Условие (9.1) выполняется.

9.2 Выбор камер с выключателями нагрузки

Для РУ-10 кВ в ТП принимаем к установке камеры сборные одностороннего обслуживания типа КСО-293. В них монтируются выключатели нагрузки с предохранителями типа ВНА-10/630зп на присоединениях силовых трансформаторов и ВНА-10/630з на присоединениях отходящих линий.

Для линии 10 кВ по табл. 6.2 имеем максимальный расчётный ток:

Наибольшие расчётные токи трансформаторов не превышают 50 А, следовательно выбираем выключатели нагрузки с номинальным током:

Ток динамической стойкости выключателя:

Ток термической устойчивости для промежутка времени 1сек.: 10 кА.

При этом имеем:

.

9.3 Выбор выключателей

Проектом предусматриваем комплектацию РУ 10 кВ распределительного пункта стационарными камерами одностороннего обслуживания типа КСО с вакуумными выключателями типа ВВ/TEL:

- номинальное напряжение 10 кВ;

- номинальный ток 630 А;

- номинальный ток отключения 20 кА;

- ток динамической стойкости 51 кА;

- ток термической устойчивости для промежутка времени 4 сек. 20 кА;

- время отключение до погасания дуги не более 0.075 сек., tа = 0.075 сек.

При этом имеем:

.

10. УЧЁТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Учет расхода электроэнергии в гражданских зданиях осущетвляется в соответствии с требованиями ПУЭ, СН 297-73 и СП 31-110-2003.

Расчетные счетчики электроэнергии устанавливают в точках балансового разграничения с энергоснабжающей организацией: на ВРУ, ГРЩ и вводах низшего напряжения силовых трансформаторов ТП, в которых щит низшего напряжения обслуживается эксплуатационным персоналом абонента; на вводах в квартиры жилых домов.

Если от общего ввода осуществляется питание нескольких потребителей, обособленных в административно-хозяйственном отношении, допускается установка одного общего расчетного счетчика. В этом случае на вводе каждого потребителя ( субабонента ) устанавливают счетчик контрольного учета для расчетов с основным абонентом.

Электропотребители помещений общественного назначения, встроенных в жилые дома или пристроенные к ним, за расходуемую электроэнергию рассчитываются по счетчику, который устанавливают на вводе каждого помещения независимо от источника питания ( ТП, ВРУ жилого дома или ВРУ одного из потребителей ).

В жилых домах устанавливают один однофазный счетчик на каждую квартиру. В необходимых случаях допускается установка на квартиру одного трехфазного счетчика.

В последнее время широкое применение получили автоматизированные системы коммерческого учета энергоресурсов (АСКУЭ).

Оснащение жилых домов и общественных зданий АСКУЭ осуществляется по заданию на проектирование согласно требованиям СП-31-110-2003. Подключение вновь строящихся объектов к существующим сетям АСКУЭ осуществляется в соответствии с техническими условиями, выдаваемыми владельцем этих сетей.

АСКУЭ должна обеспечивать поквартирный и поценовой учет электроэнергии в многотарифном режиме, автоматизированный расчет потребления и возможность выписки электронных счетов абонентам для оплаты потребленной электроэнергии, внутриобъектовый баланс поступления и потребления электроэнергии с целью выявления очагов несанкционированного потребления, информирование потребителей о состоянии оплаты и потребления электроэнергии.

АСКУЭ должна позволять применять дифференцированные по зонам суток тарифы на электроэнергию, а также обеспечивать контроль переключения системы с тарифа на тариф с передачей указанной информации в диспетчерский пункт АСКУЭ со временем исполнения, как правило, до 5 минут.

АСКУЭ должна обеспечивать съем показаний в дискретном режиме, как правило, с интервалом от 5 минут и более для получения данных графиков нагрузки (суточных, месячных, годовых) и для определения максимального значения потребляемой мощности в определенный период.

11. РАСЧЁТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

11.1 Защита силовых трансформаторов

Согласно п. 3.2.58 [6] в случаях присоединения трансформаторов к линии без выключателя одним из мероприятий для отключения повреждений в трансформаторе является установка предохранителей на стороне высшего напряжения понижающего трансформатора.

Выбираем предохранители ПКТ, получившие наибольшее распространение.

Для предотвращения срабатывания предохранителей в нормальном режиме и при бросках тока намагничивания трансформатора плавкую вставку предохранителя выбирают с номинальным током [11].

(11.1)

где - номинальный ток трансформатора, А,

. (11.2)

В формуле (11.2) подставляем известные данные и получаем:

.

По формуле (11.1) получаем:

.

Выбираем предохранители ПКТ-103-10-80 с

По времятоковой характеристике, приведённой на рис. 5.2 [12], находим, что при токе время плавления вставки предохранителя составляет

11.2 Защита линий 10 кВ

Для защиты линий 10 кВ предусматриваем токовую отсечку и МТЗ (максимальная токовая защита) согласно пункта 3.2.93. [ 5 ]. Также предусматриваем защиту от замыкания на землю по пункту 3.2.96. [ 5 ].

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

, (11.3)

где Ik(3) - ток трехфазного КЗ в точке К10, кА.

Надежность отстройки от бросков тока намагничивания трансформаторов определим по формуле:

, (11.4)

где - суммарный ток трансформаторов, установленных на подстанциях, А.

Ток срабатывания реле определим по формуле:

, (11.5)

где kсх - коэффициент схемы;

kТ - коэффициент трансформации трансформатора тока.

Коэффициент чувствительности отсечки определим:

, (11.6)

где Ik(2) - ток двухфазного КЗ, кА.

Ток срабатывания МТЗ определим по формуле:

, (11.7)

где kн - коэффициент надежности;

kсзп - коэффициент самозапуска;

kв - коэффициент возврата;

Iраб.МАХ,W - максимальный рабочий ток, А.

Ток срабатывания реле и коэффициент чувствительности МТЗ определяется аналогично, как и для токовой отсечки по (11.5) и (11.6).

Защиту будем выполнять по однорелейной схеме. Схема соединений

ТТ - неполная звезда (kсх=1). Трансформатор тока выберем марки ТПЛМ-10 класса Р с kТ =500/5. Защиту будем строить на основе реле РТ - 40/10 с уставкой 5 А.

