС-1 ВВГнг(а)-Ls-0,66 3х501х16 проходит по условию термической стойкости.

Проверка остальных кабельных линий представлена в таблице 16

Таблица 22 - Проверка термической стойкости кабельных линий

№ КЛ	Сечение		С,		ммІ	Условие
КЛ2-1	35	7,53	114	0,05	16,17	да
КЛ2-2	50	10,41	114	0,05	22,36	да
КЛ2-3	25	3,58	114	0,05	7,69	да
КЛ2-4	95	8,52	114	0,05	18,3	да
КЛ2-5	25	4,23	114	0,05	9,08	да
КЛ2-6	50	9,23	114	0,05	19,83	да
КЛ2-7	16	2,85	114	0,05	6,12	да
КЛ2-8	95	7,66	114	0,05	16,45	да
КЛ1-9	95	10,51	114	0,05	22,58	да
КЛ1-10	50	10,21	114	0,05	21,93	да
КЛ1-1	6	4,74	114	0,05	10,18	нет
КЛ1-2	10	4,84	114	0,05	10,39	нет
КЛ1-3	35	6,48	114	0,05	13,92	да
КЛ1-4	16	5,75	114	0,05	12,35	да
КЛ1-5	1,5	2,55	114	0,05	5,47	нет
КЛ1-6	1,5	2,55	114	0,05	5,47	нет

Для кабелей, не прошедших проверку на термическую стойкость выбирается большее сечение по справочным данным и производится расчет токов короткого замыкания для данных кабелей и производится повторная проверка. Результаты проверки представлены в таблице 17

Таблица 23 - Выбор кабеля от ШС-1 до ЭП

Наименование	Трасса КЛ	P кВт	I A	cos??	Iдоп А	L м	R Ом	X Ом	Z Ом	Марка	Sсеч ммІ
КЛ1-1	От ШС-1 до ЭП1	14	34,87	0,61	75	4	4,64	0,38	4,65	ВВГнг(а)-Ls-0,66	16
КЛ1-2	От ШС-1 до ЭП2	14	49,46	0,43	75	6	6,96	0,57	6,98	ВВГнг(а)-Ls-0,66	16
КЛ1-5	От ШС-1 до ЭП5	5,6	10,63	0,8	75	5	5,8	0,47	5,81	ВВГнг(а)-Ls-0,66	16
КЛ1-6	От ШС-1 до ЭП6	5,6	10,63	0,8	75	5	5,8	0,47	5,81	ВВГнг(а)-Ls-0,66	16

Таблица 24

Точка кз	Объект проверки	металл	неметалл	металл	неметалл
		кА	кА	кА	кА
К1	КЛ1-1	4,96	3,89	1,86	1,76
	КЛ1-2	4,75	3,75	1,78	1,69
	КЛ1-5	4,99	3,88	1,71	1,62
	КЛ1-6	4,75	3,75	1,78	1,69



Таблица 25 - Дополнительная проверка кабелей 0,4 кВ

№ КЛ	Сечение		С,		ммІ	Условие
КЛ1-1	16	4,96	114	0,05	10,65	да
КЛ1-2	16	4,75	114	0,05	10,2	да
КЛ1-5	16	4,86	114	0,05	10,44	да
КЛ1-6	16	4,86	114	0,05	10,44	да

Окончательный выбор кабельных линий, принимаемых для электроснабжения в цехе представлен в таблице 26

Таблица 26 - Окончательный выбор кабельных лини 0,4 кВ цеха

Наименование КЛ	Трасса КЛ	Длина КЛ, м	Сечение КЛ, мм	Марка КЛ
КЛ2-1	от ТП до ШС1	24,0	4х35	ВВГнг(а)-Ls-0,66
КЛ2-2	От ТП до ШС2	5,0	3х50-1х25	ВВГнг(а)-Ls-0,66
КЛ2-3	от ТП до ШС3	66,0	4х25	ВВГнг(а)-Ls-0,66
КЛ2-4	от ТП до ШС4	39,0	3х95-1х50	ВВГнг(а)-Ls-0,66
КЛ2-5	от ТП до ШС5	52,0	4х25	ВВГнг(а)-Ls-0,66
КЛ2-6	от ТП до ШС6	13,0	3х50-1х25	ВВГнг(а)-Ls-0,66
КЛ2-7	от ТП до ШС7	54,0	4х16	ВВГнг(а)-Ls-0,66
КЛ2-8	от ТП до ШС8	56,0	3х95-1х50	ВВГнг(а)-Ls-0,66
КЛ1-9	от ТП до КУ 1	8,0	3х95-1х50	ВВГнг(а)-Ls-0,66
КЛ1-10	от ТП до КУ2	8,0	3х50+1х25	ВВГнг(а)-Ls-0,66
КЛ1-1	от ШС1 до ЭП1	4,0	4х16	ВВГнг(а)-Ls-0,66
КЛ1-2	от ШС1 до ЭП2	6,0	4х16	ВВГнг(а)-Ls-0,66
КЛ1-3	от ШС1 до ЭП3	8,0	4х35	ВВГнг(а)-Ls-0,66
КЛ1-4	от ШС1 до ЭП4	6,0	4х16	ВВГнг(а)-Ls-0,66
КЛ1-5	от ШС1 до ЭП5	5,0	4х16	ВВГнг(а)-Ls-0,66
КЛ1-6	от ШС1 до ЭП6	5,0	4х16	ВВГнг(а)-Ls-0,66

1.5.6 Проверка автоматических выключателей 0,4 кВ на чувствительность

Проверка выбранных автоматических выключателей по условиям чувствительности к токам КЗ производиться исходя из протекания минимального тока короткого замыкания (минимальный ток КЗ для проверки наихудшего варианта- ), коэффициент чувствительности должен быть более 1,65. Выполним проверку на примере выключателя АВ3

Проверка показывает, что чувствительность отсечки соответствует требованиям и обеспечивает селективность защиты оборудования.

При проверке выключателя в качестве основной защиты берется максимальный трехфазный ток короткого замыкания , коэффициент чувствительности должен быть более 1,75 и выбирается по формуле

Проверка остальных выключателей приведена в таблице 19

Таблица 27 - Проверка автоматических выключателей.

