Перв. примен.
Справ. №
Подп. и дата
Взам. инв № Инв. № дубл.
Подп. и дата
Электроснабжение населенного пункта
467068
Инв. № подл.
Изм. Лист
№ докум.
Разраб.
Пров.
Тур E.A.
Н.
контр.
Утв.
Подп.
Дата
Пояснительная
записка
Лит.
Лист
Листов
3
39
Санкт-Петербургский
государственный аграрный
университет
1. Исходные данные
2. Расчет электрических нагрузок потребителей
населенного пункта
3. Определение количества ТП 10/0,4 и их месторасположения
4. Проектирование сети 0,38 кВ
4.1. Определение сечений проводов и кабелей отходящих линий.
Расчет потерь напряжения и мощности сети 0,38 кВ
4.2. Проверка сети 0,38кВ по условиям пуска и устойчивой
работы электродвигателя
5. Проектирование сети 10 кВ. Определение сечений проводов и кабелей
отходящих линий сети 10 кВ. Расчет потерь напряжения и мощности сети
10 кВ.
6. Определение отклонений напряжения у потребителей
7. Расчет токов короткого замыкания в сетях 10 и 0,38 кВ
8. Защита сетей 0,38 и 10 кВ
8.1. Сеть 0,38 кВ
8.2. Сеть 10 кВ
9. Выбор и проверка основного оборудования КТП
10. Заземление подстанции
11. Технико-экономические показатели проекта
11.1. Технический расчёт
11.2. Экономический расчёт
12. Список используемой литературы
5
7
9
10
14
16
18
19
24
27
29
32
34
36
39
Инв. № подл.
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
Содержание:
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
Лист
4
1. Исходные данные
Задача данного курсового проекта является спроектировать систему
электроснабжения населенного пункта (сеть 0,38 кВ и 10 кВ), в котором
расположены: 10 производственных (общественных) и 10 коммунально-бытовых
потребителей.
Таблица 1.1
Расположение потребителей в населённом пункте
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
В2
В3
Г1
Г2
Г3
Г4
Д2
Д4
Е1
Е3
11.
Ж5
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
19.
20.
И4
И3
К2
И2
Б6
В5
Г6
А9
Б8
1
6(2-7)
Инв. № подл.
Данные о жилых домах
Количество квартир в жилом доме
4
12
2(8;9)
1(10)
40
1(1)
Таблица 1.3
Сельский жилой дом (квартира) с плитой на газе, жидком или твердом топливе
Дневная нагрузка
Вечерняя нагрузка
Рд
Qд
Pв
Qв
кВт
квар
кВт
квар
0,3
0,15
1,0
0,4
Таблица 1.4
Данные центра питания
Наименование параметра
Величина параметра
1. Отклонение напряжения при +5
максимальной нагрузке, %
2. Отклонение напряжения при +0
минимальной нагрузке, %
3. Номинальное напряжение,
10
кВ
4. Мощность к.з. МВА
55
5. Длина ЛЭП, км
14
6. Номер схемы
6
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
Таблица 1.2
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
Лист
5
Таблица 1.5
Расположение нагрузок ТП и расчетные нагрузки питания линии
ТП1
ТП2
ТП3
ТП4
Sдн Sвеч Sдн Sвеч Sдн Sвеч Sдн Sвеч
по
150 120 140 150 80
160
расчету
Таблица 1.6
Данные о производственных потребителей
№
потр.
11
17
18
19
20
QД,
квар
РВ,
кВт
QВ,
квар
Свинарник – маточник на 50 маток
без механизации процессов
Кормоцех для свинофермы
Дробилка кормов ДБ-5-1
Овощехранилище на 500т
Материально-технический склад
2
-
2
-
26
40
5
3
23
35
3
2
10
2
1
7
-
Столовая с эл. водонагревателем
20
6
10
6
Школа 140 учащихся
Поликлиника
Административное здание
Баня на 5 мест
14
15
7
3
7
8
3
2
20
30
3
3
10
20
2
Мощно
сть
элдвиг.
22
40
-
Данные о грунте (шестой знак шифра)
1  170 Омм,  2  80 Омм, h = 1,15 м
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
12
13
14
15
16
Данные потребителя
РД,
кВт
Инв. № подл.
Подп. и дата
Схема распределительной сети:
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
Лист
6
2. Расчет электрических нагрузок
Инв. № подл.
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
Суммирование нагрузок однородной группы потребителей (нагрузки которых
отличаются не более чем в 4 раза) производится методом коэффициента
одновременности, учитывающего вероятность включения нагрузки в максимум
потребления электроэнергии:
Активная мощность:
(2.1)
Р расч.  N  Р1  К 0 ,
Реактивная мощность:
Q расч.  N  Q1  К 0 ,
(2.2)
Полная мощность:
S расч  P расч 2 Q расч 2 ,
(2.3)
где Р1, Q1 – мощности соответственно активной и реактивной нагрузок, кВт, квар;
N – количество квартир, шт; Ко – коэффициент одновременности, о. е. (для данного
количества потребителей по табл.П.Б.1. Приложения Б м/п).
Пример расчета:
Одноквартирный дом, Ко=1:
РД =10,31=0,3 кВт; QД =10,151= 0,15 квар;
РВ = 111=1,0 кВт; QВ =10,41= 0,4 квар.
Четырехквартирный дом, Ко=0,66:
РД =40,30,64=0,77 кВт; QД = 0,38 квар;
РВ = 2,56 кВт; QВ = 1 квар.
двенадцатиквартирный дом, Ко=0,42:
РД =1,51 кВт; QД =0,76 квар;
РВ =9,12 кВт; QВ =3,65 квар.
Сорокаквартирный дом, Ко=0,27:
Рд =400,30,27=3,24 кВт; Qд =400,150,27=1,62 квар;
Рв=401,00,27=10,8 кВт; Qв=400,40,27=4,32 квар.
𝑠𝑝𝑎𝑐 = √0,32 + 0,152 = 0,96 кВА.
Суммирование нагрузок неоднородной группы потребителей (нагрузки
которых отличаются более чем в 4 раза) производится методом добавки
мощностей:
P  Pб  Pдоб ,
(2.4)
Q  Qб  Qдоб ,
(2.5)
где Рб, Qб – соответственно активная и реактивная большая мощность, кВт, квар;
Рдоб, Qдоб – соответственно добавки по активной и реактивной меньших
мощностей (из табл.П.Б.2 м/п), кВт, квар.
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
Лист
7
Просуммировав методом добавок мощностей полные мощности дневного и
вечернего режимов потребления электроэнергии потребителями населенного
пункта, определяем расчетный (максимальный) режим потребления
электроэнергии, который и будет использоваться при дальнейшем определении
количества источников питания.
Пример расчета:
∑𝑆д = 13,1 + ∆0,96 ∙ 6 + ∆0,74 ∙ 2 + ∆2,28 + ∆2 + ∆42 + ∆53,1 + ∆5,8 + ∆3,6 +
∆20,9 + ∆15,6 + ∆17 + ∆7,6 + ∆3,6 = 193,8 кВА;
∑𝑆в = 11,6 + ∆1,1 ∙ 6 + ∆2,75 ∙ 2 + ∆9,85 + ∆2 + ∆12,2 + ∆2 + ∆1 + ∆11,7 +
∆22,36 + ∆36 + ∆3 + ∆3,6 = 127,4 кВА;
Результаты расчетов сведены в таблицу 2.1.
Таблица 2.1.
Расчет нагрузок потребителей населенного пункта
Инв. № подл.
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
№
потреби
теля
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Объекты
40-квар. дом
1-квартирный дом
1-квартирный дом
1-квартирный дом
1-квартирный дом
1-квартирный дом
1-квартирный дом
4-квар. дом
4-квар. дом
12-квар. дом
Свинарник
Кормоцех
Дробилка кормов
Овощехранилище
Склад
Столовая
Школа
Поликлиника
Администрация
Баня
Мощность
Кол-во двигателя,
кВт
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
22
1
40
1
1
1
1
1
1
1
-
Дневная нагрузка
Вечерняя нагрузка
Pд,
кВт
Qд,
квар
Sд,
кВА
Pв,
кВт
Qв,
квар
Sв,
кВА
3,24
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,77
0,77
1,51
2
26
40
5
3
20
14
15
7
3
1,62
0,15
0,15
0,15
0,15
0,15
0,15
0,38
0,38
0,76
33
35
3
2
6
7
8
3
2
Итого
3,6
0,33
0,33
0,33
0,33
0,33
0,33
0,86
0,86
1,7
2
42
53,1
5,8
3,6
21
15,6
17
7,6
3,6
180,4
10,8
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
2,56
2,56
9,12
2
10
2
1
10
20
30
3
3
4,32
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
1
1
3,65
7
6
10
20
2
11,6
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
2,7
2,7
9,8
2
12,2
2
1
11,7
22,3
36
3
3,6
127,4
Вывод: в дневное время расход электроэнергии больше, следовательно, будем
проводить расчеты именно по ней.
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
Лист
8
3.Определение количества КТП 10/0,4кВ и их месторасположения
План сети 0,38 кВ представлен на чертеже 1.
Для протяженного населенного пункта число трансформаторных подстанций
определяется по формуле:
N  0,25 
LS
,
U %
(3.1)
где S – расчетная мощность, кВА; S=193,8 кВА; L – длина населенного пункта L
=0,45 км; U% – допустимые потери напряжения в ВЛ 0,38кВ, примем равным 7
%.
N  0,25 
180,4  0,45
 0,85
7
примем количество трансформаторных подстанций равное 1.
Все потребители населенного пункта будут снабжаться от одного источника
питания – КТП 2.
Определение координат месторасположения трансформаторной подстанции
производим по дневному максимуму нагрузки:
xi  S i
,
S д
y  S
Y i i,
S д
X
(3.3)
0 ∙ 7,6 + 1 ∙ (3,6 + 21) + 2 ∙ (15,6 + 0,33 + 2,6) + 3 ∙ (17 + 0,33 ∙ 4)
+
180,4
4 ∙ (0,86 + 0,33) + 5 ∙ (1,7 + 0,86) + 6 ∙ 2 + 7 ∙ (42 + 53,1 + 5,8) + 8 ∙ 5,8
+
=
180,4
=5
1 ∙ (0,33 + 0,86) + 2 ∙ (3,6 + 0,33 ∙ 2 + 3,6 + 5,8) + 3 ∙ (0,33 ∙ 2 + 1,7 + 53,1)
𝑌=
+
180,4
4 ∙ (0,33 + 0,86 + 42) + 5 ∙ (15,6 + 2) + 6 ∙ (21 + 17) + 8 ∙ 3,6 + 9 ∙ 7,6
+
180,4
= 4,4
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
Инв. № подл.
(3.2)
𝑋=
Координаты КТП 2: X=5; Y=4,4 (в условных единицах).
На плане населенного пункта указывается место установки КТП2 и
корректируется по удобству дальнейшей эксплуатации сети 0,38 кВ.
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
Лист
9
4. Проектирование сети 0,38кВ
Трансформаторная подстанция расположена в центре питания в жилой и
производственной зоне. Тип трансформаторной подстанции – КТП 10/0,4. Для
подключения потребителей подстанции предусмотрены три отходящие линии.
Потребители населенного пункта будут получать электроэнергию по трем
ВЛЭП 0,38 кВ, построенным вдоль сельских дорог шириной до 5 метров на
расстоянии 1,5-2 метра от них. Расстояние между соседними опорами и на
ответвлениях к потребителям в соответствии с требованиями ПУЭ (по
механической прочности проводов) должно быть  35 метров.
Инв. № подл.
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
4.1. Определение сечений проводов и кабелей отходящих линий.
Расчет потерь напряжения и мощности сети 0,38 кВ
Любая
спроектированная
система
электроснабжения
должна
характеризоваться оптимальными технико-экономическими показателями, т.е.:
– должна быть надежной, т.е. обеспечивать минимальные перерывы
электроснабжения для снижения материальных затрат;
– должна обеспечивать качество электроэнергии, при котором допустимые
отклонения напряжения (5%) обеспечат нормальный режим работы
электроприемников;
– должна быть экономичной, т.е. обеспечивать минимальную себестоимость
передачи электроэнергии.
Для этого необходимо провести электрический расчет спроектированных
сетей 0,38 кВ, который сводится к определению сечения проводников ВЛЭП 0,38
кВ.
Сечения проводников выбираются по экономическому критерию –
интервалам экономических нагрузок, т.е. по эквивалентной мощности S э :
(4.1)
Sэ  К Д  S р ,
где Кд – коэффициент динамики роста нагрузки, Кд=0,7-0,8; S р – полная мощность
участка сети по (2.3), кВА (суммарные нагрузки на участках сети определяются
методом добавки мощностей).
Потери напряжения на участке сети:
P  Rуч  Q  Xуч
(4.2)
U % 
 100 % ,
U2
где P, Q – соответственно активная и реактивная нагрузка на участке сети, кВт;
Rуч, Хуч – соответственно активное и реактивное сопротивление сети, мОм:
Rуч = rо  L;
(4.3)
Xуч = хо  L,
(4.4)
0
где rо – удельное электрическое сопротивление постоянному току при 20 С по
табл.П.Б.12 м/п, мОм/м; хо – индуктивное сопротивление(мОм/м) провода при
диаметре или сечении, мм или мм2 ; L – длина линии, м.
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
Лист
10
Расчетный ток на участке сети:
Iр 
Sр
3  U ном
Потери мощности на участке сети:
Р  I р2  Rуч ,
Например, участок 10-14п:
Р=30+10=30+6=36 кВт,
Q=20+6=20+3,6=23,6 квар,
S р  36 2  23,6 2  43 кВА,
Sэ=430,75=30,1 кВА,
Rуч=0,30893=28,64 мОм,
Хуч=0,3393 = 26,04 мОм,
U % 
30  28,64  23,6  26,04
 100  1,39 ,
0,38 2
.
I
(4.5)
(4.6)
43
3  0,38
 65,48кА ,
Р  65,482  28,64  10 6  0,123 кВт.
Инв. № подл.
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
Данные расчетов сведены в таблицах 4.1, 4.2, 4.3.
Рисунок 4.1. Расчетная схема 1 линии от КТП4
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
Лист
11
Таблица 4.1
Определение сечения проводов и потерь напряжения на линии №1
Участок
Р, кВА
Q, квар
S, кВА
Sэ,кВА
Iр, А
Потери
Длина,м
Марка и
1’ - 4
120
33,9
12,6
36,2
27,1
7,93
4А95
38,4
9,84
0,98736
0,2232
0,0024
4-5уч
35
14
7
15,7
11,7
3,43
4А95
11,2
2,87
0,1225
0,2373
0,0001
5-17п
20
14
7
15,7
11,7
3,43
4А35
17,36
1,74
0,17675
0,3719
0,0002
4-18п
10
15
8
17
12,8
3,73
4А35
8,68
0,87
0,09499
0,4429
0,0001
4-8уч
75
25,4
8,4
26,8
20,1
5,87
4А95
24
6,15
0,45794
0,4936
0,0008
8-9уч
30
20
6
20,9
15,7
4,58
4А95
9,6
2,46
0,14319
0,5503
0,0002
9-16п
20
20
6
20,9
15,7
4,58
4А35
17,36
1,74
0,24767
0,5568
0,0004
8-12уч
95
8,8
4,2
9,8
7,3
2,14
4А95
30,4
7,79
0,20792
0,7199
0,0001
3,6
2,7
0,79
4А16
47,75
2
0,10197
0,7227
0,00003
19,2
4,92
0,1033
0,8334
0,0001
57,3
2,4
0,28276
0,8423
Р=
0,0002
Р*3=
0,0139
сечение
проводов
25
3
2
60
7
3
7,6
5,7
1,67
4А95
14-19п
30
7
3
7,6
5,7
1,67
4А16
X,
мОм
U%на
уч
U%от
ТП
Р, кВт
0,0046
Инв. № подл.
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
12-20п
12-14уч
R,
мОм
Рисунок 4.2. Расчетная схема 2 линии от КТП4
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
Лист
12
Таблица 4.2.
Iр
5,5
0,8
5
1,5
1,5
4
0,3
3,8
0,3
3,5
0,3
3,2
3,2
0,6
0,3
0,4
0,3
0,3
0,3
0,3
Sэ,кВА
Р, кВА
30
13
22
35
25
33
16
33
7
24
22
16
28
38
8
20
30
24
17
14
S, кВА
Длина,м
14'-14уч
14-8п
14-15уч
15-17уч
17-10п
15-19уч
19-6п
19-21уч
21-5п
21-22уч
22-2п
22-23уч
23-1п
22-25уч
25-4п
25-26уч
26-27уч
27-3п
26-28уч
28-7п
Q, квар
Участок
Определение сечения проводов и потерь напряжения на Л2 от КТП2
Марка и
Потери
R,
X,
сечение
U%от
мОм
мОм U%на уч
ТП
проводов
3
4А16
6,26 4,39
9,5
57,3
2,4
0,22323 0,22323
0,4
4А16
0,89 0,63
1,4
24,83
1,04
0,01404 0,23728
2,6
4А16
5,64 3,94
8,6
42,02
1,76
0,14867 0,38595
0,8
4А16
1,7
1,19
2,6
66,85
2,8
0,07099 0,45694
0,8
4А16
1,7
1,19
2,6
47,75
2
0,05071 0,50765
2,1
4А16
4,52 3,16
6,9
63,03
2,64
0,17844 0,68609
0,15 0,34 0,23
4А16
0,5
30,56
1,28
0,00648 0,69257
2
4А16
4,29 3,01
6,5
63,03
2,64
0,16952 0,86209
0,15 0,34 0,23
4А16
0,5
13,37
0,56
0,00284 0,86493
1,8
4А16
3,94 2,76
6,0
45,84
1,92
0,1135
0,97843
0,15 0,34 0,23
4А16
0,5
42,02
1,76
0,00891 0,98734
1,6
4А16
3,58
2,5
5,4
30,56
1,28
0,06914 1,05649
1,6
4А16
3,58
2,5
5,4
53,48
2,24
0,121
1,17748
0,4
4А16
0,72
0,5
1,1
72,58
3,04
0,031
1,20848
0,15 0,34 0,23
4А16
0,5
15,28
0,64
0,00324 1,21172
0,2
4А16
0,45 0,31
0,7
38,2
1,6
0,0108
1,22253
0,15 0,34 0,23
4А16
0,5
57,3
2,4
0,01215 1,23468
0,15 0,34 0,23
4А16
0,5
45,84
1,92
0,00972
1,2444
0,15 0,34 0,23
4А16
0,5
32,47
1,36
0,00689 1,25129
0,15 0,34 0,23
4А16
0,5
26,74
1,12
0,00567 1,25696
Р=
Р*3=
Р, кВт
0,0052
0,000046
0,0031
0,0004
0,0003
0,0030
0,000008
0,0027
0,000003
0,0016
0,000011
0,0009
0,0016
0,0001
0,000004
0,000018
0,000015
0,000012
0,000008
0,000007
0,02
0,06
Инв. № подл.
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
Определение сечения проводов и потерь напряжения на линии №2
Рисунок 4.3. Расчетная схема 3 линии от КТП4
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
Лист
13
Таблица № 4.3.
Инв. № подл.
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
Iр, А
57,1
2
2
56,9
26
26
40,5
40
0,8
0,8
6,8
3
5
5
Sэ,кВА
25
66
10
65
38
15
38
25
95
22
33
10
33
11
S, кВА
Р, кВА
29'-29уч
29-31уч
31-11п
29-33уч
33-35уч
35-12п
33-36уч
36-13п
36-39уч
39-9п
36-40уч
40-15п
40-41уч
41-14п
Q, квар
Участок
Длина,м
Определение сечения проводов и потерь напряжения на линии №3
56,1
0
0
56,1
33
33
35,3
35
0,4
0,4
4,2
2
3
3
80
56
121,8
2
1,4
3,0
2
1,4
3,0
79,9
55,9
121,5
42
29,4
63,9
42
29,4
63,9
53,7
37,6
81,7
53,2
37,2
80,8
0,89
0,63
1,4
0,89
0,63
1,4
7,99
5,59
12,2
3,61
2,52
5,5
5,83
4,08
8,9
5,83
4,08
8,9
Марка и
сечение
проводов
4А95
4А16
4А16
4А95
4А50
4А50
4А95
4А95
4А16
4А16
4А16
4А16
4А16
4А16
Потери
R,
мОм
X,
мОм
8
U%на
уч
U%от
ТП
Р, кВт
2,05
0,39599
126,06
5,28
0,1746
19,1
0,8
0,02645
20,8
5,33
1,02668
24,358
3,23
0,51239
9,615
1,275
0,20226
12,16
3,116
0,41723
8
2,05
0,2713
181,45
7,6
0,10263
42,02
1,76
0,02377
63,03
2,64
0,3045
19,1
0,8
0,04079
63,03
2,64
0,22373
21,01
0,88
0,07458
0,3960
0,5706
0,5970
1,4227
1,9351
2,1373
1,8399
2,1112
1,9425
1,9663
2,1444
2,1852
2,3681
2,4427
Р=
Р*3=
0,1186
0,0012
0,0002
0,3073
0,0995
0,0393
0,0812
0,0523
0,0003
0,0001
0,0093
0,0006
0,0050
0,0017
0,7164
2,1492
Определение полной расчетной мощности для КТП №4: из таблиц 4.1, 4.2 и 4.3
берут самую большую полную мощность: это 80 кВА (линия 3) и добавляют
надбавку по мощности для наименьших мощностей линий 1 и 2 – это 2,4 кВА и
0,3 кВА и линии уличного освещения S у.о 
Р л  N 0,22  42