Рассчитаем параметры токовой отсечки.

(кА),

ток Ik2(3) из таблицы (табл. 7.3).

кА;

кА.

Уточняем ток срабатывания реле: Ic.р.=8 А, ток срабатывания отсечки тогда будет равен:

(А);

>2 ,

отсечка эффективна по [ 16 ].

Рассчитаем параметры МТЗ.

При выборе тока срабатывания МТЗ используется ток послеаварийного режима, например, обрыв на линии W4 (см. рис. 5.1).

В этом случае ток будет равен:

(см. табл. 6.1 дипломного проекта).

(А);

(А);

(А).

Уточняем ток срабатывания реле: Ic.р.=5 А, ток срабатывания МТЗ тогда будет равен:

(А);

основная зона: > 1,5 ;

зона резервирования: ,

то есть МТЗ эффективна по [ 16 ].

Ik3(2) из таблицы (табл. 7.3) для точки К4.

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

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

(11.8)

где - время срабатывания предохранителя при I = 573 А;

- ступень селективности.

Как указано в п. 11.1 дипломного проекта время плавления предохранителя при токе I = 573 А составляет 0.4 с, тогда время срабатывания МТЗ:

.

11.3 Расчет устройства автоматического включения резерва

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

«Сириус-В» выполняет следующие функции:

контролирует напряжения UAB, UBC на секции, напряжение до выключателя UВНР (схема нормального режима) и формирует команды управления выключателем ввода и секционным выключателем;

выполняет АВР без выдержки времени при срабатывании защит трансформатора;

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

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

1. Напряжение срабатывания защиты минимального действия:

. (11.9)

В.

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

. (11.10)

(В).

Время срабатывания АВР:

tАВР = tмтз.В.В + Дt . (11.11)

tАВР.ВН = 0,9 + 0,4 = 1,3 (с);

tАВР.НН = 1,1 + 0,4 = 1,5 (с).

11.4 Расчёт усройства АПВ линий W3, W4

Устроуство АПВ предусматривается для быстрого восстановления питания потребителей путём автоматического включения выключателей, отключённых устройством РЗА.

На линии W3, W4 устанавливаем устройство АПВ однократного действия типа РПВ - 58.

Время срабатывания устройства однократного АПВ первой линии обусловлено временем готовности привода выключателя, временем деионизации среды в месте повреждения, временем возврата реле защиты. Определяющим обычно является первое условие.

Из опыта эксплуатации следует, что для повышения успешности функционирования АПВ однократного действия рекомендуется брать с. Берем с. При такой выдержке времени до момента срабатывания АПВ линии успевают в большинстве случаев самоустраниться причины, вызвавшие неустойчивое КЗ, а также успевает произойти деионизация среды в месте КЗ.

Время автоматического возврата устройств АПВ, выполненных с помощью специальных реле серии РПВ, может не рассчитываться, т.к. оно определяется продолжительностью заряда конденсатора (с), которая надёжно обеспечивает однократность действия АПВ.

12. ПРОВЕРКА ПРОВОДНИКОВ ПО УСЛОВИЯМ СТОЙКОСТИ К ТОКАМ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

12.1 Проверка кабелей на напряжение 10 кВ

Согласно п. 1.4.17 [6] проверку на нагрев производим, исходя из КЗ в начале КЛ 10 кВ.

Согласно табл. 7.3 дипломного проекта принимаем .

Условие проверки:

(12.1)

где - минимально допустимое сечение кабеля по условию термической стойкости, ;

- выбранное расчётное сечение, принимаемое согласно п. 6.1 дипломного проекта, равным 150 .

(12.2)

где - выдержка времени срабатывания защиты с учётом времени отключения вакуумного выключателя до погашения дуги для ВВ/TEL-10 10;

- время затухания апериодической составляющей тока КЗ, определяется по табл. 7.3 дипломного проекта;

С - температурный коэффициент, учитывающий ограничение допустимой температуры нагрева жил кабеля, принимаемый для кабелей с изоляцией CПЭ напряжением 10 кВ, согласно табл. 1.15 [13] равным 95 .

По формуле (12.2) рассчитываем:

Выбранный кабель удовлетворяет условию термической стойкости.

12.2 Проверка сборных шин 10 кВ

Согласно п. 1.4.14 [6] усилия, действующие на жёсткие шины следует рассчитывать по наибольшему мгновенному значению тока трёхфазного КЗ.

По табл. 7.3 дипломного проекта принимаем .

Проверку производим исходя из требования:

, (12.3)

где - расчётное механическое напряжение, возникающее в материале шин при КЗ, ;

- допустимое напряжение для материала АД31Т, равное .

, (12.4)

где - максимальная сила, приходящаяся на единицу длины средней фазы при трёхфазном КЗ, Н/м;

- пролёт между опорными изоляторами, принимаемый 1.5-2.0м;

W - момент сопротивления шины, .

Определяем максимальную силу, приходящуюся на единицу длины средней фазы:

(12.5)

где а - расстояние между шинами, м;

- наибольшее мгновенное значение тока трёхфазного КЗ на шинах

10 кВ, принимаемое, как указано выше, по табл. 7.3 дипломного проекта.

По формуле (12.5) получаем:

.

Момент сопротивления шины зависит от формы сечения шин, их размеров и взаимного расположения. Для плоских шин, расположенных горизонтально:

, (12.6)

где b - толщина шины, м;

h - ширина шины, м.

.

Выбрав пролёт между опорными изоляторами 2 метра, получим напряжение в материале шин, по формуле (12.4):

.

Так как - то выбранные шины удовлетворяют требованиям динамической стойкости при КЗ.

13. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

13.1 Сметно-финансовый расчёт схемы электроснабжения

Действующими нормативными документами являются ТЕРм - 2001,

инструкции и указания по производству и приёмке СМР, в том числе по технике безопасности в строительстве.

На основании схемы электроснабжения разрабатывается смета-спецификация оборудования, содержащая список монтируемого оборудования и расходных материалов которые включаются в смету.

Стоимость работ в локальных сметах (расчетах) в составе сметной документации может рассчитываться в двух уровнях цен [1]:

1. В ценах базисного уровня, определяемых на основе действующих сметных норм и цен, установленных по состоянию на 01.01.2001 г. в редакции 2014 года.

