Проектирование системы электроснабжения Локомотивного депо и прилегающего к нему района города Белогорска

· допустимый нагрев токами в длительном режиме;

· стойкость в режиме КЗ;

· технико-экономическая целесообразность;

· соответствие окружающей среде и роду тока;

· достаточная механическая прочность.

Выбор высоковольтного оборудования производится с учетом потребителей прилегающего района города Белогорска, схема электроснабжения рассматривается в специальной части дипломного проекта.

1.11.1 Выбор выключателей

Выключатели выбирают по номинальным значениям напряжения и тока, рода установки и условиям работы, конструктивному выполнению и коммутационной способности. Условия выбора выключателей приведены ниже.

,(50)

гдеU_ном - номинальное напряжение выключателя, кВ;

U_уст - номинальное установившееся напряжение сети, кВ;

I_ном - номинальный ток при номинальном напряжении, А;

I_мах - максимальный рабочий ток сети, А;

I_вкл - номинальный ток включения, кА;

I_по - ток периодической составляющей короткого замыкания, кА;

I_пр.скв. - предельный сквозной ток выключателя (действующее значение), кА;

i_пр.скв. - предельный сквозной ток выключателя (амплитудное значение), кА;

I²_тер•t_отк - ток термической устойчивости аппарата для определенного времени действия, кА;

I_{отк.ном} - номинальный ток отключения, кА;

i_а.ном - апериодическая составляющая тока номинального выключателя, кА,

i_а.ф - апериодическая составляющая расчетного тока КЗ, кА.

К установке принимаются выключатели вакуумные типа ВВЭ-10-31,5

Выбираются выключатели на отходящие присоединения к КТП№1

Производится расчет данных, необходимых для выбора выключателей.

Апериодическая составляющая тока КЗ, кА:

, (51)

кА

Ток отключения номинальный, кА:

,(52)

где - допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в точке отключения, определяется по кривой /4, с.296/, %.

Нормативное значение _н определяется для момента расхождения контактов:

,(53)

с

Если >0,09 с, то принимаем =0

кА

Таблица 10 - Выбор выключателей на отходящие присоединения к КТП№1

Расчетные данные	Справочные данные	Условия выбора
1	2	3
Uу = 10 кВ	Uн= 10 кВ	Uн ?Uу
Iр мах = 45,55 А	Iном=630 А	Iном ?Iр.мах
Iпо = 0.534 кА	Iн.вкл= 0,63 кА	Iн.вкл ?Iп.о
iуд=1.35 кА	Iпр.скв = 31,5 кА	Iпр.скв ? Iпо
Вк = 0,457 кА2с	iпр.скв=80 кА	iпр.скв ?iуд
I2тер•tотк=31,5•0,055=1,73 кА2с	I2тер•tотк = 1.73 кА2с	I2терtотк ?Вк
iаф=0.61 кА	Iотк.ном = 31,5 кА	Iотк.ном ?Iпо
	iа.ном=8,9 кА	iа.ном ?iаф

Результаты расчета по выбору выключателей на отходящие присоединения к КТП№1 и КТП№2 сводятся в таблицы 11 и 12.

Таблица 11 - Выбор выключателя на отходящие присоединения к КТП№2

Расчетные данные	Справочные данные	Условия выбора
Uу = 10 кВ	Uн= 10 кВ	Uн ?Uу
Iр мах = 49,76 А	Iном=630 А	Iном ?Iр.мах
Iпо = 0.536 кА	Iн.вкл= 0,63 кА	Iн.вкл ?Iп.о
iуд=1.42 кА	Iпр.скв = 31,5 кА	Iпр.скв ? Iпо
Вк = 0,496 кА2с	iпр.скв=80 кА	iпр.скв ?iуд
I2тер•tотк=31,5•0,055=1,73 кА2с	I2тер•tотк = 1.73 кА2с	I2терtотк ?Вк
iаф = 0.61 кА	Iотк.ном = 31,5 кА	Iотк.ном ?Iпо
	iа.ном = 8,9 кА	iа.ном ?iаф

Таблица 12 - Выбор выключателя на отходящие присоединения к КТП№3

Расчетные данные	Справочные данные	Условия выбора
Uу = 10 кВ	Uн= 10 кВ	Uн ?Uу
Iр мах = 32,975 А	Iном=630 А	Iном ?Iр.мах
Iпо = 0.536 кА	Iн.вкл= 0,63 кА	Iн.вкл ?Iп.о
iуд=1.42 кА	Iпр.скв = 31,5 кА	Iпр.скв ? Iпо
Вк = 0,43 кА2с	iпр.скв=80 кА	iпр.скв ?iуд
I2тер•tотк=31,5•0,055=1,73 кА2с	I2тер•tотк = 1.73 кА2с	I2терtотк ?Вк
iаф = 0.61 кА	Iотк.ном = 31,5 кА	Iотк.ном ?Iпо
	iа.ном = 8,9 кА	iа.ном ?iаф

Для выбора вводных выключателей РП принимается суммарная расчетная нагрузка предприятия, а также нагрузка прилегающего района города, который будет рассматриваться в специальной части дипломного проекта.

Суммарный расчетный ток на шинах РП составляет, А:

,(54)

гдеS_?р - суммарная расчетная мощность РП, кВА

А

Результат расчета по выбору вводных выключателей сводится в таблицу 13.

Таблица 13 - Выбор выключателей вводных присоединений РП

Расчетные данные	Справочные данные	Условия выбора
Uу = 10 кВ	Uн= 10 кВ	Uн ?Uу
Iр мах = 425,72А	Iном=630 А	Iном ?Iр.мах
Iпо = 0.537 кА	Iн.вкл= 0,63 кА	Iн.вкл ?Iп.о
iуд=1.48 кА	Iпр.скв = 31,5 кА	Iпр.скв ? Iпо
Вк = 0,51 кА2с	iпр.скв=80 кА	iпр.скв ?iуд
I2тер•tотк=31,5•0,055=1,73 кА2с	I2тер•tотк = 1.73 кА2с	I2терtотк ?Вк
iаф = 0.61 кА	Iотк.ном = 31,5 кА	Iотк.ном ?Iпо
	iа.ном = 8,9 кА	iа.ном ?iаф

1.11.2 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока предназначены для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Для учета электроэнергии применяются электронные счетчики активной и реактивной энергии типа: ЦЭ-6805В (активной энергии), ЦЭ-6811 (реактивной энергии).

Условия выбора трансформаторов тока:

,(55)

гдеI_1ном - номинальный первичный ток трансформатора тока, А;

I_мах - максимальный ток нагрузки, А;

Z_2ном - номинальная вторичная нагрузка, Ом;

Z₂ - расчетная нагрузка трансформатора, Ом;

i_уд - ударный ток в мете КЗ, кА; i_дин - ток электродинамической стойкости, кА; В_к - термическая стойкость к тока КЗ, кА²•с;

к_t - коэффициент термической устойчивости; t - время протекания тока термической стойкости, с.

Нагрузка вторичной цепи трансформатора тока приводится в таблице 14.

Таблица 14 - Вторичная нагрузка трансформатора тока

Наименование прибора	Тип Прибора	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Счетчик АЭ	ЦЭ-6805В	2	-	2
Счетчик РЭ	ЦЭ-6811	1	-	1
Амперметр	Э-350	0,5	-	-
Сумма:		3,5	-	3

На присоединении к КТП№1 выбирается трансформатор тока типа ТОЛ 10-УЗ с первичным номинальным током 50 А, классом точности 0,5. Определяется сопротивление приборов по формуле, Ом:

,(56)

гдеS_приб - мощность, потребляемая приборами, ВА;

I₂ - вторичный номинальный ток прибора, А.

Определяется допустимое сопротивление проводов по формуле, Ом:

,(57)

гдеZ_2ном - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности;

r_к - сопротивление контактов, Ом.

Сопротивление нагрузки вторичной цепи составляет, Ом:

, (58)

Определяется сечение соединительных проводов по формуле:

,(59)

где - удельное сопротивление материала провода;

для провода с алюминиевыми жилами принимается равным, = 0,0283;

l - длина провода принимаем по /4, с.375/, равной 40 м.

Подставив численные значения в формулы, приведенные выше, выбираются трансформаторы тока. Расчет ведется по наиболее загруженной фазе: Ом

Ом

Ом

мм²

Принимается контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 2,5 мм².