 10,8 кВА:
cos 
0,85
Sрасч.тп=80+3,6+0,34+10,8=94,7 кВА.
Окончательно выбирают КТП №4 - шкафного типа, с номинальной
мощностью 100 кВА, со схемой соединения Y/YN (звезда/звезда с нейтральным
проводом).
4.2. Проверка сети 0,38 кВ по условиям пуска и устойчивой работы
электродвигателя
На линии №3 КТП4 находится двигатель серии 4А200М2У3: потребитель №13
(дробилка кормов ДБ-5-1).
Данные двигателя:
Р =40 кВт;  =0,9; соs = 0,89; М*Т =0,1; i п =7,5; М*п =1,4; М*С = 0,6.
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
Лист
14
1. Для успешного пуска двигателя необходимо выполнить следующие
условия:
М*пдф ≥(1,3….1,4) М*Т ,
(4.10)
*
где М пдф – фактический пусковой момент, который создаётся на двигателе в
момент пуска, о.е.; М*Т – момент трогания рабочей машины (табл. П.Б.16м/п), о.е.
М*пдф= М*п(U*дф)2 ,
(4.11)
*
*
где М п – кратность пускового момента, о.е.; U дф – фактическое напряжение,
который создается на зажимах двигателя во время пуска, о.е.
3( R cos   X  sin  )
 Iп ,
U*дф  1 
(4.12)
U ном
где Uном – номинальное напряжение двигателя, В; Iп – пусковой ток двигателя, А;
R∑,Х∑ – соответственно, суммарное активное и реактивное сопротивление до точки
подключения двигателя, Ом.
Пусковой ток двигателя: I п  I ном  iп  ( I п ),
(4.13)
где Iном – номинальный ток двигателя, А; iп – кратность пускового тока, о.е.
Коэффициенты мощности при пуске: Сos п 
М п
Cos ном
iп
Sin п  1  Соs 2 п ,
,
(4.14)
(4.15)
Номинальный ток электродвигателя:
Рном
,
3 U ном   Соs
(4.15)
где Рном – номинальная мощность двигателя, кВт; cosφ – коэффициент мощности
двигатель; Uном – номинальное напряжение двигателя, В; η – коэффициент
полезного действия.
Суммарное активное и реактивное сопротивление до точки подключения
двигателя:
R=rт+Rл до Д,
(4.17)
Х=хт+Хл до Д,
(4.18)
где rт, хт – соответственно активное и реактивное сопротивление трансформатора,
которые зависят от мощности и схемы соединения её обмоток, Ом; Rл до Д, Хл до Д –
соответственно активное и реактивное сопротивление линии до двигателя, Ом.
Rл до Д= ro∙L,
(4.19)
Хл до Д= хo∙L,
(4.20)
Инв. № подл.
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
I ном 
Рисунок 4.4. Расчетная схема для проверки сети 0,38 кВ по условию пуска
электродвигателя
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
Лист
15
Активное и реактивное сопротивление трансформатора берется из
справочников: rт=0,0166 Ом, хт=0,0417 Ом.
Активное и реактивное сопротивление линии (для 4А95) до двигателя:
Rл до Д=0,32∙0,025 + 0,320,103+0,320,025=0,05 Ом,
Хл до Д=0,082∙0,025 + 0,0820,103+0,0820,025=0,006 Ом.
Суммарное активное и реактивное сопротивление до точки подключения
двигателя: R=0,0166+0,05=0,07 Ом; Х=0,0417+0,006=0,048 Ом.
Номинальный ток электродвигателя:
40
 84 А.
3  0,38  0,9  0,8
I ном 
Пусковой ток двигателя: I п  84  7,5  630 А.
Коэффициент мощности при пуске:
Cos п 
1,4
 0,8  0,15 , Sin п  1  0,152  0,98 .
7,5
Фактическое напряжение:
Инв. № подл.
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
U*дф  1 
3 (0,07  0,15  0,048  0,98)
 630  0,83
380
Фактический пусковой момент: М*пдф= 1,4(0,83)2=0,98.
Проверяю условие: 0,98 ≥(1,3….1,4) 0,1; 0,98 ≥(0,13….0,14) – условие
выполнено, следовательно, двигатель запустится.
2. Работающий электродвигатель сохранит устойчивую работу, если его
максимальный момент Ммф* при снижении напряжения из-за пуска другого
двигателя будет больше момента сопротивления Мс* рабочей машины при
оборотах, близких к номинальным:
Ммф*  кз Мс*,
(4.21)
где кз  коэффициент загрузки двигателя, 0,9.
Ммф* = Uф* Мм*,
(4.22)
где Мм*  кратность максимального момента, паспортные данные, 2,5.
1,42,5  0,90,6; 3,5  0,54  условие успешной работы двигателя выполнено.
5. Проектирование сети 10 кВ. Определение сечений проводов
и кабелей отходящих линий сети 10кВ
Расчет потерь напряжения и мощности сети 10 кВ.
Проектируем сеть 10 кВ (три ТП заданы, 1 – рассчитана):
ТП1
Sдн
Sвеч
150 120
ТП2
Sдн
140
Sвеч
150
ТП3
Sдн
Sвеч
80
160
Таблица 5.1.
ТП4(расч)
Sдн Sвеч
100 100
Определяем значения коэффициента мощности на шинах ТП10/0,4 кВ (ТП1,
ТП2, ТП3, ТП4) в зависимости от соотношения дневной и вечерней нагрузки (см.
м/п стр.42 табл.П.Б.8):
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
Лист
16
cos  Д
ТП1
1,25
0,7
ТП2
0,93
0,8
ТП3
0,5
0,9
Таблица 5.2.
ТП4
1
0,8
cos  В
0,75
0,83
0,92
0,83
Sдн/ Sвеч
Определяем максимум нагрузки сети 10 кВ:
S Д  150  140  80  100  470 кВА, S В  120  150  160  100  530 кВА.
Рассчитываем сеть 10 кВ по вечерней нагрузке.
Sр 
2
Q  S р  P 2 , Q  S  sin  .
Таблица 5.3.
вечерняя нагрузка
cos  В
Sв, кВА
Рв, кВт Qв, квар
120
90
79,4
0,75
150
124,5
84
0,83
160
62,7
0,92
147,2
P 2  Q 2 , P  S  cos  ,
№ ТП
1
2
3
94,7(расч)
78,6
52,8
0,83
Последующие расчеты ведутся в соответствии с формулами (7-15) как и в сети
0,38 кВ.
Данные расчетов сведены в таблицу 5.4.
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
4
Инв. № подл.
Рисунок 5.1. Расчетная схема сети 10 кВ
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
Лист
17
Q, квар
S, кВА
3
206
122
239
а-КТП1
1
90
79,4
120
a-КТП2
2
124,5
84
150
a-b
2
147,2
62,7
160
b-КТП3
2
147,2
62,7
а-c
3
78,6
52,8
c-КТП4
1
78,6
52,8
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
Инв. № подл.
Потери
Iр, А
Р, кВА
ЦП-а
Участок
Марка и
Sэ,кВА
Длина,км
Таблица 5.4.
168
364,2
3АС35
2,958
0,939
0,50132
0,5013
0,3923
84
182,6
3АС35
0,986
0,313
0,07866
0,0787
0,0329
105
228,5
3АС35
1,972
0,626
0,20644
0,2064
0,1029
112
243,4
3АС35
1,972
0,626
0,22821
0,7295
0,1168
160
112
243,4
3АС35
1,972
0,626
0,22821
0,9577
0,1168
94,7
66,3
144,0
3АС35
2,958
0,939
0,19534
0,6967
0,0614
144,0
3АС35
0,986
0,313
0,06511
0,7618
Р=
0,0205
Р*3=
2,5306
94,7
66,3
сечение
проводов
R,
Ом
X,
Ом
U%
на уч
Р,
кВт
U%
от ТП
0,8435
6. Определение отклонений напряжения у потребителей
Система электроснабжения имеет хорошие технические показатели (т.е.
способна довести качественную электроэнергию до потребителей), если
отклонения напряжения у потребителей не выходят за допустимые пределы 5%.
Причинами появления отклонений напряжения становятся потери
напряжения на всех участках системы электроснабжения при передаче
электроэнергии от источника до потребителей.
Отклонения напряжения – разность между номинальным и фактическим
напряжениями сети в нормальном режиме работы электроприемников.
Определяются отклонения напряжения путем суммирования всех потерь
напряжения на всех участках сети.
Таблица 6.1
Наименования ТП и
нагрузка
КТП 1
ближайшая
100%
25%
Уровень напряжения на шинах
+5
10 кВ
Потери напряжения в сетях
-0,08
10 кВ
Конструктивная
+5
надбавка
ТрансфорПотери в
маторы
-4
трансформаторе
10/0,4
Регулируемая
0
надбавка
Потери напряжения в ВЛ
-5
0,38кВ
Отклонения напряжения у
+0,92
потребителя
Допустимые отклонения
5
напряжения
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
КТП 4
расчётная
100%
25%
КТП 3
удалённая
100%
25%
0
+5
0
+5
0
-0,02
-0,06
-0,015
-0,23
-0,06
+5
+5
+5
+5
+5
-1
-3,8
-0,95
-4
-1
0
0
0
0
0
-2,25
-3,63
-0,9
-5
-2,25
+0,23
+0,94
+0,23
+0,77
+0,19
5
5
5
5
5
467068
Лист
18
Расчет потерь напряжения в трансформаторе производится по формуле:
U Т 
S расч
S ном