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

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

, (13.1)

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

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

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

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

, (13.2)

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

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

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

Прямые затраты на строительно-монтажные работы включают:

, (13.3)

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

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

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

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

, (13.4)

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

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

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

Составление сметы затрат на строительно-монтажные работы.

Полная сметная стоимость строительно-монтажных работ является обоснованием необходимого объема инвестиций (капитальных вложений). Утвержденная смета является предельно-допустимой величиной инвестиций на весь период строительства.

Для расчетов используются ТЕРм 81-03-08-2001 и прайсы фирм-поставщиков электрооборудования и кабельной продукции.

Локальная смета на строительные и монтажные работы и стоимость оборудования приведена в приложении 14.

Согласно постановлению Правительства Вологодской области от 24.11.2014 № 1042 "О применении на территории Вологодской области Методики определения стоимости строительной продукции на территории Российской Федерации базисные индексы изменения сметной стоимости строительно-монтажных работ редакций 2009 и 2014 годов по видам строительства для Вологодской области на III квартал 2015 года (с учетом районного коэффициента и без учета НДС) по отношению к 2001 г. с учетом инфляции составляют:

- стоимость материалов = 5,81;

- заработная плата = 21,68;

- эксплуатация машин = 7,64.

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

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

Основные показатели в базисных, определяемые по смете, составляют:

- стоимость материалов Смат = 70814,1 руб.;

- стоимость монтажных работ Ссмр = 392261,11 руб.;

- стоимость эксплуатации машин Сэм = 253576,42 руб.;

- заработная плата рабочих Сзп = 68544,1 руб.;

- заработная плата машинистов Сзпм = 21227,47 руб.

Детальный пересчет сметы затрат в текущие цены.

Таблица 13 - Детальный пересчет сметы затрат в текущие цены.

№ п/п	Наименование показателя	Коэффи-циент, отн. ед.	Значение, руб.
1.	Монтажные работы в базисных ценах (01.01.2001 г.)
	в том числе:
	основная заработная плата		68544,1
	заработная плата машинистов		21227,47
	затраты по эксплуатации машин		253576,42
	строительные материалы		70814,1
2.	Пересчет стоимости монтажных работ в текущие цены
	Удорожание затрат на заработную плату	21,68	1946247,6
	Удорожание затрат по эксплуатации машин	7,64	1937323,8
	Удорожание строительных материалов	5,81	411429,92
	Всего прямых затрат в текущих ценах:		4295001,3
	Накладные расходы	0,95	1848935,2
	Сметная прибыль организации	0,65	1265060,8
	Всего затрат на монтажные работы в текущих ценах по смете:		7408997,3
3.	Стоимость оборудования по смете:
	Стоимость оборудования в текущих ценах		14283728
	Расчет дополнительных расходов на оборудование:
	расходы на запасные части	0,02	285674,56
	расходы на тару и упаковку	0,015	214255,92
	транспортные расходы	0,05	714186,4
	снабженческо-сбытовая наценка	0,05	714186,4
	заготовительно-складские расходы	0,012	171404,73
	расходы на комплектацию	0,008	114269,82
	Всего дополнительные расходы на оборудование:		2213977,83
	Всего расходы на оборудование в текущих ценах		16497705,83
4.	Стоимость материалов по смете:
	Оптовая цена на материалы в текущих ценах		8580237,51
	Расчет дополнительных расходов на материалы
	транспортные расходы	0,05	429011,87
	расходы на тару и упаковку	0,015	128703,56
	заготовительно-складские расходы	0,012	109655,43
	Всего дополнительные расходы на материалы:		667370,86
	Всего расходы на материалы в текущих ценах		9247608,3
5.	Лимитированные и прочие затраты в текущих ценах:
	Затраты на временные здания и сооружения	0,039	117301,13
	Затраты на подвижной характер работы	0,15	109853,46
	Затраты на перевозку крупногабаритных грузов	0,0003	902,32
	Затраты на добровольное страхование	0,03	90231,64
	Затраты на НИОКР	0,015	388075,3
	Затраты на премирование за ввод в эксплуатацию	0,025	75193,04
	Затраты на охрану объектов строительства	0,013	39100,38
	Сумма лимитированных и прочих затрат		820657,27
	Авторский надзор	0,002	59147,39
	Непредвиденные расходы и затраты	0,03	887210,78
	Всего лимитированных и прочих затрат в текущих ценах:		1767015,44
6.	Полная стоимость электромонтажных работ в текущих ценах:		34921325

13.2 Расчёт эффективности инвестиционных вложений

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

Количество инвестиций (по смете) в нашем случае составляет 34921325 руб. Это те средства, которые необходимо окупить. Окупаться проект будет за счет амортизационных отчислений и части прибыли.

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

Прибыль организации идет от реализации электроэнергии потребителям.

Определим стоимость реализуемой в течение одного года электроэнергии.

Для одноставочного тарифа:

, руб, (13.5)

где = 3,83 руб/кВт•ч плата за потреблённую электроэнергию;

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

, кВт·ч, (13.6)

где - суммарная мощность 12-ти силовых трансформаторов (МВ·А);

t - количество часов.

(кВт·ч).

Тогда стоимость электроэнергии, реализуемой в течение одного года:

(руб).

Прибыль определяется как:

(13.7)

где Пр% - прибыль в % отношении 10%;

Пр - прибыль от использования электроэнергии.

Пр = 164868631,2 ? 0,1 = 16486863,12 (руб.)

А - амортизационные отчисления (6% от стоимости материалов и оборудования - 25 745 313 · 0,06 = 1 544,7 (тыс. рублей)).

Необходимо определить показатели оценки целесообразности инвестирования:

-- чистый дисконтированный доход по инвестиционному проекту;

-- чистая приведенная стоимость финансового вложения;

-- индекс рентабельности проекта предприятия.

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

Чистый доход предприятия = Чистый доход от реализации + Сумма амортизации.

Чистый доход (ЧД) предприятия за год = 16 486,8 + 1 544,7 = 18 031,5 (тыс.руб.).

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

Б. Определим чистый дисконтированный доход (ЧДД).

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

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

В 2015 году инфляция в России достигла 16% в годовом выражении, по заявлению министерства финансов.

Чистый дисконтированный доход определяется как:

i - порядковый номер года.