Таблица 15 - Сопоставление паспортных и расчетных данных

Расчетные данные	Справочные данные	Условия выбора
Uу = 10 кВ	Uн= 10 кВ	Uн ?Uу
Iр мах = 45,55 А	I 1ном=50 А	I 1ном ?Iр.мах
iуд = 1,35 кА	iдин=14,8 кА	iуд? iдин
rприб = 0,18 Ом	Z2ном=1,2 Ом	Z2ном ?Z2
r2 = 1,16 Ом
Вк = 0,43 кА2с	502•3=7500 кА2с	Вк?I1н2•t

На присоединениях к КТП№2 и КТП№3 принимаются трансформаторы тока, также, как на КТП№1.

1.11.3 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения устанавливаются в распределительных устройствах для питания обмоток напряжения приборов учета и контроля, аппаратов релейной защиты и подстанционной автоматики.

По аналогии с выбором трансформатора тока для проверки на соответствие классу точности необходимо составить таблицу нагрузок и определить расчетную нагрузку во вторичной цепи.

Расчет трансформаторов производится с учетом отходящих присоединений к городским потребителям.

Таблица 16 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Наименование прибора	Тип Прибора	Мощность одной обмотки. S ВА	Число обмоток	соsц	sinц	Число приборов	Общая потребляемая мощность
							P, кВт	Q, В•А
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	1	2	-
Счетчик АЭ	ЦЭ-6805В	2	2	0,38	0,92	8	32	77,7
Счетчик РЭ	ЦЭ-6811	1	2	0,38	0,92	8	24	58,3
Сумма:		5	5			9	58	136

При выборе трансформаторов напряжения должны соблюдаться следующие условия:

,(60)

гдеS_2ном - номинальная вторичная мощность трансформатора напряжения, ВА;

S_2? - расчетная нагрузка вторичной обмотки, ВА.

Расчетная нагрузка вторичной обмотки трансформатора напряжения определяется на одну секцию шин с учетом отходящих присоединений потребителей прилегающего района города Белогорска

Количество приборов составляет:

Счетчики активной энергии - 8 шт.;

Счетчики реактивной энергии - 8 шт.; Вольтметр - 1 шт.

Расчетная мощность нагрузки на обмотке вторичного напряжения трансформатора напряжения определяется по выражению, ВА:

,(61)

Выбирается трансформатор напряжения НАМИ-10-66 с классом точности 0,5, используя справочные данные /4, с.634/

ВА

Таблица 17 - Результаты выбора трансформатора напряжения типа

Расчетные данные	Справочные данные	Условия выбора
Uу = 10 кВ	Uн= 10 кВ	Uн ?Uу
S 2?=66,5 ВА	Sном = 200 ВА	S 2ном ? S 2
rприб=2,66 Ом

Таким образом расчетная вторичная нагрузка трансформатора напряжения не превышает номинального значения допустимой нагрузки приведенной в справочных данных. Выбранный трансформатор напряжения удовлетворяет всем условиям.

1.11.4 Выбор сборных шин

Выбор шин сводится к определению их сечения и проверке на электродинамическую и термическую устойчивость к токам короткого замыкания, на механическую прочность в случае необходимости.

Выбор сечения шин производится по нагреву (по допустимому току). При этом учитываются не только нормальные, но и послеаварийные режимы, а также режимы в период ремонтов и возможность не равномерного распределения токов между секциями шин.

, (62)

гдеI_доп - допустимый ток на шины выбранного сечения с учетом поправки при расположение шин плашмя по /5, с.36/

В РП 10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Медные шины из-за высокой их стоимости не применяются даже при больших токовых нагрузках.

Максимальный ток равен 425,72 А (таблица 13) для секций 1 и 2. Выбираются однополосные шины прямоугольного сечения 25х3 мм, с допустимым током I _дл.доп=480 А. Расположение шин приведено на рисунке 8.



Рисунок 7 - Расположение шин плашмя

Так как шины располагаются плашмя, то длительно допустимый ток, следует уменьшить на 8 %:

А

Проверка шин на термическую стойкость

Выбранное сечение проверяется на термическое действие тока КЗ, по формуле:

,(63)

Где С - функция определяемая, по /4, с.192/

В_к - тепловой импульс тока КЗ на шинах РП, кА²•с

Тепловой импульс определяется для шин РП в точке КЗ 2.

кА²•с

мм²

Условие соблюдается

Проверка шин на электродинамическую стойкость

На электродинамическое действие тока КЗ проверяются шины РУ при трехфазных КЗ I_к⁽³⁾ ? 20 кА. Ток трехфазного КЗ на шинах РП согласно пункта 1,9 равен, I_к⁽³⁾ = 0,537 кА. В проверке шин на электродинамическую стойкость нет необходимости.

Проверка шин на механическую прочность

Определяется пролет l при условии, что частота собственных колебаний будет превышать 200 Гц:

,(64)

откуда

,(65)

гдеl - длина пролета между изоляторами, м;

J - момент инерции шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, см²;

q - поперечное сечение шины, см².

Для шин на изоляторах, расположенных плашмя:

,(66)

Где b - толщина шины, мм;

h - ширина шины, мм.

см²

м²

м

Этот вариант расположения шин на изоляторах позволяет увеличить длину пролета до 0,7 м, т.е.получить значительную экономию изоляторов. Длина пролета равна 0,7 м, расстояние между фазами а = 0,7 м (должно быть больше периметра шин, 0,56 м).

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента, МПа:

,(67)

гдеW - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, см³

,(68)

см³

МПа

Шины механически прочны, если:

,(69)

где - допустимое механическое напряжение в материале шин

Допустимое механическое напряжение в материале шин определим по /4, с.224/.

= 40 МПа

5,5 МПа < 40МПа

К установке принимаются шины марки АДО, сечением 25х3 .

1.11.5 Выбор опорных изоляторов

В распределительных устройствах шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим условиям:

по номинальному напряжению U_уст? U_ном;

по допустимой нагрузке F_расч? F_доп;

F_расч - сила, действующая на изолятор;

F_доп - допустимая нагрузка на головку изолятора.

F_доп=0,6• F_раср

гдеF_раср - разрушающая нагрузка на изгиб

,(70)

гдеk_h - поправочный коэффициент на высоту шины

,(71)

Н

Выбираются опорные изоляторы ОФ-10-3,75-УЗ

гдеF_разр=3,75 кН

F_доп=0,6• 3,75=2,25 кН

F_расч ? F_доп, 0,233 Н < 2250 Н

Расчетная сила действующая на изолятор намного меньше силы допустимой в связи с тем, что ток КЗ на шинах РП очень мал, практически равен току нагрузки.

1.11.6 Выбор нелинейных ограничителей перенапряжения

Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение ОПН должно быть не ниже наибольшего рабочего напряжения сети или защищаемого оборудования:

U_нр > U_{н.раб.с.,}(72)

Повышения напряжения, возникающие при оперативных переключениях или аварийных режимах, учитываются в соответствии с условиями работы ОПН в установившихся режимах.

Критерием оценки энергоемкости ОПН является его способность пропускать нормируемые импульсы тока коммутационного перенапряжения без потери рабочих качеств.

По приведенному выше условию производится выбор ОПН устанавливаемого на секциях шин проектируемого распределительного пункта. Применим для этих целей ОПН-КР/TEL 10/12, основные технические данные которого приведены в таблице

Таблица 18 - Технические характеристики ОПН-КР/TEL 10/12

Наименование параметров	Паспортные данные
Класс напряжения сети, кВ	10
Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение, кВ	12
Номинальный ток разряда, кА	10
Максимальная амплитуда импульса тока 4/10 мкс, кА	100
Пропускная способность не менее, А	250
Удельная энергия, кДж/кВ	3,6
Длина пути утечки, мм	205
Высота Н, мм	125
Масса, не более, кг	9

Таким образом, ОПН-КР/TEL 10/12 вполне можно использовать для защиты изоляции кабельных линий присоединенных к распределительному пункту. Благодаря глубокому уровню ограничения перенапряжений, ОПН обеспечивают эффективную защиту оборудования в кабельных сетях и продлевают срок его службы. Они просты и безопасны в эксплуатации, т.к. не требуют обслуживания и ремонта и являются взрывобезопасными. Предназначены для защиты электрооборудования распределительных устройств в кабельных сетях напряжением 10 кВ переменного тока (48-62 Гц) с изолированной или резонансно заземленной нейтралью. ОПН КР/TEL применяются для внутренней установки в условиях умеренного и холодного климата при температуре окружающего воздуха от -60°С до +40°С, на высоте не более 1000 м над уровнем моря.

