Диплом Электростабжение района

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 8
1 ХАРАКТЕРИСТИКА ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ МИКРОРАЙОНА «СНЕЖНЫЙ» 9
2 РАСЧЕТ СИЛОВЫХ И ОСВЕТИТЕЛЬНЫХ НАГРУЗОК 10
2.1 Определение расчетной нагрузки жилых зданий 10
2.2 Определение расчетной нагрузки общественных зданий 12
2.3 Определение расчетной нагрузки наружного освещения 13
3 ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПОДСТАНЦИЙ 17
3.1 Выбор места расположения ТП 17
3.2 Расчет электрических нагрузок для отдельно рассматриваемой ТП 18
3.3 Выбор числа и мощности трансформаторов 20
3.4 Технико-экономическое сравнение выбора трансформаторов 23
4 ВЫБОР СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ МИКРОРАЙОНА 26
4.1 Схема распределительной сети 10 кВ 26
4.2 Выбор кабелей на напряжение 10 кВ 26
4.3 Проектирование системы электроснабжения 0,4 кВ 30
4.4 Выбор кабелей на напряжение 0,4 кВ 30
5 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ 32
5.1 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением 10 кВ 32
5.2 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением 0,4 кВ 39
6 ВЫБОР И ПРОВЕРКА КОММУТАЦИОННО-ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ 45
6.1 Компановка КТП 45
6.2 Выбор коммутационной аппаратуры в сети 10 кВ 46
6.2.1 Выбор высоковольтных выключателей 46
6.2.2 Выбор разъединителей 48
6.2.3 Выбор трансформаторов тока 49
6.3 Выбор коммутационной аппаратуры в сети 0,4 кВ 50
7 РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ 57
8 ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 64
8.1 Оценка затрат на проведение работы 64
8.2 Организация строительно-монтажных работ по вводу энегрообъекта 71
8.2.1 Ленточный график выполнения работ по вводу схемы 73
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 74
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 75

ВВЕДЕНИЕ
В данной выпускной квалификационной работе выполнено проектирование системы электроснабжения микрорайона «Снежный» города Великий Устюг.
Необходимость в создании микрорайона возникла ввиду того, что население города растет и город расширяется. Суть проектирования энергосистемы микрорайона заключается в следующем:
1) проектирование надежной связи с энергосистемой;
2) проектирование и обоснование экономически целесообразной и технически оптимальной системы электроснабжения;
3) выбор надежной аппаратуры и электрооборудования;
4) выбор надежной защиты энергосистемы микрорайона;
5) проектирование надежного управления энергосистемой микрорайона.
Используя последние справочные данные по расчётам нагрузок коммунально-бытовых, промышленных потребителей, осветительных нагрузок, выбираем необходимое количество и мощность комплектных трансформаторных подстанций, трансформаторов главной понизительной подстанции, проводится расчёт элементов системы электроснабжения. А именно, выбирается и проверяется коммутационно-защитная аппаратура, сечения и марки проводов линий электропередач.
Связь микрорайона с энергосистемой будет осуществляться по КЛ 10 кВ, а распределительные сети внутри микрорайона выполняются напряжением 10 кВ и 0,4 кВ.
Комплектные трансформаторные подстанции с необходимым оборудованием будут поставляться по заказу.
В данном дипломном проекте также представлен раздел экономики, где рассматриваются задачи организации труда, стоимость электрооборудования и электромонтажных работ.

1 ХАРАКТЕРИСТИКА ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ МИКРОРАЙОНА «СНЕЖНЫЙ»
В данной выпускной квалификационной работе рассматривается система электроснабжения микрорайона «Снежный» города Великий Устюг. Исходными данными для проектирования является план застройки микрорайона, который представлен на листе (лист 1) со сведениями о этажности зданий и количестве квартир.
Жилой фонд состоит из 1-о, 2-х, 4-х, 5-и этажных домов, подключенных к сетям природного газа. Электроприёмниками жилых домов и коммунально-бытовых зданий являются осветительные и бытовые приборы, при проектировании жилых домов лифтовые установки не используются. Объекты социальной сферы оборудованы электроплитами.
Потребители электроэнергии микрорайона города относятся к II и III категории по надежности электроснабжения.
Питание потребителей будет происходить от трансформаторных подстанций (ТП), расположенных на территории микрорайона, которые в свою очередь питаются от подстанции «Городская» Великоустюгского района имеющей ступени напряжения 110/35/10 кВ, которая находится на расстоянии 1,5 км. от нашего микрорайона города. Полный список потребителей находится в приложении А в таблице А.1.

2 РАСЧЕТ СИЛОВЫХ И ОСВЕТИТЕЛЬНЫХ НАГРУЗОК
2.1 Определение расчетной нагрузки жилых зданий
Расчетная электрическая нагрузка квартир Ркв, кВт, приведенная к вводу жилого здания определяется по формуле:

                (2.1)

где Ркв.уд – удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир. (кВт/квартира);
n – количество квартир.

Расчетная нагрузка силовых электроприемников Рс, кВт, приведенная к вводу жилого дома, определятся по формуле:

                (2.2) 

Мощность лифтовых установок Рр.л, кВт, равна 0, т.к. максимальная этажность домов равна 5-и и лифтовые установки не используются.
Мощность электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и др. санитарно-технических устройств Рст.у, кВт, также равна 0.
Мощность резервных электродвигателей, а также электроприемников противопожарных устройств, при расчете электрических нагрузок не учитывается.
Расчетная нагрузка жилого дома (квартир и силовых приемников) Рр.ж.д, кВт, определяется по формуле:

             (2.3)

где Ркв – расчетная нагрузка квартир, приведенная к вводу жилого дома, кВт;
Рс – расчетная нагрузка силовых электроприемников жилого дома, кВт;
Ку – коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых электро-приемников.
Пример расчета (для электропотребителя 5-ти этажный дом):
Активная нагрузка:

Pкв= Pкв.уд. ∙ n = 0,85 ∙ 100 = 85 кВт.
Рс = Рр.л. + Рст.у = 0 кВт.

Реактивная нагрузка:

; (2.4)

; ;

Полная нагрузка:

                                      , кВт;                               (2.5)

Расчеты для остальных потребителей выполняются аналогичным образом с использованием соотношений, приведенных выше. Результаты представлены в приложении Б в таблице Б.1.
2.2 Определение расчетной нагрузки общественных зданий
Пример расчета (для школы):
Активная нагрузка:

, (2.6)

где Руд – удельная нагрузка, кВт/чел;
n – число учащихся.
Реактивная нагрузка здания:

. (2.7)

Полная нагрузка здания:

; (2.8)

Расчет для остальных зданий выполняем аналогично. Результаты расчетов сводится в таблицу в приложении В.
2.3 Определение расчетной нагрузки наружного освещения
Освещение улиц будем проектировать, исходя из нормируемых значений средней яркости и освещенности дорожных покрытий.
Улицы, ограничивающие микрорайон, являются магистральными, районного значения, категории Б.
Принимаем, что освещение этих улиц выполняется с однорядным расположением светильников LP-STREET МАГИСТРАЛЬ 115-6П.
Подключим сети наружного освещения, ограничивающие микрорайон: с севера к ТП4, с востока к ТП3, с юга к ТП2, с запада к ТП1.
Рассчитаем количество ламп для освещения улиц.
Проверим, обеспечивают ли выбранные светильники с шагом 40 м нормируемую яркость покрытия L=0,6 кд/м2, интенсивность движения в обоих направлениях составляет 1500 ед. в час, ширина улицы 10 м.
Площадь для освещения светильника определим по формуле:

, (2.9)

где h – высота подвеса светильника, м;
d – шаг опор, м.

.

Определим коэффициент использования светильников по табл. 9.14 [3]:

.

Определим необходимый световой поток:

, (2.10)

где L – нормируемая яркость покрытия, кд/м2;
Кз – коэффициент запаса;
ηL – коэффициент использования.

.

Светильник LP-STREET МАГИСТРАЛЬ 115-6П имеет световой поток I=16500 Лм. При однорядном расположении светильников они могут осветить площадь

, (2.11)

,

что больше чем фактическая площадь.
Причем шаг (расстояние между двумя соединенными опорами) 40 м. Тогда, количество ламп, необходимых по длине микрорайона определим (длина микрорайона 485 м):

,

а по ширине (ширина микрорайона 445 м):

.

Количество светильников для центральных улиц:

Nс= 12∙3+11∙3=69 шт.

Количество светильников для ТП равно: ТП1–18, ТП2–24, ТП3–16, ТП4–11.
Питание наружного освещения осуществляется непосредственно от ТП самонесущим изолированным проводом. Управление наружным освещением проектируем независимо от внутреннего по каскадной схеме, из диспетчерского пункта организации, ответственной за электроснабжение города. В пункте управления предусматриваем контроль состояния.
Рассчитаем осветительную нагрузку, распределенную по ТП. Примем cosφ=0,87 (есть индивидуальная компенсация реактивной мощности), тогда tgφ=0,48.

ТП1:

ТП2:

ТП3:

ТП4:

3 ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПОДСТАНЦИЙ
3.1 Выбор места расположения ТП
Оптимальное расположение ТП на генеральном плане микрорайона. Условный центр активной нагрузки (УЦН) вычисляем по выражениям:

, см; , см. (3.1)

Условный центр реактивной нагрузки (УЦН) вычисляем по выражениям:

, см; , см, (3.2)

где Pi – активная мощность i-го потребителя, кВт;
Qi – реактивная мощность i-го потребителя, квар;
xi – координата по оси ОХ i-го потребителя по генплану, см;
yi – координата по оси ОY i-го потребителя по генплану, см.
Если источник питания (в нашем случае ТП) расположить в зоне эллипса рассеяния, то затраты на систему электроснабжения (в нашем случае на кабельные линии) будут минимальными.
Предварительно намечаем количество ТП, равное четырем. Таким образом, разбиваем микрорайон на 4 части, получаем 4 начала координат. Далее расчет производим по формулам, приведенным выше.

Найдем условные центры нагрузок (УЦН) для всех частей микрорайона. Данные расчетов приведены в приложении Г таблице Г.1 и пояснения не требуют. Координаты по плану застройки (Лист 1).
3.2 Расчет электрических нагрузок для отдельно рассматриваемой ТП
Расчет электрических нагрузок проведем методом коэффициента участия в максимуме нагрузок потребителей относительно наибольшей нагрузки.
Расчетная нагрузка (вечерний максимум) трансформаторной подстанции при смешанном питании потребителей различного назначения (жилых домов и общественных зданий или помещений) Рр определяется по формуле:

,                          (3.3)

где Рр.ж.наиб. – наибольшая нагрузка из жилых домов, кВт;
ку,i – коэффициент участия в максимуме i-го потребителя из жилых домов;
Рр.ж.i – нагрузка i-го жилого дома, кВт;
ку,j – коэффициент участия в максимуме j-го потребителя из общественных зданий;
Рр.ж.j – нагрузка j-го общественного здания, кВт.
Расчетная нагрузка для дневного максимума для ТП определяется по формуле:

, (3.4)

где Рр.общ. наиб.- наибольшая нагрузка из общественных зданий, кВт;
ку,i – коэффициент участия в максимуме i-го потребителя из жилых домов;
Рр.ж.i – нагрузка i-го жилого дома, кВт;
ку,j – коэффициент участия в максимуме j-го потребителя из общественных зданий;
Рр.ж.j – нагрузка j-го общественного здания, кВт.
Пример расчета (для ТП1)
Дневной максимум (активная нагрузка):

Вечерний максимум (активная мощность):

Дневной максимум (реактивная мощность):

Вечерний максимум (реактивная мощность):

Расчеты для остальных ТП проводятся аналогичным образом и пояснений не требуют. Результаты расчетов нагрузки ТП приведены в таблице (табл. 3.1).