Определим ЧДД по годам за 15 лет:

ЧДД = 15544,4 + 13400,3 + 11552 + 9958,6 + 8585 + 7400,9 + 6380 + + 5500 + 4741,4 + 4087,4 + 3523,6 + 3037,6 + 2618,6 + 2257,4 + 1946 = = 100533,8 (руб.).

В. Определим величину дисконтированной суммы инвестиций в проект.

,

i - порядковый номер года.

Определим ДСИ по годам за 15 лет:

ДСИ=10623 + 9157,9 + 7894,8 + 6805,9 + 5867,1 + 5057,9 + 4360 + 3758,8 + + 3240,4 + 2793,4 + 2408,1 + 2075,9 + 1789,6 + 1542,8 + 1329,9 = 68706,34 (руб.).

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

ЧПС=ЧДД-ДСИ

ЧПС = 100533,8 - 68706,34 = 31827,46 (руб.).

Положительное значение ЧПС говорит о том, что проект эффективен, так как в каждый год доход превышает дисконтированный объем инвестиций.

Д. Определим индекс рентабельности или индекс прибыльности инвестиционного проекта.

ИР = ЧДД / ДСИ

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

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной выпускной квалификационной работе выполнен расчет электроснабжения микрорайона города. Расчет производился на основе генерального плана застройки города.

В ходе расчета по удельным электрическим нагрузкам определены электрические нагрузки на вводах в жилые и общественно-административные здания, электрические нагрузки наружного освещения и с учетом коэффициентов участия в максимуме нагрузки - электрическая нагрузка микрорайона в целом.

В зависимости от категории электроснабжения потребителей микрорайона приняли двухтрансформаторные ТП. По электрической нагрузке микрорайона, расчетным путем было определено, что для электроснабжения данного микрорайона необходимо шесть ТП 10/0,4 кВ. С учетом допустимого коэффициента перегрузки трансформаторов, объекты электроснабжения распределены между принятыми ТП. Графо-аналитическим методом определили наивыгоднейшее месторасположение ТП - в центре электрических нагрузок, относительно которого с учетом архитектурных соображений и требований пожарной безопасности, выбрано действительное местоположение ТП.

Распределительная сеть напряжением 10 кВ выполнена по петлевой схеме, сеть напряжением 0,4 кВ выполнена по радиальной схеме.

Для питания трансформаторных подстанций выбраны кабельные линии, состоящие из двух кабелей типа АПвП сечением 70…150 мм2, прокладываемых в земле, с последующей их проверкой по допустимой температуре нагрева кабелей в нормальном и послеаварийном режиме работы и проверкой по допустимой потере напряжения. При расчете сетей для защиты кабельных линий выбраны предохранители серии ПКТ 103-10-80-20УЗ с последующей проверкой надежности их срабатывания.

Конструкция ТП 10/0,4 кВ принята типа К-42-630М5. ТП комплектуется камерами серии КСО-293 на стороне напряжения 10 кВ. Щит НН комплектуется из панелей заводского изготовления серии ЩО-70.

В организационно-экономической части определил сметную стоимость электрооборудования и схемы электроснабжения проектируемого микрорайона в ценах 2015 года, рассчитал эффективность инвестиционных вложений в объект проектирования.

Все расчеты в выпускной квалификационной работе проводились на основе нормативно-технической документации.

Список использованных источников

1. Блок, В.М. Электрические сети и системы /В.М. Блок: учебное пособие для студентов электротехнических вузов. - М.: Высшая школа, 1986.- 430с.

2. Князевский, Б.А., Электроснабжение промышленных предприятий. / Б.А. Князевский, Б.Ю. Липкин: учебник для вузов. - М.: Высшая школа, 1986. - 391с.

3. Киреева, Э.А. Автоматизация и экономика электроэнергетики в системах промышленного электроснабжения /Б.А. Киреева, Т. Юнес, М. Айюби: справочные материалы и примеры расчетов. - М: Энергоатомиздат, 1998. - 320с.

4. Коновалова, Л.Л. Электроснабжение промышленных предприятий и установок /Л.Л. Коновалова, Л.Д. Рожкова: учеб. пособие для техникумов. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 528 с.

5. Можаева, С.В. Экономика энергетического производства: учеб. пособие для вузов. /С.В. Можаева. - СПб., Лань, 2003. - 208с.

6. Микропроцессорные реле защиты. Новые перспективы или новые проблемы.// Новости электроснабжения. - 2006. №1. - С.24-37.

7. Методические указания по курсовому проектированию /сост. Л.П. Летунова, В.А. Воробьёв. - Вологда: ВоГТУ, 2003. - 52 с.

8. Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации электроустановок. - М., НЦ ЭНАС, 2003. - 192с.

9. Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций: Справочный материал для курсового и дипломного проектирования /Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков: учеб. пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.2.

10. Производство и распределение электрической энергии: Электротехнический справочник /В. Г. Герасимова, П. Г. Грудинского, И. Н. Орлова и др.: под ред. И. Н. Орлова. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 880 с.

11. Правила устройства электроустановок: все действующие разделы ПУЭ-6 и ПУЭ 7, с изм. и доп. по состоянию на 15 августа 2005г. - Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2005.- 854 с.

12. Постников, Н.П. Монтаж электрооборудования промышленных предприятий /Н.П. Постников и др. - Л., Стройиздат, 1991 - 159 с.

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

14. Самсонов, В.С. Экономика предприятий энергетического комплекса: учеб. для вузов /В.С. Самсонов, М.А. Вяткин. - М.: Высш. шк., 2001. - 416с.

15. Справочник по проектированию электрических сетей. /под ред. Д.Л. Файбисовича. - М., НЦ ЭНАС, 2006. - 320с.

16. Справочник электромонтажника. /Ю.Д. Сибикин. - М., Академия, 2003. - 336с.

17. Справочник по проектированию электроснабжения /под ред. Барыбина - М.: Энергоатомиздат, 1990.- 579 с.

18. Тульчин, И.К. Электрические сети и электрооборудование жилых и общественных зданий / И.К. Тульчин, Г.И. Нудлер. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 480 с.

19. Федоров, А.А. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий /А.А. Федоров, Л.Е. Старкова: учебное пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1987.-368с.