 u a %  cos   u p %  sin  ,
(6.1)
где ua – активная составляющая потерь в трансформаторе, %;
uр – реактивная составляющая потерь в трансформаторе, %;
Sрасч – расчетная мощность на трансформаторе, кВА;
Sном – номинальная мощность трансформатора, кВА.
ua % 
Рк . з
 100 % ,
S ном
u р %  ( u К %) 2  ( u a %) 2 ,
(6.2)
(6.3)
Расчет потерь напряжения в КТП №4 (расчётная):
cos φ = 0,83; sin φ = 0,56; uк = 4,5; Рк.з. =2,65 кВт;
2,65
2
2
ua % 
 100  2,65% ; u р %  4,5  2,65  3,63% ;
100
90
2,65  0,83  3,63  0,56  3,8 %.
U Т 
100
Подп. и дата
Отклонение напряжения у потребителей не выходят за допустимые пределы
(5%).
Инв. № подл.
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
7. Расчет токов короткого замыкания в сетях 10 и 0,38 кВ
Рисунок 7.1. Расчетная схема для определения токов к.з.
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
Лист
19
Токи короткого замыкания в сети 10 кВ необходимо знать для оценки
чувствительности защит электрических сетей и для проверки проводников и
оборудования на термическую и электродинамическую стойкость. Для оценки
чувствительности защит необходимо определить минимальные токи к.з. для
проверки оборудования – максимальные значения токов к.з. Расчет производится
по формулам:
Реактивное сопротивление системы, приведенное к базисному напряжению:
U Б2
XC 
,
S К .З .ш .
(7.1)
где Sк.з.ш. – мощность короткого замыкания на шинах центра питания, МВА
(исходные данные); где Uб – базисное напряжение, В;Uб =1,05Uном=1,0510=10,5
кВ.
Ток трехфазного к.з., А:
UБ
I кз( 3 ) 
(7.2)
3  Rк2  Х к2
где Rк   Ri , Х к  X C   Х i – суммарные значения активных и реактивных
сопротивлений схемы замещения ВЛЭП от центра питания до точки к.з.;
Ток двухфазного к.з., А: I кз( 2 )  0,87  I кз( 3 ) ,
(7.3)
Ток однофазного к.з., А :
Uб
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
I К( 1.З) 
1 (1)
zТ  Z ф 0
3
,
(7.4)
где Zф-0 – сопротивление короткозамкнутой петли фаза – ноль, Ом; zТ(1) –
сопротивление трансформатора при однофазном коротком замыкании, Ом.
(7.5)
Z к  Rк2  Х к2 –
– полное сопротивление схемы замещения ЛЭП от центра питания до точки к.з.
Ударный ток короткого замыкания:
iу 
где К у  1  
0 ,01
Тк
(3)
,
2  К у  I КЗ
– ударный коэффициент, Т к 
(7.6)
Хк
– постоянная времени, с.
314  Rк
Сеть 10 кВ
1) Расчет для точки К1(ЦП):
Инв. № подл.
Подп. и дата
Uб =1,05Uном=1,0510=10,5 кВ=10500 В, так как это головной участок сети
10 кв, то здесь Rк2  Х к2  X C 
I К(3.)З 
Изм. Лист
UБ
3  Хс
№ докум.