Таблица 3.1 — Результаты расчетов нагрузки ТП
ТП 1 ТП 2 ТП 3 ТП 4
Рр,
кВт Qр,
квар Рр,
кВт Qр, квар Рр,
кВт Qр, квар Рр,
кВт Qр, квар
Дневной максимум 423,09 179,15 539,35 267,37 369,12 129,76 451,92 175
Вечерний максимум 525,93 194,2 797,35 323,67 505,02 167,54 576,48 206,68
3.3 Выбор числа и мощности трансформаторов
При выборе используем методику. Минимальное число трансформаторов определяем:

, (3.5)

где Рр – расчетная активная нагрузка потребителей, кВт;
кз – коэффициент загрузки трансформатора (принимается в зависимости от категории надежности потребителей);
Sн.т. – номинальная мощность трансформатора, кВА.
Полученное NT.min округляется до ближайшего целого числа- NT.
Выбранное количество трансформаторов может передать в сеть напряжением до 1 кВ при заданном коэффициенте загрузки реактивную мощность QT, величину которой определяем по формуле:

, квар, (3.6)

Уточняем кз по формуле:

, (3.7)

где Qку.факт – фактическая мощность конденсаторных батарей, квар.
Уточняем кз в послеаварийном режиме по формуле:

. (3.8)

Приведем пример расчета для ТП1. Зададимся предварительным значением коэффициента загрузки согласно [4] в пределах 0,9-0,95 т.к. преобладают нагрузки III категории надежности. Далее проводим расчет по приведенным выше формулам.

Принимаем NT=2

квар.

Уточненный коэффициент загрузки в нормальном режиме: кз=0,67
Загрузка силовых трансформаторов в аварийном режиме:

Дальнейший расчет для выбора вариантов трансформаторов проводим аналогичным образом. Результаты расчета сведем в таблицу 3.2

Таблица 3.2 – Результаты выбора трансформаторов
ТП Sн.т, кВА Nт кз кз, пав
1 250 3 0,75 1,12
400 2 0,7 1,4
630 2 0,44 0,89
2 250 4 0,86 1,15
400 3 0,71 1,07
630 2 0,68 1,37
3 250 3 0,71 1,06
400 2 0,66 1,33
630 2 0,42 0,85
4 250 3 0,82 1,22
400 2 0,77 1,53
630 2 0,49 0,97

Окончательное решение по выбору трансформаторов примем на основании технико-экономического сравнения вариантов из таблицы.
Это сравнение представим в следующем подразделе, причем варианты с трансформаторами мощностью 630 кВА исключим из ТП1, ТП3 и ТП4, так как кз трансформаторов в этом случае очень низкий. В этих вариантах мы не обеспечим требуемую загрузку трансформаторов. А в ТП2 исключим вариант с трансформатором мощностью 250 кВА, так как он слишком слабый для данной нагрузки.
3.4 Технико-экономическое сравнение выбора трансформаторов
Проведем технико-экономическое сравнение вариантов выбора трансформаторов на основании методики из [5].
Приведенные затраты:

, руб, (3.9)

где Кктп – капитальные вложения на городскую трансформаторную подстанцию;
На – норма отчислений, на ремонт — 2,9% и обслуживание -1%, ;
Е – норма дисконта; Е=0,16
И – годовые издержки на содержание схемы, руб.

  Кктп=(Цо.тп+NT∙∙ Цо.тр) ∙ (1+σт+σс+σм),                     (3.10)

где Цо.тп – стоимость КТП в текущих ценах, руб.;
Цо.тр – стоимость трансформатора в текущих ценах, руб.;
σт – коэффициент, учитывающий транспортно-заготовительные расходы, (σт=0,05, при массе оборудования свыше 1 тонны);
σс – коэффициент, учитывающий затраты на строительные расходы, (σс=0,02….0,08);
σм – коэффициент, учитывающий затраты на монтаж, (σм=0,1…0,15).
Потери энергии в трансформаторах :

, кВт ∙ ч, (3.11)

где NT – количество трансформаторов;
ΔРхх – потери холостого хода в трансформаторах, кВт;
Тгод – число часов в году (8760 ч.);
Кз – коэффициент загрузки;
ΔРк – потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт;
τ – время максимальных потерь (4590 ч.) для коммунально-бытовых потребителей по [6].
Стоимость потерь электроэнергии:

, руб, (3.12)

где Со – стоимость 1 кВт∙ч электроэнергии Со=6,15 руб,(СН2 с НДС).

Приведем пример расчета для ТП1:

Кктп2*400=(299720+2∙212152) ∙(1+0,05+0,08+0,1)=890549,52 руб.

Кктп3*250=(380998+3∙156927) ∙(1+0,05+0,08+0,1)=1047688,17 руб.

Расчет для других вариантов трансформаторов проводим аналогично.
Результаты расчета сведем в таблицу в приложении Д.
Сравнивая полученные результаты можно окончательно выбрать трансформаторы: для ТП1-2×400; ТП2-2×630; ТП3-2×400; ТП3-2×400.

4 ВЫБОР СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ МИКРОРАЙОНА
4.1 Схема распределительной сети 10 кВ
Схему электроснабжения проектируем с учетом следующих основных требований:

  • обеспечение требуемого качества электроэнергии на зажимах электроприемников;
  • экономическая целесообразность сооружения и эксплуатации, т.е. сочетание относительно невысоких стоимостей оборудования, затрат на строительство и эксплуатацию, включая потери электроэнергии;
  • обеспечение возможности развития и модернизации без коренного переустройства;
  • удобство и безопасность обслуживания;
  • максимальное приближение ТП к приемникам;
  • исключение обесточенного резерва;
    -раздельная работа источников питания по условиям снижения токов короткого замыкания;
    -применение кабельных линий (по условию надежности, безопасности и ограниченности территории).
    Вид схемы электроснабжения зависит от того, какие категории потребителей запитаны от неё. Для определения категории потребителей, воспользуемся РД [2]. В нашем случае присутствуют потребители II и III категории. Для сети 10 кВ проектируем петлевую схему, согласно [1]. Схема электроснабжения 10 кВ представлена на плане (Лист 3).
    4.2 Выбор кабелей на напряжение 10 кВ
    Выбор кабелей на напряжение 10 кВ осуществляем по следующим условиям:

1) по экономической плотности тока

, (4.1)

где Fр – расчетное сечение кабеля, мм2;
Ip – расчетный ток линий, А;
jэк – экономическая плотность тока, А/мм2 (выбираем из [8] jэк=1,4 А/мм2);
2) по току послеаварийного режима

, (4.2)

где IПА — ток послеаварийного режима, А;
Iд ¬– длительно допустимый ток кабеля, А;
Кпр – коэффициент прокладки;
Кср – коэффициент среды;
Кпер – коэффициент перегрузки из [8];
3) по потере напряжения

, (4.3)

где ΔUдоп — допустимые потери напряжения, % из [2];
Ip – расчетный ток линии, А;
l – длина кабеля, км;
R0 , x0 – удельные сопротивления кабеля, Ом/км;
сosφн, sinφн – коэффициенты мощности нагрузки;
Uном – номинальное напряжение кабеля, В;

4) по термической стойкости

, (4.4)

где Fp — расчетное сечение кабеля, мм2;
FT.C. – термически стойкое сечение кабеля, мм2;
IK(3) – ток трехфазного короткого замыкания, А;
tр.з. – время отключения КЗ, с;
С – постоянная принимающая значение для кабелей с алюминиевыми жилами и поливинилхлоридной изоляцией, А•с/мм2.
Выбираем марку кабеля по [7]: ААБ2Л – с бумажной изоляцией, одно- или многопроволочная алюминиевая жила, алюминиевая оболочка, броня из 2-х стальных лент, под ней подушка, состоящая из 2-х слоев пластмассовых лент. Наружный покров из стеклянной пряжи и покрытие предохраняющее кабель от слипания. Такие кабели предназначены для прокладки в земле (траншеях) с низкой и средней коррозийной активностью, в процессе эксплуатации не подвергаются растягивающим усилиям.
Рассмотрим выбор кабеля на примере линии W1:

Принимаем ближайшее большее значение сечения — 70 мм2. Самым тяжелым режимом для этой линии является обрыв кабеля W5. В этом случае ток послеаварийного режима составит:

, А, (4.5)

где SΣ – суммарная полная мощность всех ТП, кВА;
Uном – номинальное напряжение, кВ.

148,3<185,6, значит условие соблюдается.

0,74% < 6%, значит условие соблюдается.

70мм2 > 41,95 мм2

Iк(3) возьмем из пункта 4.1 данной работы tр.з определим по кривым (рис. 3.5 из [5]), С определим по таблице (табл. 3.4 из [5]). Все условия выполняются, дальнейшие расчеты аналогичны. Результаты представим в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 — Выбор сечения кабелей на напряжение 10 кВ
№ линии l,
км Ip,
A Fр,
мм2 IПА,
А Iд•кпр•кср•кпср,
А F,
мм2 R0,
Ом/км X0,
Ом/км2 ΔU,
%
W1 1,15 82,42 58,87 148,3 185,6 70 0,447 0,0612 0,47
W2 0,235 43,78 31,28 110,14 129,37 35 0,894 0,0637 0,12
W3 0,23 0,50 0,36 66,87 101,25 25 1,25 0,0662 0,007
W4 0,255 37,24 26,60 29,50 129,37 35 0,894 0,0637 0,14
W5 1,5 74,84 58,87 148,3 185,6 70 0,447 0,0612 0,53
4.3 Проектирование системы электроснабжения 0,4 кВ
Категории надежности электроприемников принимаем по [2]. Результаты приведены в приложении Б.

Рассмотрим потребителей электроэнергии микрорайона по обеспечению надежности электроснабжения.
1-о, 2-х, 4-х и 5-ти этажные дома (кроме тех, в которых находятся электроприемники II категории) относятся к III категории, могут быть подключены по наиболее простой магистральной схеме, т.к. они не имеют силовых электроприемников и нет необходимости отделения осветительной нагрузки от силовой.
Для электроснабжения детских садов и поликлиники, а также др. потребителей II категории принимаем радиальную схему электроснабжения. Прокладываем по 2 кабеля к каждому зданию.
4.4 Выбор кабелей на напряжение 0,4 кВ
Расчетная электрическая нагрузка линии до 1 кВ при смешанном питании потребителей жилых домов и общественных зданий (помещений), Рр.л., кВт, определяется по формуле:

, (4.6)

где Рзд.max – наибольшая нагрузка здания из числа зданий, питаемых по линии, кВт;
Рзд.i – расчетная нагрузка др. зданий, питаемых по линии, кВт;
Кyi – коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий (помещений) или жилых домов (квартир и силовых электроприемников) по табл. 2.3.1. из [2].
Кабели выбирают по следующим условиям:
1) по нагреву расчетным током
, (4.7)

где Кср – коэффициент среды, учитывает отличие температуры среды от заданной в [4];
Кпр – коэффициент прокладки, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки при параллельной прокладке;
Iдоп – допустимый ток кабеля, А по [4].
2) по потере напряжения

, (4.8)

где ΔUдоп – допустимая потеря напряжения (ΔUдоп≤6% для малоэтажных домов из [2]);
Ip – расчетный ток линии, А;
L – длина кабеля, км;
r0,x0 – удельное сопротивление кабеля, Ом/км из [4];
cosφн – косинус нагрузки (примем 0,96 по [2]);
sinφн – синус нагрузки (примем 0,28 по [2]);
Uном – номинальное напряжение кабеля, В.

Выбираем марку кабеля по [6]:
ААБ2ЛШВ – с бумажной изоляцией, пропитанной вязким изоляционным пропиточным составом, алюминиевая жила, алюминиевая oболочка, броня из 2-х стальных лент, под ней 2 слоя пластмассовых лент, защитный покров в виде шланга из поливинилхлоридного пластиката.
Расчеты аналогичны тем, которые проводились в пункте 4.1. данной пояснительной записки, особых пояснений не требуют. Результаты расчетов представлены в приложении Е.
5 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение короткого замыкания в сети или в элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий персонала.
Коротким замыканием называется непосредственное соединение между любыми точками разных фаз или фазы с землей и нулевым проводом электрической цепи, которое не предусмотрено нормальными условиями работы электроустановки. Ток КЗ зависит от мощности источника питания, электрической удаленности места КЗ от него, то есть от сопротивления цепи КЗ, от вида КЗ, а также момента возникновения КЗ и длительности его действия.
Расчетным видом короткого замыкания для выбора или проверки параметров электрооборудования обычно считают трехфазное короткое замыкание.
5.1 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением 10 кВ
Для расчета токов КЗ в разработанной схеме электроснабжения 10 кВ на шинах РУ-10кВ необходимо задать следующие исходные данные: марка трансформатора на ПС-110/10 ТМГ-10000/110/10 — трансформатор трех-фазный двухобмоточный с естественным масляным охлаждением, герметичный, с переключением без возбуждения, включаемый в сеть переменного тока частотой 50 Гц, предназначен для преобразования электроэнергии в сетях энергосистем и потребителей электроэнергии. Сопротивления RT=0,066 Ом, ХТ=1,15 Ом (сопротивления трансформатора приведены к низкой стороне напряжения) [6]
Действующее значение тока КЗ на шинах ГПП равно: Iк.с(3)=3,8 кА.
Определим параметры схемы замещения.
Реактивное сопротивление системы определяем по формуле:

, (5.1)

где Uср – среднее напряжение, кВ;
Iк.с(3) – ток трехфазного КЗ на стороне 10 кВ, кА.
Активное сопротивление для кабельных линий определим по выражению:

, (5.2)

где Ro.w – удельное активное сопротивление, Ом/км;
l – длина линии, км.
Пример расчета.
Активным сопротивлением системы пренебрегаем.

Параметры остальных линий рассчитываем аналогично. Результаты расчетов сведем в таблицу 5.1

Таблица 5.1 – Параметры схемы замещения сети 10 кВ
Элемент R0, Ом/км Х0, Ом/км L, км R, Ом Х, Ом Z, Ом
Система 1,595 1,595
W1 0,447 0,0612 1,15 0,514 0,0704 0,519
W2 0,894 0,0637 0,235 0,210 0,015 0,211
W3 1,25 0,0662 0,23 0,287 0,0152 0,287
W4 0,894 0,0637 0,255 0,228 0,0162 0,229
W5 0,447 0,0612 1,5 0,67 0,0918 0,676

Сеть 10 кВ может работать в кольцевом режиме, а может в разомкнутом по точке потокораздела. Причем в нормальном режиме она работает в разомкнутом режиме согласно [1]. Рассчитаем токи КЗ для случаев, когда сеть работает в нормальном режиме, а также при работе в послеаварийном режиме при отключении (в случае КЗ и при выводе в ремонт) линии W1 в режиме магистрали. Расчетная схема и схема замещения при работе в разомкнутом режиме представлена на рисунке 5.1, а в режиме магистрали на рисунке 5.2.

Рисунок 5.1 – Расчетная схема и схема замещения в разомкнутом режиме работы (нормальный режим)

Рисунок 5.2 – Расчетная схема и схема замещения при работе в режиме магистрали (послеаварийный режим)

Рассчитаем токи трехфазного КЗ в точках, обозначенных на рисунках 5.1 и 5.2.
Ток трехфазного КЗ рассчитываем по формуле:

, (5.3)

где ZΣ – суммарное сопротивление до точки КЗ, Ом.
Ударный ток рассчитывается по формуле:

, (5.4)

где Ку – ударный коэффициент, который находим по формуле:

, (5.5)

где Та – постоянная времени переходного процесса, с,

, (5.6)

где Х – реактивное сопротивление до точки КЗ, Ом;
ω – угловая частота (ω=314 при частоте питающей сети 50 Гц);
R – активное сопротивление до точки КЗ, Ом.
Для сети 10 кВ рассчитаем емкостной ток замыкания на землю.
По формуле:

, А, (5.7)

где Lк – общая длина электрически связанных кабельных линий, км;
Lв – общая длина электрически связанных воздушных линий, км.
В нашем случае воздушных линий нет. Если емкостной ток замыкания на землю меньше 20 А, то компенсация емкостного тока не требуется.
Пример расчета для рисунка 5.1:

Компенсация емкостного тока не требуется, т.к. 3,37 А<20 А.
Для других точек КЗ расчет аналогичен. Результаты расчетов сведем в таблицу 5.2

Таблица 5.2 – Результаты расчета токов КЗ в сети 10 кВ
Точка КЗ К1 К2 К3 К4 К5
Рабочий режим электрической сети
Iк(3), кА 2,87 2,6 2,32 2,42 2,67
Ку 1,43 1,79 1,57 1,63 1,28
iy, кА 5,8 6,58 5,15 5,58 4,8
Послеаварийный режим электрической сети
Iк(3), кА 3,27 2,39 2,14 2,06 —
Ку 1,21 1,18 1,11 1,09 —
iy, кА 5,59 3,9 3,35 3,18 —
5.2 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением 0,4 кВ
Расчет будем проводить в именованных единицах.
Определим параметры трансформатора.
Активное сопротивление

, (5.8)

где ΔPк – потери КЗ, кВт;
Uном – низшее номинальное напряжение трансформатора, кВ;
Sном.т.– номинальная мощность трансформатора, кВА.

Реактивное сопротивление

, (5.9)

где Uк – напряжение КЗ, %.
Активное и реактивное сопротивление линии находим по формулам (5.1) и (5.2).
Ток трехфазного КЗ находим по формуле:

, (5.10)

где ХΣ – суммарное реактивное сопротивление от шин ТП до точки КЗ, мОм;
RΣ – суммарное активное сопротивление от шин ТП до точки КЗ, мОм.
Ток трехфазного КЗ с учетом дуги находим по формуле:

, (5.11)

где RД – сопротивление дуги, мОм.
Сопротивление дуги находим по формуле:

, (5.12)

где ЕД – напряженность в стволе дуги, В/мм (ЕД=1,6 В/мм из [4]);
LД – длина дуги, мм из [4].
Ток двухфазного КЗ с учетом дуги находим по формуле:

. (5.13)

Ток однофазного КЗ с учетом дуги находим по формуле:

, (5.14)

где I1к.min – ток однофазного КЗ, кА;
Uф – фазное напряжение, В;
ZТ – сопротивление трансформатора в случае однофазного КЗ, мОм.

, (5.15)

где ХТ1, ХТ2, ХТ0 – индуктивные сопротивления трансформатора прямой, обратной и нулевой последовательности, мОм;
RT1, RT2, RT0 – активные сопротивления трансформатора прямой, обратной и нулевой последовательности, мОм;
RД – сопротивление дуги, мОм;
Zп – полное сопротивление петли фаза-нуль от трансформатора до точки КЗ.
При соединении обмоток трансформатора по схеме Δ/Y0 сопротивления всех последовательностей равны. Следовательно, в нашем случае ZT найдем по формуле:

, (5.16)

где ХТ, RТ – сопротивления трансформатора, мОм;
RД — сопротивление дуги, мОм.
Ударный ток находим по формуле:

, (5.17)

где Ку – ударный коэффициент;
I(3)к.max – ток трехфазного КЗ без учета сопротивления дуги, кА.
Проведем расчет токов КЗ для сети, питающей потребителя- жилой дом 29.
Произведем расчет параметров схемы замещения.
Сопротивления трансформатора:

Сопротивление кабеля и провода:

Сопротивления остальных линий рассчитываются аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 5.3

Таблица 5.3 – Результаты расчета параметров схемы замещения
Элемент Sн.т.,
кВА Uк,
% ΔРк,
кВт Uн,
кВ ХТ,
мОм RТ,
мОм ZT,
мОм
Трансформатор 400 4,5 5,5 0,4 17,14 5,5 18
Линия L,
м Х0,
мОм/м R0,
мОм/м ZП.Ф-0.уд,
мОм/м ХW,
мОм RW,
мОм ZП.Ф-0,
мОм
W1 216 0,0612 0,447 1,06 13,21 96,55 228,96
W2 46 0,099 1,84 2,01 4,55 84,64 92,46
W3 15 0,126 12,5 34 1,89 187,5 510

Расчетная схема участка цепи и схема замещения представлены на рисунке 5.3.

Рисунок 5.3 — Расчетная схема и схема замещения для расчетов токов короткого замыкания

В данном случае кабель, питающий дом, обозначается W1, провод стояка W2, проводка в квартире- W3.
Рассчитаем токи КЗ на примере для точки К1:

.

.

.

Расчет для остальных точек аналогичен. Результаты расчетов представлены в таблице 5.4

Таблица 5.4 – Результаты расчетов токов КЗ в сети 0,4/0,23 кВ
Точка iy,
кА I(3)к.max,
кА I(3)к.min,
кА I(2)к.min,
кА I(1)к.min,
кА
К1 24,67 12,83 10,74 9,3 10,74
К2 4,35 2,26 2,17 1,88 1,74
К3 3,12 1,62 1,56 1,36 1,22
К4 — — — — 0,44

6 ВЫБОР И ПРОВЕРКА КОММУТАЦИОННО-ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ
6.1 Компановка КТП
Подстанция трансформаторная комплектная наружной установки с двумя трансформаторами 2БКТП-АТ-250…1000/6(10)/0,4-У1 предназначена для приема электрической энергии трехфазного переменного тока частотой 50 Гц, номинальным напряжением 6(10) кВ, преобразования его в напряжение 0,4 кВ и распределения по потребителям. БКТП-АТ применяются для электроснабжения промышленных, сельскохозяйственных и коммунальных объектов в районах с умеренным климатом (диапазон температур от минус 40С до +40С).
Двухтрансформаторная подстанция 2БКТП-АТ состоит из трех отдельных блоков:
– блок распределительного устройства стороны высшего напряжения – РУВН;
– отсек силовых трансформаторов Т1 и Т2;
– блок распределительного устройства стороны низшего напряжения –РУНН
Распределительное устройство со стороны высшего напряжения реализовано на камерах серии КСО-366 с выключателями нагрузки ВНА-10/400
В блоке силовых трансформаторов согласно заявке заказчика, могут быть установлены масляные трансформаторы серий ТМ, ТМГ или сухие серии ТСГЛ, ТСЛ.
Вентиляция в блоке силовых трансформаторов — естественная и осуществляется через жалюзийные решётки, которые установлены в воротах.
Распределительное устройство со стороны низшего напряжения реализовано на панелях серии ЩО-70М, как с устройством АВР, так и без него. Количество и номинальные токи отходящих линий согласно заявке заказчика. В блоке РУНН установлен ящик собственных нужд ЯВ-СН-АТ, который предназначен для:
– внутреннего освещения всех блоков;
– внутреннего освещения камер КСО;
– внешнего освещения подстанции;
– питания схемы управления обогревом.
6.2 Выбор коммутационной аппаратуры в сети 10 кВ
6.2.1 Выбор высоковольтных выключателей
В данной работе предусматриваем вакуумные выключатели серии BB/TEL.
Выбор выключателей производится:
1) По напряжению:

; (6.1)

2) По длительному току:

; (6.2)

3) По отключающей способности:
На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельному сквозному току короткого замыкания:

; (6.3)

, (6.4)

где Iпр.скв – действительное значение предельного сквозного тока КЗ;
– начальное значение периодической слагающей тока короткого замыкания в цепи выключателя.
На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ:

, (6.5)

где – предельный ток термической стойкости;
tтерм – нормативное время протекания предельного тока термической стойкости.

, (6.6)

где Та=0,02 с;

, (6.7)

где tрз.осн – время действия основной релейной защиты, с;
tв.осн – полное время отключения выключателя, с.
Максимальный расчетный ток линий:

Iрасч.w=148,3 А.

В соответствии с этим принимаем выключатель с номинальным током 630 А.

.

Выбор и обоснование выбора выключателей в КРУ-10 приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 – Результаты расчета и технические данные аппаратуры
Условия
выбора Численное
Значение Тип оборудования
Выключатель
BB/TEL-10-12,5/630 У2
Uуст ≥Uном Uном =10 кВ Uном = 10 кВ
Iном ≥ Iраб.max Iраб.max = 148,3 А Iном = 630 кА
Iоткл ≥ Iкз Iкз = 3,8 кА Iоткл = 12,5 кА
Iпр.скв ≥ iуд iуд = 11,7 кА Iпр.скв = 32 кА
I2•t ≥ Вк Вк =22 кА2•с I2•t = 468,75 кА2•с

Выбранный выключатель подходит по всем критериям.
6.2.2 Выбор разъединителей
Выбор разъединителей производится по условиям:

  • по напряжению установки ;
  • по току ;
  • по конструкции и классу точности;
  • по электродинамической устойчивости ;
  • по термической стойкости .
    Устанавливаем трехполюсные разъединители переменного тока внутренней установки типа РВЗ-10-630УХЛ2.

Таблица 6.2 – Выбор разъединителей
Условия
выбора Численное
значение Тип оборудования
РВЗ -10-630 УХЛ2
Uуст ≥Uном Uном =10 кВ Uном =10 кВ
Iном ≥ Iраб.max Iраб.max = 148,67А Iном = 630 А
Iпр.скв ≥ iуд iуд = 6,99 кА Iпр.скв = 50 кА
I2•t ≥ Вк Вк =12,9 кА2•с I2•t = 400 кА2•с
6.2.3 Выбор трансформаторов тока
Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Выбор трансформаторов тока осуществляется:

  • по напряжению установки ;
  • по току ;
  • по конструкции и классу точности;
  • по электродинамической устойчивости ;
  • по термической стойкости .
    В РУНН-10 устанавливаем трансформаторы тока типа ТОЛ-10. Расчетные данные для выбора и каталожные данные приведены в таблице 6.3.

Таблица 6.3 – Выбор трансформаторов тока
Условия
выбора Численное
значение Тип оборудования
ТОЛ-10
Uуст ≥Uном Uном =10 кВ Uном =10 кВ
Iном ≥ Iраб.max Iраб.max = 148,3А Iном = 150 А
Iпр.скв ≥ iуд iуд = 11,7 кА Iпр.скв = 52 кА
I2•t ≥ Вк Вк =22 кА2•с I2•t = 155,52 кА2•с

Выберем предохранитель на 10 кВ для защиты трансформатора.

Uном.пр ≥ Uном.сети;

Номинальный ток трансформатора найдем по формуле:

                                    (6.8)

Выберем предохранитель с номинальным током 50 А, типа ПКТ 103-10-50-31,5 УЗ.

Коэффициент (2) в формуле учитывает бросок тока намагничивания трансформатора при включении.
6.3 Выбор коммутационной аппаратуры в сети 0,4 кВ
Согласно [10] п.1.7.57, электроустановки до 1 кВ жилых, общественных и промышленных зданий должны получать питание от источника с глухозаземленной нейтралью системы TN.
Система TN – система, в которой нейтраль источника питания глухо заземлена, а открытые проводящие части электроустановки присоединены к глухозаземленной нейтрали источника питания посредством нулевых защитных проводников, п.1.7.3. из [10].
Принимаем к расчету систему TN-S, в которой нейтраль (N) и защитный проводник (РE) разделены на всем протяжении сети согласно п.1.7.3. из [10].
В сети 0,4 кВ используются два вида защитных аппаратов: предохранители и выключатели. Кроме того необходимо устройство защитного отключения (УЗО) с номинальным дифференциальным током отключения не более 30 мА, п1.7.50. из [10].
Применение УЗО также требует.
Для защиты квартиры 56 (самой удаленной) дома 43 принимаем к установке УЗО со следующими характеристиками:
Uн=220 В; Iн=16 А; IΔн=0,03 А; Тн=0,5 с при IΔн; Тн=0,15 с при 2 IΔн=0,6 А; Тн=0,04 с при 5 IΔн=0,15 А.
Предохранители в сети 0,4 кВ выбираются по приведенным ниже условиям из [4]

, (6.8)

где Uном.пр – номинальное напряжение предохранителя, В;
Uном.сети – номинальное напряжение сети, В.

, (6.9)

где Iном.вст. – номинальный ток плавкой вставки, А;
Ip – расчетный ток, А.

, (6.10)

где Кч – коэффициент чувствительности;
Iк.min – минимальный ток КЗ, А.

, (6.11)

где I(3)к.max – ток трехфазного КЗ, кА;
Iп.откл – предельно отключаемый ток, кА.

Приведем пример выбора защитной аппаратуры для участка сети от квартиры 56 дома 43 до предохранителя, защищающего трансформатор ТП4.
Выбор автоматического выключателя квартиры 56 дома 43.
Марка выключателя: ВА-14-26

Uном.в≥Uном.сети;

Iном.в=16 А; Iдоп.=18 А; Кпер=1,25.

Iс.п. < Iдоп ∙ Кпер .

                                         (6.12)

Результаты выбора в таблице 6.4.

Таблица 6.4 – Результаты выбора автоматического выключателя
Условия выбора Номинальные Расчетные
Uном.в≥Uном.сети 380 В 380 В
Iс.п. < Iдоп ∙ Кпер Iном.в=16 А Iдоп ∙ Кпер=22,5 А
Iс.о. — 96 А
1,5 < Kч 1,5 4,58

Все условия выполняются.
Выбор предохранителя стояка четвертого подъезда дома 43 (FU2).
Марка предохранителя: ПН 2-250

                                         (6.13)

Результаты выбора в таблице 6.4.

Таблица 6.4 – Результаты выбора предохранителя стояка
Условия выбора Номинальные значения Расчетные значения
Uном.в≥Uном.сети 380 380

Iном.вст=63 А Iр=27,5 А

10 кА 1,56 кА
3 < Kч 3 19,36

Время срабатывания предохранителя tc=0,04с при Iкз=1220А.
Все условия выполняются.
Выбор предохранителя ввода дома 43 (FU2).
Марка предохранителя: ПН 2-250

                                         (6.14)

Результаты выбора в таблице 6.5.

Таблица 6.5 – Результаты выбора предохранителя ввода
Условия выбора Номинальные значения Расчетные значения
Uном.в≥Uном.сети 380 В 380 В

Iном.вст=125 А Iр=93 А

100 кА 2,17 кА
3 < Kч 3 13,92

Время срабатывания предохранителя tc=0,05с при Iкз=1740А.
Все условия выполняются.
Выбор линейного предохранителя ТП4 (вторая ступень защиты ввода) (FU1).
Марка предохранителя: ПН 2-250

                                         (6.15)

Результаты выбора в таблице 6.6.

Таблица 6.6 – Результаты выбора линейного предохранителя
Условия выбора Номинальные значения Расчетные значения
Uном.в≥Uном.сети 380 В 380 В

Iном.вст=160 А Iр=93 А

100 кА 10,74 кА
3 < Kч 3 10,88

Время срабатывания предохранителя tc=0,09с. при Iкз=1740А.
Все условия выполняются.
Выбор секционного автоматического выключателя КТП 2×400
Марка выключателя: ВА 51-39

,

где Кн=1,5 – коэффициент надежности отстройки.

;

;

Результаты выбора в таблице 6.7.

Таблица 6.7 – Результаты выбора секционного автоматического выключателя
Условия выбора Номинальные значения Расчетные значения
1 2 3
Uном.в≥Uном.сети 380 В 380 В

Iном.вст=630 А Iр=630 А

630 А 578 А

Продолжение таблицы 6.7
1 2 3

Iс.о=1890 А

tс.о=0,2

1,5< Kч 1,5 Kч=5,68

Выбор вводного автоматического выключателя ТП 2×400 (QF).
Определим ток допустимой перегрузки трансформатора по формуле:

, (6.16)

где Кдоп – коэффициент допустимой перегрузки трансформатора (Кдоп=1,4 из [7]).

Марка выключателя: ВА 55-41

; ;

.

; .

;

Результаты выбора в таблице 6.8

Таблица 6.8 – Результаты выбора вводного автоматического выключателя
Условия выбора Номинальные значения Расчетные значения
Uном.в≥Uном.сети 380 В 380 В

Iном.вст=1000 А Iр=577 А

Iс.о=3000 А

tс.о=0,3

1,5< Kч 1,5 Kч=3,58


7 РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
Для линий напряжением 10 кВ должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю. На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться, как правило, двухступенчатая токовая защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки, а вторая – в виде максимальной токовой защиты с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени. Защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена в виде селективной защиты (устанавливающей поврежденное направление), действующей на сигнал.
Релейную защиту выполним на базе блоков микропроцессорной релейной защиты «Сириус-2Л».
Устройство «Сириус-2Л» является комбинированным микропроцессорным терминалом релейной защиты и автоматики. Применение в устройстве модульной мультипроцессорной архитектуры наряду с современными технологиями поверхностного монтажа обеспечивают высокую надежность, большую вычислительную мощность и быстродействие, а также высокую точность измерения электрических величин и временных интервалов, что дает возможность снизить ступени селективности и повысить чувствительность терминала.
Устройство обеспечивает следующие эксплуатационные возможности:
– выполнение функций защит, автоматики и управления, определенных ПУЭ и ПТЭ;
– задание внутренней конфигурации (ввод/вывод защит, автоматики, сигнализации и т.д.);
– ввод и хранение уставок защит и автоматики;
– передачу параметров аварии, ввод и изменение уставок по линии связи;
– непрерывный оперативный контроль работоспособности (самодиагностику) в течение всего времени работы;
– блокировку всех выходов при неисправности устройства для исключения ложных срабатываний;
– получение дискретных сигналов управления и блокировок, выдачу команд аварийной и предупредительной сигнализации;
– гальваническую развязку всех входов и выходов, включая питание, для обеспечения высокой помехозащищенности;
– высокое сопротивление и прочность изоляции входов и выходов относительно корпуса и между собой для повышения устойчивости устройства к перенапряжениям, возникающим во вторичных цепях.
На одиночных линиях, согласно ПУЭ, с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться защита: первая ступень – токовая отсечка, вторая ступень – МТЗ с независимой или зависимой выдержкой времени.
Защиту кабельных линий выполним при помощи блоков «Сириус-2Л».
На линиях 10 кВ применяется двухступенчатая защита: токовая отсечка и МТЗ.
2.1. Токовая отсечка
Ток срабатывания отсечки:

, (2.1)

где кн – коэффициент надежности кн = 1,2;
I(3)к – максимальный ток трехфазного короткого замыкания в конце защищаемого участка линии.
Предохранитель на 10 кВ для защиты трансформатора

                            ,                                                    (2.2)

где kсх – коэффициент схемы, зависит от способа соединения трансформаторов тока и имеет значения 1 – при соединении в полную и неполную звезду и – при включении реле на разность токов двух фаз.
kТ – коэффициент трансформации трансформатора тока.
Коэффициент чувствительности отсечки определим:

, (2.3)

где Iкз,max(3) – ток трехфазного КЗ в месте установки защиты, кА.
2.2 Максимальная токовая защита
Ток срабатывания защиты:

, (2.4)

где кн – коэффициент надежности, учитывающий погрешность реле, неточность расчета, кн = 1,1;
кв – коэффициент возврата реле, кв = 0,95;
ксз – коэффициент самозапуска, учитывает возможность увеличения тока в защищаемой линии вследствие самозапуска электродвигателей при восстановлении напряжения после отключения КЗ;
Iр.max – максимальный рабочий ток в линии.
Чувствительность защиты считается достаточной, если при КЗ в конце защищаемого участка Кч > 1,5, а при КЗ в конце резервируемого участка Кч>1,2.
Коэффициент чувствительности защиты:

, (2.5)

где I(2)к.min – минимальный ток двухфазного КЗ в конце защищаемой линии.
Избирательность защиты обеспечивается выбором выдержки времени по условию:

, (2.6)

где tс.з.пред – время срабатывания защиты предыдущей ступени. В нашем случае это время перегорания предохранителей трансформаторов 10/0,4 кВ. Время срабатывания плавких вставок tпл.вст = 0,4 с.
Δt – ступень избирательности, в расчетах принимается 0,6-1 с – для защит с зависимой от тока КЗ характеристикой времени срабатывания и 0,3-0,6 с – для защит с независимой характеристикой времени срабатывания.
Замыкание на землю одной фазы в сетях с изолированной нейтралью не является КЗ. Поэтому защиту выполняют действующей на сигнал и только когда это необходимо по требованиям безопасности, действующей на отключение.
Предельная кратность для трансформатора тока определяется следующим образом:

, (2.7)

где Iс.о – ток срабатывания отсечки, А;
I1ном.ТТ – номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока, А.
Рассчитаем уставки линии 10 кВ:
Ток срабатывания отсечки:

   Iс.о.=1,2 ∙ 2,67=3,2 кА.

Ток срабатывания реле:

Коэффициент чувствительности отсечки определим:

.

Проверим выбранные трансформаторы тока по условию 10% погрешности.

   .

По кривым предельности кратности для ТПЛ-10 определим Zдоп (Zдоп =2,5 Ом). Расчетное сопротивление устройство «Сириус Л» определяется:

, (2.8)

где S – мощность устройства «Сириус Л», ВА;

Ом.

Сопротивление соединительных проводов Ом. Расчетное сопротивление определяется:

                                 (2.9)

где Zрасч – расчетное сопротивление, Ом;
Rпр – сопротивление соединительных проводов, Ом;
Rпер – переходное сопротивление, Ом;

2,4 < 2,5.

Таким образом, полная погрешность трансформаторов тока не превышает 10 %.
Максимальная токовая защита:

Ic.з.=(1,1∙1∙62,64)/0,98=70,31 A.

Коэффициент трансформации трансформаторов тока:

  Кт=150/5=30.

Коэффициенты чувствительности защит:

Кч=2070/333,75=6,2>1.5.

Время срабатывания МТЗ:

tс.з.=0,4+0,5=0,9 с.

8 ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
8.1 Оценка затрат на проведение 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 локальных смет используется ТЕРм, ТЕРп и прайсы фирм-поставщиков электрооборудования и кабельной продукции.
Стоимость затрат на пусконаладочные работы определяется по Территориальным единичным расценкам на пуско-наладочные работы.
Локальные сметы представлены в приложении Г таблица Г.1.

Затраты на строительно-монтажные и пуско-наладочные работы.
Всего прямых затрат:

           СПЗ = СМ + ( СЗПс + СЗПм ) • kРЕГ + ( СЭМ – СЗПм) , руб.,               (8.1)

где СМ – стоимость материалов в базисных ценах, руб.;
СЗП – заработная плата работников в расценках базисного периода, руб.;
k РЕГ – региональный коэффициент удорожания оплаты работ;
СЭМ – затраты по эксплуатации машин в расценках базисного периода, руб.;

СПЗ =23488,1+(42988,3+20042,7) ∙ 1,15+(311375,9-20042,7) =393610,05 руб.

Накладные расходы:

                            СН = kН  • ( СЗПс + СЗПм) • kРЕГ , руб.,                         (8.2)

где kН = 0,95 норматив накладных расходов, рекомендуемый Госстроем РФ, отн.ед.

СН =0,95 ∙ (42988,3+20042,7) ∙1,15 =74849,3 руб.

Сметная прибыль организации:

                 РСМ = kП  • ( СЗПс + СЗПм) • kРЕГ, руб.,                         (8.3)

где kП = 0,65 норматив сметной прибыли, рекомендуемый Госстроем РФ, отн.ед.

РСМ =0,65 ∙ (42988,3+20042,7) ∙1,15 = 51212,69 руб.

Всего затрат на монтажные работы в текущих ценах:

              ССМР = (СПЗ + СН + РСМ) • IСМР , руб.,                       (8.4)

ССМР = (393610,05 + 74849,3 + 51212,69) ∙ 9,7 = 5040818,79 руб.

Всего затрат на пусконаладочные работы в текущих ценах:

СПНР = (СПЗ + СН + РСМ) • IПНР, руб., (8.5)

СПНР = (10772,4 + 7002,04 + 4308,96) ∙ 16,66 = 367909,44 руб.

Всего затрат на работы в текущих ценах:

СР = ССМР + СПНР , руб., (8.6)

СР =5040818,79 + 367909,44 = 5408728,23 руб.

Затраты на приобретение основного и вспомогательного оборудования
Расходы на запасные части:

Сзч = kзч • СО , руб., (8.7)

где kзч = 0,02 –коэффициент, учитывающий стоимость зап. частей, отн.ед.;
Со – стоимость оборудования в текущих ценах, руб.

Сзч = 0,02 • 12550194 = 251003,88 руб.

Расходы на тару и упаковку:

Сту = kту • Со , руб., (8.8)

где kту = 0,015 –коэффициент, учитывающий расходы на тару и упаковку, отн.ед.

Сту = 0,015 • 12550194 = 188252,91 руб.

Транспортные расходы:

Стр = kтр • Со , руб., (8.9)

где kтр = 0,05 –коэффициент, учитывающий транспортные расходы, отн.ед.

Стр = 0,05 • 12550194 = 627509,7 руб.

Снабженческо-сбытовая наценка:

Ссб = kсб • Со , руб., (8.10)

где kсб = 0,05 –коэффициент, учитывающий сбытовую наценку, отн.ед.

Ссб = 0,05 • 12550194 = 627509,7 руб.

Заготовительно-складские расходы:

Сзс = kзс • Со , руб., (8.11)

где kзс = 0,012 –коэффициент, учитывающий заготовительно-складские расходы, отн.ед.
Сзс = 0,012 • 12550194 = 150602,33 руб.

Расходы на комплектацию:

Ском = kком • Со , руб., (8.12)

где kком = 0,008 –коэффициент, учитывающий расходы на комплектацию, отн.ед.

Ском = 0,008 • 12550194 = 100401,55 руб.

Всего дополнительных расходов на оборудование:

Сдо= Сзч + Сту + Стр + Ссб + Сзс + Ском , руб.; (8.13)

Сдо= 251003,88 + 188252,91 + 627509,7 +

  • 627509,7 + 150602,33 + 100401,55 = 1945280,07 руб.

Всего расходов на оборудование в текущих ценах:

Соб = Сдо + Со , руб.; (8.14)

Соб = 1945280,07 + 12550194 = 14495474,07 руб.

Сметная стоимость материалов.
Транспортные расходы:

Стр = kтр • Сотп , руб., (8.15)

Стр = 0,05 • 3210303 = 160515,15 руб.

Расходы на тару и упаковку:

Сту = kту • Сотп , руб., (8.16)

Сту = 0,015 ∙ 3210303 = 48154,55 руб.

Всего расходов на материалы в текущих ценах:

Смат = kзс • (Сотп + Стп + Сту), руб., (8.17)

Смат = 1,012 ∙ (3210303 + 160515,15 + 48154,55) = 3460000,37 руб.

Лимитированные и прочие затраты.
Затраты на временные здания и сооружения:

Свз = kвз • Ср , руб., (8.18)

где Ср– затраты на СМР в текущих ценах расчетного года, руб.;
kвз = 0,039 –сметная норма затрат, учитывающая дополнительные затраты на временные здания и сооружения, отн.ед.

Свз =0,039 ∙ 5408728,23 = 210940,4 руб.

Затраты на перевозку крупногабаритных и тяжеловесных грузов:

Сгр = kгр • Ср , руб., (8.19)

где kгр = 0,0003 – коэффициент, учитывающий дополнительные затраты на строительство организации, связанные с перевозкой крупногабаритных и тяжеловесных грузов, отн.ед.

Сгр = 0,0003 ∙ 5408728,23 = 1622,6 руб.

Затраты на добровольное страхование:

Сстр = kстр • Ср , руб., (8.20)

где kстр = 0,03 – коэффициент, учитывающий дополнительные затраты строительной организации на осуществление добровольного страхования деятельности, отн. ед.

Сстр = 0,03 ∙ 5408728,23 = 162261,85 руб.

Затраты, связанные с отчислениями в фонд научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ (НИОКР):

СНИОКР = kНИОКР • (Ср + Со + Смат), руб., (8.21)

где kНИОКР = 0,015 – коэффициент, учитывающий затраты на НИОКР, отн.ед.;

СНИОКР = 0,015 ∙ (5408728,23 + 12550194 + 3460000,37) = 321283,84 руб.

Затраты, связанные с премированием за ввод в эксплуатацию в срок построенных объектов:

Сэксп = kэксп • Ср , руб., (8.22)

где kэксп = 0,025 – сметная норма, учитывающая размер средств на премирование за ввод в действие объекта, отн. ед.

Сэксп = 0,025 ∙ 5408728,23 = 135218,2 руб.
Дополнительные затраты по охране объектов строительства:

Сохр = kохр • Ср , руб., (8.23)

где kохр = 0,013 – сметная норма, учитывающая размер средств, отчисляемых на охрану объекта, отн.ед.

Сохр = 0,013 ∙ 5408728,23 = 70313,46 руб.

Сумма лимитированных и прочих затрат:

Слп = Свз + Сгр + Сстр + СНИОКР + Сэксп + Сохр , руб.; (8.24)

Слп = 210940,4 + 1622,6 + 162261,85 +

  • 321283,84 + 135218,2 + 70313,46 = 901640,35 руб.

Размер средств на авторский надзор:

Савт = kавт • (Ср + Соб + Смат + Слп), руб., (8.25)

где kавт = 0,002 – коэффициент, учитывающий затраты на авторский надзор, отн. ед.

Савт = 0,002 ∙ (5408728,23 + 14495474,07 +

  • 3460000,37 + 901640,35) = 48531,7 руб.

Резерв средств на непредвиденные работы и затраты:

Снепр = kнепр • (Ср + Соб + Смат + Слп), руб., (8.26)

где kнепр = 0,03 – коэффициент, учитывающий размер резерва на непредвиденные работы и затраты, отн. ед.

Снепр = 0,03 ∙ (5408728,23 + 14495474,07 +

  • 3460000,37 + 901640,35) = 727975,29 руб.

Полученный расчет представлен в приложении И.
8.2 Организация строительно-монтажных работ по вводу энегрообъекта
Срок выполнения монтажных работ для проектируемой схемы не превышает двух месяцев. Исходя из заданного срока выполнения строительно-монтажных работ, рассчитывают явочную численность бригады электромонтажников по формуле:

                                                                           (8.27)

где Тсмр – общие трудозатраты (общая трудоемкость) выполнения монтажных работ, чел/ч.;
Тпнр – трудозатраты на пусконаладочные работы, чел/ч.;
Тпл – плановый срок выполнения монтажных работ;
Кв – коэффициент выполнения норм труда, принимается в диапазоне 1,1…1,4 ;
Ки – коэффициент использования рабочего времени, принимается равным значению 0,9.
Плановый срок выполнения монтажных работ. Определяется по формуле:

                                                      (8.28)

где n – количество месяцев планируемых на проведение строительно-монтажных работ, мес.;
Тмес – месячный фонд рабочего времени, час.;
Списочное число электромонтажников:

                                                      (8.29)

где Кнв – плановый коэффициент невыходов на работу. Учитывает плановые невыходы работающих в связи с предоставлением работникам очередного отпуска, учебного отпуска, потери рабочего времени по болезни, потери трудоспособности выполнения государственных обязанностей и другие плановые потери. Для большинства предприятий Кнв= 1,1…1,15.

Тпл=320 час.;

8.2.1 Ленточный график выполнения работ по вводу схемы
Ленточные графики представляют собой указания о времени начала и окончания той или иной работы. По длительности лент, их последовательности можно представить занятость строительно-монтажной бригады. При построении ленточного графика учитывается производительность и число рабочих.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данной выпускной квалификационной работе рассмотрен вопрос электроснабжения микрорайона «Снежный» города Великий Устюг.
В ходе проектирования было выяснено, что большую часть составляют потребители III категории по надежности.
Проектирование начинали с определения расчетной электрической нагрузки зданий и нагрузки наружного освещения. Далее определили место расположения трансформаторных подстанций, выбрали число и мощность трансформаторов ТП. Затем приступили к разработке схемы электроснабжения, выбрав при этом петлевую схему для сети 10 кВ. Были выбраны марки и сечения кабелей на напряжение 0,4 и 10 кВ. Далее были рассчитаны токи коротких замыканий в разработанной схеме. Была выбрана коммутационно-защитная аппаратура в сети 0,4 и 10 кВ, а на РУ-10 кВ были выбраны вакуумные выключатели. Разработана релейная защита сети 0,4 и 10 кВ микрорайона и построены карты селективности защитных аппаратов.
В экономической части решены следующие вопросы: расчет сметной стоимости монтажа выбранной схемы электроснабжения в ценах 2019 года, экономический расчет организации электромонтажных работ.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

  1. Карапетян, И.Г. Справочник по проектированию электрических сетей / И.Г. Карапетян, Д.Л. Файбисович, И.М. Шапиро. – Москва: ЭНАС, 2012. – 376 с.
  2. СП 31-110-2003. Свод правил. Проектирование и монтаж электроустановок жилых и общественных зданий. – Введ. 01.01.2003. – Санкт-Петербург: ДЕАН, 2009. – 128 с.
  3. Строительные нормы и правила: СНиП 23-05-95. Естественное и искусственное освещение. / Минстрой России. – Введён 02.08.96. – Москва: Стройиздат, 2011. – 35 с.
  4. Электрооборудование электрических сетей, станций и подстанций: учебное пособие / А. Е. Немировский, И. Ю. Сергиевская, Л. Ю. Крепышева. – 2-е изд. доп., – Москва: Инфра-Инженерия, 2018. – 148 с.
  5. Релейная защита в распределительных электрических сетях: Пособие для практических расчетов / А. В. Булычев, А. А. Наволочный. – Москва.: ЭНАС, 2011. – 208 с.: ил.
  6. Шеховцев, В.П. Справочное пособие по электрическому оборудованию / В.П. Шеховцев. – Москва: ФОРУМ, 2009 – 136 с.
  7. Энергетика. Электротехника. Связь. [Электронный ресурс]: инф.-справ. система. – Режим доступа: https://www.ruscable.ru
  8. Старкова, Л.Е. Проектирование цехового электроснабжения: учеб. пособие. – 2-е изд. испр. и доп./ Л.Е. Старкова, В.В. Орлов. – Вологда: ВоГТУ, 2010. – 172 с.
  9. Методические рекомендации по оформлению выпускных квалификационных работ, курсовых проектов/работ для очной, очно-заочной (вечерней) и заочной форм обучения. – Вологда: ВоГТУ, 2016. – 57с.
  10. Правила устройства электроустановок. – Санкт-Петербург: ДЕАН, 2011. – 1164 с.
    ПРИЛОЖЕНИЕ А
    (обязательное)
    Расчетная нагрузка общественных зданий

Таблица А.1 – Расчетная нагрузка общественных зданий
Номер потребителя по плану Электропотребитель Характеристика потребителя Категория надежности
1 5 эт.ж.д. 100 кв. III
2 5 эт.ж.д. 60 кв. III
2 А Магазин 64 м2 III
3 5 эт.ж.д. 56 кв. III
3 А Детская поликлиника 150 пос./ в смену II
4 2 эт.ж.д. 2 кв. III
5 1 эт.ж.д. 1 кв. III
6 1 эт.ж.д. 1 кв. III
7 1 эт.ж.д. 1 кв. III
8 5 эт.ж.д. 40 кв. III
9 5 эт.ж.д. 30 кв. III
10 5 эт.ж.д. 100 кв. III
10 А Аптека 80 м2 III
11 Школа 400 чел. II
12 Гостиница 300 м2 III
13 5 эт.ж.д. 56 кв. III
13 А Магазин 280 м2 II
13 Б Почта 160 м2 II
14 5 эт.ж.д. 80 кв. III
15 5 эт.ж.д. 80 кв. III
15 А Магазин 450 м2 II
16 5 эт.ж.д. 40 кв. III
17 Банк 480 м2 II
18 4 эт.ж.д. 100 кв. III
19 4 эт.ж.д. 60 кв. III
20 5 эт.ж.д. 40 кв. III
21 5 эт.ж.д. 40 кв. III
22 5 эт.ж.д. 40 кв. III
23 Детсад 200 чел. II
24 Магазин 100 м2 III
25 Магазин 200 м2 III
26 5 эт.ж.д. 56 кв. III
26 A Магазин 204 м2 III
27 5 эт.ж.д. 40 кв. III
28 5 эт.ж.д. 100 кв. III
29 5 эт.ж.д. 80 кв. III
30 5 эт.ж.д. 80 кв. III
31 5 эт.ж.д. 100 кв. III
32 5 эт.ж.д. 80 кв. III
32 A Аптека 70 м2 II
32 Б Кафе 30 чел. III

Продолжение таблицы А.1
1 2 3 4
33 Школа 300 чел II
34 5 эт.ж.д. 80 кв. III
34 A Магазин 140 м2 III
35 Детсад 200 чел. II
36 5 эт.ж.д. 56 кв. III
37 5 эт.ж.д. 40 кв. III
37 A Магазин 300 м2 II
38 2 эт.ж.д. 8 кв. III
39 Пиццерия 50 чел. III
40 2 эт.ж.д. 8 кв. III
41 Офисные помещения 350 м2 III
42 5 эт.ж.д. 80 кв. III
43 4 эт.ж.д. 56 кв. III
44 5 эт.ж.д. 80 кв. III


ПРИЛОЖЕНИЕ Б
(обязательное)
Расчетная нагрузка жилых зданий

Таблица Б.1 – Расчетная нагрузка жилых зданий
н/н Наименование электроприемника n,
кв Ркв.уд, кВт Рр.ж.д, кВт tgφ,
кв Qр.ж.д, квар Sр.ж.д,
кВА
1 5 эт.ж.д. 100 0,85 85 0,29 24,65 93,81
2 5 эт.ж.д. 60 1,05 63 0,29 18,27 60,1
3 5 эт.ж.д. 56 1,05 58,8 0,29 17,05 60,1
4 2 эт.ж.д. 2 4,5 9 0,29 2,61 19,16
5 1 эт.ж.д. 1 4,5 4,5 0,29 1,3 8,33
6 1 эт.ж.д. 1 4,5 4,5 0,29 1,3 4,16
7 1 эт.ж.д. 1 4,5 4,5 0,29 1,3 4,16
8 5 эт.ж.д. 40 1,2 48 0,29 13,92 50
9 5 эт.ж.д. 30 1,5 45 0,29 13,05 40,6
10 5 эт.ж.д. 100 0,85 85 0,29 24,65 88,5
13 5 эт.ж.д. 56 1,05 58,8 0,29 17,05 60,1
14 5 эт.ж.д. 80 0,95 76 0,29 22,04 79,13
15 5 эт.ж.д. 80 0,95 76 0,29 22,04 79,13
16 5 эт.ж.д. 40 1,2 48 0,29 13,92 50
18 4 эт.ж.д. 100 0,85 85 0,29 24,65 88,5
19 4 эт.ж.д. 60 1,05 63 0,29 18,27 65,6
20 5 эт.ж.д. 40 1,2 48 0,29 13,92 50
21 5 эт.ж.д. 40 1,2 48 0,29 13,92 50
22 5 эт.ж.д. 40 1,2 48 0,29 13,92 50
26 5 эт.ж.д. 56 1,05 58,8 0,29 17,05 60,1
27 5 эт.ж.д. 40 1,2 48 0,29 13,92 50
28 5 эт.ж.д. 100 0,85 85 0,29 24,65 103,7
29 5 эт.ж.д. 80 0,95 76 0,29 22,04 79,13
30 5 эт.ж.д. 80 0,95 76 0,29 22,04 79,13
31 5 эт.ж.д. 100 0,85 85 0,29 24,65 88,5
32 5 эт.ж.д. 80 0,95 76 0,29 22,04 79,13
34 5 эт.ж.д. 80 0,95 76 0,29 22,04 79,13
36 5 эт.ж.д. 56 1,05 58,8 0,29 17,05 60,1
37 5 эт.ж.д. 40 1,2 48 0,29 13,92 50
38 2 эт.ж.д. 8 2,3 18,4 0,29 5,34 19,16
40 2 эт.ж.д. 8 2,3 18,4 0,29 5,34 19,16
42 5 эт.ж.д. 80 0,95 76 0,29 22,04 79,13
43 4 эт.ж.д. 56 1,05 58,8 0,29 17,05 60,1
44 5 эт.ж.д. 80 0,95 76 0,29 22,04 79,13

ПРИЛОЖЕНИЕ В
(обязательное)
Расчетная нагрузка общественных зданий

Таблица В.1 – Расчетная нагрузка общественных зданий
№ по
плану Наименование электроприемника n,
чел Руд, кВт/чел. Рзд.,
кВт tgφ,
кв Qзд., квар Sзд.,
кВА
УЧРЕЖДЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ
11 Школа №4 400 0,17 68 0,43 29,24 74
33 Школа № 1 300 0,17 51 0,43 21,93 55,5
23 Детсад №2 «Ромашка» 200 0,46 92 0,25 23 94,83
35 Детсад №4 «Улыбка» 200 0,46 92 0,25 23 94,83
ПРЕДПРИЯТИЯ ТОРГОВЛИ
2 А Магазин № 1 64 0,25 16 0,75 12 20
13 А Магазин № 2 280 0,25 70 0,75 52,5 87,5
15 А Магазин № 3 450 0,25 112,5 0,75 84,4 140,64
24 Магазин № 4 100 0,16 16 0,48 7,68 17,75
25 Магазин № 5 200 0,16 32 0,48 15,36 35,5
26 А Магазин № 6 204 0,25 51 0,75 38,25 63,75
34 А Магазин № 7 140 0,25 35 0,75 26,25 43,75
37 А Магазин № 8 300 0,25 75 0,75 56,25 93,75
10 А Аптека № 1 80 0,16 12,8 0,48 6,14 14,2
32 А Аптека № 2 70 0,16 11,2 0,48 5,38 12,42
КРЕДИТНО-ФИНАНСОВЫЕ УЧРЕЖДЕНИЯ
17 Банк 480 0,054 25,92 0,57 14,77 29,83
ПРЕДПРИЯТИЯ ОБЩЕСТВЕННОГО ПИТАНИЯ
32 Б
Кафе 30 1,04 31,2 0,2 6,24 31,82
39
Пиццерия 50 1,04 52 0,2 10,4 53
УЧРЕЖДЕНИЯ ЗДРАВООХРАНЕНИЯ
3 А Детская поликлиника 150 0,15 22,5 0,43 9,7 24,5
АДМИНИСТРАТИВНЫЕ ЗДАНИЯ
41 Офисные помещения 350 0,054 18,9 0,57 10,77 21,75

Продолжение таблицы В.1
№ по
плану Наименование электроприемника S,
м2 Руд, кВт/м2 Рзд.,
кВт tgφ,
кв Qзд., квар Sзд.,
кВА
ПРЕДПРИЯТИЯ ОБСЛУЖИВАНИЯ
12 Гостинница 300 0,46 138 0,62 85,56 162,37
13Б Почта 160 0,054 8,64 0,57 4,92 9,94


ПРИЛОЖЕНИЕ Г
(обязательное)
Результаты расчета УЦН

Таблица Г.1 – Результаты расчета УЦН
№ п/п Электропотребитель хi, см уi, см Рi, кВт Qi, квар
1 2 3 4 5 6
ТП 1
1 5 эт.ж.д. 38 11,75 85 24,65
2 5 эт.ж.д. 33 20 63 18,27
2 А М-н продовольственный 33 17,5 16 12
3 5 эт.ж.д. 33 28 58,8 17,05
3 А Детская поликлиника 33 30 22,5 9,7
4 2 эт.ж.д. 38,5 30 9 2.61
5 1 эт.ж.д. 40,5 30 4,5 1,3
6 1 эт.ж.д. 40,75 23,75 4,5 1,3
7 1 эт.ж.д. 43,6 24,4 4,5 1,3
8 5 эт.ж.д. 41,5 15,75 48 13,92
9 5 эт.ж.д. 51 12,5 45 13,05
10 5 эт.ж.д. 52 25 85 24,65
10 А Аптека 52 28 12,8 6,14
11 Школа № 4 49 15,5 68 29,24
12 Гостиница 41,5 27 138 85,56
ТП 2
13 5 эт.ж.д. 26,6 20 58,8 17,05
13 А М-н продовольственный 26,6 22,5 70 52,5
13 Б Почта 26,6 17 8,64 4,92
14 5 эт.ж.д. 27 28 76 22,04
15 5 эт.ж.д. 24 12,5 76 22,04
15 А М-н продовольственный 27 11,4 112,5 84,4
16 5 эт.ж.д. 16,8 12,5 48 13,92
17 Банк 9,2 12,5 25,92 14,77
18 4 эт.ж.д. 8 19 85 24,65
19 4 эт.ж.д. 8 28 63 18,27
20 5 эт.ж.д. 13,2 29,5 48 13,92
21 5 эт.ж.д. 17,5 27 48 13,92
22 5 эт.ж.д. 22 29,5 48 13,92
23 Детсад № 2 «Ромашка» 18 21 93 23
24 М-н промтоварный 17,5 16 16 7,68
25 М-н промтоварный 17,5 30 32 15,36
ТП 3
26 5 эт.ж.д. 21 34 58,8 17,05
26 А М-н продовольственный 24 34 51 38,25
27 5 эт.ж.д. 10 34 48 13,92
28 5 эт.ж.д. 26 40 85 24,65
29 5 эт.ж.д. 23,5 47 76 22,04
30 5 эт.ж.д. 13 47 76 22,04
31 5 эт.ж.д. 17 42 85 24,65
32 5 эт.ж.д. 8 40 76 22,04
32 А Аптека 8 36 11,2 5,38
Продолжение таблицы Г.1
1 2 3 4 5 6
32 Б Кафе 8 44 31,2 6,24
33 Школа № 1 20 38 51 21,93
ТП 4
34 5 эт.ж.д. 33 39 76 22,04
34 А М-н продовольственный 33 42 35 26,25
35 Детсад № 4 «Улыбка» 40,5 38,5 92 23
36 5 эт.ж.д. 45 39 58,8 17,05
37 5 эт.ж.д. 45,5 45,5 48 13,92
37 А М-н продовольственный 45 45 75 56,25
38 2 эт.ж.д. 48 44,5 18,4 5,34
39 Пиццерия 43 44,5 52 10,4
40 2 эт.ж.д. 34 47 18,4 5,34
41 Офисные помещения 39,5 45 18,9 10,77
42 5 эт.ж.д. 37 51 76 22,04
43 4 эт.ж.д. 49 51 58,8 17,05
44 5 эт.ж.д. 51,5 40 76 22,04

ПРИЛОЖЕНИЕ Д
(обязательное)
Результаты технико-экономического сравнения вариантов трансформаторов

Таблица Д.1 – Результаты технико-экономического сравнения вариантов трансформаторов
Тип
тр-ра N KЗ ΔРхх,
кВт ΔРКЗ, кВт NT•ΔРхх•Tгод, кВт•час NT•Кз2•ΔРк•τ,
кВт•час WT, кВт•час ИТ,
руб. КГ.ТП,
руб. КГ.ТП(Еа+НД), руб. З, руб.
ТП-1
ТМ-250 3 0,75 0,7 3,7 18396 28658,81 47054,81 289387,1 1047688,17 208489,95 497877,1
ТМ-400 2 0,7 0,83 5,5 14541,6 24740,1 39281,7 241582,46 890549,52 177219,36 418801,82
ТП-2
ТМ-400 3 0,71 0,83 5,5 21812,4 38178,02 59990,41 270556,75 1251468,42 249042,22 519598,97
ТМ-630 2 0,68 1,05 7,6 18396 32260,72 50656,72 228461,8 1143644,16 227585,19 456046,99
ТП-3
ТМ-250 3 0,71 0,7 3,7 18396 25683,39 44079,39 198798,05 1047688,17 208489,95 407288
ТМ-400 2 0,66 0,83 5,5 14541,6 21993,44 36535,05 164773,08 890549,52 177219,36 341992,44
ТП-4
ТМ-250 3 0,82 0,7 3,7 18396 34258,11 52654,11 237470,04 1047688,17 208489,95 445960
ТМ-400 2 0,77 0,83 5,5 14541,6 29935,52 44477,12 200591,81 890549,52 177219,36 377811,16

ПРИЛОЖЕНИЕ Е
(обязательное)
Результат выбора кабелей на напряжение 0,4 кВ.

Таблица Е.1 – Результаты выбора кабелей на напряжение 0,4 кВ
№ по плану Рр.л.,
кВт Qр.л.,
квар Sр.л.,
кВА Iр.л.,
А Iд,,
А Кср Кпр Iд•Кср•Кпр,
А F,
мм2 L,
км R0,
Ом/км х0,
Ом/км ΔUр
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
1 85 24,65 88,5 134,5 140 1 0,75 105 35 0,095 0,447 0,0612 2,55
2 79 30,27 84,6 128,54 140 1 0,75 105 35 0,082 0,447 0,0612 1,73
3 81,3 26,75 85,6 130,06 140 1 0,75 105 35 0,132 0,447 0,0612 2,91
4 13,5 3,91 14 21,27 46 1 0,75 34,5 6 0,124 1,94 0,0675 2,59
п.4-5 4,5 1,3 4,68 7,11 38 1 0,75 28,5 4 0,035 3,1 0,073 0,55
7 9 2,6 9,36 14,22 38 1 0,75 28,5 4 0,025 3,1 0,073 0,37
п.7-6 4,5 1,3 4,68 7,11 38 1 0,75 28,5 4 0,035 3,1 0,073 0,27
8 48 13,92 50 76 90 1 0,75 67,5 16 0,033 3,1 0,073 3,14
11 113 42,29 120,65 183,3 210 1 0,9 189 70 0,067 0,329 0,0602 3,15
п.11-9 45 13,05 46,85 71,2 90 1 0,9 81 16 0,068 0,894 0,0637 1,58
10 97,8 30,79 102,53 155,78 175 1 0,75 131,25 50 0,119 0,447 0,0612 3,01
12 138 85,56 162,37 246,7 255 1 0,9 229,5 95 0,055 0,894 0,0637 1,9
13 137,44 74,47 156,32 237,5 255 1 0,75 191,25 95 0,09 0,208 0,0596 2,03

Продолжение таблицы Е.1
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
12 138 85,56 162,37 246,7 255 1 0,9 229,5 95 0,055 0,894 0,0637 1,9
13 137,44 74,47 156,32 237,5 255 1 0,75 191,25 95 0,09 0,208 0,0596 2,03
14 76 22,04 79,13 120,23 140 1 0,75 105 35 0,073 0,447 0,0612 1,65
15 188,5 106,44 216,48 328,9 335 1 0,75 251,25 150 0,14 0,208 0,0596 3,45
16 64 21,6 67,55 102,55 115 1 0,9 103,5 25 0,195 0,329 0,0602 3,1
п.16-24 16 7,68 17,75 27 46 1 0,75 34,5 6 0,030 1,94 0,0675 1,12
17 25,92 14,77 29,83 45,32 70 1 0,75 52,5 10 0,170 0,447 0,0612 2,9
18 85 24,65 88,5 134,5 140 1 0,75 105 35 0,125 0,447 0,0612 3,16
19 63 18,27 65,6 99,66 115 1 0,75 86,25 25 0,120 0,447 0,0612 2,25
20 48 13,92 50 75,93 90 1 0,9 81 16 0,08 0,894 0,0637 2,23
21 48 13,92 50 75,93 90 1 0,9 81 16 0,02 0,894 0,0637 0,56
22 48 13,92 50 75,93 90 1 0,75 67,5 16 0,05 0,447 0,0612 1,41
23 92 23 94,83 144,08 175 1 0,75 131,25 50 0,035 0,208 0,0596 0,82
33 160,8 77,23 178,38 271 295 1 0,9 265,5 120 0,045 0,329 0,0602 0,95
п.33-26 109,8 55,3 122,94 186,8 210 1 0,9 189 70 0,095 0,894 0,0637 3,2
27 48 13,92 50 75,93 90 1 0,9 81 16 0,075 0,894 0,0637 2,09
28 85 24,65 88,5 134,5 140 1 0,75 105 35 0,085 0,447 0,0612 0,25
30 152 44,08 158,26 240,5 255 1 0,9 229,5 95 0,065 0,329 0,0602 2,09

Продолжение таблицы Е.1
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
31 85 24,65 88,5 134,5 140 1 0,75 105 35 0,035 0,447 0,0612 0,88
32 118,4 33,66 123,1 187 210 1 0,9 189 70 0,05 0,329 0,0602 1,79
34 111 48,29 121,05 183,9 210 1 0,75 189 70 0,07 0,447 0,0612 1,98
35 138 34,5 142,25 216,12 255 1 0,75 191,25 95 0,04 0,208 0,0596 0,8
36 92 23 94,83 144 175 1 0,9 157,5 50 0,045 0,894 0,0637 1,5
37 141,4 75,51 160,3 243,55 255 1 0,75 191,25 95 0,05 0,208 0,0596 0,91
п.37-38 18,4 5,34 19,15 29,1 46 1 0,75 34,5 6 0,045 3,1 0,073 2,72
39 52 10,4 53,03 80,57 90 1 0,75 67,5 16 0,035 3,1 0,073 1,33
41 37,3 16,11 62,65 95,18 115 1 0,9 103,5 25 0,06 0,894 0,0637 2,09
п.41-40 18,4 5,34 19,15 29,1 46 1 0,75 34,5 6 0,063 3,1 0,073 2,28
42 76 22,04 79,13 120,23 140 1 0,75 105 35 0,075 0,447 0,0612 1,7
43 58,8 17,05 61,22 93 115 1 0,9 1103,5 25 0,105 0,894 0,0637 3,51
44 76 22,04 79,13 120,23 140 1 0,75 105 35 0,085 0,447 0,0612 1,92

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж
(обязательное)
Локальные сметы на электромонтажные и пусконаладочные работы
Таблица Ж.1 — Локальные сметы на электромонтажные и пусконаладочные работы
№ п/п Шифр и позиция в нормативе Наименование работ и затрат Кол. Стоимость на единицу, руб. Общая стоимость, руб. Затраты труда рабочих не занятых экспл. машин, чел.-час
Ед. изм. Всего Эксплуатации машин Материалы Всего Основной зарплаты Эксплуатации машин Материалы единицы общая
Основной зарплаты В т. ч. зарплаты В т. ч. зарплаты
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
№1 Монтажные работы
1 ТЕРм Ячейка КРУ с ВВ/Tel-10 2 668,94 243,16 36,23 1337,88 779,1 486,32 72,46 38,8 77,6
08-01-026-01 шт. 389,55 17,32 34,64
2 ТЕРм КТП 2×400/10/0,4 3 1816,89 1173,96 332,69 5450,7 930,7 3521,9 998,1 30,9 92,7
08-01-025-01 шт. 310,24 103,03 309,1
3 ТЕРм КТП 2х630/10/0,4 1 2619,19 1683,14 511,36 2619,2 424,7 1683,1 511,4 42,3 42,3
08-01-025-02 шт. 424,69 142,42 142,4
4 ТЕРм Трансформатор ТМГ-400/10/0,4 6 2660,28 1220,87 1137,21 15961,7 1813,2 7325,2 6823,3 30,1 180,6
08-01-062-02 шт. 302,2 83,69 502,1
5 ТЕРм Трансформатор ТМГ-630/10/0,4 2 2660,28 1220,87 1137,21 5320,6 604,4 2441,7 2274,4 30,1 60,2
08-01-062-02 шт. 302,2 83,69 167,4
6 ТЕРм КСО-366 с разъеденителем 8 412,13 189,42 19,9 3297,0 1622,5 1515,4 159,2 20,2 161,6
08-01-84-02 шт. 202,81 10,97 87,8

Продолжение таблицы Ж.1
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
7 ТЕРм КСО-366 с выключателем нагрузки 16 365,51 109,67 19,9 5848,2 3775,0 1754,7 318,4 23,5 376,0
08-01-84-04 шт. 235,94 6,35 101,6
7 ТЕРм ЩО-70М 36 327 180,48 6,96 11772,0 5024,2 6497,3 250,6 13,9 500,4
08-01-86-02 шт. 139,56 10,95 394,2
8 ТЕРм Кабель ААБ2л 3х25 2,3 765,57 530,65 97,37 1760,8 316,4 1220,5 224,0 13,7 31,5
08-02-141-01 100 м 137,55 45,36 104,3
9 ТЕРм Кабель ААБ2л 3х35 4,9 807,93 573,01 97,37 3958,9 674,0 2807,7 477,1 13,7 67,1
08-02-141-02 100 м 137,55 47,81 234,3
10 ТЕРм Кабель ААБ2л 3х70 26,5 807,93 573,01 97,37 21410,1 3645,1 15184,8 2580,3 13,7 363,1
08-02-141-02 100 м 137,55 47,81 1267,0
11 ТЕРм Кабель ААБ2лШв 4х4 0,95 765,57 530,65 97,37 727,3 130,7 504,1 92,5 13,7 13,0
08-02-141-01 100 м 137,55 45,36 43,1
12 ТЕРм Кабель ААБ2лШв 4х6 2,62 765,57 530,65 97,37 2005,8 360,4 1390,3 255,1 13,7 35,9
08-02-141-01 100 м 137,55 45,36 118,8
13 ТЕРм Кабель ААБ2лШв 4х16 4,66 765,57 530,65 97,37 3567,6 641,0 2472,8 453,7 13,7 63,8
08-02-141-01 100 м 137,55 45,36 211,4
14 ТЕРм Кабель ААБ2лШв 4х25 4,8 765,57 530,65 97,37 3674,7 660,2 2547,1 467,4 13,7 65,8
08-02-141-01 100 м 137,55 45,36 217,7
15 ТЕРм Кабель ААБ2лШв 4х35 7,87 765,57 530,65 97,37 6025,0 1082,5 4176,2 766,3 13,7 107,8
08-02-141-01 100 м 137,55 45,36 357,0
16 ТЕРм Кабель ААБ2лШв 4х50 1,99 807,93 573,01 97,37 1607,8 273,7 1140,3 193,8 13,7 27,3
08-02-141-02 100 м 137,55 47,81 95,1
17 ТЕРм Кабель ААБ2лШв 4х70 2,82 807,93 573,01 97,37 2278,4 387,9 1615,9 274,6 13,7 38,6
08-02-141-02 100 м 137,55 47,81 134,8

Продолжение таблицы Ж.1
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
18 ТЕРм Кабель ААБ2лШв 4х95 3 964,99 725,05 97,37 2895,0 427,7 2175,2 292,1 14,2 42,6
08-02-141-03 100 м 142,57 56,61 169,8
19 ТЕРм Кабель ААБ2лШв 4х120 0,45 964,99 725,05 97,37 434,2 64,2 326,3 43,8 14,2 6,4
08-02-141-03 100 м 142,57 56,61 25,5
20 ТЕРм Кабель ААБ2лШв 4х150 1,4 1395,16 1078,92 97,37 1953,2 306,4 1510,5 136,3 21,8 30,5
08-02-141-04 100 м 218,87 85,02 119,0
21 (Применим) ТЕРм СИП-2А 4х16 32 765,57 530,65 97,37 24498,2 4401,6 16980,8 3115,8 13,7 438,4
08-02-141-01 100 м 137,55 45,36 1451,5
22 ТЕРм Устройство постели кабеля 97,6 1310,28 1243,71 127883,3 6497,2 121386,1 6,63 647,1
08-02-142-01 100 м 66,57 72,01 7028,2
23 ТЕРм Покрытие кабеля 97,6 1122,14 1056,78 109520,9 6379,1 103141,7 6,51 635,4
08-02-143-01 100 м 65,36 61,18 5971,2
24 ТЕРм Светильники наружнего освещения 69 199,98 135,14 39,24 13798,6 1766,4 9324,7 2707,6 2,34 161,5
08-02-369-02 шт. 25,6 12,41 856,3
Итого 379607,0 42988,3 311375,9 23488,1 4267
20042,7
№2 Пусконаладочные работы
1 ТЕРп Силовой трансформатор до 11 кВ 10 176,04 1760,4 12 120
01-02-002-02 шт.
2 ТЕРп Трансформатор тока 84 20,79 1746,4 1,5 126
01-02-017-01 шт.
3 ТЕРп Трансформатор нулевой последовательности 2 27,72 55,4 2 4
01-02-018-01 шт.

Продолжение таблицы Ж.1
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
4 ТЕРп Выключатель автоматический 12 70,28 843,4 7 84
01-03-002-08 шт.
5 ТЕРп Разъединитель 8 83,16 2661,1 6 192
01-03-005-01 шт.
6 ТЕРп Выключатель нагрузки 10 кВ 16 124,74 1995,8 9 144
01-03-008-01 шт.
7 ТЕРп Измерение сопротивления изоляции 60 5,08 304,8 0,4 24
01-11-028-01 шт.
Итого 9367,3 694

№3 Оборудование и материалы в текущих ценах
1 www.pulscen.ru
БКТП 2×400/10/0,4 3 2790000 8370000
шт.
2 www.pulscen.ru
БКТП 2х630/10/0,4 1 3240000 3240000
шт.
3 www.скс-электро.рф
Кабель ААБ2л 3х25 2,3 195 44850,0
100 м
4 www.скс-электро.рф
Кабель ААБ2л 3х35 4,9 280 137200,0
100 м
5 www.скс-электро.рф
Кабель ААБ2л 3х70 26,5 487 1290550,0
100 м
6 www.скс-электро.рф
Кабель ААБ2лШв 4х4 0,95 95 9025,0
100 м

Продолжение таблицы Ж.1
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
7 www.скс-электро.рф
Кабель ААБ2лШв 4х6 2,62 125 32750
100 м
8 www.скс-электро.рф
Кабель ААБ2лШв 4х16 4,66 223 103918
100 м
9 www.скс-электро.рф
Кабель ААБ2лШв 4х25 4,8 349 167520
100 м
10 www.скс-электро.рф
Кабель ААБ2лШв 4х35 7,87 437 343919
100 м
11 www.скс-электро.рф
Кабель ААБ2лШв 4х50 1,99 554 110246
100 м
12 www.скс-электро.рф
Кабель ААБ2лШв 4х70 2,82 700 197400
100 м
13 www.скс-электро.рф
Кабель ААБ2лШв 4х95 3 874 262200
100 м
14 www.скс-электро.рф
Кабель ААБ2лШв 4х120 0,45 1193 53685
100 м
15 www.скс-электро.рф
Кабель ААБ2лШв 4х150 1,4 1436 201040
100 м
16 www.скс-электро.рф
СИП-2А 4х16 32 80 256000
100 м
17 www.om-ek.ru
Светильники наружного освещения 69 13 626 940194
шт.
Итого 12550194 3210303

ПРИЛОЖЕНИЕ З
(обязательное)
Детальный пересчет сметы затрат в текущие цены

Таблица З.1 – Детальный пересчет сметы затрат в текущие цены

п/п Наименование показателя Коэффициент,
отн.ед. Значение,
руб.

  1. Монтажные работы в базисных ценах (01.01.2000) в том числе:
    основная заработная плата монтажников
    основная заработная плата пусконаладчиков
    затраты по эксплуатации машин
    строительные материалы

42988,3
9367,3
311375,9
23488,1

п/п Наименование показателя Коэффициент,
отн.ед. Значение,
руб.

  1. Пересчет стоимости монтажных работ в текущие цены
    Прямые затраты
    Накладные расходы
    Сметная прибыль организации
    Удорожание затрат на монтажные работы в текущих ценах
    Удорожание затрат на пусконаладочные работы в текущих ценах
    Всего затрат на работы в текущих ценах:

0,95
0,65
9,7
16,66

393610,05
74849,3
51212,69
5040818,79
367909,44

5408728,23

  1. Стоимость оборудования по смете:
    Стоимость оборудования в текущих ценах
    Расчет дополнительных расходов на оборудование:
    расходы на запасные части
    расходы на тару и упаковку
    транспортные расходы
    снабженческо-сбытовая наценка
    заготовительно-складские расходы
    расходы на комплектацию
    Всего дополнительные расходы на оборудование
    Всего расходы на оборудование в текущих ценах

0,02
0,015
0,05
0,05
0,012
0,008

12550194
251003,88
188252,91
188252,91 627509,7
627509,7
150602,33
100401,55
1945280,07
14495474,07

  1. Стоимость материалов по смете:
    Оптовая цена на материалы в текущих ценах
    Расчет дополнительных расходов на материалы
    транспортные расходы
    расходы на тару и упаковку
    заготовительно-складские расходы
    Всего дополнительные расходы на материалы:
    Всего расходы на материалы в текущих ценах

0,05
0,015
0,012

3210303

160515,15
48154,55
38523,64
247193,34
3460000,37

  1. Лимитированные и прочие затраты:
    Затраты на временные и здания и сооружения
    Затраты на перевозку крупногабаритных грузов
    Затраты на добровольное страхование
    Затраты на НИОКР
    Затраты на премирование за ввод в эксплуатацию
    Затраты на охрану объектов строительства
    Сумма лимитированных и прочих затрат
    Авторский надзор
    Непредвиденные расходы и затраты
    0,039
    0,0003
    0,03
    0,015
    0,025
    0,013

0,002
0,03
210940,4
1622,6
162261,85
321283,84
135218,2
70313,46
901640,35
48531,7
727975,29

  1. Полная стоимость электромонтажных работ в текущих ценах: 23731709,96
Оцените статью
Поделиться с друзьями
BazaDiplomov