20. Чернобровов Н.В. Релейная защита /Н.В. Чернобровов: учеб. пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1998. -799с.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

(обязательное)

Перечень электропотребителей микрорайона

Таблица 1 - Данные электропотребителей микрорайона

Наименование электропри ёмников	Обозна- чение по плану	Этаж-ность	Количество	Наим. встроенного ком. предп.	Колич-ествен-ный показа-тель	Уд.нагр кВт/м2 кВт/мес	Кате-горийность
			Квар-тир	Лиф-тов
Жилой дом	1	10	78	2				2
Жилой дом	2	10	80	2				2
Жилой дом	3	10	200	5				2
Жилой дом	4	5	60					2
Жилой дом	5	5	60					3
Жилой дом	6	5	60					3
Жилой дом	7	5	69					3
Жилой дом	8	5	60					3
Жилой дом	9	10	160	4				2
Жилой дом	10	10	78	2				2
Жилой дом	11	12	48	2				2
Жилой дом	12	10	78	2				2
Жилой дом	13	12	120	2				2
Жилой дом	14	10	117	3	!!!!			2
Жилой дом	15	10	120	3				2
Жилой дом	16	10	80	2				2
Жилой дом	17	5	60					3
Жилой дом	18	10	160	4				2
Жилой дом	19	10	120	3				2
Жилой дом	20	5	60					3
Жилой дом	21	12	48	2				2
Жилой дом	22	10	78	2				2
Жилой дом	23	5	80					2
Жилой дом	24	10	200	5	Сберкасса	250	0,14	2
Жилой дом	25	10	70	2				2
Жилой дом	26	12	83	2				2
Жилой дом	27	10	64	2				2
Жилой дом	28	12	83	2	Проект.бюро	300	0,043	2
Жилой дом	29	9	144	4				2
Жилой дом	30	5	60					3
Жилой дом	31	12	83	2				2
Жилой дом	32	12	83	2	Ателье	15	1,5	2
Жилой дом	33	10	200	5				2
Жилой дом	34	9	81	2				2
Ясли-сад	35					320	0,46	2
Жилой дом	36	5	80		Прод. Маг.	200	0,23	3
Жилой дом	37	5	69					3
Жилой дом	38	10	100	4				2
Жилой дом	39	5	80					3
Жилой дом	40	5	80		Автозапчаст.	200	0,14	3
Жилой дом	41	5	60					3
Жилой дом	42	5	80				.!!!!!!	3
Лицей	43	3				1250	0,17	2
Жилой дом	44	5	69					3
Жилой дом	45	5	69					3
Жилой дом	46	10	160	4				2
Жилой дом	47	9	180	5				2
Жилой дом	48	5	69		Строй.мат.	150	0,14	3
Жилой дом	49	5	78					3
Жилой дом	50	5	69		Кафе	60	1,04	2
Жилой дом	51	5	60					3
Жилой дом	52	5	60					3
Жилой дом	53	5	48					3
Жилой дом	54	5	48					3

Примечание - при построении схемы питания жилых домов 9-12 этажей необходимо учитывать, что лифты, эвакуационное и аварийное освещение, огни светового ограждения, пожарные насосы, системы подпора воздуха, дымоудаления, пожарной сигнализации и оповещения о пожаре являются электроприемниками первой категории по надежности электроснабжения. Для таких зданий применяются двухлучевые схемы с АВР на вводах, к силовым вводам присоединяются и противопожарные устройства, огни светового ограждения, эвакуационное и аварийное освещение.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

(обязательное)