1.12 Проектирование системы низковольтного электроснабжения «Локомотивного депо»

1.12.1 Расчет электрических нагрузок по второму этапу

Для расчета низковольтного электроснабжения предприятия к рассмотрению предложено два варианта схем. Первый вариант схемы приведен на рисунке 9, второй на рисунке 10



Рисунок 8 - Первый вариант схемы электроснабжения депо



Рисунок 9 - Второй вариант схемы электроснабжения депо

Первый вариант схемы выполнен с использованием распределительных шинопроводов, кабельных линий и силовых пунктов, второй вариант - с использованием только кабельных линий и силовых пунктов. Магистральный шинопровод при проектировании внутреннего электроснабжения предприятия не используется, так как его применение приведет к дополнительным затратам при прокладке в цехах предприятия. Затраты будут связаны с тем, что материал стен очень плохо поддается обработке, то есть стены выполнены из дикого камня, поэтому к рассмотрению предлагаются более простые, надежные и экономически целесообразные варианты, которые удовлетворяют всем техническим условиям и наименьшим затратам на его приобретение и монтаж.

Расчет электрических нагрузок распределительной сети необходим для выбора кабельных линий, распределительных шинопроводов, средств защиты и автоматики.

Расчет производится для всей сети системы электроснабжения, методом коэффициента расчетной нагрузки по второму этапу с помощью пакета прикладных программ «ZAPUSK». Для расчета предварительно составляются схемы низковольтного электроснабжения для сетей питающихся от КТП предприятия. Нагрузка распределяется равномерно на две секции шин для каждой КТП в отдельности. В качестве основного оборудования предназначенного для распределения электроэнергии, применяются силовые распределительные щиты, которые в свою очередь подключаются к шинам КТП предприятия. В табличных данных они обозначаются как силовые пункты (СП).

Результаты расчета нагрузок для распределительной сети каждой КТП в отдельности сводятся в таблицу 19 для первого варианта и таблицу 20 для второго варианта. Таблица составляется согласно формы Ф636-90, приведенной в /2/.

Таблица 19 - Результаты расчета электрических нагрузок для распределительной сети. Вариант 1.

Элемент	Исходные данные	Ср. мощность группы ЭП	Эффект. число ЭП	Расчетная мощность	Кр	Расч. ток
	По заданию технологов	По справочным данным
	Характ. катег. ЭП, подкл. к узлу питания	Кол-во ЭП	Рном, кВт	Киср.в	соsфср.в	Рср, кВт	Qср, кВар	пэф	Рр, кВт	Qp, кВар	Sp, кВА		IP, А
			общая
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
КТП№1	СП 1	13	114,5	0,57	2,05	65,97	135,55	13	80,699	61,331	101,36	1,1	146,3
	СП 2	11	122,4	0,418	0,99	51,194	50,701	11	112,752	73,88	134,8	1,03	164,57
	СП 3	10	87,2	0,152	1,267	13,33	16,89	10	59,365	36,93	69,914	1,54	100,91
	СП 4	10	50	0,293	0,94	14,65	13,829	9	19,9	20,212	28,364	1,78	40,94
	ШРА 1	20	285,05	0,152	1,293	50,513	59,868	20	116,883	94,234	151,11	1,11	218,1
	ШРА 2	18	340,2	0,478	0,795	162,73	129,449	17	323,973	257,09	413,59	1,6	596,96
	Итого	82	999,35	0,33	1,16	358,387	406,28	80	713,57	543,67	899,13	1,45	1267,7
КТП№2	СП 5	11	83,53	0,35	1,08	29,314	31,679	11	65,29	50,669	82,644	1,3	119,28
	СП 6	3	88,5	0,378	1,38	33,525	46,423	3	88,5	55,217	104,31	1,22	150,56
	СП 7	6	136,52	0,293	1,43	40,09	57,717	6	118,28	74,31	139,68	1,3	201,62
	СП 8	8	46	0,454	0,96	20,9	20,085	8	21,952	22,093	31,145	1,25	44,953
	СП9	6	104	0,65	0,782	67,6	52,884	6	104	90,434	137,82	1,03	198,92
	СП 10	5	59	0,3	1,048	17,95	18,81	5	25,977	23,365	34,939	2,33	50,431
	СП 11	5	58	0,65	0,75	37,7	28,275	3	36,946	31,102	48,294	1,21	69,707
	СП 12	8	39,4	0,65	0,75	25,61	19,207	8	39,4	34,26	52,212	1	75,362
	СП 13	7	141,4	0,65	0,75	91,91	68,932	5	86,395	75,825	114,95	1,05	165,91
	СП 14	6	32,5	0,65	0,75	21,125	15,843	6	32,5	28,26	43,07	1,03	62,164
	СП 15	5	33,5	0,14	1,33	4,69	6,237	5	33,5	21,847	39,994	2,2	57,727
	СП16	6	116,2	0,342	1,348	39,752	53,618	6	116,2	73,739	137,62	1,22	198,64
	СП 17	3	89	0,38	1,08	33,82	36,633	3	89	64,51	109,92	1,52	158,65
	Итого	79	1027,5	0,45	1,03	463,986	456,34	75	857,94	645,63	1073,7	1,35	1523,9
	СП18	6	193,25	0,36	1,11	69,695	77,6	6	193,25	138,27	237,62	1,21	342,98
	СП19	6	31,65	0,34	0,88	10,864	9,58	6	31,65	22,654	38,922	1,22	56,179
КТП№3	СП 20	5	232,25	0,335	1,17	78,005	91,51	5	232,25	163,16	283,83	1,26	409,68
	СП 21	8	52,15	0,27	1,07	14,157	15,257	8	52,15	34,98	62,795	1,48	90,637
	СП 22	16	196,04	0,35	0,96	69,332	67,04	16	153,75	116,22	192,73	1,01	278,19
	ШРА 3	11	164,4	0,36	0,99	60,304	59,727	10	138,69	107,17	175,28	1,09	252,99
	Итого	52	869,74	0,33	1,03	302,357	320,714	51	801,74	582,45	991,17	1,21	1430,6

Таблица 20 - Результаты расчета электрических нагрузок распределительной сети. Вариант 2

Элемент	Исходные данные	Ср. мощность группы ЭП	Эффект. число ЭП	Расчетная мощность	Кр	Расч. ток
	По заданию технологов	По справочным данным
	Характ. катег. ЭП, подкл. к узлу питания	Кол-во ЭП	Рном, кВт	Киср.в	соsфср.в	Рср, кВт	Qср, кВар	пэф	Рр, кВт	Qp, кВар	Sp, кВА		IP, А
			общая
1	2	3	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
КТП№1	СП 1	13	114,5	0,57	2,05	65,97	135,55	13	80,699	61,331	101,36	1,1	146,3
	СП 2	11	122,4	0,418	0,99	51,194	50,701	11	112,752	73,88	134,8	1,03	164,57
	СП 3	7	22,75	0,205	1,13	4,68	5,315	7	17,142	11,491	20,637	1,54	29,787
	СП 4	6	15,8	0,196	1,27	3,103	3,947	6	10,49	6,933	12,578	1,62	18,156
	СП 5	7	69	0,523	0,418	36,512	15,29	7	69,8	68,14	97,546	1,1	140,79
	СП 6	4	109	0,253	1,43	27,65	39,55	4	109	63,478	126,13	1,75	182,06
	СП 7	4	155,5	0,63	0,75	98,006	73,926	4	155,5	133,48	70,14	1,11	101,24
	СП 8	11	90,2,2	0,15	1,27	13,51	17,26	11	58,7	38,398	108,5	1,6	142,18
	СП 9	9	112,2	0,134	1,348	15,132	20,4	8	21,9	25,027	33,256	1,91	48,001
	СП 10	10	50	0,293	0,94	14,65	13,829	9	19,9	20,212	28,364	1,78	40,94
	Итого	82	999,35	0,33	1,16	358,387	406,28	80	713,57	543,67	899,13	1,45	1267,7
КТП№2	СП11	11	83,53	0,35	1,08	29,314	31,679	11	65,29	50,669	82,644	1,3	119,28
	СП12	3	88,5	0,378	1,38	33,525	46,423	3	88,5	55,217	104,31	1,22	150,56
	СП13	6	136,52	0,293	1,43	40,09	57,717	6	118,28	74,31	139,68	1,3	201,62
	СП14	8	46	0,454	0,96	20,9	20,085	8	21,952	22,093	31,145	1,25	44,953
КТП№2	СП15	6	104	0,65	0,782	67,6	52,884	6	104	90,434	137,82	1,03	198,92
	СП16	5	59	0,3	1,048	17,95	18,81	5	25,977	23,365	34,939	2,33	50,431
	СП17	5	58	0,65	0,75	37,7	28,275	3	36,946	31,102	48,294	1,21	69,707
	СП18	8	39,4	0,65	0,75	25,61	19,207	8	39,4	34,26	52,212	1	75,362
	СП19	7	141,4	0,65	0,75	91,91	68,932	5	86,395	75,825	114,95	1,05	165,91
	СП20	6	32,5	0,65	0,75	21,125	15,843	6	32,5	28,26	43,07	1,03	62,164
	СП21	5	33,5	0,14	1,33	4,69	6,237	5	33,5	21,847	39,994	2,2	57,727
	СП22	6	116,2	0,342	1,348	39,752	53,618	6	116,2	73,739	137,62	1,22	198,64
	СП23	3	89	0,38	1,08	33,82	36,633	3	89	64,51	109,92	1,52	158,65
	Итого	79	1027,5	0,45	1,03	463,986	456,34	75	857,94	645,63	1073,7	1,35	1523,9
КТП№3	СП24	6	193,25	0,36	1,11	69,695	77,6	6	193,25	138,27	237,62	1,21	342,98
	СП25	6	31,65	0,34	0,88	10,864	9,58	6	31,65	22,654	34,922	1,22	56,179
	СП26	5	232,25	0,335	1,17	78,005	91,51	5	222,25	157,16	273,83	1,26	409,02
	СП 27	6	115,5	0,42	0,92	49,608	45,7	6	115,5	86,842	144,5	1,14	208,57
	СП 28	6	51,1	0,237	1,24	12,126	15,094	6	37,428	26,3	45,144	1,32	66,026
	СП 29	8	52,15	0,27	1,07	14,157	15,257	8	52,15	34,98	62,395	1,48	80,637
	СП30	16	196,04	0,35	0,96	69,332	67,04	16	153,75	116,22	192,73	1,01	278,19
	Итого	52	869,74	0,33	1,03	302,357	320,714	51	801,74	582,45	991,17	1,21	1430,6