Назначение	Тип	, А	, кА	, кА	,		Условие			Условие
Отходящий КЛ1	ВА 51-35	700	2,16	5,45	3,08	Да	1,65	7,78	Да	1,75
Отходящий КЛ2	ВА 51-35	875	2,82	7,32	3,22	Да	1,65	8,36	Да	1,75
Отходящий КЛ3	ВА 51-35	560	1,17	2,95	2,08	Да	1,65	5,26	Да	1,75
Отходящий КЛ4	ВА 51-35	875	2,25	6,16	2,57	Да	1,65	7,04	Да	1,75
Отходящий КЛ5	ВА 51-35	560	1,35	3,38	2,41	Да	1,65	6,03	Да	1,75
Отходящий КЛ6	ВА 51-35	700	2,48	6,54	3,54	Да	1,65	9,34	Да	1,75
Отходящий КЛ7	ВА 51-35	350	1,00	2,42	2,85	Да	1,65	6,91	Да	1,75
Отходящий КЛ8	ВА 51-35	1120	2,00	5,63	1,78	Да	1,65	5,02	Да	1,75
Отходящий КЛ-9	ВА51Г-31	1400	2,86	7,41	2,04	Да	1,65	5,29	Да	1,75
Отходящий КЛ-10	ВА51Г-31	1120	2,68	7,15	2,39	Да	1,65	6,38	Да	1,75
Защитный ЭП1	ВА51Г-31	280	1,76	3,89	6,28	Да	1,65	13,89	Да	1,75
Защитный ЭП2	ВА51Г-31	350	1,69	3,75	4,82	Да	1,65	10,71	Да	1,75
Защитный ЭП3	ВА51Г-31	875	1,99	4,82	2,27	Да	1,65	5,5	Да	1,75
Защитный ЭП4	ВА51Г-31	441	1,86	4,38	4,21	Да	1,65	9,93	Да	1,75
Защитный ЭП5	ВА51Г-31	112	1,69	3,75	15,08	Да	1,65	33,48	Да	1,75



2 РАСЧЕТ СЕТИ 10 КВ ПРЕДПРИЯТИЯ

2.1 Выбор схемы внутреннего электроснабжения

Питание завода осуществляется от ГПП с двумя трансформаторами. Два ввода приходят на РП предприятия. Прокладку кабеля от ГПП до РП предприятия принимаем на эстакадах. В связи с этим принимается кабель с негорючим покровом. Составляется схема внутреннего электроснабжения, на которой указываются РП, ТП и линии напряжением 10 кВ.

Цеховые ТП выполняются без сборных шин первичного напряжения.

Схема РП 10 кВ предусматривает использование одинарной секционированной выключателем системы шин. Оборудование РП размещено в закрытом помещении. Используют комплексные устройства, состоящие из шкафов и камер, в которых размещаются выключатели и трансформаторы тока. От шин 10 кВ отходят 10 рабочих линий и две резервные, питающие цеховые ТП предприятия. Цеховые ТП для надежного электроснабжения получают питание по двум линиям, отходящих от разных секций шин. При отключении или повреждении одной линии или секции питание происходит по другой.

Секционирование шин выполняется с помощью двух шкафов: в одном установлен секционный выключатель с трансформаторами тока, в другом - выдвижной разъединитель.

Коммутационным оборудованием на РП 10 кВ являются силовые выключатели, установленные на выкатных тележках, что создает видимый разрыв и позволяет не использовать отдельные разъединители. На каждом присоединении используются стационарные заземляющие ножи, обеспечивающе безопасность ведения ремонтных работ.



2.2 Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых ТП

Определяется тип КТП. Для цехов I и II категории применяются двухтрансформаторные КТП. Если в цехе имеются ЭП только III категории и общая мощность не превышает 1000 кВА, то применяются однотрансформаторные КТП.

Расчет мощности ТП был представлен ранее при выборе трансформатора КТП цеха №4.

Для потребителей I и II категорий в аварийном режиме необходимо проверить загрузку трансформатора, должно соблюдаться условие в ? 1,4.

Результаты расчетов цеховых трансформаторов представлены в таблице 20.

Таблица 28 - Выбор мощности цеховых трансформаторов предприятия

№ цеха	Pрасч, кВт	сos ц	tg ц	Qрасч, кВар	Sрасч, кВА	Sпред, кВА	Sтр, кВа	в
1	456	0,95	0,33	150,48	480,18	342,99	400	1,2
2	685	0,94	0,36	246,6	728,03	520,02	630	1,15
3	505	0,85	0,62	313,1	594,18	424,41	630	0,94
5	802	0,92	0,43	344,86	873	623,57	630	1,38

Проверка фактического коэффициента загрузки трансформатора в нормальном режиме работы.

в_факт = ?S_р /(n_тр* S_{тр. ном})

где:

в_факт - фактический коэффициент загрузки трансформатор

2.3 Расчет потерь в трансформаторах цеховых КТП

Для расчета были взяты каталожные данные трансформаторов КТП. Они взяты из [16] и представлены в таблице 21.

Таблица 29 - Параметры трансформаторов

№ цеха	Тип	Uk, %	Рхх, кВт	Ркз, кВт	Iхх, %	Uном, кВ
1	ТМГ-400/10	4,5	0,8	5,5	2,1	10
2	ТМГ-630/10	5,5	1,16	7,6	0,8	10
3	ТМГ-630/10	5,5	1,16	7,6	0,8	10
5	ТМГ-630/10	5,5	1,16	7,6	0,8	10

Расчет производится аналогично пункту 1.4.2 и представлен в таблице 22.

Таблица 30 - Проверка и выбор трансформаторов

№ цеха	nтр	?P, кВт	?Q, кВАр	Pтп, кВт	Qтп, кВар	Sтп, кВА	Sрасч, кВА	Sтр, кВА
1	2	3,62	23,41	459,62	173,89	491,4	351	400
2	2	2,34	21,88	687,34	268,48	737,91	527,07	630
3	2	2,33	17,94	507,33	331,04	605,78	432,7	630
5	2	2,35	27,05	804,35	371,91	886,16	632,97	630

Все кроме цеха №5 трансформаторы проходят по потерям мощности и принимаются для установки в КТП-10/0,4 цехов. Для трансформатора которого не прошел проверку произведем повторный расчет, Sтр=1000кВа

Таблица31 Повторный выбор трансформатора для цеха №5

№ цеха	Pрасч, кВт	сos ц	tg ц	Qрасч, кВар	Sрасч, кВА	Sпред, кВА	Sтр, кВа	в
5	802	0,92	0,43	344,86	873	623,57	1000	0,87

Таблица 32- Паспортные данные трансформатора

№ цеха	Тип	Uk, %	Рхх, кВт	Ркз, кВт	Iхх, %	Uном, кВ
5	ТМГ-1000/10	5,5	1,6	10,8	0,75	10

Таблица 33 - Проверка и выбор трансформаторов

№ цеха	nтр	?P, кВт	?Q, кВАр	Pтп, кВт	Qтп, кВар	Sтп, кВА	Sрасч, кВА	Sтр, кВА
5	2	5,29	25,69	807,29	370,55	888,27	634,47	1000

Проверка и выбор трансформаторов закончен , в цехе №5 будет установлено 2 трансформатора по 1000кВ.