10500
32
Подп.
10500 2
55  10 6
 2Ом ;
 3031,2 А; I К .З  0,87  3031,2  2637,1А .
( 2)
Дата
467068
Лист
20
2) Расчет для точки К2 (КТП1):
Rк  R0а  RаТП1  2,958  0,986  3,9 Ом; Х к  Х с  Х 0а  Х аТП1  2  0,939  0,313  3,2
Ом;
( 2)
UБ
10500
I К(3.)З 

 1201,7 А; I К .З  0,87  1201,7  1045,5 А;
3  Rк2  Х к2
3  3,9 2  3,2 2
0 , 01
0 , 01
Хк
3,2
Т
0 , 0026
Тк 

 0,0026 с; К у  1  
 1 
 1,014 ;
314  Rк 314  3,9
к
( 3)
i у  3  К у  I КЗ
 3  1,014  1045.5  1836,15 А.
3) Расчет для точки К3 (КТП2):
Rк  R0а  RaТП 2  2,958  1,97  4,93 Ом,
Х к  Х с  Х 0а  Х a ТП 2  2  0,939  0,626  3,56 Ом,
I К( 3.)З 
10500
 996,9 А, I К .З  0,87  771,5  867,3 А
( 2)
3  4,93  3,56
2
2
Хк
3,56
Тк 

 0,0022 с, К у  1  
314  Rк 314  4,93
0 ,01
Тк
 1 
0 ,01
0 ,0022
 1,011 ,
( 3)
i у  3  К у  I КЗ
 3  1,011  996,9  1745,6 А.
Инв. № подл.
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
4) Расчет для точки К4 (КТП3):
Rк  R0а  Rаb  RbТП 3  2,958  1,972  1,972  6,9 Ом;
Х к  Х с  Х 0а  Х аb  Х bТП 2  2  0,939  0,626  0,626  4,19 Ом;
I К(3.)З 
10500
3  6,9  4,2
2
 750,5 А; I К .З  0,87  837,1  652,9 А;
( 2)
2
0 , 01
0 , 01
Хк
4,2
Т
0 , 002
Тк 

 0,002 с; К у  1  
 1 
 1,0006 ;
314  Rк 314  6,9
к
( 3)
i у  3  К у  I КЗ
 3  1  750,5  1299,9 А.
5) Расчет для точки К5 (КТП4):
Rк  R0а  Rаc  RcТП 4  2,958  2,958  0,986  6,9 Ом,
Х к  Х с  Х 0а  Х а c  Х c ТП 4  2  0,939  0,939  0,313  4,2 Ом,
I К(3.)З 
Тк 
10500
3  6,9 2  4,2 2
 750,5 А, I К .З  0,87  750,5  652,9 А,
( 2)
0 , 01
0 , 01
Хк
4,2