Для расчета электрической сети составляется план и схемы для каждого варианта. Схема КТП№ 1 спроектирована с использованием распределительных шинопроводов, кабельных линий и силовых пунктов. Показаны места подключения щитов освещения, а также точки короткого замыкания. Питание электрической сети производится от КТП№1. КТП№1 расположена в кузнечном цехе, согласно расчета центра электрических нагрузок. Для подключения электроприемников используются кабели марки АВВГ.

Расчет электрической сети от КТП№1 для первого варианта.

Исходная схема

Рисунок 10 - Схема электроснабжения от КТП№1

В качестве примера произведен расчет электрической сети питающейся от одного силового пункта СП1. Расчет по остальным силовым пунктам и вариантам схем сведен в таблицы.

Определяется расчетный ток, протекающий по кабельной линии, А:

А

Для выбора сечения кабельной линии необходимо рассчитать допустимый ток кабельной линии.

Допустимый ток кабельной линии, А:

, (73)

где к_сн - коэффициент снижения токовой нагрузки по таб. 1.3.26. /5/

А

Пользуясь справочным материалом /5, с.22/ к установке принимается кабель марки АВВГ сечением (3х35) мм². Длительно допустимый ток кабеля I_дл.доп=140А.

Проверка кабеля по потере напряжения, В:

В

Отклонение напряжения не превышает допустимого значения, 5 % из этого следует, что кабель удовлетворяет условию и может использоваться при подключении силового пункта СП1. Результаты расчета по остальным кабельным линиям сводятся в таблицу 21.

Распределительный шинопровод выбирается по расчетному току нагрузки подключенной к нему. Проверяется на потери напряжения, на электродинамическую стойкость и термическую стойкость к токам КЗ

Таблица 21 - Выбор сечения кабелей и распределительных шинопроводов электрической сети КТП№1

Название	L, км	Iр,т А	Iдл.доп. А	Iкз(3), кА	Марка кабеля	F, мм2	, В	, %
КТП№1-СП1	0,1	146,3	140	-	АВВГ	3х35	17,97	4,49
КТП№1-СП2	0,06	194,567	175	-	АВВГ	3х50	10,23	2,55
КТП№1-ШРА1	0,025	218,094	175	5,43	АВВГ	3х50	4,25	1,06
ШРА1-СП3	0,0225	100,906	90	-	АВВГ	3х16	4,79	1,19
ШРА1-СП4	0,107	40,934	90	-	АВВГ	3х16	9,24	2,31
КТП№1-ШРА2	0,025	596,98	630	5,45	ШРА- 73 УЗ	284х125	2,915	0,54

Составляется схема для расчета низковольтного электроснабжения потребителей электрической энергии от КТП№2, приведена на рисунке 12. Электрическая сеть выполнена с использованием кабельных линий и силовых пунктов. КТП№2 располагается около котельного отделения согласно расчета центра электрических нагрузок.

Рисунок 11 - Схема электроснабжения от КТП№2

Результаты выбора и проверки по допустимой потере напряжения (?U_доп) приведены в таблице 22

Таблица 22 - Выбор сечения кабелей электрической сети КТП№2

Название	L, км	Iр, А	Iдл.доп.А	Марка кабеля	F, мм2	, В	, %
1	2	3	4	5	6	7	8
КТП№2-СП5	0,102	269,84	255	АВВГ	3х95	19,52	4,88
СП5-СП6	0,0235	150,563	140	АВВГ	3х35	3,84	0,96
КТП№2-СП8	0,0425	247,72	210	АВВГ	3х70	4,773	0,12
СП8-СП7	0,0885	201,61	175	АВВГ	3х50	12,14	3,03
КТП№2-СП10	0,017	249,36	210	АВВГ	3х70	2,088	0,52
СП10-СП9	0,055	198,926	175	АВВГ	3х50	10,11	2,52
КТП№2-СП12	0,0335	145,066	140	АВВГ	3х35	6,963	1,7
СП12-СП11	0,015	69,706	90	АВВГ	3х16	2,884	0,72
КТП№2-СП13	0,064	228,126	210	АВВГ	3х70	13,798	3,44
СП13-СП14	0,014	62,21	90	АВВГ	3х16	2,402	0,6
КТП№2-СП15	0,0375	256,36	210	АВВГ	3х70	4,567	1,14
СП15-СП16	0,025	198,637	175	АВВГ	3х50	1,585	0,39
КТП№2-СП17	0,081	158,656	140	АВВГ	3х35	13,94	3,48

Электрическая сеть КТП№3 состоит из одного распределительного шинопровода, кабельных линий и силовых пунктов. КТП№3 располагается в цехе «Подъемка» согласно расчета центра электрических нагрузок. Распределительный шинопровод расположен на высоте 3,5 метра от уровня пола и проходит внутри цехов.

Электрическая схема электроснабжения потребителей подключенных к КТП№3, приведена на рисунке 10.



Рисунок 12 - Схема электроснабжения от КТП№3

В таблице 23 приведен выбор сечений кабельных линий и распределительного шинопровода, а также проведена проверка по допустимой потере напряжения.

Таблица 23 - Выбор сечения кабелей электрической сети КТП№3

Название	L, км	Iр, А	Iдл.доп., А	Iкз(3) кА	Марка кабеля	F, мм2	,В	,%
КТП№3-СП18	0,095	342,975	295	-	АВВГ	3х120	11,45	2,86
КТП№3-СП20	0,047	465,806	385	-	АВВГ	3х185	4,78	1,19
СП20-СП19	0,0185	56,176	90	-	АВВГ	3х16	2,192	0,54
КТП№3-ШРА3	0,02	531,22	630	5,069	ШРА- 73 УЗ	824х125	2,043	0,51
ШРА3-СП22	0,0225	278,196	255	-	АВВГ	3х95	9,24	2,31
КТП№3-СП21	0,0285	90,644	90	-	АВВГ	3х16	6,291	1,57

Второй вариант электрической сети выполнен без использования распределительных шинопроводов. В связи с этим применяются дополнительные кабельные линии и силовые пункты. Результаты расчета сводятся в таблицы 24, вариант электрической сети приведен на рисунке 14 (Приложение Г)

Таблица 24 - Выбор сечения кабельных линий от КТП№1

Название	Длина кабеля, км	Iр,А	Iдл.доп.А	Марка кабеля	F,мм2	,В	,%
КТП№1-СП1	0,1	146,3	140	АВВГ	3х35	17,97	4,49
КТП№1-СП2	0,06	194,567	175	АВВГ	3х50	10,23	2,55
КТП№1-СП3	0,02	107,574	90	АВВГ	3х16	1,257	0,31
СП3-СП9	0,044	77,783	90	АВВГ	3х16	4,455	1,11
КТП№1-СП6	0,016	200,25	175	АВВГ	3х50	2,27	0,56
СП6-СП4	0,0165	18,187	90	АВВГ	3х16	0,633	0,15
КТП№1-СП5	0,0175	140,787	115	АВВГ	3х25	4,155	1,04
КТП№1-СП7	0,015	295,791	255	АВВГ	3х95	1,975	0,49
КТП№1-СП8	0,031	183,106	175	АВВГ	3х50	6,621	1,65
СП8-СП10	0,0825	40,934	90	АВВГ	3х16	7,672	1,92

Во втором варианте схема электроснабжения электрической сети 0,4 кВ подключение КТП№2 осталась такой же, как и в первом варианте, за исключением нумерации силовых пунктов. Схема приведена в Приложении В.