2.4 Выбор способа канализации электроэнергии

Для канализации электроэнергии будет применятся КЛЭП.

Выбор сечения КЛЭП производится в соответствии с требованиями [1] с учетом нормальных и послеаварийных режимов работы электросети и перегрузочной способности КЛЭП различной конструкции. Способ прокладки кабелей выбирается в земле и в каналах внутри цеха, время перегрузки принимается равным 5 часам. Допускается в течении 5 суток на время ликвидации аварии перегрузка КЛЭП с поливинилхлоридной изоляцией 30 % [1].

Кабель выбирается по следующим условиям:

- по номинальному напряжению;

- по току номинального режима;

- по экономическому сечению.

Расчетный ток кабеля для цеха №4 в нормальном режиме:

Ток кабеля при допустимой перегрузке трансформатора

где - коэффициент загрузки, равный 0,7;

- сумма номинальной полной мощности трансформаторов, кВА;

- коэффициент одновременности.

Экономическое сечение кабеля КЛЭП:

где - экономическая плотность тока, А/ммІ

Ввиду отсутствия данных по производству цехом принимается число

использования часов максимума нагрузки в год изменяется от 3000 до 5000. Тогда согласно [1] для кабеля с поливинилхлоридной изоляцией с алюминиевыми жилами равна 1,7.

С целью дальнейшего увеличения мощности у потребителей увеличим сечение, и для прокладки выбирается кабель АСБл-10 3х25 с длительно допустимым током 90 А.

Допустимый ток при прокладке кабеля в земле:

где К1 - поправочный коэффициент для кабеля, учитывающий фактическое тепловое сопротивление земли, для песчано-глинистой почвы влажностью 12-14% согласно [1] К1=1;

К2 - поправочный коэффициент, учитывающий количество параллельно

проложенных кабелей в одной траншее из [1];

К3 - поправочный коэффициент, учитывающий перегрузку кабелей на период

ликвидации послеаварийного режима, для кабелей напряжением до 10 кВ с поливинилхлоридной изоляцией при коэффициенте предварительной нагрузки 0,7 и длительностью максимума перегрузки 5 часов согласно [1] равняется 1,4.

Выбранный кабель соответствует допустимому току и предварительно

рекомендован к прокладке. Выбор и проверка остальных кабельных линий представлены в таблице 34.

Для ГПП рассчитывается по формуле:

где - сумма номинальной полной мощности трансформаторов всех цехов, кВА.

- коэффициент одновременности

Таблица 34 - Предварительный выбор кабелей 10 кВ.

№	Sрасч	Iпар	Iнр	Fэк	S	Iдоп	Iдоп.р	КЛЭП
1	491,4	27,02	13,5	7,94	25	90	100,8	2 АСБ2л -10 3х25
2	737,91	40,58	20,28	11,92	25	90	100,8	2 АСБ2л -10 3х25
3	605,78	33,32	16,65	9,79	25	90	100,8	2 АСБ2л -10 3х25
4	490,36	26,96	13,48	7,92	25	90	100,8	2 АСБ2л -10 3х25
5	888,27	48,85	24,42	14,36	25	90	100,8	2 АСБ2л -10 3х25
ГПП	2234,4	122,86	61,43	36,13	50	140	156,8	2 АСБ2л -10 3х50

Кабели предназначены для прокладки в земле (траншеях) со средней коррозионной активностью на трассах с наличием или отсутствием блуждающих, если в процессе эксплуатации не подвергаются растягивающим усилиям.

Для прокладки КЛЭП от ГПП до РП используется кабель из сшитого полиэтилена марки АСБ2л-10

Элементы конструкции:

Алюминиевая токопроводящая жила:

* однопроволочная сечением 25-240 кв.мм - "ож",

* многопроволочная сечением 70-800 кв.мм;

Фазная бумажная изоляция, пропитанная вязким или нестекающим изоляционным пропиточным составом;

маркировка жил:

* цифровая: 1, 2, 3, 4,

* цветовая: белая или жёлтая, синяя или зеленая, красная или малиновая, коричневая или чёрная;

Заполнение из бумажных жгутов;

Поясная бумажная изоляция, пропитанная вязким или нестекающим изоляционным пропиточным составом;

Экран из электропроводящей бумаги для кабелей на напряжение от 6 кВ и более;

Свинцовая оболочка;

Подушка из битума, пленки ПВХ и крепированной бумаги;

Броня из стальных лент;

Наружный покров из волокнистых материалов.

Область применения:

Кабели предназначены для передачи и распределения электрической энергии в стационарных установках в электрических сетях на напряжение до 10 кВ частотой 50 Гц. Кабели с двумя медными контрольными жилами сечением 1,5 кв.мм предназначены для сетей электрофицированного транспорта.

Кабели предназначены для эксплуатации в макроклиматических районах с умеренным и холодным климатом. Кабели предназначены для прокладки в земле (траншеях) со средней коррозионной активностью на трассах с наличием или отсутствием блуждающих токов и в земле (траншеях) с высокой коррозионной активностью на трассах с отсутствием блуждающих токов, если в процессе эксплуатации не подвергаются растягивающим усилиям. Кабели с нестекающим изоляционным пропиточным составом (ЦАСБл) предназначены для прокладки на вертикальных и наклонных участках трасс без ограничения разности уровней.

Срок службы кабелей - не менее 30 лет.

2.5 Расчет токов короткого замыкания 10 кВ

Определение токов КЗ зависит от требований к точности результатов, от исходных данных и назначения расчета. В общем случае токи КЗ определяются переходными процессами в электрических цепях. Расчет токов КЗ в электрических сетях промышленных предприятий несколько отличается от расчетов, осуществляемых в электрических сетях и системах. Это объясняется возможностью не учитывать турбо- и гидрогенераторы электростанций, подпитку от нескольких источников питания, работу разветвленных сложных кольцевых схем, свойства дальних ЛЭП, действительные коэффициенты трансформации.

Для выбора аппаратов и проводников, для определения на воздействия на несущие конструкции при расчете токов КЗ исходят из следующих положений.

Все источники, участвующие в питании рассматриваемой точки, работают с номинальной нагрузкой. Синхронные машины имеют автоматические регуляторы напряжения и устройства быстродействующей форсировки возбуждения.

Короткое замыкание наступает в такой момент времени, при котором ток КЗ имеет наибольшее значение. Электродвижущие силы всех источников питания совпадают по фазе. Расчетное напряжение каждой ступени принимается на 5% выше номинального напряжения сети.

Учитывают влияние на токи КЗ присоединенных к данной сети синхронных компенсаторов, синхронных и асинхронных электродвигателей. Влияние асинхронных электродвигателей на токи КЗ не учитывают при единичной мощности электродвигателей до 100 кВт, если электродвигатели отдалены от места КЗ одной ступенью трансформации, а также при любой мощности, если двумя и более ступенями трансформации или если ток от них может поступать к месту КЗ от сети и которые имеют существенное сопротивление.