 0,0019 с, К у  1   Т  1   0,0019  1,0003 ,
314  Rк 314  6,9
к
( 3)
i у  3  К у  I КЗ
 3  1  750,5  1299,86 А.
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
Лист
21
Сеть 0,38 кВ
Для расчетов токов короткого замыкания в сетях 0,38 кВ от КТП4
сопротивления сети 10 кВ необходимо привести к базисному напряжению:
R10кВ  ( R0а  Rа c  RcТП 4 )(U б / U н ) 2  6,9(400 / 10500) 2  0,01 Ом,
Х 10кВ  ( Х С  Х 0а  Х а c  Х cТП 4 )(U б / U н ) 2  4,2(400 / 10500) 2  0,006 Ом.
6) Расчет для точки К6 (на шинах подключения ЛЭП к КТП4):
Rк  R10кВ  RТ  0,01  0,0315  0,0415 Ом;
RТ  0,0315 Ом, Х Т  0,0647 Ом (табл.П.Б15–для ТП100 кВА);
Х к  Х 10кВ  Х Т  0,006  0,0647  0,071 Ом, Z п  0 ;
Uб =1,05Uном=1,050,38=400 В.
400
I К(3.)З 
 3004,5 А, I К( 2.)З  0,87  3004,5  2613,9 А,
2
2
3  0,0415  0,0647
Uб
Uб
220

 769,2 А, здесь Zф-0 =0, т.к. линии еще нет,
1 (1)
1 (1) 0,26
z Т  Z Ф О
zТ
3
3
0 , 01
0 , 01
Хк
0,0647
Тк 

 0,005 с, К у  1   Т  1   0,0065  1,02 ,
314  Rк 314  0,0415
I К(1.)З 

к
( 3)
i у  3  К у  I КЗ
 3  1,02  3004,5  5307,8 А.
Инв. № подл.
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
7) Расчет для точки К7 (КТП4 линия 1):
Rк  R10кВ  RТ  R1'14  R1419п  0,01  0,0315  0,122  0,03  0,193 Ом,
( R1'14  r0( А95)  L1'17  0,32  0,38  0,122 Ом;
R1419п  r0( А16)  L1719п  0,191  0,03  0,0057 Ом.)
Х к  Х 10кВ  Х Т  Х 1'14  Х 1419п  0,006  0,0647  0,031  0,0024  0,104 Ом,
( Х 1'14  х0( А95)  L1'14  0,082  0,38  0,031 Ом,
Х 1419п  х0( А16)  L1419п  0,08  0,03  0,0024 Ом)
Z ф0  z ф0( А95)  L1'14  z ф0( А16)  L1419п  1,09  0,38  4,87  0,03  0,56 Ом,
I К( 3.)З 
I К(1.)З 
400
 1053,4 А, I К .З  0,87  1053,4  916,4 А.
( 2)
3  0,193  0,104
2
2
Uб
220

 268,3 А.
1 (1)
0,26  0,56
zТ  Z Ф О
3
8) Расчет для точки К8 (КТП4 линия 2)
Rк  R10кВ  RТ  R14'27  R273п  0,01  0,0315  0,44  0,046  0,53
( R14'27  r0( А16)  L14'27  1,91  0,23  0,44 Ом,
R273п  r0( А16)  L273п  1,91  0,024  0,046 Ом)
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
Лист
22
Х к  Х 10кВ  Х Т  Х 14'27  Х 273п  0,006  0,0647  0,0184  0,00192  0,09 Ом,
( Х 14'27  х0( А16)  L14'27  0,08  0,23  0,0184 Ом,
Х 273п  х0( А16)  L273п  0,08  0,024  0,00192 Ом).
Z ф0  z ф0( А16)  L14'27  z ф0( А16)  L273п  4,87  0,23  4,87  0,024  1,24 Ом,
I К(3.)З 
I К(1.)З 
400
3  0,53  0,09
Uб
1 (1)
zТ  Z Ф О
3
 429,5 А, I К .З  0,87 1152,7  373,7 А,
( 2)
2

2
220
 146,6 А.
0,26  1,24
9) Расчет для точки К9 (КТП4 линия 3)
Rк  R10кВ  RТ  R29'36  R3613п  0,01  0,0315  0,06  0,0035  0,105 Ом
R29'36  r0( А95)  L29'36  0,00032 186  0,06 Ом,
R3713п  r0( А95)  L3613п  0,00032 11  0,0035 Ом
Х к  Х 10кВ  Х Т  Х 29'36  Х 3613п  0,006  0,0647  0,0152  0,009  0,095 Ом,
( Х 29'36  х0( А95)  L29'36  0,00082 186  0,0152 Ом,
Х 3613п  х0( А95)  L3613п  0,00082 11  0,0009 Ом).
Z ф0  z ф0( А95)  L26'36  z ф0( А95)  L3613п  0,00109 186  0,00109 11  0,215 Ом,
400
Инв. № подл.
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
I К(3.)З 
I К(1.)З
 1631 А, I К .З  0,87 1631  1419 А,
( 2)
3  0,105  0,095
Uб
220


 463,15 А.
1 (1)
0,26  0,215
zТ  Z Ф О
3
2
2
Результаты расчетов сведены в таблице 7.1.
Таблица 7.1
Значение токов короткого замыкания сети10 и 0,38 кВ
I к( 3.з). , А
I к( .з2 ). , А
I к( 1.з). , А
Точка
Изм. Лист
№ докум.
3031,2
2637,1
К2(КТП1)
1201,7
К3(КТП2)
1045,5
–
–
1836,15
996,9
867,3
–
1745,6
К4(КТП3)
750,5
652,9
–
1299,9
К5(КТП4)
К6 (шина КТП4)
К7 (КТП4 линия 1)
750,5
3004,5
1053,4
652,9
2613,9
916,4
–
769,2
268,3
1299,9
5307,8
–
К8 (КТП4 линия 2)
429,5
373,7
146,6
–
К9 (КТП4 линия 3)
1631
463,15
–
сеть 10 кВ
сеть 0,38 кВ
К1
iу , А
Подп.
Дата
1419
467068
–
Лист
23
8. Защита сетей 0,38 и 10 кВ.
8.1. Защита сети 0,38 кВ от аварийных режимов
Для защиты ВЛЭП 0,38 кВ используются:
– автоматические воздушные выключатели с комбинированным
расцепителем (т.е. с тепловым расцепителем для защиты от перегрузок и с
электромагнитным – для защиты от коротких замыканий);
– плавкие предохранители (для защиты линии уличного освещения),
установленные в распределительном устройстве РУ 0,4 кВ подстанции.
Основным критерием для выбора аппарата защиты является расчётный ток
нагрузки:
Sг.у
I Р .МАХ 
,
(8.1)
3 U Н
где Sг.у. – мощность головного участка сети, кВА.
Расчетное
значение
тока
срабатывания
теплового
расцепителя
автоматического выключателя для защиты сети при наличии асинхронного
электродвигателя определяем по формуле:
I т. р.  1,1  ( I Р.МАХ  I н  0,4  I п ) ,
(8.2)
где I р .МАКС – рабочий максимальный ток на головном участке линии (из табл. 4.1,
Инв. № подл.
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
4.2, 4.3), А; I н – номинальный ток самого мощного эл. двигателя, подключенного
к линии,А; I п – пусковой ток самого мощного эл. двигателя, подключенного к
линии, А.
Если двигателя в линии нет, то:
I т. р  1,1  I Р .МАХ ,
(8.3)
Расчетное значение тока плавкой вставки:
I пв  1,1  I Р.МАХ ,
(8.4)
Защита сети эффективна, если она обладает достаточной чувствительностью,
которая оценивается по коэффициентам чувствительности защиты от однофазных
к.з.:
К
(1)
ч
I К( 1.З) min

 3,
I т .н
(8.5)
где I к( 1.з).m in – однофазный ток к. з. в минимальном режиме системы, А; I т .н –
номинальное (табличное) значение тока теплового расцепителя, А.
Если чувствительность защиты от однофазных к.з. оказывается
недостаточной, то используется автоматический выключатель совместно с реле РЕ
571Т в нулевом проводе, и тогда чувствительность оценивается по формуле:
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
Лист
24
К
(1)
Ч
I К( 1.З)  I Р .МАХ

 1,5 ,
Iу
(8.6)
где I у  I СР .N  0,71  I Р .МАХ – ток срабатывания расцепителя в нулевом проводе, по
которому из Приложения Б18 м/п выбирается ближайшая большая уставка
срабатывания защиты.
При использования реле РЕ 571 оценивается чувствительность защиты и от
междуфазных к.з.:
К
(2)
ч
I К( 2.З) min

 3,
I т.н
(8.7)
где I к( .2з .)m in – двухфазный ток к. з. в минимальном режиме системы, А.
Если и в этот раз коэффициент чувствительности защиты от 1фазных к.з. не
удовлетворяет требуемым значениям, отказываемся от реле и устанавливаем
совместно с автоматом приставку типа ЗТИ-0,4 (содержит три типа защит: защита
от 1ф к.з., защита от междуфазных к.з., защита от замыканий на землю).
Снова пересчитываем коэффициент чувствительности по формуле:
I К( 1.З)  0 ,5  I Р .МАХ
(1)
КЧ 
 1,5 ,
(8.8)
Iу
Подп. и дата
где I у  I СР .П  0,5  I Р .МАХ – ток срабатывания защиты, по нему выбирается IУ из
приложения ПБ23 м/п.
Чувствительность защиты от междуфазных к.з. при использовании ЗТИ-0,4
оценивается по формуле:
I К( 2.З) min

 1,5 ,
I т .н
(8.9)
Инв. № подл.
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
К
(2)
ч
Рисунок 8.1. Схемы установки реле РЕ 571Т и ЗТИ-0,38
Расчет и выбор защиты линии 1 ТП4 и оценка ее чувствительности:
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
Лист
25
I расч 
36,2
3  0,38
 55 А , I Т .Р  1,1  55  60,5 А , I эр  1,25  I расч  1,25  55  68,75 А.
Выбираем авт. выключатель марки ВА88-32 с Iном=125 А, Iт.р=80 А,
Iэр=500А 68,75А.
Оценка чувствительности от 1фазных к.з.:
268,3
К ч(1) 
 3,35  3 , условие выполняется.
80
Расчет и выбор защиты линии 2 ТП4 и оценка ее чувствительности:
6,26
I расч 
3  0,38
 9,5 А , I Т .Р  1,1  9,5  10,5 А , I эр  1,25  I расч  1,25  9,5  11,87 А.
Выбираем авт. выключатель марки ВА88-32 с Iном=125 А, Iт.р=16 А,
Iэр=500А11,9А.
Оценка чувствительности от 1фазных к.з.:
146,6
К ч(1) 
 9,16  3 , условие выполняется.
16
Расчет и выбор защиты линии 3 ТП4 и оценка ее чувствительности:
Инв. № подл.
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
I расч 
80
3  0,38
 121,55 А .
На этой линии находится двигатель (13п):
– номинальный ток двигателя I ном  84 А,
– пусковой ток I п  630 А,
– ток тепл. расцепителя I Т .Р  1,1  ( I Р.МАХ  I н  0,4  I п )  1,1  (121,55  84  0,4  630)  318,5 А,
– ток электромагнитного расцепителя I эр  1,25  I п  1,25  630  787,5 А.
Выбираем авт. выключатель марки ВА88-37 с Iном=400А, Iт.р=400 А,
Iэр=4000А787,5 А.
Оценка чувствительности от 1фазных и 2фазных к.з.:
463,15
К ч(1) 
 1,15  3 , условие не выполняется.
400
В нулевой провод авт. выключателя линии 3 ТП4 встраивается реле РЭ 571т
и пересчитывается условие защиты от однофазных к.з.:
I СР. N  0,71  I Р.МАХ  0,71  121,55  86,3 А, из приложения ПБ23 м/п I у  100 А.
К Ч(1) 
I К(1.)З  I Р.МАХ 463,15  84

 3,8  1,5 ,
Iу
100
условие
надежного
отключения
защитного аппарата при однофазных к.з. выполняется.
К ч( 2) 
I К( 2.)З min 1419

 3,54  3 , условие надежного отключения защитного аппарата
I т. н
400
при междуфазных к.з. выполняется.
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
Лист
26
Расчет и выбор защиты линии освещения и оценка ее чувствительности:
I р.МАХ 
S у .о
Uф

10,8
 49,1 А;
0,22
I пв  1,1  49,1  54 А .
Выбираем плавкий предохранитель марки НПН-60 с Iном=63А, Iпв=63 А.
I к(1. з) 
К ч(1) 
Uб
1 (1)
zТ  Z ф0
3

220
 326 А, для провода А95.
0,26  1,09 * 0,38
326
 5,17  3 ,
63
условие выполняется.
8.2. Защита распределительной сети 10кВ
Для защиты сельских распределительных сетей от токов к.з. используется
релейная защита, в качестве основной защиты используется:
I. Максимальная токовая защита (МТЗ), выполняется с выдержкой времени;
а в качестве вспомогательной:
II. Токовая отсечка (ТО), выполняется без выдержки времени.
I. Обеспечение максимальной токовой защиты сводится к расчету тока
срабатывания МТЗ из двух условий:
1. Отстройка от рабочего максимального тока в месте установки защиты, т. е.
в головном участке линии, А.:
Инв. № подл.
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
I р .m ax 
S Г .У .
,
3  U ном
(8.10)
где S Г .У – мощность головного участка линии 10 кВ, кВА (из табл. 5.4); U ном –
номинальное напряжение распределительной сети, кВ.
Тогда ток срабатывания защиты:
I с .з . 
К н  К с .з .
 I р . m ax ,
Кв
(8.11)
где Кн– коэффициент надежности срабатывания, Кн=1,2-1,4 (РТВ); Кс.з–
коэффициент самозапуска нагрузки, Кс.з=1,2-1,4 (РТВ); Кв– коэффициент возврата
реле, Кв=0,6-0,7 (РТВ);
I р. max 
239
3  10
 13,8 А , I с. з. 
1,3  1,3
 13,8  55,2 А ;
0,65
2. Обеспечение селективности действия защит (первой срабатывает защита
самой мощной КТП, потом через время t срабатывает реле РТВ-II).
а) Ток срабатывания защиты:
I с .з .  К нсп  I пв( 5 ) ,
(8.12)
где Кн.с.п – коэффициент надежности согласования защиты с предохранителем, (для
защиты с зависимыми характеристиками реле РТВ рекомендуемая величина =1,2);
Iпв(5) – ток, при котором плавкая вставка защиты самого мощного
трансформатора перегорает за пять секунд, Iпв(5) = 80 А, выбирается из
времятоковой хар-ки предохранителей ПКТ рисунка 8.1. для предыдущей защиты
самого мощного трансформатора, подключенного к сети 10 кВ – ТП 160 кВА с
током плавкой вставки Iпв=20 А.
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
Лист
27
I с. з.  1,2  80  96 А .
Рисунок. 8.1. Времятоковая характеристика предохранителей ПКТ-10 (для
выбора I пв(5)).
I с. р 
Инв. № подл.
I с .з .
 К сх ,
КI
(8.13)
где КI – коэффициент трансформации трансформатора тока ТПЛ–10 для
подключения РТВ (см. табл.П-7 в приложении справочного проекта), выбирается
по Iр.max=13,8 А. Выбираем трансформатор тока с коэффициентом трансформации
50/5, тогда коэффициент трансформации трансформатора тока: КI=50/5=10;
Ксх=1–коэффициент схемы соединения обмоток ТПЛ-10 (неполная звезда).
96
I с. р 
 1  9,6 А.
10
Выбирается тип реле РТВ-II по току уставки Iу =10А ≥ Iс.р =9,6 А. (см. табл.П6 в приложении справочного проекта). Так как Iу  Iс.р, то нужно определить
фактическое значение тока срабатывания защиты:
I с .з .ф 
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
б) Из предыдущих двух условий по наибольшему значению тока
срабатывания защиты определяют ток срабатывания реле:
I с . з .ф 
КI  I у
К сх
,
(8.14)
10  10
 100 А .
1
в) Определяют чувствительность защиты:
I К( 2.З). m in
Кч 
 1,5 ,
I с .з .ф
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
(8.15)
Лист
28
где I К( 2.З). min – минимальный двухфазный ток короткого замыкания в сети 10 кВ (по
табл.7.1), А;
652,9
Кч 
 6,5  1,5 условие выполняется.
100
г) Определяем уставку по времени срабатывания реле:
t реле  t п  t ,
(8.16)
где t п = 1,4 с – время перегорания плавкой вставки при токе 100 А (по
времятоковой хар-ке), t  0,5  0,7с – ступень селективности.
t реле  1,4  0,5  1,9 с.
II. Обеспечение срабатывания токовой отсечки – по двум условиям:
1. Отстройка от броска суммарного тока намагничивания всех силовых
трансформаторов, подключенных к сети:
I со  ( 4  5 ) S ном / 3U ном .
(8.17)
Инв. № подл.
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
I со  (4  5)(120  150  160  100) / 3 10  137,7 А.
2. Отстройка от максимального тока короткого замыкания в конце
защищаемой зоны:
I со  кн I к( .3з).мах ,
(8.18)
где кн – коэффициент надежности, для РТ-40 = 1,2.
I со  1,2  3031,2  3637,4 А.
3. По наибольшему значению тока срабатывания защиты определяют ток
срабатывания реле по формуле (8.12) с КI=10 понижающего трансформатора тока
для подключения реле ТО:
3637,4
I с. р 
 1  363,7 А, выбрать реле РТ-40 с I у  364 А.
10
4. Оценка чувствительности ТО по формуле (8.14):
653
Кч 
 1,8  1,5  условие надежного отключения
364
защитного
аппарата
выполняется.
9. Выбор и проверка основного оборудования
Выбор аппаратуры ТП проводится по четырем основным условиям:
1) по напряжению:
Uсети ≤Uном ,
2) по току:
Iрасч ≤ Iном,
3) по термической стойкости к токам к.з:
I T2  tT  ( I к( .3з).mаx )2  tФ ,
(9.1)
(9.2)
(9.3)
где IТ – ток термической стойкости, кА; tТ – время термической стойкости, с; I к( .3з).m аx
– максимальный трёхфазный ток короткого замыкания в месте установки
аппарата; tф=tср – фактическое время действия тока короткого замыкания, равное
времени срабатывания релейной защиты, с.
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
Лист
29
4) по электродинамической стойкости к токам к.з.:
iдпн  iУ ,
(9.4)
где iдин – ток динамической стойкости, кА (паспортные данные); iУ – амплитудное
значение ударного тока к.з. в месте установки оборудования, кА, по (7.6).
Выбор и проверка аппаратов для КТП 10/0,4 100 кВА со стороны
высшего напряжения.
1) Для защиты КТП от атмосферных перенапряжений со стороны 10 кВ
выбираю три разрядника типа РВО-10У1 (обозначение на эл. схеме : FV1…FV3).
Параметр
Паспортные данные
Расчетные данные
Номинальное напряжение, кВ
12,7
10
2) Для надежного отсоединения части линии, где нужно проводить какие-то
работы на ТП, выбираю разъединитель типа РЛНД-1-10-320У1 (QS1), U ном =12кВ,
I ном = 320 А.
а) по напряжению: 12 кВ 10 кВ – условие выполнено.
б) по току: I ном 
в)
на
100
3  10
 5,7 А , 320 А  5,7 А – условие выполнено.
термическую
стойкость:
I T2  tT  ( I к( .3з).mах )2  tФ ,
10 2  4  32  1,9 ,
Инв. № подл.
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
400кА 2  с  17,1кА 2  с – условие выполнено.
г) на эл.динамическую стойкость: iдпн  iУ , 25кА  1,3 кА – условие выполнено.
Параметр
Паспортные данные
Расчетные данные
Номинальное напряжение, кВ
12
10
Номинальный ток, кА
320
5,7
Ток эл.динам. стойкости, кА
25
1,3
Ток термической стойкости, кА
10
3
Время протекания тока
4
1,9
термической стойкости, с
400
12,4
Термическая стойкость, кА2с
3) Для защиты силового трансформатора ТП4 от коротких замыканий
выбираю три предохранителя типа ПКТ-101-10-10-31,5У3 (FU1…FU3).
а) по напряжению: 10 кВ 10 кВ. – условие выполнено.
б) по току: I ном 
в)
на
100
3  10
 5,7 А , 10 А  5,7 А – условие выполнено.
термическую
стойкость:
I T2  tT  ( I к( .3з).mах )2  tФ ,
10 2  4  32  1,9 ,
400кА 2  с  17,1кА 2  с – условие выполнено.
г) на эл. динамическую стойкость:
iдпн  iУ , 31,5 кА 1,3 кА – условие выполнено.
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
Лист
30
Параметр
Номинальное напряжение, кВ
Номинальный ток, кА
Ток эл.динам. стойкости, кА
Ток термической стойкости, кА
Время протекания тока
термической стойкости, с
Термическая стойкость, кА2с
Паспортные данные
10
10
31,5
10
Расчетные данные
10
5,7
1,3
3
4
1,9
400
12,4
Выбор и проверка аппаратов для КТП 10/0,4 100 кВА со стороны
низшего напряжения.
1) Для защиты КТП от коммутационных перенапряжения со стороны сети 0,38 кВ
выбираю три разрядника типа РВН-0,5 (FV4…FV6).
2) Для надежного отключения сети 0,38 кВ от силового трансформатора выбираю
I ном = 1000 А.
разъединитель типа РЕ13-41 (QS2) – рубильник 3х полюсный с
а) по напряжению: 0,4 кВ 0,4 кВ – условие выполнено.
б) по току: I ном 
100
3  0,38
 455,8 А , 1000 А  455,8 А – условие выполнено.
б) Проверка по току: I расч 
100
3  0,38
 255,8 А , 500≥455,8 А, – условие выполнено.
4) Для учета выдаваемой в сеть 0,38кВ активной электроэнергии выбираю счётчик
ватт-часовой (Wh) для трёхпроводных и четырёхпроводных сетей тип СА4УИП672М, класс точности – 2.
5) Для защиты сетей 0,38 кВ от к.з. и перегрузок выбираю автоматические
воздушные выключатели:
Линия 1: ВА88-33 с Iном=125 А, Iт.р=80 А, Iэр=500А68,75А;
Линия 2: ВА88-32 с Iном=125 А, Iт.р=16 А, Iэр=500А52,6А;
Линия 3: ВА88-37 с Iном=400А, Iт.р=400 А, Iэр=4000А787А; совместно с РЭ 571.
Инв. № подл.
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
3) Для подключения счетчика выбрать понижающий трансформатор тока типа Т0,66 (ТА1-ТА3) с коэффициентом трансформации 500/5.
а) Проверкам по напряжению: 0,66 0,4 кВ, – условие выполнено.
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
Лист
31
10. Заземление подстанции
Рисунок 10.1. Эскиз размещения электродов контура заземления
Подп. и дата
Рисунок 10.2. Эскиз контура заземления силового трансформатора
Исходные данные:
Инв. № подл.
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Высота вертикального электрода lв= 4 м;
Заглубление заземлителей t= 0,7м;
Удельное сопротивление верхнего слоя грунта 1=170 Омм;
Удельное сопротивление нижнего слоя грунта 2 =80 Омм;
Высота верхнего слоя грунта h =1,15 м;
Сопротивление на ТП должно быть Rтп  30 Ом.
1) Эквивалентное сопротивление грунта:
𝑝э = (𝑙
𝑝1 ∙𝑝2 ∙𝑙в ∙𝑘г ∙𝑘в
в −ℎ+𝑡)∙𝑝1 ∙𝑘г +(ℎ−𝑡)∙𝑝2 ∙𝑘в
,
(10.1)
где кг – коэффициент сезонности для горизонтального заземлителя, кг = 4,5;
кв – коэффициент сезонности для вертикального заземлителя, кв =1,8.
170⋅80⋅4⋅4.5⋅1,8
𝜌э = (4−1,15+0,7)⋅4,5⋅170+(1.15−0.7)⋅80∙1.8 = 158 Ом∙м;
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
Лист
32
2) Сопротивление одного вертикального электрода:
𝑅во =
0.366∙𝑝э
𝑙в
∙ (log
2𝑙в
𝑑
+0,5log
d - диаметр электрода из уголковой стали
d  0 ,95  b ,
b =50х50х5 мм, d  0,95  50  47 ,5 мм .
Инв. № подл.
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
𝑅во =
4𝑙в +7𝑡
𝑙в +7𝑡
),
(10.2)
(10.3)
0,366 ∙ 158
2⋅4
4 ⋅ 4 + 7 ⋅ 2,6
⋅ (lg
+ 0,5 lg
) = 33,5 Ом;
4
0,0475
4 + 7 ⋅ 2,6
3) Ориентировочное число вертикальных электродов:
𝑅
𝑁 = во⁄𝑅 ∙ 𝑘 ,
(10.4)
доп
ив
где kив – коэффициент использования вертикальных заземлителей, зависит от
количества вертикальных заземлителей и от способа их заземления, kив=0,66;
В соответствии с ПУЭ сопротивление заземляющего устройства, к которому
присоединяется нейтраль трансформатора (генератора) в любое время года при
линейном напряжении 380 В должно быть не более 4 Ом. Это сопротивление
должно быть обеспечено с учетом естественных заземлителей и повторных
заземлений нулевого провода на опорах ВЛЭП 0,38кВ. При этом сопротивление
заземляющего устройства, ближайшего к подстанции должно быть не более 30Ом.
Rдоп =30 Ом – допустимое сопротивление данного контура.
33,5
𝑁=
= 1,7 шт.
30 ⋅ 0,66
С учетом удобства монтажа и присоединения корпуса КТП к заземляющему
устройству, примем 8 вертикальных электрода.
Расстояние между электродами 4 метра.
Общее сопротивление вертикальных заземлителей:
𝑅
𝑅в = во⁄𝑁 ∙ 𝑘 = 6,34
ив
4) Сопротивление горизонтальной полосы электрода:
𝑅г =
0,366∙𝑝1
𝑙2 ∙𝑘иг
𝑙2
∙ log г ,
𝑡𝑑
(10.5)
0,366 ∙ 170
682
𝑅г =
⋅ lg
= 10,5 Ом;
68 ∙ 0,45
0,0475 ⋅ 0,7
где lг – длина горизонтального заземлителя:
𝑙г = 1,05 ∙ 𝑁 ∙ 𝑎 = 1,05 ∙ 4 ∙ 16 = 68 м;
6) Результирующее сопротивление заземляющего устройства:
𝑅 ∙𝑅
𝑅з = в г ,
𝑅в+𝑅г
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
(10.6)
Лист
33
𝑅з =
6,34 ∙ 10,5
= 3,9 Ом;
6,34 + 10,5
Rз = 3,9 ≤ 4 Ом , условие выполняется.
11. Технико-экономические показатели проекта
Спроектированная система электроснабжения должна иметь наилучшие
технико-экономические показатели, т.е.:
 должна быть надежной – обеспечивать минимальные перерывы
электроснабжения для снижения материального ущерба потребителей (в проекте
оценивается количеством отключений электроснабжения);
 должна обеспечивать необходимое качество поставляемой потребителям
электроэнергии (в проекте оценивается отклонениями напряжения потребителей:
+1,58%; +0,38%);
 должна быть экономичной – иметь низкую себестоимость передачи
электроэнергии (в проекте оценивается средней себестоимостью передачи
электроэнергии).
Проводится для оценки надежности спроектированной системы
электроснабжения по количеству и продолжительности аварийных и плановых
отключений.
Исходные данные для расчетов:
1) Общая длина линии 10 кВ = 14 км.
От 35/10 до КТП №4 = 7 км;
2) Количество спроектированных КПТ 100 кВА – 1 шт.
3) Количество отходящих линий от КТП №4 – 3 линии;
4) Общая длина линии 0,38 кВ, в км: 1,4
Таблица 11.1
Линия
Марка
Марка
Марка
Марка
Марка
Марка
№
4А16
4А25
4А35
4А50
4А95
4А120
КТП №3 Линия 1
0,06
–
0,05
–
0,42
–
Линия 2
0,46
–
–
–
–
–
Линия 3
0,22
–
–
0,05
0,2
–
Инв. № подл.
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
11.1. Технико-экономический расчёт
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
Лист
34
5) Расчетное количество аварийных и плановых отключений потребителей
расчетного населенного пункта за год:
Таблица 11.1
0,38 кВ
10(6) кВ
ТП
Справочная таблица для расчетов
Та , ч
 0 , 1/годкм
0 , 1/годкм
0,75
0,3
2,2
0,25
0,12
3,22
0,07
0,25
2,7
Тп , ч
4
5
4
Расчетное количество аварийных отключений потребителей расчетного
населенного пункта за год:
'
'
,
'  10
 0' ,38  ТП
10'  0  L10 ,
'
 0 ,
0' ,38  0  L0 ,38 , ТП
(11.1)
Инв. № подл.
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
где  0' – удельное количество аварийных отключений потребителей расчетного
населенного пункта, 1/годкм; L – длина линии электропередачи, км.
′
′
′
𝜔10
= 0,25 ∙ 7 = 1,75 1/год; 𝜔0,38
= 0,75 ∙ 1,46 = 1,1 1/год; 𝜔тп
= 0,07 1/год;
′
𝜔 = 1,75 + 1,1 + 0,07 = 2,92  3 1/год.
Расчетное количество плановых отключений потребителей расчетного
населенного пункта за год:
  10   0 ,38  ТП ,
10   0  L10 ,
 0 ,38   0  L0 ,38 , ТП   0 ,
(11.2)
где  0 – удельное количество плановых отключений потребителей расчетного
населенного пункта, 1/годкм.
𝜇10 = 0,12 ∙ 7 = 0,84 1/год; 𝜇0,38 = 0,3 ∙ 1,46 = 0,44 1/год; ТП  0,25 1/год;
𝜇 = 0,84 + 0,44 + 0,25 = 1,53  10 1/год.
7) Расчетная продолжительность одного аварийного
отключения:
'
'
Т а  1 /  '  ( 10
 Т а10   0' ,38  Т а 0 ,38  ТП
 Т аТП ) ,
Т п  1 /   ( 10  Т п10   0 ,38  Т п 0 ,38   ТП  Т пТП ) ,
и
планового
(11.3)
(11.4)
где Т а10;0 ,38;ТП , Т п10;0 ,38;ТП – из справочной таблицы выше.
𝑇𝑎 = (1/2,92) ∙ (1,75 ∙ 3,22 + 1,1 ∙ 2,2+0,07 ∙ 2,7) = 2,82  24 ч;
1
𝑇𝑛 = ( ) ∙ (0,84 ∙ 5 + 0,44 ∙ 4 + 0,25 ∙ 4) = 4,55  48 ч.
1,53
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
Лист
35
11.2. Экономические показатели
Экономичность спроектированной системы электроснабжения оценивается по
средней себестоимости передачи электроэнергии потребителям и зависит от:
– капитальных затрат на первоначальное строительство системы
электроснабжения;
– годовых эксплуатационных расходов (на ремонт, эксплуатацию,
профилактику системы).
Средняя себестоимость передачи электрической энергии от центра питания
до потребителей расчетного населенного пункта определяется по формуле:
Cср  C10  CТП  С0 ,38 ,
(11.5)
Расчет себестоимости передачи электрической энергии ВЛ 10 кВ.
И10
,
(11.6)
C10 
W10
где ∑И6 – суммарные издержки на передачу электроэнергии для ВЛ 10 кВ,
руб/кВтч; W10– количество переданной электроэнергии, кВт/ч.
И10=Иa+Иобсл.+Ипот.э.э,
(11.7)
Инв. № подл.
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
где Иa – издержки на амортизацию сети 10 кВ, Иобсл – издержки на обслуживание;
Ипот. э.э – издержки на потери электроэнергии ВЛ 10 кВ.
Иa=paK10,
(11.8)
где рa – коэффициент амортизационных отчислений, рa10=3,6% , рa0,38=3,6% ,
рaТП = 6,4%; К10 – капитальные затраты.
К10=Кудli,
(11.9)
где Куд – укрупненный удельный показатель стоимости, (табл.П.Б.27,28,29 м/п);
li – длина линии в соответствии с проводом, км.
Иобсл= nу.е li Су.е,
(11.10)
где Су.е=28 руб./год – стоимость 1у.е.; nу.е – количество удельных условных единиц
по обслуживанию электрической сети 10кВ, nу.е=1,7.
Ипот. э.э=P10∙τ∙CП,
(11.11)
где Р10– потери мощности (всей сети, всех линий), кВт; CП – удельные затраты
на передачу электроэнергии 1кВтч, CП = 3,82 коп/кВт∙ч; τ – число часов
максимальных потерь электроэнергии, ч, (справочные данные).
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
Лист
36
W=Р Тмах,
(11.12)
где Р – мощность головного участка проектируемой сети; Тмах – число часов
использования максимальной нагрузки, (справочные данные).
По таким же формулам рассчитываем C0,38 и CТП .
1) Расчет себестоимости передачи электрической энергии сети 10 кВ.
Иa= pa  K10= 0,036 14= 0,5 тыс.руб. (K10 =Кудli = 27=14),
Иобсл.= nу.е li Су.е = 1,7 7  28  10-3=0,333 тыс.руб.,
Ипот. э.э= P10τ∙CП =2,5  1900 ∙ 3,82∙10-3= 18,2тыс.руб.; (Р10=2,5кВт; τ=1900ч),
И10= Иa+Иобсл.+Ипот.э.э=0,5 +0,333.+18,2=19 тыс.руб.
W= Р Тмах =78,62800=220080 кВтч (Тмах=2800 ч).
∑ И10
19000
𝐶10 =
=
= 0,096 руб/Вт ∙ ч = 10 коп/Вт ∙ ч
𝑊10
220080
Инв. № подл.
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
2) Расчет себестоимости передачи электрической энергии ВЛ 0,38 кВ.
Иa = paK0,38 = 0,036  2,3 = 0,08 тыс.руб.
(K0,38 = Кудli = (4,721,46)/3 = 2,3; т.к. 3 отходящие линии),
Иобсл.= nу.е li Су.е = 2,3 1,46  28 10-3 = 0,1 тыс.руб.,
Ипот.э.э=P0,38  τ ∙CП = 0,002  1200 ∙ 4,45 ∙ 10-3 = 0,01 тыс.руб.
(τ=1200; Р0,38 =2,2Вт =0,002кВт)
И0,38= Иa +Иобсл.+Ипот.э.э=0,08+0,1.+0,01=0,1 тыс.руб.
W= Р Тмах =78,6 2800=22080 кВтч; (Р=78,6 кВт, Тмах=2800ч).
∑ И0,38
100
𝐶0,38 =
=
= 0,0005 руб/Вт ∙ ч = 0,5 коп/Вт ∙ ч
𝑊0,38
220080
3) Расчет себестоимости передачи электрической энергии от ТП:
Иa= pa KТП =0,064 1,42 =0,1 тыс.руб, (КТП=Куд =1,42),
Иобсл.= nу.е li Су.е =4 1,46 28 10-3 =0,163 тыс.руб.
(nу.е=4, li =1,46–длина линии 0,38кВ),
S р2
И ТП  2 Ркз    Pхх  8760   СТП  10 5 ,
S ном
где S Р – расчетная мощность ТП, кВА; S ном – номинальная мощность
трансформатора, кВА; Ркз и Рхх – соответственно потери к.з. и потери холостого
хода тр-ра, Вт (табл.ПБ.15 м/п).
94,72
Итп =
∙ (1,97 ∙ 1800 + 0,33 ∙ 8760) ∙ 3,88 ∙ 10−5 = 0,22 тыс.руб.;
1002
Итп= Иa +Иобсл.+ИТП =0,1 +0,163 +0,22 =0,483 тыс.руб.
W= Р Тмах =78,62800=220080 кВтч; (Р=78,6кВт, Тмах=2800ч).
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
Лист
37
𝐶тп =
∑ Итп
483
=
= 0,0022 руб/Вт ∙ ч = 0,22 коп/Вт ∙ ч
𝑊тп
220080
4) Средняя себестоимость передачи электрической энергии:
Сср = С10 + С0,38 + Стп = 10 + 0,5 + 0,22 = 10,72 коп/Втч.
Инв. № подл.
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
Если эта величина будет меньше аналогичной в предприятиях электросетей,
то спроектированная система электроснабжения будет конкурентоспособна с
существующими сетями.
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
Лист
38
12. Список используемой литературы:
Инв. № подл.
Подп. и дата
Взам. инв. № Инв. № дубл.
Подп. и дата
1. Л.И. Васильев, Е.А. Тур. Методическое пособие по выполнению курсового
проекта по дисциплине электроснабжение. СПБ ГАУ 2016г.
2. И.А. Будзко, Н.М. Зуль. Электроснабжение сельского хозяйства. М.
Агропромиздат. 1990г.
3. 2. Курсовое и дипломное проектирование по электроснабжению сельского
хозяйства. /Л.И. Васильев, Ф.И. Ихтейман, С.Ф. Симоновский и др. – М.:
Агропромиздат, 1989г. – 159 с.
4. 3. М.А. Шабад. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных
сетей. – Л.: Энергоатомиздат, 1985г. – 296 с.
5. 4. Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. Электрическая часть электростанций и
подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного
проектирования. – М.: Энергоатомиздат, 1989г. – 608 с.
6. 5. Правила устройства электроустановок. 7-е издание. – СПб.: Издательство
ДЕАН, 2007. – 625 с.
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
467068
Лист
39