При проектировании распределительной электрической сети от КТП№3, рассматривая второй вариант схемы электроснабжения, для подключения электроприемников используются кабельные линии и силовые распределительные пункты. Результаты расчета приведены в таблице 25. Схема электроснабжения приведена на рисунке (Приложение Г)

Таблица 25 - Выбор сечения кабелей электрической сети КТП№3

Название	Длина кабеля, км	Iр, А	Iдл.доп.А	Марка кабеля	F, мм2	,В	,%
КТП№3-СП24	0,095	342,975	295	АВВГ	3х120	11,45	2,86
КТП№3-СП26	0,047	465,806	385	АВВГ	3х185	4,78	1,19
СП26-СП25	0,0185	56,176	90	АВВГ	3х16	2,192	0,54
КТП№3-СП27	0,024	208,423	175	АВВГ	3х50	3,898	0,97
КТП№3-СП29	0,0285	90,644	90	АВВГ	3х16	6,291	1,57
КТП№3-СП30	0,04	344,216	295	АВВГ	3х120	4,954	1,23
СП30-СП28	0,0315	66,02	90	АВВГ	3х16	4,045	1,01

1.12.2 Расчет токов однофазного КЗ

В качестве примера приведен расчет однофазного КЗ, для электрической сети подключенной к СП1.

Для расчета токов однофазного КЗ будут использоваться данные, полученные в пункте 1.9.

мОм

Параметры трансформатора КТП№1 принимаются /6, с.241/:

Таблица 26 - Справочные данные трансформатора

Sтр, кВА	Uвн, кВ	Uнн, кВ	Потери активной мощности, ?Рк, кВт	Потери напряжения при КЗ, %
630	10.5	0,4	8,2	5,5

Определяется полное сопротивление трансформатора, мОм:

,(74)

мОм

Определяется активное сопротивление трансформатора, мОм:

,(75)

мОм

Определяется индуктивное сопротивление трансформатора, мОм:

,(76)

мОм

Параметры автоматического выключателя и шин КТП:

r_расц=0,1 мОм r_конт=0,15 мОм

х_ш.ктп=0,06мОм х_расц=0,08 мОм

r_ш.ктп=0,1 мОм r_QF=0.25

Определяются суммарные сопротивления относительно точки К1, мОм:

,(77)

мОм

,(78)

мОм

Определяется ток КЗ в точке К 1, кА:

,(79)

,(80)

 мОм

кА

Рассчитывается ток трехфазного КЗ, используя формулу (38) пункта 1.9, кА:

кА

Определяется полное сопротивление петли фаза - нуль при учете переходного сопротивления дуги в месте КЗ, точка К 1.

Параметры кабельной линии определяются из /6/:

Длина кабельной линии: L_кл1 - 0,1 км

Сопротивление: r_кл1 - 0,89 Ом/км, х_кл1 - 0,0637 Ом/км

Определяется сопротивление трубы, мОм:

,(81)

гдеl - длина трубы, м;

- удельная проводимость стали (обычно 10,2 м/(Ом^. мм²);

D_н - наружный диаметр трубы, мм;

D_в - внутренний диаметр трубы, мм.

мОм

Определяется сопротивление кабельной линии, Ом:

,(82)

Ом

,(83)

Ом

При расчете тока КЗ рассматривается наиболее тяжелый режим, то есть с учетом переходного сопротивления дуги в месте КЗ, металлическое КЗ рассматриваться не будет.

Определяются суммарные сопротивления элементов электрической цепи относительно точки К3, мОм:

,(84)

, (85)

мОм

мОм

,(86)

,(87)

мОм

Определяется полное сопротивление петли фаза - нуль, мОм:

мОм

Определяется ток однофазного КЗ, кА:

кА

Рассчитывается ток трехфазного КЗ, кА:

кА

Расчет токов однофазного КЗ электрической сети по остальным электроприемникам сводится в таблицы 27, 28.

Таблица 27 - Результаты расчета однофазного КЗ. Вариант 1

Наименование	Точка КЗ	R, мОм	X, мОм	Z, мОм	I(1),кА	I(3),кА
1	2	3	4	5	6	7
КТП№1
Шины КТП№1	К 1	10,967	63,73	64,67	3,33	3,57
	К 2	10,967	63,73	64,67	3,33	3,57
СП1	К 3	46,81	63,81	79,13	2,756	2,92
СП2	К 4	38,552	63,814	74,556	2,915	3,1
ШРА1	К 5	31,376	63,821	71,117	3,048	3,25
СП3	К 6	56,281	63,903	85,154	2,571	2,71
СП4	К 7	73,765	63,91	97,6	2,258	2,4
ШРА2	К 8	26,223	63,815	85,154	2,571	3,35
КТП№2
Шины КТП№2	К 1.2	10,967	63,714	64,65	3,33	3,57
	К 2.2	10,967	63,714	64,65	3,33	3,57
СП5	К 3.2	47,25	63,801	79,393	2,75	2,91
СП6	К 4.2	72,338	63,883	96,508	2,284	2,37
СП7	К 5.2	73,4	63,883	97,306	2,265	2,37
СП8	К 6.2	34,954	63,797	72,745	2,984	3,17
СП9	К 7.2	61,269	63,879	88,512	2,479	2,61
СП10	К 8.2	29,712	63,795	70,375	3,078	3,28
СП11	К 9.2	56,447	63,878	85,245	2,569	2,71
СП12	К 10.2	33,104	63,797	71,874	3,017	3,21
СП13	К 11.2	39,375	63,798	74,971	2,9	3,08
СП14	К 12.2	62,512	63,879	89,377	2,456	2,58
СП15	К 13.2	33,927	63,797	72,527	3,003	3,21
СП16	К 14.2	61,372	63,879	88,584	2,515	2,61
СП17	К 15.2	42,87	63,8	76,865	2,833	3
КТП№3
Шины КТП№3	К 1.3	18,15	74,221	76,49	2,8	3,02
Шины КТП№3	К 2.3	18,15	74,221	76,49	2,8	3,02
СП18	К 3.3	45,513	74,307	87,137	2,48	2,65
СП20	К 4.3	39,4	74,304	84,1	2,563	2,75
СП19	К 5.3	63,455	74,385	97,774	2,225	2,36
ШРА3	К 6.3	33,41	74,31	81,475	2,64	2,83
СП22	К 7.3	56,53	74,391	93,433	2,323	2,47
СП21	К 8.3	39,267	74,3	84,041	2,565	2,75