2.5.1 Исходные данные для расчетов токов КЗ 10 кВ

Расчет токов КЗ предназначен для проверки оборудования на электродинамическую и термическую стойкость, выбора защитной и коммутационной аппаратуры.

В таблице 35 представлены параметры кабельных линий, взятые из [16] и их длины от РП до ТП цеха с 5% запасом по длине на компенсацию изгибов и возможных деформаций кабеля.



Таблица 35 - Параметры кабельных линий 10 кВ

№	Марка КЛ	Сечение мм	L, км	R, мОм	X, мОм	Z, мОм
КЛ3-1	АСБ2л-10	25	0,065	0,083	0,006	0,083
КЛ3-2	АСБ2л -10	25	0,035	0,044	0,003	0,044
КЛ3-3	АСБ2л -10	25	0,065	0,083	0,006	0,083
КЛ3-4	АСБ2л -10	25	0,068	0,087	0,006	0,087
КЛ3-5	АСБ2л -10	25	0,050	0,064	0,004	0,064
КЛ4	АСБ2л -10	50	2,190	1,40	0,21	1,41

2.5.2 Расчет токов короткого замыкания в кабелях 10 кВ

Составляется расчетная схема токов КЗ, представляющая собой однолинейную схему электроснабжения ТП от ГПП, в которую входят все элементы сети, связывающие источники электроэнергии с местом КЗ.

Далее строится схема замещения, заменяя все элементы вышеприведенной схемы на активные и реактивные сопротивления.

Определяется реактивное сопротивление сети по формуле:

где - напряжение рассчитываемой сети, В;

Sкз - мощность короткого замыкания на шинах ГПП, МВА. В связи с

отсутствием данных по мощности короткого замыкания принимаем Sкз =63 МВА.

Периодическая составляющая тока трехфазного короткого замыкания на шинах РП в точке К4:

1,4 Ом

Ом

Периодическая составляющая тока двухфазного короткого замыкания в точке К4:

Периодическая составляющая тока трехфазного короткого замыкания на шинах РП в точке К4:

Периодическая составляющая тока двухфазного короткого замыкания в точке К4:

Ударный ток короткого замыкания в точке К4:

где - ударный коэффициент; - постоянная времени цепи. 

При известном отношении  значения и можно получить по рис. 1

Из графика постоянная времени равна 0.

Стоить учесть, что для расчета в сопротивлениях учитывается только сопротивление кабельной линии от ГПП до РП, если к расчётам добавить другое оборудование ( силовой трансформатор, автоматические выключатели ), то значение бы было гораздо больше. Поэтому данный ток ударный можно рассматривать как минимальный.

Результаты расчетов остальных линий представлены в таблице 36.

Таблица 36 - Расчет токов КЗ сети 10 кВ

№ КЛ	Z
КЛ3-1	2,462	2,461	2,131
КЛ3-2	2,436	2,487	2,153
КЛ3-3	2,462	2,461	2,131
КЛ3-4	2,465	2,459	2,129
КЛ3-5	2,449	2,474	2,142
КЛ4	3,324	2,516	2,178

2.6 Выбор коммутационной аппаратуры в РП 10 кВ

В качестве силовых выключателей принимаются вакуумные выключатели типа BB/TEL.

Вакуумные выключатели BB/TEL предназначены для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в сетях трехфазного переменного тока частотой 50 Гц, номинальным напряжением до 10 кВ включительно с изолированной, компенсированной, заземленной через резистор или дугогасительный реактор нейтралью.

Выбор выключателей производится по следующим параметрам:

- по номинальному напряжению:

? ,

где - номинальное напряжение выключателя, кВ;

- по максимальному рабочему току:

? ,

где - номинальный ток выключателя, А;

- максимальный рабочий ток установки, А.

-по отключающей способности. Сначала проверяется возможность

отключения периодической составляющей тока короткого замыкания:

? ,

где - периодическая составляющая тока короткого замыкания, кА;

-номинальный ток отключения, кА.

Затем проверяется возможность отключения апериодической

составляющей тока КЗ:

? ,

где - апериодическая составляющая тока короткого замыкания, кА;

- номинальное содержание апериодической составляющей тока КЗ, кА.

- время действия релейной защиты;

- собственное время отключения выключателя.

- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з. (= 0,04 с);

Осуществляется проверка на электродинамическую стойкость:

где - ток короткого замыкания, кА;

- действующее значение предельного сквозного тока, кА.

где - ударное значение тока короткого замыкания, кА;

- амплитудное значение предельного сквозного тока, кА.

При = 0,04 с будет будет равен 3,55.

Проверка на термическую стойкость:

где - тепловой импульс квадратичного тока короткого замыкания, кАІ

- допустимое время действия, с.

Тепловой импульс квадратичного тока короткого замыкания определяется по формуле:

Результаты выбора и проверки проведены для наиболее нагруженной линии и представлены в таблице 37

Таблица 37 - Выбор и проверка силового выключателя 10 кВ

Расчетные условия	Условие	Паспортные данные BB/TEL-10-20/1250
	?
	?
	?
	?
	?
	?
	?

2.7 Проверка кабельных линий 10 кВ на термическую стойкость

Проверка термической стойкости кабеля основана на расчете теплового импульса - количества тепла, которое выделяется в активном сопротивлении кабеля при протекании через него тока короткого замыкания за время начала КЗ до полного погашения дуги при его отключении. Время действия тока зависит от параметров установленной защитной и коммутационной аппаратуры. Расчет производится согласно пункту 1.4.5.

Если условие не выполнено, сечение кабеля необходимо увеличить, чтобы кабель и его изоляция не нагрелись до недопустимого уровня температур, при протекании по нему токов короткого замыкания и не вызвали преждевременное разрушение изоляционного покрова кабеля. Расчеты минимальных сеченийкабельных линий 10 кВ предприятия представлены в таблице 38



Таблица 38 - проверка кабельных линий 10 кВ

№ КЛ			Условие
КЛ3-1	2,461	7,66	Да	25
КЛ3-2	2,487	7,74	Да	25
КЛ3-3	2,461	7,66	Да	25
КЛ3-4	2,459	7,65	Да	25
КЛ3-5	2,474	7,7	Да	25
КЛ4	2,516	7,83	Да	50

Кабельные линии проходят по термической стойкости. Данные кабели можно применять в качестве линий сети 10 кВ для электроснабжения предприятия.