Результаты расчетов силовых нагрузок

Таблица 2 - Результаты расчета электрических нагрузок зданий

Наименование Объекта	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.
Обозначение по генплану	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
	0.2	0.2	0.2	0.29	0.29	0.29	0.29	0.29	0.2	0.2	0.2	0.2
	1.17	1.17	1.17						1.17	1.17	1.17	1.17
, кВт.	1.83	1.8	1.36	1.05	1.05	1.05	1.05	1.05	1.416	1.83	2.4	1.83
, кВт.	142.7	144	272	63	63	63	69.3	63	210	142.7	115.2	142.7
, кВ•А.	145.6	146.9	277.5	65.62	65.62	65.62	72.23	65.62	214.3	145.6	117.5	145.6
	0.8	0.8	0.7						0.7	0.8	0.9	0.8
, кВт.	8.0	8.0	17.5						14.0	8.0	9.0	8.0
, кВ•А.	12.31	12.31	26.9						21.54	12.31	13.85	12.31
	0.9	0.9	0.9						0.9	0.9	0.9	0.9
, кВт.	149.9	151.2	287.7	63	63	63	69.34	63	222.6	149.9	123.3	149.9
, кВ•А.	156.7	158	301.7	65.62	65.62	65.62	72.23	65.62	233.7	156.7	130	156.7
Наименование встроенного коммунального предприятия			.
, кВт.
, кВт.
, кВ•А.
, (зд).
, кВт	149.9	151.2	287.7	63	63	63	69.34	63	222.6	149.9	123.3	149.9
, кВ•А.	156.7	158	301.7	65.62	65.62	65.62	72.23	65.62	233.7	156.7	130	156.7
Наименование Объекта	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.
Обозначение по генплану	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
	0.2	0.2	0.2	0.2	0.29	0.2	0.2	0.29	0.2	0.2	0.29	0.29
	1.17	1.17	1.17	1.17		1.17	1.17		1.17	1.17		1.17
, кВт.	2.4	1.476	1.472	1.8	1.05	1.416	1.472	1.05	2.4	1.83	0.95	1.36
, кВт.	115.2	172.6	176.6	144	63	226.6	176.6	63	115.2	142.7	76	272
, кВ•А.	117.5	176.2	180.2	146.9	65.62	231.1	180.2	65.62	117.5	145.6	79.17	283.3
	0.9	0.8	0.8	0.8		0.7	0.8		0.9	0.8		0.7
, кВт.	9.0	12.0	12	8.0		14.0	12		9.0	8.0		17.5
, кВ•А.	13.85	18.46	18.46	12.31		21.54	18.46		13.85	12.31		26.92
	0.9	0.9	0.9	0.9		0.9	0.9		0.9	0.9		0.9
, кВт.	123.3	183.4	187.4	151.2	63	239.1	187.4	63	123.3	149.9	76	287.8
, кВ•А.	130	192.8	196.8	158	65.62	250.5	196.8	65.62	130	156.7	79.17	307.5
Наименование встроенного коммунального предприятия												Сбер касса
, кВт.												0.043 кВт м2
												0,48
, кВт.												10,75
, кВ•А.												11,94
, (зд).												0,4
, кВт	123.3	183.4	187.4	151.2	63	239.1	187.4	63	123.3	149.9	76	292
, кВ•А.	130	192.8	196.8	158	65.62	250.5	196.8	65.62	130	156.7	79.17	312,3
Наименован. объекта	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Дет. сад	Жил. дом.
Обозначение по генплану	25	26	27	28	29	30	31	32	33	34	35	36
	0.2	0.2	0.2	0.2	0,29	0.29	0.2	0.2	0,2	0,29	0,29	0,29
	1.17	1.17	1.17	1.17	1,17		1.17	1.17	1,17	1,17
, кВт.	1.85	1.755	2.04	1.77	0,815	1.05	1.755	1.472	1,36	0,945		0,95
, кВт.	129.5	145.6	130.5	145.1	117,3	63	145.6	176.6	272	76,55		76
, кВ•А.	132.1	148.6	133.2	148.1	122,2	65.62	148.6	180.2	277,5	78,11		79,17
	0.8	0.9	0.8	0.9	0,7		0.9	0.8	0,7	0,8
, кВт.	8.0	9.0	8.0	9.0	14		9.0	12.0	17,5	8,0
, кВ•А.	12.31	13.85	12.31	13.85	21,54		13.85	18.46	26,92	12,31
	0.9	0.9	0.9	0.9	0,9		0.9	0.9	0,9	0,9
, кВт.	136.7	153.7	137.7	153.2	129,9	63	153.7	187.4	287,7	83,75		76
,кВ•А.	140.2	161.1	144.3	160.6	141,6	65.62	161.1	196.8	301,7	89,19		79,17
Наименование встроенного коммунального предприятия				Про-ект бюро				Па- рик- мах.				Прод маг
, кВт.				0.043 кВт м2				1.5 кВт место			0,46 кВт мест	0.23 кВт м2
				0,48				0,25			0,33	0,7
, кВт.				12,9				22,5			147,2	46,0
, кВ•А.				14,3				23,2			163,5	56,1
, (зд).				0,6				0,8			0,4	0,8
, кВт	136.7	153.7	137.7	161	129,9	63	153.7	205,4	287,7	83,75	58,9	112,8
, кВ•А.	140.2	161.1	144.3	169,2	141,6	65.62	161.1	215,4	301,7	89,19	65,4	124,1
Наименование объекта	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Ли- цей	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.
Обозначение по генплану	37	38	39	40	41	42	43	44	45	46	47	48
	0.29	0.2	0,29	0,29	0,29	0,29		0,29	0.29	0,2	0,29	0.29
		1.17								1,17	1,17
, кВт.	1.005	1,416	0,95	0,95	1,05	0,95		1,005	1,2	1,416	0,786	1,005
, кВт.	69,3	210	76	76	63	76		69,34	48	226,6	141,5	69,34
, кВ•А.	72,23	214,3	79,17	79,17	65,62	79,17		72,23	50	231,2	147,4	72,23
		0,7								0,7	0,7
, кВт.		14								14,0	17,5
, кВ•А.		21,54								21,54	26,92
		0,9								0,9	0,9
, кВт.	69,3	222,6	76	76	63	76		69,34	48	239,2	157,2	69,34
,кВ•А.	72,23	233,7	79,17	79,17	65,62	79,17		72,23	50	250,6	171,6	72,23
Наименование встроенного коммунального предприятия				Пром Това- ры			Ли-цей					Прод това- ры
, кВт.				0.14 кВт м2			0.25 кВт Учащ					0.23 кВт м2
				0,43			0,38					0,7
, кВт.				28			312,5					34,5
, кВ•А.				30,43			328,9					42,07
, (зд).				0,8			0,4					0,8
, кВт	69,3	222,6	76	98,4	63,0	76	125	69,34	48	239,2	157,2	96,95
, кВ•А.	72,23	233,7	79,17	103,5	65,62	79,17	131,5	72,23	50	250,6	171,6	105,8

Окончание приложения 2

Наименование объекта	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.	Жил. дом.
Обозначение по плану	49	50	51	52	53	54
	0,29	0.29	0,29	0.29	0,29	0,29
, кВт.	0,96	1.005	1,005	1,005	1,005	1,005
, кВт.	74,88	69,34	69,34	69,34	69,34	69,34
, кВ•А.	78	72,23	72,23	72,23	72,23	72,23
, кВт.
, кВ•А.
, кВт.	74,88	69,34	69,34	69,34	69,34	69,34
,кВ•А.	78	72,23	72,23	72,23	72,23	72,23
Наименование встроенного коммунального предприятия		Кафе
, кВт.		1,04
		0,33
, кВт.		62,4
, кВ•А.		69,33
, (зд.).		0,6
, кВт	74,88	106,78	69,34	69,34	69,34	69,34
, кВ•А.	78	113,83	72,23	72,23	72,23	72,23

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

(справочное)

Расположение светильников

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

(обязательное)

Данные для расчёта УЦН

Таблица 4 - Данные для расчёта УЦН

Источник Питания	Обозначение по плану	кВ•А	Координата по оси Х	Координата по оси У
ТП1	31	153.7	385	204
	26	153.7	376	63
	28	160.9	347	137
	27	137.7	320	35
	32	205.4	336	236
	30	63.12	491	196
	25	136.7	414	41
	29	129.9	433	120
ТП2	37	69.3	267	214
	35	65.4	217	114
	33	287.7	222	41
	38	222.6	196	189
	39	76	179	240
	34	83.75	71	68
	36	112.8	72	133
	41	63	179	322
	40	98.4	69	285
	42	76	66	446
ТП3	48	96.95	259	351
	49	78	174	392
	51	72.23	166	447
	50	113.83	248	451
	52	72.23	166	482
	47	157.2	339	554
	43	131.5	372	418
	46	250.6	457	554
	44	72.23	457	486
	45	50	530	505
	23	79.17	620	509
ТП4	24	312.3	611	543
	22	156.7	778	478
	20	65.62	620	451
	18	250.5	551	416
	31	161.1	388	206
	19	196.8	659	408
	17	65.62	605	300
ТП5	14	192.8	779	359
	16	158	674	354
	15	196.8	667	268
	13	130	782	302
	12	156.7	782	248
	11	130	790	176
	10	156.7	760	141
ТП6	9	233.7	528	273
	1	156.7	759	92
	7	72.23	679	192
	2	158	674	126
	4	65.62	622	108
	8	65.62	605	209
	3	301.7	558	41
	5	65.62	558	109
	6	65.62	484	99