Таблица 28 - Результаты расчета однофазного КЗ. Вариант 2

Точка короткого замыкания	Активное сопротивление R, мОм	Индуктивное сопротивление X, мОм	Полное сопротивление Z, мОм	Ток КЗ I(1), кА	Ток КЗ I(3), кА
1	2	3	4	5	6
КТП№1
Шины КТП№1	К 1.1	10,967	63,73	64,67	3,33	3,57
	К 2.1	10,967	63,73	64,67	3,33	3,57
СП1	К 3.1	46,81	63,81	79,13	2,756	2,92
СП2	К 4.1	38,552	63,814	74,556	2,915	3,1
СП3	К 5.1	30,329	63,812	70,652	3,067	3,27
СП9	К 6.1	59,652	63,895	87,412	2,508	2,64
СП4	К 7.1	53,159	63,893	83,115	2,631	2,8
СП6	К 8.1	29,506	63,811	70,303	3,081	3,3
СП5	К 9.1	29,815	63,812	70,433	3,076	3,28
СП7	К 10.1	28,13	63,811	69,737	3,104	3,31
8СП8	К 11.1	32,59	63,812	71,653	3,026	3,22
СП10	К 12.1	69,853	63,898	94,67	2,325	2,44
КТП№2
Шины КТП№2	К 1.2	10,967	63,714	64,65	3,33	3,57
	К 2.2	10,967	63,714	64,65	3,33	3,57
СП11	К 3.2	47,25	63,801	79,393	2,75	2,91
СП12	К 4.2	72,338	63,883	96,508	2,284	2,37
СП13	К 5.2	73,4	63,883	97,306	2,265	2,37
СП14	К 6.2	34,954	63,797	72,745	2,984	3,17
СП15	К 7.2	61,269	63,879	88,512	2,479	2,61
СП16	К 8.2	29,712	63,795	70,375	3,078	3,28
СП17	К 9.2	56,447	63,878	85,245	2,569	2,71
СП18	К 10.2	33,104	63,797	71,874	3,017	3,21
СП19	К 11.2	39,375	63,798	74,971	2,9	3,1
СП20	К 12.2	62,512	63,879	89,377	2,456	2,58
СП21	К 13.2	33,927	63,797	72,527	3,003	3,21
СП22	К 14.2	61,372	63,879	88,584	2,515	2,61
СП23	К 15.2	42,87	63,8	76,865	2,833	3
КТП№3
Шины КТП№3	К 1.3	18,15	74,221	76,49	2,8	3,02
	К 2.3	18,15	74,221	76,49	2,8	3,02
СП24	К 3.3	45,513	74,307	87,137	2,48	2,65
СП26	К 4.3	39,4	74,304	84,1	2,563	2,75
СП25	К 5.3	63,455	74,385	97,774	2,225	2,36
СП27	К 6.3	38,334	74,302	83,608	2,577	2,76
СП29	К 7.3	39,267	74,303	84,041	2,565	2,75
СП30	К 8.3	38,503	74,303	83,687	2,575	2,76
СП28	К 9.3	65,248	74,385	98,947	2,201	2,33

1.12.3 Технико-экономическое сравнение вариантов схемы электроснабжения «Локомотивного депо»

Оптимальным решением электроснабжения является вариант, отвечающий техническим требованиям и имеющий наименьшие среднегодовые затраты.

Потери электроэнергии определяются по формуле, кВт:

, (88)

гдеI_расч - расчетный ток кабельной линии, А;

R_кл - активное сопротивление кабельной линии, Ом.

Т_г =8760 ч

Потери мощности в трансформаторе определяются по формуле, кВт:

,(89)

Где Р_тр - активная мощность трансформатора, кВт;

Q_кл - реактивная мощность трансформатора, кВар;

U_ном - номинальное напряжение линии, кВ;

R_тр - активное сопротивление трансформатора, Ом;

Т_р - время работы трансформатора принимается 8760 ч;

Потери электроэнергии в линии определяются по формуле, кВт•ч/год:

,(90)

Стоимость потерь электрической энергии определяется по выражению:

,(91)

гдеС₀ - средний тариф стоимости электроэнергии

Стоимость одного киловатта электроэнергии С₀ принимается равной 1,7 руб.кВт•ч, согласно одно ставочному тарифу для локомотивного депо

Расчет затрат на ремонтно-эксплуатационное обслуживание электрических сетей предприятия может определятся по укрупненным показателям:

,(92)

где - норма отчислений на ремонтно эксплуатационное обслуживание

К_эс - капитальные вложения в сооружение электрических сетей

Эксплуатационные издержки равны:

,(93)

Где И_ам - ежегодные амортизационные расходы

,(94)

Где Т_сл - срок службы соответствующего оборудования

Эксплуатационные ежегодные расходы состоят из затрат на ремонтно-эксплуатационное обслуживание, годовых амортизационных отчислений и возмещение затрат на передачу электроэнергии

,(95)

Где И_рэо - затраты на ремонтно-эксплуатационное обслуживание;

И_ам - амортизационные отчисления;

И_?W - затраты на потери электроэнергии.

,(96)

где- норма отчисления на ремонтно-эксплуатационное обслуживание

Эксплуатационные расходы (издержки), определяются по формулам:

Среднегодовые затраты определяются по формуле, руб/год:

,(97)

Где Е - ставка дисконтирования, 0,1;

К - капитальные вложения;

И_? - суммарные годовые издержки.

Первый вариант схемы низковольтного электроснабжения локомотивного депо.

Основные данные по оборудованию необходимые для расчета сводятся в таблицу 29, таблицу 30

Таблица 29 - Основные данные по кабельным линиям и распределительным шинопроводам и автоматическим выключателям

Наименование	F, Мм2	Длина кабеля, км	Стоимость, тыс.руб	Срок службы кабеля, лет	Нормы отчислений,%
					обслуживание и ремонт
1	2	3	4	5	6
АВВГ	3х16	0,205	3,07	24	4,6
АВВГ	3х35	0,238	7,97	24
АВВГ	3х50	0,253	11,82	24
АВВГ	3х70	0,161	10,51	24
АВВГ	3х95	0,124	11,49	24
АВВГ	3х120	0,095	10,87	24
АВВГ	3х185	0,047	8,03	24
ШРА (250А)	260х80	0,095	109,25	Свыше 30	4,2
ШРА (630А)	284х125	0,154	338,8	Свыше 30
ВА04-36 17шт	-	-	20,4	20	6
ВА51-39 9шт	-	-	12,6	20
Сумма	544,81	-

Таблица 30 - Основные данные по КТП

Наименование	Sтр, кВА	Стоимость трансформаторов, тыс.руб	Сок службы кабеля, лет	Нормы отчислений,%
				обслуживание и ремонт	ремонт
КТП№1	2х630	240,3	20	11,8
КТП№2	2х630	240,3	20
КТП№3	2х400	170,8	20
Сумма	651,4	-		-		-

Пользуясь данными таблиц и формулами приведенными выше, производится расчет первого варианта электрической сети.

Определяются потери электроэнергии в линии, кВт•ч:

тыс.кВт•ч

Определяются потери электроэнергии в трансформаторах, кВт•ч:

тыс.кВт•ч

Суммарные потери электроэнергии, кВт•ч:

тыс.кВт•ч

Определяются эксплуатационные расходы (издержки), необходимые для эксплуатации энергетического оборудования и сетей в течении одного года:

тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

тыс.руб.

тыс. руб.

Стоимость затрат на передачу электроэнергии

тыс. руб

Суммарные эксплуатационные издержки:

тыс. руб

Среднегодовые затраты определяются по формуле, руб/год:

тыс.руб.

Второй вариант схемы низковольтного электроснабжения «Локомотивного депо».

Основные данные по оборудованию необходимые для расчета сводятся в таблицу 31.

Таблица 31 - Основные данные по кабельным линиям и распределительным шинопроводам и автоматическим выключателям

Наименование	Сечение кабеля, Мм2	Длина кабеля, км	Стоимость, тыс.руб	Срок службы кабеля, лет	Нормы отчислений, %
					обслуживание и ремонт
АВВГ	3х16	0,27	4,05	24	4,6
АВВГ	3х25	0,0175	0,388	24
АВВГ	3х35	0,238	6,8	24
АВВГ	3х50	0,3	14,016	24
АВВГ	3х70	0,161	10,51	24
АВВГ	3х95	0,117	10,84	24
АВВГ	3х120	0,135	15,45	24
АВВГ	3х185	0,047	8,03	24
ВА04-36 27шт	-	-	32,4	20	6
ВА51-39 3шт	-	-	4,2	20
Сумма	106,684	-	-

Данные по трансформаторным подстанциям принимаются из расчета по первому варианту.

Пользуясь данными таблиц и формулами приведенными выше, производится расчет второго варианта электрической сети аналогично первому.

Среднегодовые затраты определяются по выражению, руб/год:

тыс.руб.

Анализ полученных расчетов показывает, что наиболее рациональным вариантом электроснабжения является вариант 2, имеющий меньшие капитальные затраты.

1.12.4 Выбор низковольтной коммутационной аппаратуры

Для защиты электрооборудования депо к установке принимаются предохранители и автоматические выключатели. Для защиты силовых пунктов производится выбор автоматических выключателей, который показан на примере СП 1, для остальных СП расчет аналогичен.

Для установки на отходящее присоединение к СП1 принимается автоматический выключатель серии ВА 04-36, с номинальным током расцепителя I_н.расц = 160 А.