Окончательный выбор кабельных линий 10 кВ предприятия представлен в таблице 39

Таблица 39 - Выбор кабельных линий 10 кВ

№ КЛ	Трасса КЛ	Длина КЛ	Марка кабеля
КЛ3-1	От РП до цеха №1	65	2АСБлГ-10 3х25
КЛ3-2	От РП до цеха №2	35	2АСБлГ-10 3х25
КЛ3-3	От РП до цеха №3	65	2АСБлГ-10 3х25
КЛ3-4	От РП до цеха №4	68	2АСБлГ-10 3х25
КЛ3-5	От РП до цеха №5	50	2АСБлГ-10 3х25
КЛ4	От ГПП до РП	2190	2АСБлГ-10 3х50



3 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРА 10/0,4 кВ

Рассчитывается релейная защита для выбранного трансформатора ТМГ-400/10 КТП цеха №3.

Основными видами повреждений в трансформаторах являются:

- замыкания между фазами в обмотках и на их выводах;

- замыкания на землю обмоток или из выводов;

- замыкание в обмотках между витками одной фазы (витковые замыкания).

В соответствии с этим, согласно ПУЭ, на трансформаторах более 6 кВ

должны предусматриваться устройства релейной защиты, действующие при:

- повреждениях внутри баков маслонаполненных трансформаторов;

- многофазных КЗ в обмотках и на их выводах;

- витковых замыканиях в обмотках трансформаторов;

- перегрузках;

- внешних КЗ;

- понижениях уровня масла в маслонаполненных трансформаторах.

Для трансформаторов малой и средней мощности хорошую защиту можнообеспечить применением мгновенной токовой отсечки в сочетании смаксимальной токовой защитой и газовой защитой.

Газовая защита наиболее чувствительна при повреждениях обмоток трансформатора, особенно при витковых замыканиях, на которые МТЗ и токовая отсечка не реагируют. На выбранном трансформаторе предусмотрена газовая защита чашечного типа РГЧ

Для защиты трансформатора выбирается микропроцессорный блок релейной защиты и автоматики типа IPR

Блок релейной защиты IPR-A предназначен для выполнения функций релейной защиты, управления высоковольтными выключателями фидеров и формирования сигналов аварийно-предупредительной сигнализации присоединений трансформаторов, сетей, кабелей, моторов напряжением 6-35 кВ.

Блок предназначен для установки в релейных отсеках КСО, КРУ на панелях и в шкафах релейной защиты и пультах управления электростанций и подстанций 6-10 кВ

Блок является современным цифровым устройством защиты, управления и противоаварийной автоматики и представляет собой комбинированное многофункциональное устройство, объединяющее различные функции защиты, контроля, управления и сигнализации.

Виды защит IPR:

- Токовая отсечка от междуфазных замыканий (МФО)

- трехфазная максимальная токовая защита от междуфазных замыканий (МТЗ)

- токовая отсечка от однофазных замыканий на землю (ЗТО)

- максимальная токовая защита от замыканий на землю (ЗМТЗ)

- защита от замыканий на землю с действием на сигнал.

Произведем расчет уставок следующих видов защит:

Токовая отсечка от междуфазных замыканий:

Ток, проходящий через трансформаторы тока защиты при трехфазном КЗ на стороне низкого напряжения , кА:

где - номинальный первичный ток трансформатора, А.

Ток срабатывания защиты , А:

где - коэффициент отстройки равный 1,1.

Ток срабатывания реле , А:

где - коэффициент схемы равный 1.

- коэффициент трансформации трансформатора тока

Расчет МТЗ с выдержкой времени для защиты при внешних КЗ и резервирования токовой отсечки. МТЗ отстраиваем от тока самозапуска двигателей:

где - коэффициент отстройки равный 1,1;

= 0,8 - коэффициент возврата реле;

= 1,2 - коэффициент самозапуска нагрузки.

Ток срабатывания реле:

Коэффициент чувствительности защиты при трехфазном КЗ за трансформатором:

Значение коэффициента чувствительности удовлетворяет требованиям

ПУЭ, следовательно, защита может приниматься в качестве резервной защиты трансформатора.

Выдержка времени МТЗ согласуется с временем действия защит отходящих присоединений.

Время срабатывания МТЗ:

где = 0,2 с - время действия автоматического выключателя присоединения;

= 0,5 - ступень селективности, с.

Для защиты цехового трансформатора при перегрузке выполняется МТЗ от перегрузок.

Ток срабатывания защиты:

где - коэффициент отстройки равный 1,1;

= 0,8 - коэффициент возврата реле.

Ток срабатывания реле

Время срабатывания принимается больше максимального времени МТЗ от КЗ. Типичное значение уставки равно 9-10 с.

В связи с широким применением трансформаторов 6 - 10/0,4 - 0,23 кВ со схемой соединения обмоток звезда - звезда, имеющих глухозаземленную нейтраль на стороне 0,4 кВ, у которых реактивное и активное сопротивления нулевой последовательности не равны сопротивлениям прямой последовательности, токи однофазных коротких замыканий на стороне 0,4 кВ не будут равны токам трехфазных коротких замыканий при коротких замыканиях на зажимах трансформатора или вблизи них.

При этих токах может работать максимальная токовая защита, установленная на стороне ВН, с достаточной чувствительностью, и защиту в нейтрали трансформатора допустимо не устанавливать.



4 РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО КОНТУРА ТП ЦЕХА

Для подстанций напряжением 6-10/0,4 кВ должно быть выполнено одно общее заземляющее устройство, к которому должны быть присоединены:

1) нейтраль трансформатора на стороне напряжением до 1 кВ;

2) корпус трансформатора;

3) металлические оболочки и броня кабелей;

4) открытые проводящие части электроустановок;

5) сторонние проводящие части.

Вокруг площади, занимаемой подстанцией, на глубине не менее 0,5 м и на расстоянии не более 1 м от края фундамента здания подстанции или от края фундаментов открыто установленного оборудования должен быть проложен замкнутый горизонтальный заземлитель, присоединенный к заземляющему устройству.

В электроустановках напряжением выше 1 кВ сети с глухозаземленной нейтралью сопротивление заземляющего устройства при прохождении расчетного тока замыкания на землю в любое время года с учетом сопротивления естественных заземлителей должно быть не более 4 Ом.

Расчет заземления сводится к определению длины горизонтального заземлителя и числа вертикальных заземлителей при заданных условиях.

Эквивалентное удельное сопротивление грунта. Грунт состоит из двух слоев: верхний - супесок, нижний - песчанник.

где - сезонный климатический коэффициент вертикального заземлителя. Для I климатической зоны - Урал = 1,8;

- удельное сопротивление верхнего слоя грунта, = 50 Ом • м;

- удельное сопротивление верхнего слоя грунта, = 55 Ом • м;

L - длина вертикального заземлителя, м. Заземлитель должен быть не менее 1,5 метра, если грунт неоднородный, заземлитель должен «прошивать» верхний слой полностью. Принимаем L = 3 м;

H - толщина верхнего слоя грунта, м. H = 1,05 м;

t - заглубление вертикального заземлителя, м. Должно быть не более 0,8 метра. Принимаем t = 0,6 м.