ПРИЛОЖЕНИЕ 5

(обязательное)

Результаты расчёта нагрузок для ТП 10/0.4 кВ

Таблица 5 - Результаты расчёта нагрузок для ТП 10/0.4 кВ

ИП	Питаю-щий тр-ор	кВ•А	Обозн. по ген план.	кВт	квар	кВ•А	А	кВт	квар	кВ•А	А	о.е.	кВт	квар	кВ•А
ТП1	Т1	630	31	153.77	48.3	161.10	244.77	527.21	164.25	552.14	838.9	0.88	1092,9	345,51	1146,4
			28	160.98	51.9	169.14	256.99
			27	155.76	47.59	162.85	247.44
			30	56.7	16.46	59.04	89.7
	Т2	630	26	153.77	48.3	161.10	244.77	561.2	178.5	589.0	894.9	0.93
			27	153.77	48.3	161.10	244.77
			25	136.7	31.22	140.22	213.04
			29	116.96	50.68	127.47	193.67
ТП2	Т1	630	35	13.5	6.3	14.9	22.64	531.55	182.84	563.1	855.54	0.89	1055.6	352.4	1114.2
			33	287.75	90.95	301.78	458.5
			39	68.4	19.95	71.25	108.25
			36	105.2	49.18	116.13	176.44
			41	56.7	16.46	59.04	89.7
	Т2	630	37	62.41	18.2	65.01	98.77	519.59	166.81	545.33	829.3	0.87
			38	222.6	71.17	233.7	355.07
			34	75.38	27.59	80.27	121.96
			40	90.8	29.9	95.59	145.24
			42	68.4	19.95	71.25	108.25
ТП3	Т1	630	48	90.01	40.4	98.66	149.9	524.48	168.39	570.16	881.46	0.905	1084.1	363.9	1145.1
			51	62.41	18.2	65.01	98.77
			47	141.53	61.89	154.47	234.69
			43	125.0	41.09	131.58	199.92
			44	62.41	18.2	65.01	98.77
			45	43.2	12.6	45.0	68.37
	Т2	630	49	67.39	19.65	70.2	106.66	555.17	178.33	556.36	845.3	0.88
			50	94.77	28.93	99.087	150.55
			52	85.41	25.06	89.01	135.24
			46	239.2	74.68	250.58	380.73
			23	68.4	20.06	71.28	108.3
ТП4	Т1	630	24	263.28	99.78	281.55	427.77	526.6	178.33	589.0	556.36	0.88	1080.9	357.2	1139
			22	149.94	45.63	156.73	238.13
			20	56.7	16.46	59.04	89.7
			17	56.7	16.46	59.04	89.7
	Т2	630	18	239.16	74.75	250.57	380.7	549.9	176.14	577.44	877.33	0.917
			21	123.3	41.26	130.02	197.54
			19	187.44	60.13	196.85	299.08
ТП5	Т1	630	14	183.49	59.29	192.83	292.97	522.13	165.34	547.7	832.1	0.87	1073.1	341.9	1126.4
			16	151.2	45.92	158.09	240.09
			15	187.44	60.13	196.85	299.08
	Т2	630	13	123.3	41.26	130.02	197.54	546.5	173.78	573.5	871.3	0.91
			12	149.94	45.63	156.73	238.13
			11	123.3	41.26	130.02	197.54
			10	149.94	45.63	156.73	238.13
ТП6	Т1	630	9	222.6	71.17	233.7	355.07	542.6	166.18	567.6	862.3	0.9	1076.4	404.4	1156.6
			1	149.94	45.63	156.73	238.13
			8	56.7	16.46	59.04	89.7
			5	56.7	16.46	59.04	89.7
			6	56.7	16.46	59.04	89.7
	Т2	630	7	62.41	18.2	65.01	98.77	529.3	235.5	583.9	887.1	0.91
			2	151.2	45.92	158.01	240.09
			4	56.7	16.46	59.04	89.7
			3	258.98	154.92	301.78	458.5

ПРИЛОЖЕНИЕ 6

(обязательное)

ПРИЛОЖЕНИЕ 7

(обязательное)

Выбор силовых кабелей сети 0.4 кВ для ТП1

Таблица 7 - Выбор силовых кабелей сети 0.4 кВ для ТП1

Транс- форма- тор	Обозн. на плане	, кВ•А	, А		Кабель	, А		, Ом/км	, Ом/км	, км
											В	%
T1	31	161.105	244.77	0.8	4Ч150	308.2	0.98/0.2	0.208	0.0596	0.14	12.81	3.37
	28	169.145	256.99	0.9	4Ч150	308.2	0.98/0.2	0.208	0.0596	0.09	8.644	2.27
	28а	14.3	21.73	0.9	4Ч25	115	0.9/0.44	3.12	0.073	0.015	1.603	0.42
	21	162.859	247.44	0.9	4Ч150	308.2	0.98/0.2	0.208	0.0596	0.17	14.72	3.87
	21а	23.2	35.25	0.9	4Ч25	115	0.97/0.24	3.12	0.073	0.02	3.717	0.98
	30	65.625	99.71	0.9	4Ч150	308.2	0.98/0.2	0.208	0.0596	0.200	7.45	1.96
T2	26	161.105	244.77	0.9	4Ч150	308.2	0.98/0.2	0.208	0.0596	0.055	5.031	1.32
	32	161.105	244.77	0.8	4Ч150	308.2	0.98/0.2	0.208	0.0596	0.200	14.82	3.9
	25	140.22	213.04	0.9	4Ч120	271.4	0.98/0.2	0.261	0.0602	0.120	11.86	3.12
	29	141.636	215.19	0.9	4Ч120	271.4	0.98/0.2	0.261	0.0602	0.065	6.49	1.71

Примечание - потери напряжения на ВРУ коммунального предприятия рассчитаны с учётом потерь напряжения в силовом кабеле; питающим дом, в котором находится данное предприятие.