Номинальный ток теплового расцепителя, защищающего от перегрузки, выбирается по расчетному току защищаемой линии, А:

, (98)

Ток срабатывания отсечки электромагнитного расцепителя проверяется по максимально кратковременному пиковому току, А:

,(99)

гдеI_пик - пиковый ток, А

к = 1,25

Ток пиковый рассчитывается при нормальной работе электроприемника по формуле:

,(100)

гдеi_п,max - наибольший из пусковых токов двигателей группы приемников, А;

I_р - расчетный ток группы приемников, А;

к_и,а - коэффициент использования, характерный для двигателя, имеющего наибольший пусковой ток;

i_ном,max - номинальный ток двигателя с наибольшим пусковым током, А.

Определяется пусковой ток двигателей подключенных к СП1:

,(101)

гдек_п - кратность пускового тока двигателя;

Р_ном - номинальная мощность электроприемника, кВт;

U - напряжение сети, В;

cos - коэффициент мощности двигателя;

- коэффициент полезной мощности двигателя.

А

Пиковый ток по остальным электроприемникам сводится в таблицу 32.

Таблица 32 - Результаты расчета пиковых токов электроприемников СП1

Наименование	№ электроприемника	Ток пиковый, А
СП1	1	139,71
	2	81,429
	3-8	274,58
	15	386,097
	16	60,032
	18	109,633
	22	320,086
	23	25,17
	24	42,243

Наибольший из пусковых токов из группы двигателей составляет, ток равный i_п15 = 386,097 А.

Пиковый ток группы двигателей равен, А:

А

Проверяется электромагнитный расцепитель по паспортным данным его тока срабатывания:

,(102)

А

Проверяется по условию:

,(103)

А

Условие соблюдается

Проверяется по согласованию теплового расцепителя с сечением кабеля:

,(104)

А

Условие соблюдается

Проверяется по чувствительности к току короткого замыкания:

,(105)

Ток однофазного КЗ принимается из таблицы 25.

Согласно /10, с.75/ зона регулирования при коротком замыкании с уставкой тока трогания (3 - 10)^.I_н, выключатель срабатывает без выдержки времени.

А

Условие соблюдается. При однофазном КЗ с учетом переходного сопротивления, катушка электромагнитного расцепителя с помощью привода отключит выключатель.

Выбор автоматических выключателей по остальным силовым пунктам сведем в таблицу 34.

Таблица 33 - Выбор и проверка автоматических выключателей

Место установки	Тип выключателя	Номинал. ток выключат. Iном. в., А	Номинальный ток расцепителя, Iном. расц., А	Ток пиковый двигателя, Iпик, А	Ток срабатывания электромагнитного расцепителя, Iср. эл., А
КТП№1-СП1	ВА 04-36	250	160	482,205	1600
КТП№1-СП2	ВА 04-36	250	200	1311,4	2000
КТП№1-СП3	ВА 04-36	250	50	125,5	500
СП3-СП9	ВА 04-36	250	80	378,6	800
КТП№1-СП5	ВА 04-36	250	160	196,67	1600
КТП№1-СП6	ВА 04-36	630	400	969,574	2500
СП6-СП4	ВА 04-36	40	20	97,24	200
КТП№1-СП7	ВА 04-36	400	320	969,284	3200
КТП№1-СП8	ВА 04-36	250	200	392,87	2000
СП8-СП10	ВА 04-36	80	50	123,216	500
КТП№2-СП11	ВА 04-36	400	320	1386,77	3200
СП11-СП12	ВА 04-36	250	160	218,39	1600
КТП№2-СП14	ВА 04-36	400	250	335,37	2500
СП14-СП13	ВА 04-36	400	250	1486,74	2500
КТП№2-СП16	ВА 04-36	400	250	585,26	2500
СП16-СП15	ВА 04-36	250	200	635,208	2000
КТП№2-СП18	ВА 04-36	250	160	347,013	1600
СП18-СП17	ВА 04-36	160	80	331,99	800
КТП№2-СП19	ВА 04-36	400	250	553,014	2500
СП19-СП20	ВА 04-36	80	63	184,137	630
КТП№2-СП21	ВА 04-36	400	320	1233,71	3200
СП21-СП22	ВА 04-36	250	200	648,43	2000
КТП№2-СП23	ВА 04-36	250	160	1044,728	1600
КТП№3-СП24	ВА 51-39	630	400	438,687	4000
КТП№3-СП26	ВА 51-39	630	500	621,4	5000
СП26-СП25	ВА 04-36	80	63	220,73	630
КТП№3-СП27	ВА 04-36	400	250	616,95	2500
КТП№3-СП29	ВА 04-36	160	100	275,91	100
КТП№3-СП30	ВА 51-39	630	400	752,75	4000
СП30-СП28	ВА 04-36	160	80	478,28	800

Для защиты электроприемников подключенных к СП производится выбор предохранителей. Предохранители выбираются по следующим условиям:

,(106)

гдеU_ном - номинальное напряжение предохранителя, В;

U_уст - установившееся напряжение сети, В;

I_пл.в - ток плавкой вставки, А;

I_ном - номинальный ток электроприемника, А;

I_{отк.ном} - номинальный ток отключения предохранителя, кА;

I_п.о. - периодическая составляющая тока КЗ, кА.

В качестве примера производится выбор предохранителя для одного электроприемника силового пункта СП1.Расчет по другим электроприемникам сводится в таблицу 35.

Для легких пусков предохранитель выбирается по условию:

,(107)

гдек_п - кратность пуска, принимается равной 5.

Для электроприемника №1 ток номинальный равен I_ном=27,94 А

А

Выбираем предохранитель серии ПН-2-100

Ток номинальный предохранителя I_ном.пр=100 А

Ток вставки I_в=60 А

60 А>27,94 А, условие соблюдается

60 А>55,88 А, условие соблюдается

Отключающий номинальный ток предохранителя принимается из справочных данных /6, с.252/, он равен I_{отк.ном}=11 кА

Ток КЗ принимается из таблицы 11.

11 кА > 2,756 кА

Предохранитель проверяется на согласование с сечением кабеля.

Выбирается кабель с сечением 4х2,5 мм². Ток длительно допустимый кабеля I_дл.доп = 29 А.

Согласование выбранной плавкой вставки с сечением кабеля проверяется по формуле:

,(108)

60 А<3•29=87 А, условие соблюдается

Проверяется по чувствительности к току короткого замыкания:

,(109)

2756 А>3•60=180 А, условие соблюдается, предохранитель выбран верно.

В таблице 34 приведены результаты выбора для остальных предохранителей.

Таблица 34 - Результаты выбора предохранителей

Номер на плане	Iном.эп, А	Марка предохранителя	Iпл.в, А	Марка _Абеля	F, мм2	Iдл.доп, А
1	2	3	4	5	6	7
1	27,94	ПН-2-100	60	АВВГ	4х2,5	29
2	16,47	НПН-60	40	АВВГ	4х2,5	29
3-14	9,04	НПН-60	20	АВВГ	4х2,5	29
15	78,07	ПН-2-250	200	АВВГ	3х10	70
16	12,3	НПН-60	25	АВВГ	4х2,5	29
18	22,44	НПН-60	45	АВВГ	4х2,5	29
19	13,58	НПН-60	35	АВВГ	4х2,5	29
20-21	12,3	НПН-60	25	АВВГ	4х2,5	29
22	63,3	ПН-2-250	150	АВВГ	3х10	70
23	5,22	НПН-60	15	АВВГ	4х2,5	29
24	8,55	НПН-60	20	АВВГ	4х2,5	29
25	220,99	ПН-2-600	500	АВВГ	3х70	210
27	15,12	НПН-60	35	АВВГ	4х2,5	29
28-29	6,96	НПН-60	15	АВВГ	4х2,5	29
31	22,44	ПН-2-100	45	АВВГ	4х2,5	29
32	6,96	НПН-60	15	АВВГ	4х2,5	29
33	20,15	ПН-2-100	50	АВВГ	4х2,5	29
34	5,22	НПН-60	15	АВВГ	4х2,5	29
36-37	4,93	НПН-15	10	АВВГ	4х2,5	29
38	6,96	НПН-60	15	АВВГ	4х2,5	29
40	13,58	НПН-60	35	АВВГ	4х2,5	29
41	4,93	НПН-15	10	АВВГ	4х2,5	29
42	3,71	НПН-15	10	АВВГ	4х2,5	29
44	9,28	НПН-60	20	АВВГ	4х2,5	29
45-46	5,22	НПН-60	15	АВВГ	4х2,5	29
47	11,13	НПН-60	25	АВВГ	4х2,5	29
48	6,43	НПН-60	15	АВВГ	4х2,5	29
49	14,39	НПН-60	15	АВВГ	4х2,5	29
50	76,76	ПН-2-100	80	АВВГ	3х10	70
52-53	158,54	ПН-2-400	350	АВВГ	3х35	140
54	16,37	НПН-60	35	АВВГ	4х2,5	29
55	12,3	НПН-60	25	АВВГ	4х2,5	29
57-58	153,16	ПН-2-400	350	АВВГ	3х50	175
60	13,58	НПН-60	35	АВВГ	4х2,5	29
61	6,96	НПН-60	15	АВВГ	4х2,5	29
63	12,35	НПН-60	25	АВВГ	4х2,5	29
64	27,94	ПН-2-100	60	АВВГ	4х2,5	29
65-69	32,02	ПН-2-100	80	АВВГ	4х2,5	29
70-71	43,16	ПН-2-250	100	АВВГ	3х6	46
72	21,82	ПН-2-100	50	АВВГ	4х2,5	29
73-74	62,59	ПН-2-250	150	АВВГ	3х10	70
75	43,16	ПН-2-250	100	АВВГ	3х6	46
76	32,02	ПН-2-100	80	АВВГ	4х2,5	29
77	16	НПН-60	35	АВВГ	4х2,5	29
78-79	16	НПН-60	35	АВВГ	4х2,5	29
80-81	16	НПН-60	35	АВВГ	4х2,5	29
82	5,03	НПН-60	15	АВВГ	4х2,5	29
85	32,327	ПН-2-100	80	АВВГ	4х2,5	29
86	13,9	НПН-60	35	АВВГ	4х2,5	29
87	77,05	ПН-2-250	200	АВВГ	3х10	70
88-91	20,15	НПН-60	45	АВВГ	4х2,5	29
92	220,99	ПН-2-400	250	АВВГ	3х70	210
93-94	9,04	НПН-60	20	АВВГ	4х2,5	29
95	5,03	НПН-60	15	АВВГ	4х2,5	29
96	3,69	НПН-15	10	АВВГ	4х2,5	29
97	12,3	НПН-60	25	АВВГ	4х2,5	29
98	6,86	НПН-60	15	АВВГ	4х2,5	29
100-101	23,73	ПН-2-100	50	АВВГ	4х2,5	29
102-103	78,04	ПН-2-250	200	АВВГ	3х10	70
104-107	9,043	НПН-60	20	АВВГ	4х2,5	29
108-110	44,64	НПН-60	45	АВВГ	3х4	38
113	99,48	ПН-2-250	200	АВВГ	3х10	70
114	220,99	ПН-2-400	250	АВВГ	3х70	210
115-122	20,15	НПН-60	45	АВВГ	4х2,5	29
123-126	9,043	НПН-60	20	АВВГ	4х2,5	29
129	27,94	ПН-2-100	60	АВВГ	4х2,5	29
130	22,44	НПН-60	45	АВВГ	4х2,5	29
131-132	13,38	НПН-60	35	АВВГ	4х2,5	29
133-136	20,15	НПН-60	45	АВВГ	4х2,5	29
137	373,99	ПН-2-600	400	АВВГ	3х150	335
138	490,8	ПН-2-600	500	АВВГ	2х(3х240)	465
139	4,93	НПН-15	10	АВВГ	4х2,5	29
140	12,05	НПН-60	25	АВВГ	4х2,5	29
141	31,65	ПН-2-100	80	АВВГ	3х4	38
142-143	6,94	НПН-60	15	АВВГ	4х2,5	29
144	16,372	НПН-60	35	АВВГ	4х2,5	29
145-146	16,372	НПН-60	35	АВВГ	4х2,5	29
149-150	99,48	ПН-2-250	200	АВВГ	3х10	70
151	13,38	НПН-60	35	АВВГ	4х2,5	29
152	27,94	ПН-2-100	60	АВВГ	4х2,5	29
153-158	9,043	НПН-60	20	АВВГ	4х2,5	29
159-160	92,89	ПН-2-250	200	АВВГ	3х16	90
161	39,84	ПН-2-100	80	АВВГ	3х4	38
162-169	20,15	НПН-60	45	АВВГ	4х2,5	29
170	6,19	НПН-60	15	АВВГ	4х2,5	29
171	57,13	ПН-2-250	120	АВВГ	3х10	70
172	32,02	ПН-2-100	80	АВВГ	3х4	38
173	16	НПН-60	35	АВВГ	4х2,5	29
175	22,44	НПН-60	45	АВВГ	4х2,5	29
176	44,64	НПН-60	45	АВВГ	3х6	46
177	5,03	НПН-60	15	АВВГ	4х2,5	29
179	22,44	НПН-60	45	АВВГ	4х2,5	29
180	93,5	ПН-2-250	100	АВВГ	3х16	90
182-183	27,94	ПН-2-100	60	АВВГ	4х2,5	29
184	9,28	НПН-60	20	АВВГ	4х2,5	29
185	4,93	НПН-15	10	АВВГ	4х2,5	29
186	9,26	НПН-60	20	АВВГ	4х2,5	29
187	70,12	ПН-2-100	80	АВВГ	3х10	70
189-190	16	НПН-60	35	АВВГ	4х2,5	29
191-193	9,26	НПН-60	20	АВВГ	4х2,5	29
194	12,05	НПН-60	25	АВВГ	4х2,5	29
195-196	16	НПН-60	35	АВВГ	4х2,5	29
197-198	16,372	НПН-60	35	АВВГ	4х2,5	29
200	27,94	ПН-2-100	60	АВВГ	4х2,5	29
201	70,12	ПН-2-250	150	АВВГ	3х10	70
202	207,92	ПН-2-600	500	АВВГ	3х50	175
203	9,26	НПН-60	20	АВВГ	4х2,5	29
204-205	20,37	НПН-60	45	АВВГ	4х2,5	29
206	31,65	ПН-2-100	80	АВВГ	4х2,5	29
207	16	НПН-60	35	АВВГ	4х2,5	29
208	9,26	НПН-60	20	АВВГ	4х2,5	29
209-210	6,94	НПН-60	15	АВВГ	4х2,5	29
214	192,64	ПН-2-600	400	АВВГ	3х50	175
215	23,73	ПН-2-100	50	АВВГ	4х2,5	29
216	9,26	НПН-60	20	АВВГ	4х2,5	29
218-221	5,03	НПН-60	15	АВВГ	4х2,5	29
222-225	6,94	НПН-60	15	АВВГ	4х2,5	29
226-229	12,3	НПН-60	25	АВВГ	4х2,5	29
230-231	21,82	НПН-60	45	АВВГ	4х2,5	29
232-233	47,47	ПН-2-250	100	АВВГ	3х4	38
234-235	73,85	ПН-2-250	150	АВВГ	3х10	70
236-240	12,3	НПН-60	25	АВВГ	4х2,5	29
241	15,28	НПН-60	35	АВВГ	4х2,5	29
242-243	93,91	ПН-2-250	200	АВВГ	3х10	70
ПУ1-СП1	54,24	ПН-2-250	120	АВВГ	3х10	70
ПУ2-СП2	54,24	ПН-2-250	120	АВВГ	3х10	70
ПУ3-СП8	37,03	ПН-2-100	80	АВВГ	3х4	38
ПУ4-СП11	80,6	ПН-2-250	200	АВВГ	3х10	70
ПУ5-СП11	18,08	НПН-60	45	АВВГ	2х2,5	29
ПУ6-СП13	80,6	ПН-2-250	200	АВВГ	3х10	70
ПУ7-СП14	80,6	ПН-2-250	200	АВВГ	3х10	70
ПУ8-СП14	36,172	ПН-2-100	80	АВВГ	4х2,5	29
ПУ9-СП15	18,086	НПН-60	45	АВВГ	2х2,5	29
ПУ10-СП16	18,086	НПН-60	45	АВВГ	2х2,5	29
ПУ11-СП29	18,086	НПН-60	45	АВВГ	2х2,5	29
ПУ12-СП30	80,6	ПН-2-250	200	АВВГ	3х10	70
ПУ13-СП30	80,6	ПН-2-250	200	АВВГ	3х10	70
ПУ14-СП30	36,172	ПН-2-100	80	АВВГ	4х2,5	29

1.12.5 Построение карты селективности

Для проверки правильности выбора автоматических выключателей и предохранителей строится карта селективности на примере одной цепочки последовательно присоединенных элементов.

Карта селективности строится в логарифмическом масштабе: по оси абсцисс откладываются токи - расчетные, пиковые и короткого замыкания, по оси ординат - времена продолжительности пиковых токов и время срабатывания защит по защитным характеристикам. Для расчета составляется схема с изображением элементов используемых при построении карты селективности, приведенная на рисунке 13