Сопротивление одиночного вертикального заземлителя:

где d - диаметр вертикального заземлителя, мм. Должен быть не менее 12 мм, принимаем d = 20 мм

T - расстояние от центра вертикального заземлителя до поверхности земли, м. T = 2 м.

Предварительное количество вертикальных заземлителей

где = 4 - нормируемое сопротивление, Ом.

Выбирается расположение заземлителей по контуру. От типа и числа заземлителей зависит коэффициент использования вертикальных заземлителей.

Для вертикальных заземлителей, расположенных по контуру, коэффициент использования ? = 0,55.

Длина горизонтального заземлителя:

Предварительное сопротивление тока растекания горизонтального заземлителя:

где - сезонный климатический коэффициент горизонтального заземлителя. Для I климатической зоны - Урал ?2 = 4,5;

- коэффициент использования горизонтальных заземлителей ? = 0,36.

- ширина горизонтального заземлителя, мм. b = 50 мм.

Сопротивление растекания искусственного заземлителя:

Уточненное количество вертикальных заземлителей:

Где - коэффициент использования вертикальных заземлителей. Принимается равным 0,55.

Окончательная длина горизонтального заземлителя:

Заземляющий контур для КТП - 10/0,4 будет выполнен из 7 вертикальных заземлителей в виде стальных прутков длиной 3 метра и диаметром 30 мм. Горизонтальный заземлитель будет выполняться из стальной полосы шириной 50 мм и толщиной 4 мм, общая длина горизонтального заземлителя составит 24 м.

Ввод в помещение осуществляется с не менее чем двух разных точек (диаметрально противоположных) заземлителя. Все соединения выполняются электросваркой.



5 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ ПРЕДПРИЯТИЯ

Расчет затрат на сооружение сети предприятия ведется методом приведенных затрат. Приведенные затраты определяются по формуле:

где К - капитальные вложения, необходимые для сооружения сети, руб;

И - ежегодные эксплуатационные расходы, предполагаются неизменными в течении всего рассматриваемого периода эксплуатации, руб;

- нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, = 0,12.

У - возможный ежегодный народнохозяйственный ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям из-за перерывов электроснабжения, руб.

Капиталовложения рассчитываются по формуле:

где - капитальные затраты сети, руб;

- коэффициент, учитывающий транспортно-заготовительные расходы,

связанные с приобретением оборудования, = 0,005;

- коэффициент, учитывающий затраты на строительные работы, = 0,02

- коэффициент, учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования, = 0,1

Все затраты можно разделить на капитальные затраты на сооружение линий

(), цеховых подстанций () и на сооружение РП предприятия ():

Величина Кл определяется из выражения:

где - стоимость одного метра линии, руб/м;

- длина линии, м;

n - количество параллельных цепей линии.

Стоимость линии зависит от номинального напряжения сети, вида и материала, сечений проводов и района.

Таблица 40 - Капитальные затраты на кабельные линии

Марка кабеля	L,м	n	C, руб/м	К, руб
2АСБ2л-10 3х50	2190	2	412,91	1808545,8
2АСБ2л-10 3х25	65,00	2	326,17	42402,1
2АСБ2л-10 3х25	35,00	2	326,17	22831,9
2АСБ2л-10 3х25	65,00	2	326,17	42402,1
2АСБ2л-10 3х25	68,00	2	326,17	44359,12
2АСБ2л-10 3х25	50,00	2	326,17	32617
ВВГнг(а)-Ls-0,66 4x35	24,00	1	518,24	12437,76
ВВГнг(а)-Ls-0,66 3x50-1x25	5,00	1	774.09	3870,45
ВВГнг(а)-Ls-0,66 4x25	66,00	1	312,48	20623,68
ВВГнг(а)-Ls-0,66 3x95-1x50	39,00	1	1159,49	45220,11
ВВГнг(а)-Ls-0,66 4х25	52,00	1	312,48	16248,96
ВВГнг(а)-Ls-0,66 3x50-1х25	13,00	1	774.09	10063,17
ВВГнг(а)-Ls-0,66 4х16	54,00	1	164,15	8864,1
ВВГнг(а)-Ls-0,66 3x95+1x50	56,00	1	1159,49	64931,44
ВВГнг(а)-Ls-0,66 3x95+1x50	8,00	1	1159,49	9275,92
ВВГнг(а)-Ls-0,66 3x50+1x25	8,00	1	774.09	6192,72
ВВГнг(а)-Ls-0,66 4х16	4,00	1	280,26	1121,04
ВВГнг(а)-Ls-0,66 4х16	6,00	1	280,26	1681,56
ВВГнг(а)-Ls-0,66 4х35	8,00	1	518,24	4145,92
ВВГнг(а)-Ls-0,66 4х16	6,00	1	280,26	1681,56
ВВГнг(а)-Ls-0,66 4х16	5,00	1	280,26	1401,3
ВВГнг(а)-Ls-0,66 4х16	5,00	1	280,26	1401,3
			Итого	2202319,01

Капиталовложения в строительство трансформаторных подстанций определяется по формуле:

где - стоимость силовых трансформаторов, руб;

- стоимость КТП, включающая в себя стоимость ячеек ВН и НН, секционного выключателя и отсеков для коммутационной и защитной аппаратуры, руб;

n - количество параллельно работающих трансформаторов в ТП цеха.

Расчет затрат по подстанциям представлен в таблице 41.

Таблица 41 - Капитальные затраты на КТП предприятия

Тир тр-ра	n	C, руб	Тип КТП
ТМГ-400/10	2	204 550,00	2КТП-ТВ-400	326000	735100
ТМГ-630/10	2	314 265,00	2КТП-ТВ-630	506123	1134653
ТМГ-630/10	2	314 265,00	2КТП-ТВ-630	506123	1134653
ТМГ-400/10	2	204 550,00	2КТП-ТВ-400	326000	735100
ТМГ-1000/10	2	450 135,00	2КТП-ТВ-1000	428000	1328270
Итого	5067776

Стоимость сооружения РП предприятия одинарной, секционированной выключателем системы сборных шин, определяется количеством ячеек, установленных на подстанции. Для подстанции предприятия 20 ячеек (10 отходящих линий, две резервные ячейки, две ячейки ввода, а также ячейки ТП, ТСН, линейной вставки и секционного выключателя). В ячейках установлены вакуумные выключатели. Стоимость одной ячейки 850000 руб.

где - стоимость одной ячейки, руб;

n - количество ячеек в РП, шт.