ПРИЛОЖЕНИЕ 8

(обязательное)

Выбор сечения кабелей сети наружного освещения

Таблица 8 - Выбор сечения кабелей сети наружного освещения

Назначение проводника	Кол-во светиль-ников	, кВ•А	, А	Число и сечение жил,	, А	, Ом/км	, Ом/км	, км		, В	, В
КЛ на панель диспетчерского управления уличным освещением	27	5.241	7.96	4Ч4	24.84	7.81	0.095	0.005	0.92/0.39	0.495	-
КЛ вывода питания на ВЛ-0.4 кВ наружного освещения с шин 0.4 кВ	27	5.241	7.96	4Ч25	115	7.81	0.095	0.015	0.92/0.39	1.486	218.02

Примечание - - расчётное фазное напряжение в месте соединения кабеля с СИП ВЛ - 0.4 кВ уличного освещения (на первой опоре).

ПРИЛОЖЕНИЕ 9

(обязательное)

Расчёт фазы В на участке КЛ - 1 светильник

Таблица 9 - Расчёт фазы В на участке КЛ - 1 светильник

Участок фазного провода	Фаза А	Фаза В	Фаза С
КЛ - 1светильник	, кВ•А.	-	1.61	1.61
	, А.	-	7.32	7.32
	, км.	-	0.033	0.066
	ДU, В.	-	0.408	0.817
1-2 свет-к	, кВ•А.	1.43	1.43	1.43
	, А.	6.52	6.52	6.52
	, км.	0.099	0.099	0.099
	ДU, В.	1.09	1.09	1.09
2-3 свет-к	, кВ•А.	1.26	1.26	1.26
	, А.	5.71	5.71	5.71
	, км.	0.099	0.099	0.099
	ДU, В.	0.956	0.956	0.956
3-4 свет-к	, кВ•А.	1.08	1.08	1.08
	, А.	4.89	4.89	4.89
	, км.	0.099	0.099	0.099
	ДU, В.	0.819	0.819	0.819
4-5 свет-к	, кВ•А.	0.897	0.897	0.897
	, А.	4.08	4.08	4.08
	, км.	0.099	0.099	0.099
	ДU, В.	0.683	0.683	0.683
5-6 свет-к	, кВ•А.	0.72	0.72	0.72
	, А.	3.26	3.26	3.26
	, км.	0.099	0.099	0.099
	ДU, В.	0.546	0.546	0.546
6-7 свет-к	, кВ•А.	0.538	0.538	0.538
	, А.	2.45	2.45	2.45
	, км.	0.099	0.099	0.099
	ДU, В.	0.41	0.41	0.41
7-8 свет-к	, кВ•А.	0.359	0.359	0.359
	, А.	1.63	1.63	1.63
	, км.	0.099	0.099	0.099
	ДU, В.	0.273	0.273	0.273
8-9 свет-к	, кВ•А.	0.18	0.18	0.18
	, А.	0.82	0.82	0.82
	, км.	0.099	0.099	0.099
	ДU, В.	0.137	0.137	0.137
	Сечение провода	СИП2А3*25	СИП2А3*25	СИП2А3*25
	, А.	105	105	105
	R0, Ом/км.	1.838	1.838	1.838
	cosц	0.92	0.92	0.92
	ДU?, В.	4.914	4.914	4.914
	ДU?, %.	2.23	2.23	2.23

ПРИЛОЖЕНИЕ 10

(обязательное)

ПРИЛОЖЕНИЕ 11

ПРИЛОЖЕНИЕ 12

(обязательное)

Результаты расчёта тока КЗ на шинах ВРУ

Таблица 12 - Результаты расчёта тока КЗ на шинах ВРУ

Обозначение на плане	, мОм	, мОм	, кА	, мОм	, кА		, кА	, кА	, мОм	, кА
31	32.18	22.694	5.865	4.37	5.37	1.01	7.67	4.65	67.2	2.75
28	21.78	19.714	7.86	3.26	7.25	1.03	10.56	6.28	43.2	3.85
28а	68.58	20.809	3.22	3.18	3.09	1.0	4.37	2.68	154.35	1.35
27	38.2	24.482	5.07	5.049	4.63	1.0	6.55	4.01	81.6	2.35
27а	100.82	25.942	2.22	4.61	2.13	1.0	3.012	1.84	229.8	0.94
30	44.66	26.27	4.46	5.74	4.06	1.0	5.74	3.52	96.0	2.05
26	14.5	17.628	10.12	2.53	9.42	1.07	14.25	8.16	26.4	5.34
32	44.66	26.27	4.46	5.74	4.06	1.0	5.74	3.52	96.0	2.05
25	34.38	21.574	5.69	4.50	5.19	1.0	7.34	4.498	74.4	2.53
29	20.025	18.263	8.52	3.004	7.89	1.04	11.56	6.81	40.3	4.04

ПРИЛОЖЕНИЕ 13

(обязательное)

Результаты выбора панелей ЩО-70 для ТП1

Таблица 13 - Результаты выбора панелей ЩО-70 для ТП1

Обозначение питаемого здания на плане	Тип предохранителя	Назначение панели	Тип панели
26	ПН2-250	Линейная (1 секция)	ЩО-70-1-02 У3
32	ПН2-250
25	ПН2-250
29	ПН2-250
		ввод №1 (1 секция)	ЩО-70-2-45 У3
31	ПН2-250	Линейная (1 секция)	ЩО-70-1-03 У3
28	ПН2-400
27	ПН2-400
30	ПН2-250
		секционная	ЩО-70-1-71 У3
31	ПН2-250	Линейная (2 секция)	ЩО-70-1-03 У3
28	ПН2-400
27	ПН2-400
30	ПН2-250
		ввод №2 (2 секция)	ЩО-70-2-45 У3
26	ПН2-250	Линейная (2 секция)	ЩО-70-1-02 У3
32	ПН2-250
25	ПН2-250
29	ПН2-250
		Диспетчерское управление уличным освещением	ЩО-70-1-91 У3

Размещено на Allbest.ru