Таблица 42- Стоимость КУ

Тип КУ	n	C, руб
АУКРМ-0,4-100-25-УХЛ4	1	44880
АУКРМ-0,4-70-10-УХЛ4	1	34320

Затраты на покупку оборудования:

Тогда, капитальные вложения составят:

Ежегодные эксплуатационные расходы состоят из амортизационных

отчислений , отчислений на обслуживание и возмещение стоимости потерь электроэнергии в элементах сети

Амортизационные отчисления предназначены для проведения капитальных ремонтов электрооборудования и восстановления его первоначальной стоимости. Они определяются суммой отчислений от капитальных вложений по группам однотипного оборудования. Если принять, что капитальные вложения в электрическую сеть используются в течении одного года, то амортизационные отчисления могут быть рассчитаны по формуле:

где - норма амортизационных отчислений на КЛЭП, %;

- норма амортизационных отчислений на трансформаторные подстанции, %;

- норма амортизационных отчислений на распределительные подстанции, %.

- норма амортизационных отчислений на компенсирующие устройства, %.

Согласно таблице 4.2 в [16] 2; = 5,6; = 5,6; = 4,4.

При учебном проектировании достаточно определения ежегодных издержек пользования средними нормами затрат на обслуживание элементов электрической сети, рекомендуемых для технико-экономического расчета, а также суммарными ежегодными издержками, включающими амортизационные отчисления.

Отчисления на обслуживания идут на покрытие расходов, связанных с текущим ремонтом, зарплатой обслуживающего персонала и другими расходами.

Отчисления на обслуживание допускается определять по норме отчислений от капиталовложений:

где - норма отчислений на обслуживание КЛЭП, %;

- норма отчислений на обслуживание трансформаторных подстанций, %;

- норма а отчислений на обслуживание распределительной подстанции, %.

- норма а отчислений на обслуживание компенсирующих устройств, %.

Согласно таблице 4,3 в [16] = 0,4, = 2, = 2, = 1,6.

Потери мощности в элементах электрической сети увеличивают максимум нагрузки, вызывают необходимость в дополнительной выработке энергии. Это связано с вводом дополнительных генерирующих мощностей и с расширением топливной базы. Поэтому оценка стоимости потерь производится по приведенным затратам, отнесенным на 1 кВтч потерь электроэнергии в зависимости от времени максимальных потерь и с учетом их попадания в максимум нагрузки энергосистем.

Для определения размеров отчисления на возмещение потерь стоимости необходимо знать потери электроэнергии в элементах электрической сети. Следует подразделять потери электрической энергии на переменные и постоянные. К переменным потерям относятся потери в активных сопротивлениях кабеля и обмоток силовых трансформаторов. К постоянным потерям - потери в магнитопроводе трансформаторов. Переменные потери электроэнергии допускается определять по времени максимальных потерь. Постоянные потери электроэнергии определяются по времени работы оборудования в году.

где - стоимость электроэнергии, = 3,3 руб/кВтч (по данным энергосбыта);

- совокупные потери электроэнергии сети предприятия, кВтч.

где - потери электроэнергии в силовых трансформаторах, кВтч;

- потери электроэнергии в линиях, кВтч.

Потери в трансформаторе определяются по формуле:

где - годовое время работы трансформатора в зависимости от мощности, ч;

- количество трансформаторов;

- коэффициент загрузки;

- число часов максимальных потерь, ч.

Число часов максимальных потерь определяется по формуле:

где - годовое число часов использования максимальной нагрузки, ранее было принято = 4500 ч.

Расчет потерь мощности в трансформаторах представлен в таблице 31



Таблица 31 - Потери электроэнергии в трансформаторах

№ цеха			, кВт	, кВт		кВт·ч
1	2·400	491,4	0,8	5,5	0,61	14896,29
2	2·630	737,91	1,16	7,6	0,58	21160,2
3	2·630	605,78	1,16	7,6	0,48	21015,89
4	2·400	490,36	0,8	5,5	0,61	14896,29
5	2·1000	888,27	1,6	10,8	0,44	28666,96
Итого	100635,63

Суммарные потери электроэнергии в кабельной линии за расчетный период определяются по формуле:

где - переменны потери электроэнергии в КЛ, кВтч;

- потери электроэнергии в изоляции КЛ, кВтч.

Переменные потери электроэнергии в КЛ на промежутке времени определяются по формуле:

где - токовая нагрузка линии, принимаемая на интервале времени

неизменной, А;

- активное сопротивление КЛ, Ом.

Потери электроэнергии в изоляции за расчетный период определяются:

где - удельная зарядная мощность кабеля по его паспортным данным согласно таблице Д.4 в [8], кВар/км;

L - протяженность кабельной линии, км;

- тангенс угла деэлектрических потерь в зависимости от срока эксплуатации кабелей равняется 0,016ч0,022.

Расчет потерь электроэнергии в кабельных линиях представлены в таблице 32.

Таблица 32 - Потери электроэнергии в кабельных линиях

№	R, Ом	I, А	кВАр/км	L, км	, кВт·ч	, кВт·ч
1	0,083	13,5	8,6	0,065	130,97	32.26
2	0,044	20,28	8,6	0,035	156,68	21.84
3	0,083	16,64	8,6	0,065	198,99	32.26
4	0,087	13,48	8,6	0,068	136,88	33,75
5	0,064	24,42	8,6	0,050	330,46	24.82
6	1,40	61,43	11,7	2,19	457444,32	1479.06
Итого	458398,3	1623,99

Суммарные потери в кабельной линии:

Тогда совокупные потери электроэнергии составят:

Возмещение стоимости потерь электроэнергии в элементах сети:

Составляющую ущерба У можно не учитывать, тогда приведенные затраты на сооружение сети электроснабжения предприятия составят:



2 БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

2.1 Общие сведения

Основной задачей проектирования объектов является достижение безопасности человека в среде его обитания. Безопасность человека достигается отсутствием производственных и непроизводственных аварий, стихийных и других природных действий, опасных факторов, вызывающих травмы или резкое ухудшение здоровья, вредных факторов, вызывающих заболевания человека и снижающих его работоспособность. Всеми этим вопросами занимается охрана труда и гражданская оборона.

Охрана труда - это система законодательных актов, социально- экономических, технических, гигиенических и лечебно-профилактических мероприятий и средств, обеспечивающих безопасность, сохранение здоровья и работоспособности человека в процессе труда.

Все нормы охраны труда имеют законодательный характер. Правовые вопросы регулируются Конституцией Российской Федерации. К правовым нормативным документам относятся:

- кодекс законов о труде Российской Федерации;

- кодекс РФ об административных нарушениях;

- закон РСФСР «О санитарно-эпидемиологическом благополучии»;

- земельный Кодекс РСФСР;

- закон РФ «О недрах»;

- закон РФ «Об охране окружающей среды»;

- Водный Кодекс РФ;

- закон РФ «Об основах охраны труда в Российской Федерации».

К государственным нормативным актам относятся Санитарные нормы (СН) и Строительные Нормы и Правила (СНиП), ГОСТы. К другим нормативным документам по охране труда относятся:

- типовые правила внутреннего трудового распорядка для рабочих и служащих предприятий, учреждений и организаций;

- правила устройства электроустановок (ПУЭ);

- правила технической эксплуатации (ПТЭ);

- система стандартов безопасности труда (ССБТ).

Организация работ в чрезвычайных ситуациях определяется рядом нормативных документов:

- законом РФ «О пожарной безопасности»;

- законом РФ «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера»;

- СНиП;

- Стандартом «Безопасность в чрезвычайных ситуациях» (БЧС).

Проектирование систем электроснабжение промышленного предприятия проводилась в соответствии с ПУЭ, ПТБ, ПТЭ, на основании ГОСТов, СН и СНиП.

2.2 Общие требования к заземлению и к защитным мерам электробезопасности

Распределительный пункт на 10 кВ находится на территории промышленного предприятия РП расположено в отдельно стоящем здании.

РП производит прием и распределение электрической энергии. Рабочее номинальное напряжение 10 кВ выполнено в сети с изолированной нейтралью.

Устройство ячейки выполнено с обеспечением всех мер электробезопасности (ГОСТ 14693-90; ТУ 3414-007-01374263-99) и представляет собой закрытый аппарат, требующий только внешнего заземления (не имеет внешних открытых токопроводящих частей).

Цеховое КТП расположено внутри цеха в отдельном помещении.

Прокладка кабеля осуществляется в траншеях (кабели 10 кВ) и кабельных лотках (кабели 0,4кВ).

Требования:

1. Токоведущие части электроустановки не должны быть доступны для случайного прикосновения, а доступные прикосновению открытые и сторонние проводящие части не должны находиться под напряжением, представляющим опасность поражения электрическим током, как в нормальном режиме работы электроустановки, так и при повреждении изоляции.

2. Для защиты от поражения электрическим током в нормальном режиме должны быть применены по отдельности или в сочетании следующие меры защиты от прямого прикосновения: основная изоляция токоведущих частей; ограждения и оболочки; установка барьеров; размещение вне зоны досягаемости; применение сверхнизкого (малого) напряжения.

3. Для дополнительной защиты от прямого прикосновения в электроустановках напряжением до 1 кВ, при наличии требований других глав ПУЭ, следует применять устройства защитного отключения (УЗО) с номинальным отключающим дифференциальным током не более 30 мА.

4. Для защиты от поражения электрическим током в случае повреждения изоляции должны быть применены по отдельности или в сочетании следующие меры защиты при косвенном прикосновении: защитное заземление; автоматическое отключение питания; выравнивание потенциалов; двойная или усиленная изоляция; сверхнизкое напряжение; изолирующие помещения, зоны, площадки.

Применение двух и более мер защиты в электроустановке не должно оказывать взаимного влияния, снижающего эффективность каждого из них.

Для заземления электроустановок могут быть использованы искусственные и естественные заземлители. Использование естественных заземлителей в качестве элементов заземляющих устройств не должно приводить к их повреждению при протекании по ним токов короткого замыкания или к нарушению работы устройств, с которыми они связаны.

Для заземления в электроустановках разных назначений и напряжений, территориально сближенных, следует, как правило, применять одно общее заземляющее устройство.

Заземляющее устройство, используемое для заземления электроустановок одного или разных назначений и напряжений, должно удовлетворять всем требованиям, предъявляемым к заземлению этих электроустановок:

- защиты людей от поражения электрическим током при повреждении изоляции, условиям режимов работы сетей, защиты электрооборудования от перенапряжения и т.д. в течение всего периода эксплуатации.

В первую очередь должны быть соблюдены требования, предъявляемые к защитному заземлению.

При определении сопротивления заземляющих устройств должны быть учтены искусственные и естественные заземлители. При определении удельного сопротивления земли в качестве расчетного следует принимать его сезонное значение, соответствующее наиболее неблагоприятным условиям. Заземляющие устройства должны быть механически прочными, термически и динамически стойкими к токам замыкания на землю.

В электроустановках напряжением выше 1 кВ с изолированной нейтралью для защиты от поражения электрическим током должно быть выполнено защитное заземление открытых проводящих частей. В таких электроустановках должна быть предусмотрена возможность быстрого обнаружения замыканий на землю.

2.3 Требования пожарной безопасности

- В обозначении марок кабельных изделий, к которым предъявляются требования по пожарной безопасности, должен быть указан тип исполнения в соответствии с показателями пожарной опасности, указанными в настоящем стандарте.

- Кабельные изделия, предназначенные для одиночной прокладки, не должны распространять горение при испытании по ГОСТ IEC 60332-1-2 или ГОСТ IEC 60332-2-2 (для одиночных изолированных проводов или кабелей небольших размеров), при этом расстояние от нижнего края верхней опоры до начала обугленной части образца должно быть более 50 мм, а до конца обугленной части - менее 540 мм, а при испытании по ГОСТ IEC 60332-1-3 вещество, стекающее или отделяющееся от образца и падающее ниже конца образца, не должно воспламенять фильтровальную бумагу.

- Кабельные изделия, предназначенные для групповой прокладки, не должны распространять горение при испытании по ГОСТ IEC 60332-3-21, ГОСТ IEC 60332-3-22, ГОСТ IEC 60332-3-23, ГОСТ IEC 60332-3-24, ГОСТ IEC 60332-3-

25, при этом длина обугленной части образца, измеренная от нижнего края горелки, должна быть не более 2,5 м.

- Дымообразование кабельных изделий с индексом LS при испытании по ГОСТ IEC 61034-2 не должно приводить к снижению светопроницаемости более чем на 50%.

- В обозначении марок кабельных изделий, предназначенных для групповой прокладки, в скобках должны добавляться буквенные индексы, указывающие на соответствие кабельных изделий требованиям по нераспространению горения:

· - нг(A F/R) - показатель пожарной опасности ПРГП 1а (категория AF/R);

- нг(A) - показатель пожарной опасности ПРГП 1б (категория A);

· - нг(B) - показатель пожарной опасности ПРГП 2 (категория B);

· - нг(C) - показатель пожарной опасности ПРГП 3 (категория C);

· - нг(D) - показатель пожарной опасности ПРГП 4 (категория D).

- Кабельные изделия должны подразделяться по показателям пожарной опасности на типы исполнения.

- На внутрицеховой подстанции установка КТП или трансформаторов должна быть выполнена с соблюдением следующих требований: