Задание к курсовой работе:
С целью выбора обьекта для курсового проектирования в поисковике найти схему микрорайона №7 г. Южно-Сахалинска 
Из этой схемы (карты) выбрать квартал участок домов снабжаемых электроэнергией от одной трансформаторной подстанции
Определить вид снабжаемых электроэнергией строений в этом квартале

Введение

Электроснабжение определяется двумя факторами — качеством электроэнергии и её надёжностью. Даже самые лучшие системы производства электроэнергии и её распределения не могут быть полностью надёжными источниками высококачественного электропитания.
С проблемами электроснабжения потребители городских микрорайонов сталкиваются тогда, когда начинаются неполадки в работе их электрооборудования, будь то бытовые электроприборы, офисная или производственная электротехника. Эти проблемы могут проявляться либо в некачественности электроэнергии – нестабильности напряжения, искажении его формы и колебания его частоты, недостаточной мощности электросети, либо в ненадёжности, т.е. пропадании напряжения.
Причинами некачественного электроснабжения могут быть:
•	перегруженность линии электропередачи;
•	короткое замыкание или удар молнии;
•	наличие в питающей линии промышленных и бытовых электроприборов с большим импульсным энергопотреблением: аппаратура аргонной сварки, нагреватели, электродвигатели, лазерные принтеры, копировальная техника и т.п.;
•	некачественная электропроводка в здании;
•	выход из строя оборудования электроподстанций или его неисправность;
•	обрыв линии электропередачи;
•	другие причины.
На современном этапе требуется существенное повышение надежности электроснабжения городских микрорайонов в связи с массовой многоэтажной застройкой как административных, так и жилых районов, возрастающей электрификацией бытовой и коммунальной сфер, ростом категорийности электроприемников. Очевидно, что безотказность на уровне абсолютно бесперебойного электроснабжения всех районов городов обеспечить невозможно. Поэтому неизбежны отдельные кратковременные отключения части электроприемников из-за коротких замыканий и других случайных отказов энергооборудования. От таких отказов электроприемники высокой категории должны иметь индивидуальную защиту и резервирование.

1. Краткая характеристика объекта проектирования

Под системой электроснабжения города понимается совокупность электрических сетей и трансформаторных подстанций, расположенных на территории города и предназначенных для электроснабжения его потребителей.
В дипломном проекте будет спроектирована система электроснабжения жилого микрорайона города для надежного бесперебойного и качественного обеспечения электроэнергией потребителей.
Проектом будут определены расчетные нагрузки с учетом категории надежности потребителей, на основании которых будет выбрано место установки, число и мощность трансформаторных подстанций.
Будут рассмотрены вопросы построения рациональной схемы распределения электроэнергии, произведен расчет сетей, выбрана коммутационная и защитная аппаратура.
Также будет рассмотрена экономическая часть проекта и выполнены вопросы электробезопасности.
В данном дипломном проекте будет выполнено электроснабжение жилого микрорайона города. Исходными данными для проектирования является генеральный план микрорайона, который представлен на листе (лист 1) со сведениями об этажности зданий и количестве квартир.
Предполагается, что что район города будет состоять из 5 девятиэтажных домов, 21 пятиэтажного дома и 7 двухэтажных домов, оборудованных газовыми плитами. Общее количество квартир в заданном районе города предусматривается в количестве 2 875. Кроме того, в районе предусматривается размещение общественных зданий.
Потребителей электроэнергии данного микрорайона можно условно разделить на две основные группы: жилые здания и коммунальные потребители.
Современные жилые здания оснащены большим количеством различного вида электроприемников. К ним относятся: осветительные, бытовые приборы и силовое оборудование.
Электроприемники жилых зданий условно подразделены на две основные группы: электроприемники квартир и электроприемники общедомового назначения.
К первым относятся: осветительные и бытовые приборы.
Ко вторым относятся: светильники лестничных клеток, технических подпольев, чердаков, вестибюлей, служебных и других помещений; лифтовые установки; вентиляционные системы; различные противопожарные устройства; элементы диспетчеризации; домофоны и т.д.
Электрическое освещение квартир осуществляется с помощью светильников общего и местного назначения, как правило, с лампами накаливания. Однако в настоящее время внедряются бытовые светильники с люминесцентными лампами, применение которых позволяет значительно повысить освещенность в квартирах без увеличения расхода электроэнергии при значительно большем сроке службы этих ламп. [1]. 
Бытовые электроприборы по назначению можно условно разделить на следующие характерные группы: нагревательные, для обработки и хранения продуктов питания; хозяйственные; культурно-бытовые; санитарно-гигиенические; бытовые кондиционеры воздуха; водонагревательные.
К числу коммунальных потребителей, расположенных на данной территории, относятся: продовольственный магазин, промтоварный магазин, два детских сада на 200 мест каждый, профессиональное училище на 300 мест, отделение сбербанка.
Условно все электроприемники общественных зданий могут быть разделены на две группы: осветительные и силовые.
В основных помещениях общественных зданий в целях экономии электроэнергии и получения высоких уровней освещенности, как правило, используют светильники с люминесцентными лампами.
Во вспомогательных помещениях, складах и кладовых применяются лампы накаливания.
В зависимости от выполняемых технологических операций к силовым относятся электроприемники: механического оборудования, электротеплового оборудования, холодильных машин, подьемно-транспортного оборудования, санитарно-технических установок, связи, сигнализации, противопожарных устройств и т.п.
Требования к надежности электроснабжения регламентированы правилами устройства электроустановок (ПУЭ) и строительными нормами и правилами (СНиП). На основании их определяются схемы построения питающих и распределительных сетей. Согласно ПУЭ электроприемники разделяются на три категории по обеспечению надежности электроснабжения. В данном проекте присутствуют потребители первой, второй и третьей категорий. К потребителям первой категории относятся жилые дома с лифтовыми установками, к потребителям второй категории - детские сады, школа. Пятиэтажные жилые дома и осветительные установки относятся к третьей категории.

2.	
Определение расчетных нагрузок силовых электроприемников

Выбор системы электроснабжения и параметры всех её элементов зависят от правильности определения расчетных нагрузок.
В кaчeствe рaсчeтнoй aктивнoй элeктричeскoй нагрузки принимается вероятная максимальная нагрузка на интервале времени 30 минут.

2.1 Определение расчетной нагрузки жилых зданий

Определение расчетных нагрузок жилых зданий основывается на использовании нагрузки одного потребителя, в качестве которого берется квартира жилого дома.
Расчет проводим согласно методике изложенной в [ 2 ].
Расчетная электрическая нагрузка квартир Ркв, приведенная к вводу жилого здания определяется по формуле:

Ркв = Ркв.уд.. n, кВт, (2.1)

где Ркв.уд. – удельная нагрузка электроприемников квартир [2, табл.6.1], кВт/кварт.; 
 n - количество квартир, шт.
Удельные расчетные нагрузки жилых квартир приведены для зимнего вечернего максимума, они учитывают нагрузку освещения общедомовых помещений (лестничных клеток, технических этажей и т.д.), но не учитывают общедомовую силовую нагрузку и осветительную и силовую нагрузку встроенных (пристроенных) торговых и коммунально-бытовых потребителей.
Расчетная нагрузка силовых электроприемников Рс приведенная к вводу жилого дома, определяется по формуле:

Рс = Рр.л + Рст.у, кВт, (2.2)

где Ррл – мощность лифтовых установок зданий, кВт;
Рст.у – мощность электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и др. санитарно- технических устройств, кВт.
Мощность лифтовых установок Рр.л определяется по формуле:

, кВт, (2.3) 

где к'с – коэффициент спроса [2, табл. 6.4 ] ;
n л – количество лифтовых установок, шт;
Pni – установленная мощность электродвигателя лифта, кВт.
Мощность электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и других санитарно-технических устройств Рсту определяется по формуле:

, кВт, (2.4)

где к"с - коэффициент спроса [2, табл. 6.9 ];
n - количество двигателей, шт ;
Рст.у – установленная мощность электродвигателя, кВт.
Мощность резервных электродвигателей, а также электроприемников противопожарных устройств при расчете электрических нагрузок не учитывается.
Расчетная электрическая нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников ) Рр. определяется по формуле:

Рр = РКВ + куРс, кВт, (2.5)

где Ркв – расчетная электрическая нагрузка квартир, приведенная к вводу жилого дома, кВт;
Рс – расчетная нагрузка силовых электроприемников жилого дома, кВт;
ky – коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых электроприемников, kу=0,9 [2].
Расчетную реактивную мощность жилого дома Qр определяем следующим образом:

, квар, (2.6)

где tg – коэффициенты реактивной мощности;
Ркв – расчетная электрическая нагрузка квартир, приведенная к вводу жилого дома, кВт;
Ррл – мощность лифтовых установок зданий, кВт;
Рст.у – мощность электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и др. санитарно-технических устройств, кВт. 
Полная электрическая нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников) Sp определяется по формуле:

, кВ.А, (2.7)

где Рр – расчетная электрическая нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников ), кВт ;
Qр – расчетная реактивная мощность жилого дома, квар.
Расчетный ток здания Iр определяется по формуле:

, кА, (2.8)

где Sp – полная электрическая нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников), кВ.А;
UH – номинальное напряжение, кВ.
Пример расчета (для жилого дома № 26 по генплану):
Жилой дом № 1 на 144 квартиры состоит из шести секций. В доме 9 этажей, 4 лифтовых установок с мощностью, приведенной к ПВ=100%, равной 6 кВт. 
Активная нагрузка:
;
; 
;
;
.
Реактивная нагрузка:
; 
.
Полная нагрузка:
.
Расчеты для остальных потребителей выполняются аналогичным образом с использованием соотношений, приведенных выше. Результаты представлены в таблице 1.2 приложения 1.

2.2 Расчет нагрузок общественных зданий

Укрупненные удельные нагрузки и коэффициенты мощности общественных зданий массового строительства для ориентировочных расчетов рекомендуется принимать по [2], табл. 2.2.1.

, кВт, (2.9)

где  - удельная расчетная нагрузка единицы количественного показателя (рабочее место, посадочное место, площадь торгового зала, м2, и т.п.); 
М – количественный показатель, характеризующий пропускную способность предприятия, объем производства и т.д.
Пример расчета (для детсада № 7 на 280 мест):
Активная нагрузка:
.
Реактивная нагрузка здания:
.
Полная нагрузка здания:
.
Результаты расчета приведены в таблице 1.3 приложения 1.

2.3 Выборы нормы освещенности

Освещение улиц, дорог и площадей с регулярным транспортным движением в городах следует проектировать исходя из норм средней яркости покрытий, а освещение непроезжих частей территории микрорайона исходя из норм средней горизонтальной освещенности [5].
Согласно табл.11 и табл.13 [5] выбираем нормированные величины, соответствующие характеру освещаемого объекта и необходимые для проектирования наружного уличного освещения.
Выбранные значения сведены в таблице 1.4 приложения 1. 

2.4	
Выбор системы освещения

Освещение улиц, дорог и площадей территории микрорайонов следует выполнять светильниками, располагаемыми на опорах или тросах.
Питание светильников уличного освещения для различных участков дороги будет осуществляться от различных трансформаторных подстанций. Но между крайними светильниками соседних участков магистральных улиц городов рекомендуется [1] предусматривать нормально отключенные перемычки (резервные кабельные линии). 
Для соединения светильников в сеть применяем провод марки СИП – 2А. Кабельными должны выполнятся распределительные сети освещения территорий детских яслей – садов, общеобразовательных школ. 
Проведя анализ использования светодиодных ламп и натриевых ламп в уличном освещении, в соответствии с таблицей 2.4.1, выберем светильники ЖКУ 16–100–001–УХЛ1 с лампами ДНаТ 100 и 16–250–001–УХЛ1 с лампами ДНаТ 250, как наиболее экономичные [8].

Таблица 2.4.1 Сравнительные характеристики ламп освещения
Тип лампы	Световой поток лампы, Фл, лм	Цена, руб.	
ДнаТ-100 Вт.	9600	304,00	
Светодиодный уличный светильник «Кобра» 	10000	10845,00	
ДнаТ-250 Вт.	25000	652,00	
ДКУ 01-220-50-Ш	22300	18990,00	

Ширина проезжей части улиц 12 м, поэтому с учетом рекомендаций табл.24 [8] принимаем одностороннюю схему расположения светильников: на опорах с одной стороны проезжей части.
При нормировании установок наружного освещения по средней яркости определение расстояния между осветительными приборами (шаг, l, м) осуществляется по формуле [4]: 

, м, (2.10)

где  – световой поток лампы в светильниках, установленных на опорах, лм;
UL – коэффициент использования светового потока по освещенности и яркости покрытия, зависит от соотношения b/h и принимается в соответствии с п.4.3 [7];  
 – число светильников на одной опоре, шт;
Lср – средняя яркость покрытия, кд/м2;
– коэффициент запаса, принимаемый согласно [8] равным 1,5;
– ширина освещаемой полосы, м. 
Высота установки светильника h выбирается по табл. 23 [8]. Значения для расчета сводим в таблицу 2.4.2.

Таблица 2.4.2 Данные для расчета 
Тип лампы в светильнике	Световой поток лампы, Фл, лм	Ширина освещаемой полосы, b, м	Высота установки светильников, h,м	b/h		
ДнаТ-100 Вт.	9600	8	8	1	0,065	
ДнаТ-250 Вт.	25000	12	10	1,2	0,067	

Для магистральных улиц районного значения (категория Б):
 (м).
Для улиц и дорог местного значения (категория В):
 (м).
Количество светильников, необходимых для освещения определим по формуле: 

, шт, (2.11)

где L – длина освещаемой поверхности, м;
l – шаг светильников, м.
 (шт);
 шт.
Таким образом, для освещения проездов территорий микрорайона принимаем к установке одностороннюю систему расположения светильников с лампами типа ДнаТ-250 при шаге 49 м и лампами типа ДнаТ-100 при шаге 40 м.
Число светильников, используемых при освещении больших площадей не проезжих территорий, определяется как:

 шт. (2.12)

Для школьного стадиона число светильников равно:
 (шт),
где  – площадь освещаемой территории, м2;
– коэффициент использования светового потока по освещенности, равный в данном случае 0,288 [8].
Результат расчета числа установок наружного освещения территории детских садов и территории общеобразовательной школы приведены в табл. 2.4.3. 

Таблица 2.4.3 Расчет установок наружного освещения
Освещаемый объект	Средняя горизонтальная Освещенность, Еср, лк	Номер на плане	Площадь объекта, 	Тип лампы	Число светильников, шт	
Территория детских садов	10	7	4100	ДнаТ-100	23	
		19	3200		18	

Определим расчетную активную мощность осветительных приборов для освещения стадиона и территории школы по формуле:

, кВт, (2.13)

где  – коэффициент спроса для расчёта сети наружного освещения, принимаемый согласно табл. 19 [8] равным 1;
– коэффициент, учитывающий потери мощности в пускорегулирующей аппаратуре, выбираем по табл.18 [8];
 – количество установленных ламп, шт;
 – номинальная активная мощность одной лампы, кВт.
Расчетная реактивная мощность осветительных приборов:

Qр = Рр. tg, квар, (2.14)

где tg – коэффициент мощности осветительных приборов, для светильников, имеющих индивидуальную компенсацию реактивной мощности, с лампами типа ДнаТ .
Полная электрическая мощность:

, кВ.А, (2.15)

Расчетный ток 1р определяется по формуле:

, А. (2.16)

Для освещения входа в подъезды предусматривается установка светильников на стенах домов. Данные светильники будут запитаны от ВРУ дома. 
К ТП-1 подсоединяется 34 светильников, к ТП-2 – 34, к ТП-3 – 10, к ТП-4 – 18.
Примем cosφ=0,87 (есть индивидуальная компенсация реактивной мощности), тогда tgφ=0,48.
Произведем расчет для ТП №1:
(кВт);
(квар);
(кВт);
(квар);
 (кВ·А);
 (А).

Таблица 2.4.4 Осветительная нагрузка уличного освещения
ТП	Pр. осв., кВт	Qр. осв, квар	Sр. осв, кВА	Iр, А	
					
ТП-1	5,52	2,66	6,08	8,79	
ТП-2	4,56	2,18	5,05	7,29	
ТП-3	1,1	0,52	1,21	1,75	
ТП-4	2,97	1,42	3,29	4,76	

2.5	
Выбор сечения проводников осветительной сети

Сети наружного освещения рекомендуется выполнять кабельными или воздушными с использованием самонесущих изолированных проводов. В обоснованных случаях для воздушных распределительных сетей освещения улиц, дорог, площадей, территорий микрорайонов и населенных пунктов допускается использование неизолированных проводов [3].
Ввод кабеля в опоры должен ограничиваться цоколем опоры. Цоколи должны иметь размеры, достаточные для размещения в них кабельных разделок и предохранителей или автоматических выключателей, устанавливаемых на ответвлениях к осветительным приборам, и дверцу с замком для эксплуатационного обслуживания [3].
Осветительные установки улиц и дорог категории Б и В относятся к электроприемникам третьей категории, поэтому резервирование между крайними светильниками соседних участков улиц не предусматривается. При выборе питающих кабельных линий ведется расчет по нагрузке светильников, подключенных к данной ТП.
Выбирается кабель от каждой ТП до первой опоры и провод воздушной линии.
Результаты выбора кабелей и проводов воздушных линий приведены в табл. 2.5.1.

Таблица 2.5.1 Кабели и провода воздушных линий наружного освещения
	Кабель до первой опоры	Провод воздушной линии	
ТП-1	АСБл 4х16	СИП–2А 4х16+1х25	
ТП-2	АСБл 4х16	СИП–2А 4х16+1х25	
ТП-3	АСБл 4х16	СИП–2А 4х16+1х25	
ТП-4	АСБл 4х16	СИП–2А 4х16+1х25	

СИП-2 по сравнению с неизолированными проводами имеют следующие преимущества:
- монтаж проводов СИП происходит без применения изоляторов и траверс, что значительно снижает затраты на устройство воздушной линии электропередачи; - при эксплуатации самонесущие изолированные провода не замыкают из-за захлеста их друг на друга ветром, а это существенно снижает количество аварийных ситуаций; - в линиях СИП значительно снижаются электропотери; - линии СИП можно монтировать, как добавочные к уже существующим системам воздушных линий электропередач или связи; - провода СИП выпускаются различных типов и это позволяет подобрать подходящий их вариант, как по техническим характеристикам, так и по цене; - самонесущие изолированные провода можно использовать при устройстве линий передачи электричества напряжением от 0,6 до 20кВт, эксплуатируемых при температуре от -50 до +50̊ Цельсия: - провода СИП пожаробезопасны; - существуют способы подключения к линии СИП, не прекращая передачу электричества по ней; - срок службы самонесущих изолированных проводов составляет, как минимум, четверть века;
 - снижаются потери электроэнергии на линии за счет сравнительно малого реактивного сопротивления - 0,1 Ом/км (для сравнения - у неизолированных проводов - 0,35 Ом/км).

3. Выбор места, числа и мощности трансформаторов, КТП

3.1 Определение плотности нагрузки

Плотность нагрузки определяется по формуле (3.3):

МВт/км2, (3.1)

где Рр – расчетная нагрузка, МВт;
S – площадь микрорайона, км2.
.
При плотности 8 МВт/км2 и более оптимальная нагрузка РП, в соответствии [3], составляет 12 МВт при напряжении 10 кВ и 8 МВт при напряжении 6 кВ, а оптимальная мощность двухтрансформаторных ТП – 2х630 кВА. Для районов нового строительства с ожидаемой плотностью, значительно превышающей оговорённую нормативным документом, мощность двухтрансформаторных подстанций может составлять 2х1000 кВА и 2х1250 кВА (в отдельных обоснованных случаях 2х1600 кВА). Двухтрансформаторная подстанция принимается с учетом требований по надежности электроснабжения потребителей второй категории. Разбиваем район на 4 части и устанавливаем 4 ТП.

3.2 Определение нагрузок приходящихся на каждую ТП

3.2.1 Расчет нагрузки на шинах первой ТП
К шинам первой ТП подключаются следующие здания: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12. Общее количество квартир с плитами на природном газе 1200. Количество лифтовых установок 12.
Согласно [1] расчетный максимум активной нагрузки на шинах 0,38 кВ ТП при смешанном питании потребителей жилых домов и общественных зданий (помещений) Рр.м, кВт, определяется по формуле:

, кВ·А, (3.2)

где Рзд.max – наибольшая активная нагрузка здания из числа зданий, питаемых от ТП, кВт; 
Рздi – расчетные активные нагрузки других зданий, питаемых от ТП, кВт; 
kyi – коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий (помещений) или жилых домов (квартир и силовых электроприемников) по [2, табл. 46.4].
Тогда:
 (кВт).
Расчетный максимум реактивной нагрузки на шинах 0,38 кВ ТП при смешанном питании потребителей жилых домов и общественных зданий (помещений) Qр.м., квар, определяется по формуле:

,

где Qзд.max – наибольшая реактивная нагрузка здания из числа, питаемых от ТП, кВт; 
Qздi – расчетные реактивные нагрузки других зданий, питаемых от ТП, кВт; 
kyi – коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий (помещений) или жилых домов (квартир и силовых электроприемников) по [2, табл. 46.4].
Тогда:
 
Тогда:

, кВ.А, (3.4)

 (кВ.А).

3.2.2 Расчет нагрузки на шинах второй ТП
Ко второй ТП подключены следующие здания: 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23. 
Общее количество квартир 752.
(кВт)
 (кВар)
(кВА).

3.2.3 Расчет нагрузки на шинах третей ТП
К третьей ТП подключены следующие здания: 30, 35,36,37, 38, 39.
Общее количество квартир: 228.
 (кВт)
 
(кВА).

3.2.4 Расчет нагрузки на шинах четвертой ТП
К третьей ТП подключены следующие здания: 24, 25, 26, 27, 28, 29, 31, 32,33,34.
Общее количество квартир: 612.
 (кВт)
 
(кВА).
Результаты расчета нагрузки на шинах ТП приведены в табл. 3.2.1

Таблица 3.1.1 Расчет нагрузки на шинах ТП.
Номер ТП	Полная расчетная нагр. на шинах, кВ·А	Кол-во ТП	
1	1145	1	
2	876,3	1	
3	519,8	1	
4	731,4	1	

3.3 Выбор числа и мощности трансформаторов

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов должен быть технически и экономически обоснованным. Критериями при выборе трансформаторов являются надежность электроснабжения, потребная трансформаторная мощность. 
С учетом этого в районах многоэтажной застройки при плотности нагрузки 10 МВт/км2 с преобладанием потребителей второй категории, наилучшим является вариант с установкой двухтрансформаторных подстанций, обеспечивающих практически бесперебойное электроснабжение района [5]. На двухтрансформаторных подстанциях следует выбирать однотипные трансформаторы одинаковой мощности. Это ведет к сокращению складского резерва и облегчает замену поврежденных трансформаторов. 
Количество трансформаторов определим по формуле (3.6):

шт, (3.6)

где Sр.тп – расчетная нагрузка потребителей подстанции, кВ·А;
кз – коэффициент загрузки трансформатора;
Sтр.ном – номинальная мощность трансформатора, кВ·А.
Полученное значение округляется до ближайшего целого числа.
Коэффициент загрузки силовых трансформаторов целесообразно принять:
При преобладании нагрузок первой категории надежности кз =0,65-0,7;
При преобладании нагрузок второй категории надежности кз =0,7-0,8;
При преобладании нагрузок второй категории надежности и наличии централизованного складского резерва трансформаторов, а так же при преобладании нагрузок третьей категории надежности кз =0,9-0,95.
В общем случае выбор мощности трансформаторов производится на основании следующих основных исходных данных: расчетной нагрузки объекта электроснабжения, продолжительности максимума нагрузки, темпов роста нагрузок, стоимости электроэнергии, нагрузочной способности трансформаторов и их экономической загрузки. Допустимые перегрузки в нормальном режиме установлены ГОСТ и приводятся в каталогах. Перегрузки масляных трансформаторов в аварийном режиме регламентированы [2] и могут составлять до 70-80% номинальной мощности на время максимума нагрузок общей суточной продолжительностью не более 6 часов в течении не более 5 суток [1].
Среди нагрузки преобладают потребители второй категории. Поэтому число трансформаторов в ТП должно быть не менее двух и кз =0,7.
Загрузка силовых трансформаторов в послеаварийном режиме характеризуется коэффициентом кз.пав,который определяется по формуле (3.7):

 (3.7)

кз.пав не должен превышать 1,4, в противном случае в аварийном режиме нужно отключить часть потребителей третье категории.
Приведем пример расчета для ТП2.
Проводим расчет по приведенным выше формулам.
Исходя из шкалы номинальных мощностей трансформаторов принимаем к рассмотрению следующие варианты трансформаторов: 
- I вариант: трансформатор с номинальной мощность 630 кВ*А;
- II вариант: трансформатор с номинальной мощность 1000 кВ*А.
Для первого варианта:
; 
;
. 
Для второго варианта:
; 
но с преобладанием потребителей второй категории принимаем количество трансформаторов- 2. 
;
. 
Дальнейший расчет для выбора вариантов трансформаторов проводим аналогичным образом. 
Результаты расчета представлены в табл. 3.3.1.

Таблица 3.3.1 Результаты выбора трансформаторов
ТП	Sн.т, кВ∙А	Nт	кз	кзпав	
1	1000	2	0,6	1,15	
	1600	2	0,49	0,99	
2	1000	2	0,44	0,88	
	630	2	0,7	1,38	
3	630	2	0,41	0,82	
	400	2	0,64	1,29	
4	1000	2	0,35	0,71	
	630	2	0,56	1,13	

Для окончательного выбора необходимо произвести технико-экономическое сравнение предложенных вариантов трансформаторов.

3.4 Технико-экономическое сравнение выбора трансформаторов

Технико-экономическое сравнение предложенных вариантов трансформаторов произведем по критерию минимума приведенных затрат:

, руб/год,(3.8)

где  - приведенные капиталовложения, руб/год;
 - нормативный коэффициент экономической эффективности, 1/год;
- годовые издержки, руб/год;
 - стоимость ТП, руб, но так как сравниваемые подстанции отличаются только трансформаторами, то берется стоимость этих трансформаторов. 
Стоимость ТП принимаем на текущий момент времени.
Издержки  включают в себя следующие составляющие:

, руб/год, (3.9)

где  - стоимость потерь электроэнергии, руб/год;
 - годовые амортизационные отчисления на реновацию (полное восстановление), руб/год;
 - затраты на проведение капитального ремонта, руб/год;
 - затраты на проведение текущего ремонта и обслуживания, руб/год.
Потери электроэнергии в трансформаторах при условиях раздельной (не параллельной) работы определяется по формуле:

, ,(3.10)

где  - число трансформаторов, шт;
 - потери холостого хода трансформатора, кВт;
 - число часов работы трансформатора в году примем равным 8760 ч;
 - расчетный коэффициент загрузки трансформатора;
 - потери короткого замыкания, кВт;
 - время максимальных потерь электроэнергии, ч.
Выбираем марку трансформаторов ТМГ. 
Приведем пример расчета для ТП2.
Каталожные характеристики трансформаторов представлены в табл. 3.4.1.

Таблица 3.4.1. Технические данные трансформатора
Тип	Sном,т, кВ∙А	UВН, кВ	UНН, кВ	Рх, кВт	Рк, кВт	Iх, %	
ТМГ	630	10	0.4	1,24	7,6	1,8	
ТМГ	1000	10	0.4	1,4	10,6	0,6	

Время максимальных потерь электроэнергии определяется по формуле (3.11):

, ч,(3.11)

где  - время использования максимума нагрузок, равно 4500 ч.
 (ч).
Определим потери электроэнергии в трансформаторах по вариантам: 
Для первого варианта:

Для второго варианта:

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах:

, ,

где  - стоимость  электроэнергии (в расчетах ориентировочно можно принять 3,83 руб/).
Определим стоимость потерь электроэнергии по вариантам:
Для первого варианта:
 (руб).
Для второго варианта:
 (руб).
Определим экономические характеристики рассматриваемых вариантов ТП. Они представлены в таблице 3.4.2.

Таблица 3.4.2 Стоимость ТП
Вариант	Количество и мощность трансформаторов	Стоимость на 2016 г, Руб	
I	2х630	12 695 919,00	
II	2х1000	15 442 746,00	

Приведенные капиталовложения на ТП определяются путем умножения стоимости ТП на нормативный коэффициент экономической эффективности ЕН, который в расчетах можно принять равным 0,3. Определим приведенные капиталовложения на ТП по вариантам:
Для первого варианта:
 (руб/год).
Для второго варианта:
 (руб/год).
Сумма годовых амортизационных отчислений на ТП определяется по формуле (3.12):

, руб/год,(3.12)

где  - норма амортизационных отчислений для ТП, %;
 - стоимость ТП, руб.
Для первого варианта:
 (руб/год).
Для второго варианта:
 (руб/год).
Затраты на проведение капитального ремонта ТП определяются по формуле (3.13):

, руб/год,

где  - коэффициент отчислений на капитальный ремонт ТП принимаемый равным 0,029.
Для первого варианта:
 (руб/год).
Для второго варианта:
 (руб/год).
Затраты на проведение текущих ремонтов и обслуживание ТП определяются по формуле (3.14):

, руб/год,(3.14)

где  - коэффициент отчислений на текущий ремонт и обслуживание ТП принимаемый равным 0,01.
Для первого варианта:
 (руб/год).
Для второго варианта:
 (руб/год).
Таким образом, годовые издержки по вариантам составляют: 
Для первого варианта:
 (руб/год).
Для второго варианта:
 (руб/год).
В итоге приведенные затраты равны:
Для первого варианта:
 (руб/год).
Для второго варианта:
 (руб/год).
Как следует из расчетов, наименьшие приведенные затраты имеют место в первом варианте. Окончательно принимаем к установке трансформаторы ТМГ-630/10/0,4.
Расчет для других вариантов трансформаторов проводим аналогично. 
Результаты расчета приведены в табл. 3.4.3 – 3.4.6.
Сравнивая полученные результаты можно окончательно выбрать трансформаторы: для ТП1 - 21000, ТП2 - 2630, ТП3 - 2400, ТП4 - 2630.

Таблица 3.4.3 Технико-экономическое сравнение вариантов для ТП – 1
Вариант	Потери электроэнергии, кВт/ч	Приведенные затраты, руб/год	Годовые издержки, руб/год	
1	46554	5 953 889	1 321 065	
2	59659	7 400 381	1 647 531	

Таблица 3.4.4 Технико-экономическое сравнение вариантов для ТП – 2
Вариант	Потери электроэнергии, кВт/ч	Приведенные затраты, руб/год	Годовые издержки, руб/год	
1	36373	5 914 896	1 282 072	
2	43220	884 170	1 105 031	

Таблица 3.4.5 Технико-экономическое сравнение вариантов для ТП – 3
Вариант	Потери электроэнергии, кВт/ч	Приведенные затраты, руб/год	Годовые издержки, руб/год	
1	29099	4 859 723	1 050 947	
2	33326	2 823 699	661 084	

Таблица 3.4.6 Технико-экономическое сравнение вариантов для ТП – 4
Вариант	Потери электроэнергии, кВт/ч	Приведенные затраты, руб/год	Годовые издержки, руб/год	
1	32023	5 898 235	1 265 411	
2	35482	4 884 170	1 075 394	

3.5 Выбор места установки ТП

Трансформаторные подстанции являются основным звеном системы электроснабжения, предназначенные для обеспечения электроприемников заданными показателями и качеством электрической энергией. Одним из важных вопросов является выбор места для установки подстанции, при проектировании внутриквартальных сетей. Наиболее целесообразно размещать ТП в центре нагрузки со смещением в сторону питания, однако архитектурно-планировочные решения застройки района не всегда допускают такое размещение [1].
Оптимальное расположение ТП на генеральном плане микрорайона определяется по методике из [3]. Условный центр электрической нагрузки (УЦЭН) определяется по выражениям:

, м, (3.15)
, м, (3.16)

где Pi - электрические нагрузки жилых домов и общественных зданий, кВт;
xi,yi – координаты места расположения жилых домов и общественных зданий в выбранном масштабе, м.
В данной методике доказано, что областью размещения координат условного центра нагрузок являются эллипсы. 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.
Найдем условные центры нагрузок для всех частей микрорайона. Данные расчетов приведены в таблицах (табл. 3.5.1-3.5.4) и пояснения не требуют. Координаты по генплану (Лист 1).

Таблица 3.5.1 Исходные данные для расчета ТП1
Номер здания	РР, кВт	x, см	y, см	
1	144,72	3,8	7,2	
2	144,72	2,7	4,5	
3	144,72	2	2,6	
4	85	8,5	7,8	
5	85	11,5	7	
6	85	14	7	
7	112	6,7	4,3	
8	65,9	9,3	4,8	
9	85	13	4,1	
10	85	4,7	1,2	
11	93,1	8,6	1,2	
12	85	13	1,2	

Таблица 3.5.2 Исходные данные для расчета ТП2
Номер здания	РР, кВт	x, см	y, см	
13	85	0,8	6,8	
14	85	3,2	6,8	
15	85	6	7,8	
16	85	8,6	6,8	
17	85	11	6,8	
18	85	2,5	4,1	
19	112	5,5	4,7	
20	85	8,5	3,8	
21	85	2,3	1,8	
22	460	5,3	1,5	
23	85	8,6	1,6	

Таблица 3.5.3 Исходные данные для расчета ТП3
Номер здания	РР, кВт	x, см	y, см	
30	63	1,3	4,5	
35	28,8	14	5	
36	129,8	13	2,7	
37	180	14,2	0,7	
38	120	9,8	1	
39	56	4	1,7	

Таблица 3.5.4 Исходные данные для расчета ТП4
Номер здания	РР, кВт	x, см	y, см	
24	368	1,5	6,4	
25	85	3,8	5,3	
26	85	7	6,3	
27	85	11	6,3	
28	89,63	2	3,5	
29	63	1,3	1,2	
31	107	6	3,4	
32	28,8	14	5,5	
33	28,8	14,3	3,1	
34	28,8	14,3	1	

Для ТП1:

Найденные координаты в соответствии с масштабом переводятся в метры.
Тогда для ТП1 они составляют [146,2; 88].
Определение координат для ТП2,ТП3 и ТП4 производятся по аналогии, в результате получено [110; 76], [212; 28] и [92; 115] соответственно.

3.6 Проектирование отдельно взятой электрической подстанции микрорайона города

Как правило в системах электроснабжения применяются одно- и двухтрансформаторные подстанции. Двухтрансформаторные ТП применяются при преобладании электроприемников I и II категорий. При этом мощность трансформаторов выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного, другой трансформатор с учетом допустимой перегрузки принял бы на себя нагрузку всех потребителей (в этой ситуации можно временно отключить электроприемников III категории). Такие подстанции желательны и независимо от категории потребителей при наличии неравномерного суточного или годового графика нагрузки. В этих случаях выгодно менять присоединенную мощность трансформаторов, например, при наличии сезонных нагрузок, одно или двухсменной работы со значительной различающейся загрузкой смен. 
На значительном большинстве подстанций нагрузка трансформаторов изменяется и в течение продолжительного времени остается ниже номинальной. Значительная часть трансформаторов выбирается с учетом послеаварийного режима, и поэтому нормально они остаются длительное время недогруженными. Кроме того, силовые трансформаторы рассчитываются на работу при допустимой температуре окружающей среды, равной +40°С. В действительности они работают в обычных условиях при температуре среды до 20... 30°С. Следовательно, силовой трансформатор в определенное время может быть перегружен с учетом рассмотренных выше обстоятельств без всякого ущерба для установленного ему срока службы.
Электроприёмники рассматриваемого нами микрорайона имеют первую, вторую и третью категории, поэтому примем к установке двухтрансформаторную подстанцию. 
Конструктивно ТП выполнена в виде капитального кирпичного здания.
Подстанция состоит из:
— устройства со стороны высшего напряжения — УВН;
— силовых трансформаторов;
— распределительного устройства со стороны низшего напряжения - РУНН.
Трансформаторный отсек имеет распашные двери, через которые осуществляется доступ в отсек и возможна установка и демонтаж трансформатора. Подключение трансформатора со стороны ВН осуществляется кабелем, НН жесткими шинами.
Распределительное устройство 10 кВ организовано на базе КСО-393, укомплектованных выключателями нагрузки ВНА-10/630. Высоковольтная линия к УВН присоединяется кабелем через технологический проем в основании подстанции.
В РУНН предусмотрены панели ЩО-70. Для защиты отходящих линий используются предохранители типа ПН-2. Низковольтные линии к РУНН присоединяются кабелем через технологический проем в основании подстанции.

4. Проектирование схемы электроснабжения 10 кВ

Городские электрические сети напряжением выше 1 кВ до 35 кВ выполняются трехфазными с изолированной нейтралью.
Напряжение системы электроснабжения города выбирается с учетом наименьшего количества ступеней трансформации, поэтому для большинства из них наиболее целесообразной является система напряжений 110/10 кВ.
Применение глубоких вводов приводит к значительному сокращению затрат, вкладываемых в сеть 10 кВ, за счет уменьшения ее протяженности.
 Рассмотрим 2 варианта распределительных сетей 10 кВ:
1.	2-лучевая схема(резервирование 1 категории надежности по стороне 10 кВ)
2.	Кольцевая схема(резервирование 1 категории надежности по стороне 0,4 кВ)

4.1 Расчет нагрузки на шинах 10 кВ РП 

К шинам 10 кВ РП подключено четыре подстанции суммарной мощностью 3039 кВт.
Коэффициент участия в максимуме нагрузки принимается равным 0,8 [2], с учетом этого:

Коэффициент мощности сети 10 кВ в часы максимальной нагрузки принимается равным 0,92 [2]. По формуле (5.1) полная нагрузка составляет:

кВ·А, (4.1)

где Рр – расчетная нагрузка, кВт;
cosφ – коэффициент мощности.
Подставляя значения, получаем:

4.2 Определение числа питающих линий и сечения кабеля

С учетом категории надежности электроприемников по надежности электроснабжения требуется не менее двух кабельных линий 10 кВ.
Выбор кабелей на напряжение 10 кВ осуществляется по следующим условиям:
1)	выбор сечения кабеля по экономической плотности тока
Согласно методике, изложенной в [10] экономически целесообразное сечение определяется по формуле (5.2):

, мм2, (4.2)

где Fр – расчетное сечение кабеля, мм2;
Ipасч – расчетный ток одного кабеля (расчетный ток определяется для нормального режима), А;
jэк- экономическая плотность тока, значение определяется для кабельной линии по табл. 1.3.36 [6],А/мм2 (выбираем jэк=1,6 А/мм2).
Расчетный ток одного кабеля определяется по формуле (5.3):

,А, (4.3)

и составляет в нормальном режиме:

в аварийном:

Тогда сечение кабеля составляет:

Сечение, полученное в результате расчета, округляется до ближайшего стандартного сечения. Выбираем кабель марки АСБл 395 мм2, Iдоп = 192 А.
Силовой кабель АСБл — это устройство, снабженное слоем специальной брони и используемое для передачи и распределения электроэнергии в сетях с постоянным или переменным напряжением (от 1.6 кВ до 10 кВ), функционирующих при частоте 50 Гц. 
Кабель данного вида создан с целью прокладки не только в стандартных условиях (в закрытых промышленных помещениях, по стенам), но также и в земле, при условии наличия либо отсутствия блуждающих токов в толще грунта. Безопасность прокладки обеспечивается особой структурой изделия: оно почти не подвержено растяжению и деформации.
Обозначение АСБл иллюстрирует структурный состав кабеля и расшифровывается следующим образом: «А» - кабель с жилой из алюминия;«С» - в оболочке из свинца;«Б» - с дополнительной ленточной защитой-бронёй;«л» - с лентой из лавсана.
Согласно методике, изложенной в [10] проверка сечения кабеля по нагреву расчетным током осуществляется по формуле (5.4):

, А, (4.4)

где Iр.мах – послеаварийный ток, А;
Iдоп – допустимый ток, задан в ПУЭ, А;
кпр – поправочный коэффициент, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки для кабелей при их многослойной прокладке п. 1.3.18 [11];
кср – поправочный коэффициент, учитывающий отличие действительной температуры от температуры, при которой задан Iдоп. 
Подставим значения величин в условие (5.4):
152,6192·1·1
Условие выполняется.
2)	проверка сечения кабеля по загрузке в нормальном и послеаварийном режимах
Проверка осуществляется по формулам (5.5) – (5.6):

, (4.5)
, (4.6)

где Iдоп – допустимый ток с учетом кпр, А.
Подставим численные значения:
;

Загрузка кабеля в нормальном режиме не должна превышать 80%, в послеаварийном – 115% [6]. Условие выполняется. 
3)	проверка сечения кабеля по допустимым потерям напряжения в нормальном и послеаварийном режиме
Расчет потерь напряжения в кабельных линиях ведется по формуле (5.7):

, %, (4.7)

где ΔUдоп – допустимая потеря напряжения, %;
ΔUтабл – потери напряжения на 1 км трехфазной кабельной линии напряжением 10 кВ, определяется по табл. 9.26 [9];
Рр – расчетная мощность на линии, кВт;
l – длина кабельной линии, м. 
В нормальном режиме:
;
В аварийном режиме:
.
Условия проверки выполняются, т.к. согласно п. 5.7 [12] потери напряжения в нормальном режиме не должны превышать 6%, в аварийном режиме - 12%.
4) По термической стойкости: 

  (4.8)

где Fp – выбранное сечение кабеля, мм2;
Fт.с. – термически стойкое сечение кабеля, мм2;
IK(3) – ток трехфазного КЗ, А;
tп – приведенное время КЗ, с;
С – температурный коэффициент, учитывающий ограничение 
допустимой температуры нагрева кабеля, А·с1/2/мм2.
 (мм2).

4.3 Выбор сечения кабельных линий до ТП при 2-лучевой схеме

Электрические нагрузки для каждого участка линии в нормальном режиме определяются с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузок трансформаторов, который определяется по табл. 2.4.1 [2]. В аварийном режиме этот коэффициент принимается равным 0,9. Коэффициент мощности сети 10 кВ в часы максимальной нагрузки принимается равным 0,92 [2].
Значения расчетных нагрузок по каждому участку представлены в табл. 4.3.1.

Таблица 4.3.1 Расчет электрических нагрузок
Номер линии	Sр,
кВА	Iр,
А	L,
км	F,
мм2	r0,
Ом/км	x0,
Ом/км	ΔU,
℅	Fтс,
мм2	
W1	2642	152,7	0,21	95	0,329	0,081	0,18	23	
W2	1706,3	98,6	0,34	70	0,447	0,083	0,25	22	
W3	1105,3	63,8	0,49	50	0,625	0,085	0,32	19	
W4	663,2	38,3	0,25	35	0,31	0,091	0,14	17	
W5	2642	152,7	0,21	95	0,329	0,081	0,18	23	
W6	1706,3	98,6	0,34	70	0,447	0,083	0,25	22	
W7	1105,3	63,8	0,49	50	0,625	0,085	0,32	19	
W8	663,2	38,3	0,25	35	0,831	0,091	0,14	17	

4.4 Выбор сечения кабельных линий до ТП при кольцевой схеме

Электрические нагрузки для каждого участка линии в нормальном режиме определяются с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузок трансформаторов, который определяется по табл. 2.4.1 [2]. В аварийном режиме этот коэффициент принимается равным 0,9. Коэффициент мощности сети 10 кВ в часы максимальной нагрузки принимается равным 0,92 [2].

Таблица 4.4.1 Расчет электрических нагрузок
Номер линии	L, км	F, мм2	r0, Ом/км	x0, Ом/км	
W1	0,21	95	0,329	0,081	
W2	0,34	95	0,329	0,081	
W3	0,49	95	0,329	0,081	
W4	0,25	95	0,329	0,081	
W5	0,21	95	0,329	0,081	

4.5 Выбор схемы электроснабжения

Экономическое сравнение вариантов приведено в приложении 2. Опираясь на полученные результаты затраты на петлевую схему меньше, чем на 2-лучевую,поэтому используем этот тип схемы.
Потребителей 1 категории надежности зарезервируем со стороны 0,4 кВ, запитав от разных ТП.

4.6 Определение точки потокораздела в сети 10 кВ

Расчет проводим на основании, что сеть 10 кВ работает в режиме кольца. В результате расчета необходимо получить точку потокораздела, в которой подтекающая со всех сторон мощность полностью потребляется.
Расчет потоков мощности проводится по формулам:

, (4.9)
, (4.10)

В результате расчетов получили следующие значения:
Sw1=1790,34 (кВ∙А);
Sw2=804,12 (кВ∙А);
Sw3=254,72 (кВ∙А);
Sw4=852,17 (кВ∙А);
Sw5=1482,7 (кВ∙А);
Точка потокораздела находится на ТП2. В нормальном режиме секционный выключатель на ТП2 разомкнут.

5. Проектирование схемы электроснабжения 0,4 КВ

5.1 Разработка схемы электроснабжения на напряжение 0,4 кВ

Для наружных кабельных сетей широко применяется радиальная схема электроснабжения. В этом случае каждое здание получает питание отдельной линией от трансформаторной подстанции.
Электроснабжение этих домов высотой до пяти этажей включительно без электроплит применяются магистральные петлевые схемы с резервной перемычкой или без неё. Резервная перемычка подключается при выходе из строя любой из питающих линий. Таким образом, все нагрузки оказываются присоединенными к линии, оставшейся в работе. Естественно, что все питающие линии должны быть рассчитаны на нагрев током аварийного режима, так и по допустимым потерям напряжения [9].
Как отмечалось выше, электроприемники жилых домов без электроплит высотой до пяти этажей включительно относятся к третьей категории надежности. Поэтому применение резервной перемычки не является обязательным.
Для домов в девять этажей применяются как радиальная, так и магистральная схемы с переключателями на вводах. При этом одна из питающих линий используется для питания электроприемников квартир и общего освещения общедомовых помещений (лестничные клетки, наружное освещение и т.п.), другая линия питает лифты, противопожарные устройства, аварийное освещение. При выходе из строя одной из линий все электроприемники дома переключаются к линии, оставшейся в работе, которая на это рассчитана с учетом допустимых перегрузок при аварийном режиме. Таким образом, перебой в питании потребителей дома электроэнергией продолжается не более одного часа, т.е. времени, необходимого для вызова электромонтера и выполнения необходимых переключений[9].
Для электроснабжения зданий высотой девять этажей с большим числом квартир с газовыми плитами приходится применять три или более питающих линий.

5.2 Выбор и проверка сечения кабелей и проводов

Кабели состоят из одной или более изолированных жил, заключенных, как правило, в металлическую или неметаллическую оболочку, поверх которой может иметься соответствующий защитный покров, в который может входить броня. Выбранный тип кабеля должен строго соответствовать его назначению, характеру среды, способу прокладки.
Электропроводки в жилых и общественных зданиях могут выполняться так же незащищенными изолированными установочными проводами с аллюминевыми жилами и защищенными проводами.
В данном дипломном проекте для организации питания электроэнергией домов и общественных зданий принимаются четырехжильные кабели марки АСБл, во внутридомовых сетях провода марки ВВГнг.
Аббревиатура АСБл расшифровывается как кабель с алюминиевой жилой, свинцовой оболочкой, броней из двух плоских стальных лент, в составе подушки содержится 1 лавсановая лента.
ВВГнг – кабель с винил оболочкой из поливинилхлоридного (ПВХ)пластика, обозначение (нг) - не распространяющий горение при групповой прокладке материал.
Рассмотрим на примере выбор кабеля для дома №10 (см. лист 1 графического материала), питающегося от ТП 1. 
Определим по формуле (5.9) расчетную нагрузку линии W5:
Sр.л.W10 = 88,5 (кВА).
Расчетный ток линий определим по формуле (5.10)
 (А).
Выберем сечения кабелей на напряжение 0,4 кВ по вышеперечисленным условиям:
– по нагреву расчетным током:
134,6  1.1.161
гдеkср – коэффициент среды, в данном случае равен 1 [1];
kпр – коэффициент прокладки, равен 0,9 [1];
Iдоп – допустимый ток кабеля, А, [ 1 ], для предполагаемого сечения 50 мм2 равен 161 А, 
– по нагреву током послеаварийного режима:
134,6  1.1.1.1,25.161
134,6  201,5
– по допустимому отклонению напряжения:
.
Таким образом, все необходимые условия соблюдаются, поэтому окончательно принимаем следующее сечение: FW5 = 50мм2.
Выбираем марку кабеля - АСБл.
Результаты расчетов других кабельных линий представлены в приложении 3.

5.3 Выбор проводов внутридомовой сети

Расчетная активная нагрузка подъезда Ррп определяется по формуле:

Ррп = Ркв.уд.. n,  кВт,  (5.1)

Где Ркв.уд. – удельная мощность на квартиру, кВт/кв [ 2, табл.6.1 ];
n – количество квартир, шт.
Расчетная реактивная нагрузка, Qрп подъезда определяется по формуле:

Qрп = Pрп. tg, квар, (5.2)

Где Ррп – расчетная активная нагрузка подъезда, кВт;
tgφ – коэффициент реактивной мощности, равный 0,29. 
Расчетный ток, Iрп, А, определим по формуле:

, А, (5.3)

Где Ррп – расчетная активная нагрузка подъезда, кВт;
Qрп – расчетная реактивная нагрузка подъезда, квар;
Uном – номинальное напряжение, кВ.
Условия выбора:
1) По допустимому току

Ip < Iдоп (5.4)

2) По потере напряжения (см. выражение (5.14):
Произведем расчет для дома № 5 по генплану (лист 1 графического материала). Этот дом шестиподъездный. 
Определим нагрузку четвертого подъезда дома № 6 по формулам (5.20), (5.21) и (5.22)
 (кВт),
 (квар),
 (А).
Выберем провод стояка четвертого подъезда. Марка провода: АПВ – 5 х 8 (алюминиевая жила, поливинилхлоридная изоляция) по [ 6 ], способ прокладки проводов стояка – в полиэтиленовых трубах [ 6, табл. 2.1.2 ].
Условия выбора (выражения (5.21) и (5.22)):
1). По допустимому току
Ιдоп= 37 (А),
Ip= 24,9 (А),
37 А> 24,9 А,
т.е. условие соблюдается.
2). По потере напряжения
 < 2%.
Выберем проводку квартирной сети.
Марка провода: NYM – 3х1,5. 
Основными достоинствами этого провода являются:
-повышенная эластичность;
-благодаря наличию резинового уплотнителя, провод обладает отличной пластикой. Это способствует тому, что его устанавливают в труднодоступных местах, на больших расстояниях и под землей;
-противостояние пожарной опасности. Кабель изготовлен из материалов, не подверженных горению;
-благодаря гибкости и противостоянию горения, этот кабель идеально подходит для разводки проводки деревянного дома, дачного строения и т. д.;
-прокладку можно производить в земле, по воздушным столбам и в помещении;
-жилы имеют оригинальную расцветку, которая способствует упрощению их монтажа. 
Расшифровка кабеля NYM имеет следующий вид:
N – это символ, обозначающий Veiband Deutscher Electrotechniker. Это отметка немецкого союза электротехников, которая говорит о том, что продукция прошла обследование и соответствует необходимым стандартам. На проводе NYM всегда имеется сертификат соответствия качества, который говорит, что силовой кабель подходит для использования в пожароопасных помещениях и полностью соответствует мировым стандартам качества;
Y – изоляция изготовлена из поливинилхлорида (ПВХ);
M – провод подходит для монтажа в разных условиях.
Условия выбора (выражения (5.20) и (5.24)):
1). По допустимому току:
Ιдоп= 18 А,
Iн.в.= 16 А,
18А ≥ 16 А,
гдеIн.в – номинальный ток выключателя квартирного щитка.
2). По потере напряжения
 < 2%
Длины проводов и кабелей по генплану (лист 1 графического материала).
Общая потеря напряжения в сети от ТП до самой удаленной розетки четвертого подъезда дома № 6 будет равна:
ΔUΣ = 0,72+2,6+0,84+0,88 =4,98 (%).
Суммарные потери напряжения составили менее 7,5%, что допускается по ГОСТ 13109-97 из [12].

6. Расчет токов короткого замыкания

Расчеты токов короткого замыкания выполняются для выбора коммутационной аппаратуры, кабелей и другого электрооборудования с целью проверки их по условиям термической и динамической стойкости, а также для выбора уставок устройств релейной защиты и автоматики и проверки их чувствительности.
Расчеты проводим методом, основанным на методе симметричных составляющих.
Ток трехфазного металлического КЗ,  определяется по формуле:

, кА,(6.1)

гдеUH – среднее номинальное междуфазное напряжение, кВ;
– полное суммарное сопротивление цепи до точки трехфазного КЗ, которое является сопротивлением прямой последовательности и определяется по формуле:

, мОм,  (6.2)

где – активное сопротивление цепи до точки трехфазного КЗ, мОм;
 – реактивное сопротивление цепи до точки трехфазного КЗ, мОм.
Ударный ток трехфазного металлического КЗ, iy определяется:

, кА,(6.3)

где – амплитудное значение периодической составляющей сверхпереходного тока трехфазного металлического КЗ, кА;
KY – ударный коэффициент [11].
Ток двухфазного металлического КЗ,  определяется по формуле:

, кА,(6.4)

где – ток трехфазного металлического КЗ, кА.
Однако следует отметить, что для сетей напряжением 0,4 кВ в большинстве случаев характерны дуговые КЗ, а не металлические, поэтому расчет токов КЗ в сетях низшего напряжения проводится с учетом активного сопротивления дуги в месте КЗ, Rд, которое определяется по формуле:

, мОм,(6.5)

где Ед – напряженность в стволе дуги, В/мм (1,6 В/мм из [11]);
Lд –длина дуги, мм из [11];
 – ток трехфазного металлического КЗ, кА.
Ток трехфазного КЗ с учетом дуги,  находим по формуле:

,(6.6)

гдеUH – среднее номинальное междуфазное напряжение, кВ;
 – суммарное активное сопротивление цепи до точки трехфазного 
КЗ, мОм;
– суммарное реактивное сопротивление цепи до точки трехфазного КЗ, мОм;
Rд – сопротивление дуги, мОм.
Ток двухфазного КЗ с учетом дуги,  находится по формуле:

, кА, (6.7)

где – ток трехфазного КЗ с учетом дуги, кА.
Ток однофазного КЗ в сети напряжением 0,4 кВ,  определяется:

, кА,(6.8)

гдеUф – фазное напряжение сети, для сетей 0,4 кВ принимается 230 В;
Zт – полное сопротивление питающего трансформатора, мОм;
Zп,ф-0 –полное сопротивление петли фаза-ноль до точки КЗ, мОм, [11]. 
Сопротивление трансформатора, ZT, мОм, при схеме соединения обмоток Δ/Υ-0 определяется по формуле:

, мОм,(6.9)

где XT, RT – сопротивления обмоток трансформатора, мОм.
Полное сопротивление петли фаза-ноль от трансформатора до точки КЗ, Zп,ф-0, мОм, определяется по формуле:

,(6.10)

где ZП,Ф-0,УД,I – удельное сопротивление петли фаза-ноль каждого из 
последовательно включенных участков сети, мОм/м из [11];
l – длина соответствующего участка сети, м.
Параметры элементов сети, для которой необходимо рассчитать токи КЗ, определяются по формулам приведенным ниже.
Для трансформатора:
•	активное сопротивление

 (6.11)

гдеΔPк – потери КЗ, кВт из [10];
Uном – низшее номинальное напряжение трансформатора, кВ;
Sном.т. – номинальная мощность трансформатора, кВА;
•	реактивное сопротивление

, Ом,(6.12)

гдеUк – напряжение КЗ, %.
Для кабельных линий:
•	активное сопротивление RК определим по формуле: 

,(6.13)

гдеRУД – удельное активное сопротивление кабеля, мОм/м, [11];
l – длина кабеля, м.
Реактивное сопротивление XК определим по формуле:

(6.14)

гдеXУД – удельное реактивное сопротивление кабеля, мОм/м, [11];
l – длина кабеля, м.

6.1 Расчет токов короткого замыкания в сети 10 кВ

Для расчета токов КЗ задаемся следующими исходными данными: 
- ток короткого замыкания на шинах РП в точке К0: Iкз0 = 7 кА. 
Схема замещения для расчета тока металлического КЗ приведена на рис.6.1.

Таблица 6.1.1 Параметры схемы замещения рассчитаны по формулам (6.13) и (6.14).
Элемент	R0, Ом/км	Х0, Ом/км	L, км	R, Ом	Х, Ом	Z, Ом	
Система	-	-	-	-	0,86	0,86	
W1	0,329	0,081	0,21	0,07	0,02	0,071	
W2	0,329	0,081	0,34	0,11	0,03	0,12	
W3	0,329	0,081	0,49	0,16	0,04	0,17	
W4	0,329	0,081	0,25	0,08	0,02	0,08	
W5	0,329	0,081	0,21	0,07	0,02	0,071	

Реактивное сопротивление системы определяется по формуле:
 (8.1)
Для кабельной линии W1:
;
;

Ток трехфазного металлического КЗ определим по формуле (6.1):
 (кА).

Ударный ток трехфазного КЗ рассчитаем по формуле (6.3):
 
Согласно формуле (6.4) определим ток двухфазного КЗ:
 (кА).

Таблица 6.1.2 Результаты расчета токов КЗ в сети 10 кВ
Точка КЗ	iY	KY	I(3)КМ	I(2)КМ	
	кА		кА	кА	
К1	17,36	1,75	6,89	5,96	
К2	14,5	1,54	6,54	5,66	
К3	12,21	1,41	6,02	5,2	
К4	10,4	1,26	5,74	4,97	
К5	17,36	1,75	6,89	5,96	
К6	15,23	1,59	6,65	5,75	
К7	11,92	1,35	6,13	5,3	
К8	10,4	1,26	5,74	4,97	

6.2 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением до 1 кВ

Определим параметры трансформатора по формулам (6.11) и (6.12): 

(мОм)
(мОм)

Параметры схемы замещения рассчитаны по формулам (6.13) и (6.14).
Для кабельной линии, питающей дом: 
RW1 = 200. 0,625= 125 (мОм);
ХW1 = 200. 0,085 = 17 (мОм);
 (мОм).
Для провода стояка подъезда: 
RW2 = 1,45. 30 = 43,5 (мОм);
ХW2 = 0,099. 30 = 2,9 (мОм);
 (мОм).
Для провода от щитка до розетки дальней комнаты:
RW3 = 12,5. 15 = 187,5 (мОм);
ХW3 = 0,12. 15= 1,5 (мОм);
 (мОм).
Сопротивления на схеме замещения приведены в мОм.
Рассчитаем токи КЗ для точки К1:

 (кА)
 (мОм)
 (кА)
 (кА)
 (кА)
 (кА)
 (мОм)

Расчет для остальных точек аналогичен и особых пояснений не требует.
Результаты расчетов представлены в табл.6.2.1

Таблица 6.2.1 Результаты расчета 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	53,98	24,06	20,35	20,83	19,38	
К2	4,21	1,78	1,49	1,47	1,38	
К3	3,21	1,29	1,21	1,11	1,05	
К4	1,54	0,63	0,6	0,55	0,56	

7. Выбор и проверка электрической аппаратуры

7.1 Выбор коммутационной и защитной аппаратуры в сети 10кВ

7.1.1 Выбор выключателей 10 кВ
Выключатель является основным коммутационным аппаратом и служит для отключения и включения цепей в различные режимах работы. Наиболее ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующие КЗ.
Максимальный ток на стороне 10 кВ для с учетом длительно допустимой перегрузки составит:

В качестве коммутационного аппарата в ячейках КСО-393 установлен выключатель ВНА-10/630.
Выключатели нагрузки проверяются по условиям:
1) номинальному напряжению выключателя:

 (7.1)

-для выключателя типа ВНА-10/630;

2) номинальному току:

 (7.2)

-для выключателя типа ВНА-10/630;

3) амплитудное значение ударного тока (проверка выключателя на динамическую стойкость к токам к.з.):

 (7.3)

-для выключателя типа ВНА-10/630;

4) термическую стойкость к токам к.з.:

 (7.4)

-для выключателя типа ВНА-10/630;

В качестве коммутационного аппарата в ячейках КСО-298 установлен выключатель BB/TEL-10-20/1000 У2.
Вакуумные выключатели проверяются по условиям:
1) номинальному напряжению выключателя:

 (7.5)

-для выключателя типа BB/TEL-10-20/1000 У2;

2) номинальному току:

 (7.6)

-для выключателя типа BB/TEL-10-20/1000 У2;

3) амплитудное значение ударного тока (проверка выключателя на динамическую стойкость к токам к.з.):

 (7.7)

-для выключателя типа BB/TEL-10-20/1000 У2;

4) термическую стойкость к токам к.з.:

 (7.8)

-для выключателя типа BB/TEL-10-20/1000 У2;

7.1.2 Выбор трансформатора тока 10 кВ
Трансформаторы тока выбираются по условиям:
1) номинальному напряжению выключателя:

 (7.9)

-для трансформатора тока ТОЛ-10;

2) номинальному току:

 (7.10)

Оптимальное значение тока лежит в пределах 1-100% от номинала первичной обмотки. Значит при номинальном токе 75 А:
А;
А.
3) амплитудное значение ударного тока 

 (7.11)

- для трансформатора тока ТОЛ-10;

4) термическую стойкость к токам к.з.:

 (7.12)

- для трансформатора тока ТОЛ-10;

7.1.3 Выбор ошиновки 10 кВ
В качестве ошиновки 10 кВ выбираем кабель АПвПу-10 1х70.
Шины выбираются по условиям:
1) номинальному току:

 (7.13)

-допустимый ток для АПвПу-10 1х70;
.
2) термическую стойкость к токам к.з.(минимальное сечение ошиновки):
Ток КЗ на шинах 10 кВ: кА;
Время отключения тока КЗ на шинах 10 кВ: с;
Минимальное сечение проводника определяется из условия стойкости току КЗ:

 (7.14)

где С – коэффициент, для алюминиевого проводника С=86.
 мм2.

7.2 Выбор коммутационной и защитной аппаратуры в сети 0,4кВ

7.2.1 Выбор выключателей 0,4 кВ
В качестве вводного выключателей выбираем автоматический выключатель нагрузки ВА55-41:
1) номинальному напряжению выключателя:

 (7.15)

-для выключателя ВА55-41;

2) номинальному току:

 (7.16)

-для вводного выключателя ВА55-41;
;
3) отключающей способности

 (7.17)

Ток КЗ на шинах 0,4 кВ: кА;
-для вводного выключателя ВА55-41;
;

7.2.2 Выбор трансформаторов тока 0,4 кВ
Для организации учета выбираем трансформатор тока с номинальным током 1000 А на вводе 0,4 кВ.
Трансформатор тока выбирается по условиям:
1) номинальному напряжению: 

 (7.18)

 кВ для трансформатора тока Т-0,66.
кВ.
2) номинальному току:
Оптимальное значение тока лежит в пределах 1-100% от номинала первичной обмотки. Значит при номинальном токе 1500 А (для вводного ТТ), 200 А (для отходящих линий №1,2,3), 100 А (для отходящих линий №4):

А; (7.19)

-максимальный ток на вводе 0,4 кВ;
 А – для вводного трансформатора тока;
Согласно ПУЭ п.1.4.2 трансформаторы тока до 1 кВ по условиям короткого замыкания не проверяются.

7.2.3 Выбор ошиновки 0,4 кВ
В качестве жесткой ошиновки 0,4 кВ выбираем алюминиевые шины из электротехнического сплава АД31Т сечением 80х10 мм2.
Шины выбираются по условиям:
1) номинальному току:

 (7.20)

-допустимый ток ошиновки согласно [6]. таб.1.3.31;
.
2) термическую стойкость к токам к.з.(минимальное сечение ошиновки):
Ток КЗ на шинах 0,4 кВ: кА;
Время отключения тока КЗ на шинах 0,4 кВ: с;
Минимальное сечение проводника определяется из условия стойкости току КЗ:

; (7.21)

где С – коэффициент, для алюминиевого проводника С=86.
 мм2.

7.2.4 Выбор распределительных щитов
Щит 0,4 кВ в ТП состоит из панелей серии ЩО – 70, которые предназначены для комплектования распределительных устройств (щитов) с глухозаземленной нейтралью, служащих для приема, распределения электрической энергии, защиты от перегрузок и токов КЗ.
Панели выбираются по номинальным параметрам аппаратуры, тип соответствует назначении. Электродинамическая стойкость ошиновки 30 кА.
Выбор панелей ЩО – 70 представлен в таблице 9.10 для трех ТП.

Таблица 7.2.4 Выбор панелей ЩО – 70
Тип панели	Назначение	Номинальный ток, А	
ЩО 70-1-02	Линейная	4х250	
ЩО 70-1-02	Линейная	4х250	
ЩО 70-1-70	Секционная	1000 А	
ЩО 70-1-94	Наружное освещение	-	
ЩО 70-1-02	Линейная	4х250	
ЩО 70-1-02	Линейная	4х250	
ЩО 70-1-42	Вводная (ввод 1)	1600 А	
ЩО 70-1-42	Вводная (ввод 2)	1600 А	

7.3 Выбор и расчет устройств РЗиА. 

Для защиты линий 10 кВ от многофазных замыканий должна предусматриваться максимальная токовая защита (МТЗ).
Ток срабатывания МТЗ определим по формуле:

, (7.22)

где Кн - коэффициент надежности;
Ксзп - коэффициент самозапуска;
КВ - коэффициент возврата;
Iраб. - максимальный рабочий ток линии, А.
Ток срабатывания устройства «Сириус-2Л» определим по формуле:

, (7.23)

где Ксх - коэффициент схемы;
КI - коэффициент трансформации трансформатора тока.
Коэффициент чувствительности отсечки определим по формуле:

, (7.24)

где - ток в конце защищаемой линии, кА.
Защиту будем выполнять по двухрелейной схеме. Трансформатор тока марки ТПЛ-10 с КI=500/5. Защиту будем строить на основе «Сириус-2Л». 
Токовая отсечка:

Рассчитаем параметры МТЗ:

Проверяем чувствительность:

, защита эффективна по [8].

Селективность действия МТЗ осуществляется путём выбора соответствующей выдержки времени, которая должна согласовываться со временем срабатывания предохранителей, защищающих трансформатор.

 (7.25)

где  - время срабатывания предохранителя, с;
 - ступень селективности.
Время плавления предохранителя при токе Iк составляет 0,4 с, тогда время срабатывания МТЗ:
.
ОЗЗ действие на сигнал.
Время срабатывания защиты должно отстраиваться от времени срабатывания самой долгой защиты линии W4

.

Для обеспечения селективного действия защиты необходимо отстроить её ток срабатывания от ёмкостного тока, проходящего по защищаемой линии при замыканиях на землю, и от тока небаланса при КЗ в сети. В первом приближении ток замыкания на землю в воздушных линиях электрических сетей с изолированной нейтралью может быть определён по выражению 

.

Ёмкостная проводимость линии определяется выражением 

, (7.26)

где  - проводимость, учитывающая зарядную мощность линии i, j;
 - число проводников в фазе;
 - среднегеометрическое расстояние между проводами отдельных фаз;
 - расстояние между проводами в фазе;
 - радиус провода;

,
.

При перемежающейся дуге в месте повреждения возможны броски ёмкостного тока, в 4-5 раз превышающие его установившееся значение. Исходя из этого, первичный ток срабатывания защиты принимается равным:

, (7.27)

где  - коэффициент надёжности равный 1,1;
 - коэффициент, учитывающий бросок ёмкостного тока, равный 4-5;
при наличии выдержки времени .
.

Таблица 7.3. Уставки релейной защиты
МТЗ-1	Функция	Вкл.	
	АПВ при сраб.	Откл.	
		0,1	
		80,9	
МТЗ-3	Функция	Вкл.	
	АПВ при сраб.	Откл.	
		0,9	
		2,4	
	Характеристика	независимая	
ОЗЗ	Функция	Вкл.	
	Действие	Сигнал	
		1,4	
		0,38	
	АПВ при ср.	Откл.	

8. Внедрение системы АИИСКУЭ

Основными целями внедрения АИИС КУЭ являются:
- измерение количества электрической энергии, позволяющее определить величины учётных показателей, используемых в финансовых расчётах на ОРЭ;
-повышение точности коммерческого учёта электроэнергии за счёт использования современных приборов учёта заданного класса точности и применения цифровых технологий измерений, сбора и обработки данных;
-повышение надёжности системы коммерческого учёта за счёт применяемых в системе технических, программных и организационных решений;
-повышение защищённости информации на всех уровнях системы за счёт применяемых в системе технических, программных и организационных решений;
-обеспечение синхронности измерений электроэнергии;
-создание системы единого информационного обеспечения для проведения финансовых расчётов на ОРЭ;
-автоматическое сведение простейшим способом баланса по сетевым элементам.
В составе технических средств учета, устанавливаемых у потребителя, проектом предусмотрены:
- средства измерения потребления электроэнергии;
- средства сбора, обработки, хранения и передачи информации. 
Комплекс для учета электроэнергии включает:
- трехфазные статические счетчики электрической энергии типа NP 73L.3-5-2 (трехфазный, трансформаторного включения, Iном=5А, класса точности по активной/реактивной энергии 0,5S/1) для учета на стороне 0,4 кВ;
- трехфазные статические счетчики электрической энергии типа СЭТ-4.ТМ.03 М (трехфазный, трансформаторного включения, Iном=5А, класса точности по активной/реактивной энергии 0,5S/1) для учета на стороне 10 кВ;
- измерительные трансформаторы тока класса точности 0,5S;
- устройство информационного обмена – маршрутизатор RTR 512 для счетчиков NP 73L.3-5-2;
- устройство информационного обмена – УСД-2.03/1 для счетчиков СЭТ-4.ТМ.03 М.
Все средства измерений, входящие в состав системы учета должны быть внесены в Государственный реестр СИ РФ в соответствии с «Правилами учета электроэнергии» и ГОСТ Р 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Все средства измерений, входящие в состав системы учета должны иметь действующие свидетельства о поверке.
Рабочие условия эксплуатации (пределы изменения влияющих величин): 
- температура: от -40о С до + 70о С - для электросчетчиков; от – 20о С до + 50о С - для маршрутизаторов;
 - коэффициент несинусоидальности - до 5%;
- напряжение: номинальное ± 5%;
- Внешнее магнитное поле: 0,4 мТл;
Измерения электроэнергии выполняют прямым способом с помощью электросчетчиков. Со счетчиков электроэнергии оснащенных интерфейсом PL lV, информация передается на устройства мониторинга RTR 512, оснащенное GSM-модемом для передачи данных на сервер ОАО «МОЭСК».
При выполнении измерений условия эксплуатации всех средств измерений, входящих в измерительную систему должна соответствовать требованиям эксплуатационной документации на элементы АИИС КУЭ и «Правилам устройства электроустановок».
-температура: от -40оС до +55оС – для электросчетчиков;
-частота: 50 Гц +0,4%;
-Cos φ=0,8;
-коэффициент несинусоидальности – до 5%;
-напряжение – номинальное ±10%;
-прямая последовательность фаз;
-токовая нагрузка симметричная;
-режим трехфазного напряжения – симметричный;
-минимальный ток – 5% номинального значения.
При подготовке к выполнению измерений необходимо выполнить требования, изложенные в руководстве по эксплуатации на средства измерений, входящие в состав измерительной системы.
Измерения выполняются в автоматическом режиме. В процессе измерений выполняют операции, указанные в руководстве по эксплуатации на соответствующие элементы измерительной системы.
Результаты измерений вносят в журнал первичной записи расчетного и технического учета в соответствии с требованиями «Типовой инструкции по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении РД 34.09.101-94». Контроль точности результатов измерений осуществляется путем:
- проверки работоспособности и контрольного тестирования элементов измерительной системы в соответствии с разделом руководства по эксплуатации «Проверка технического состояния» на эти элементы;
-поверки элементов системы в соответствии с методиками поверки на элементы системы в сроки, установленные Госстандартам России.
Согласно требованиям ПУЭ п.1.5.13-1.5.26:
- каждый установленный расчетный счетчик должен иметь на винтах, крепящих кожух счетчика, пломбы с клеймом госпроверителя, а на зажимной крышке пломбу энергоснабжающей организации.
- конструкция коробок зажимов расчетных счетчиков должна обеспечивать возможность их пломбирования.
- клеммные соединения в цепях учета, не защищенные от несанкционированного вмешательства, подлежат маркированию специальными знаками в соответствии с установленными требованиями.
- конструкция УСПД предусматривает возможность пломбирования, предотвращающего доступ внутрь корпуса.
- все клеммники измерительных цепей должны иметь пломбируемые крышки. Измерительные трансформаторы пломбируются в соответствии с ПУЭ.
К системе АСКУЭ применяются общие технические требования:
- каждый элемент системы учета должен быть аттестован;
- система учета электроэнергии должна выполнять заданные функции при нормальных, аварийных и послеаварийных режимах работы электрической сети. При этом должна обеспечиваться работа входящих в нее элементов с погрешностями, не превышающими предельные значения, установленные заводскими техническими условиями (ТУ) на указанные элементы.
- система учета электроэнергии должна быть защищена от воздействия (сверхустановленных ТУ норм на элементы) электромагнитных полей, механических повреждений и несанкционированного доступа.
- подключение токовых обмоток счетчика к вторичным обмоткам трансформаторов тока следует выполнить отдельно от цепей релейной защиты и цепей электроизмерительных приборов.
- нагрузка вторичных обмоток измерительных трансформаторов тока, к которым подключаются счетчики, не должна превышать номинальных значений. Они должны соответствовать указанным в технических условиях значениям на трансформаторы тока. Согласно ТУ класс точности трансформаторов тока для присоединения расчетных счетчиков электроэнергии должен быть не менее 0,5.
Учет всей электроэнергии осуществляется микропроцессорным электросчетчиком.
Трехфазный счетчик трансформаторного включения Меркурий 230 ART-03 СN применяется для установки в трансформаторной подстанции и на вводе ВРУ зданий (приложение 5 табл. 5.1).
Однофазный счетчик прямого включения Меркурий 230 ART-01 СN устанавливается на вводе жилых квартир (приложение 5 табл. 5.2).

9.	
Разработка мероприятий по энергосбережению

Зачастую системы электроснабжения эксплуатируются не в номинальных режимах, электрооборудование и распределительные сети оказываются недогруженными или перегруженными. Это приводит к увеличению доли потерь в трансформаторах, электродвигателях, к снижению коэффициента мощности в системе электроснабжения. 
Экономия потребляемой предприятиями достигается через снижение потерь электрической энергии в системе трансформирования, распределения и преобразования (трансформаторы, распределительные сети, электродвигатели, системы электрического внешнего и внутреннего освещения), а также через оптимизацию режимов эксплуатации оборудования, потребляющего эту энергию.
Согласно принятому в апреле 1996 году закону РФ «Об энергосбережении», основными принципами которого в области энергосберегающей политики РФ являются:
- государственный надзор за эффективным использованием энергоресурсов;
- обязательность учета производимых и расходуемых энергоресурсов;
- включение в ГОСТ показателей энергоэффективности оборудования, технологий и т.п.
В комплекс энергосберегающих мероприятий по снижению потерь электроэнергии данного проекта включены следующие разработки:
- выбрана оптимальная и экономичная схема электроснабжения;
- выбраны оптимальные (с точки зрения падения напряжения и потерь электроэнергии) сечения проводов;
- применены провода с алюминиевыми жилами с наименьшим количеством контактных соединений.
- снижение длины кабельных линий за счет размещения ТП рядом с потребителем электроэнергии.
Силовой трансформатор оборудован устройством регулирования напряжения в обмотке ВН (ПБВ) для поддержания нормального уровня напряжения у потребителей электроэнергии, тем самым обеспечивается работа силового трансформатора в наиболее оптимальном режиме с минимальными потерями электроэнергии. Для выравнивания токов в фазах на стороне 0,4 кВ применен трансформатор со схемой соединения звезда/треугольник.
Мероприятия по совершенствованию метрологического обеспечения измерений для расчетного и технического учета электроэнергии:
 - инвентаризация измерительных комплексов учета электроэнергии, в том числе счетчиков, трансформаторов тока (ТТ);
 - составление и ввод в действие местных инструкций по учету электроэнергии;
 - разработка, аттестация и ввод в действие местных методик выполнения измерений электрической энергии;
 - разработка, аттестация и ввод в действие местных методик выполнения измерений электрической мощности;
 - разработка, аттестация и ввод в действие типовой методики выполнения измерений вторичной нагрузки ТТ в условиях эксплуатации;
 - разработка, аттестация и ввод в действие типовой методики выполнения измерений мощности нагрузки ТН в условиях эксплуатации;
- составление паспортов-протоколов измерительных комплексов учета электроэнергии;
 - определение фактических рабочих условий применения средств измерений для каждого измерительного комплекса;
 - проверка схем соединения измерительных ТТ, ТН и счетчиков;
 - поверка счетчиков электроэнергии;
 - калибровка счетчиков электроэнергии;
 - ремонт счетчиков;
 - поверка ТТ в условиях эксплуатации, в том числе с фактическими значениями вторичной нагрузки;
 - поверка ТН в условиях эксплуатации, в том числе с фактическими значениями мощности нагрузки.
Определение нормально и предельно допустимых показателей качества электрической энергии предусмотрено в соответствии с ГОСТ 13109-97 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения».
Следует отметить, что основные мероприятия по энергосбережению должны выполняться потребителем путем применения современного неэнергоемкого оборудования, экономичного режима работы потребителей, компенсаторов реактивной мощности и т.д.

10. Раздел БЖД

10.1 Вступление. Пути и методы ведения электрической безопасности при обслуживании городских сетей

Электробезопасность – система организационных и технических мероприятий и средств, обеспечивающих защиту людей от вредного и опасного воздействия электрического тока, электрической дуги, электромагнитного поля и статического электричества.
Безопасная и безаварийная эксплуатация системы электроснабжения и многочисленных электроприёмников ставит перед работниками разносторонние задачи по охране труда.
Здоровье и безопасные условия труда электротехнического персонала и работников, эксплуатирующих электрифицированные установки, могут быть обеспечены благодаря выполнению норм и научно-обоснованных правил, как при проектировании и монтаже, так и при их эксплуатации.
Весь электротехнический персонал, обслуживающий электроустановки, проходит специальное обучение безопасным методам работы с последующей проверкой правил охраны труда(ОТ) и присвоением определённой квалификационной группы.
На руководителей и производителей работ возлагается осуществление всех требуемых правилами мероприятий по ОТ: систематическое наблюдение за исправным состоянием и правильной эксплуатацией механизмов и приспособлений, оформление допусков к производству работ на действующих электроустановках; контроль за выдачей рабочим, согласно утвержденных нормам, спецодежды, защитных приспособлений и устройств, а также контроль за их использованием; проведение инструктажа мастерам и рабочим по безопасным методам работы, современным методам расследования несчастных случаев, связанных с производством, и составление соответствующих актов.
Административно технический персонал электротехнического хозяйства несёт ответственность за правильную организацию безопасных условий производства электромонтажных и ремонтных работ.
Все меры обеспечения электробезопасности сводятся к трем путям:
1) недопущение прикосновения и приближения на опасное расстояние к токоведущим частям, находящимся под напряжением; 
2) снижение напряжения прикосновения; 
3) уменьшение продолжительности воздействия электрического тока на пострадавшего. 
К техническим способам относятся следующие, предусмотренные ПУЭ: 
1) применение надлежащей изоляции и контроль за ее состоянием; 
2) обеспечение недоступности токоведущих частей; 
3) автоматическое отключение электроустановок в аварийных режимах - защитное отключение; 
4) заземление или зануление корпусов электрооборудования; 
5) выравнивание потенциалов; 
6) применение разделительных трансформаторов;
7) защита от опасности при переходе напряжения с высокой стороны на низкую; 
8) компенсация емкостной составляющей тока замыкания на землю; 
9) применение малых напряжений. 

10.2 Проектирование мер защиты от прямого прикосновения в случае повреждения изоляции в распределительном устройстве. Выбор и монтаж заземляющего устройства ЗТП 10/0,4 кВ. Применение зануления в сетях до 1 кВ

Основная изоляция является важнейшим элементом электроустановок, определяющим надежность работы и безопасность людей. Изоляция токоведущих частей имеет основную функцию – препятствовать прохождению электрического тока нежелательными путями. В то же время она зачастую обеспечивает защиту от случайного (прямого) прикосновения к токоведущим частям. Это касается в первую очередь проводов и кабелей, прокладываемых в жилых, общественных и производственных зданиях, а также различного рода устройств и аппаратов, применяемых в осветительных сетях и электроприборах (штепсельных розеток, выключателей, предохранителей, патронов для ламп и т.п.).
Защита от прямого прикосновения, прежде всего, направлена на недопущение появления электрического контакта человека с токоведущими частям электроустановки, которые находятся под напряжением. Если этих мер оказалось недостаточно и человек все же прикоснулся к опасной токоведущей части, то применяется дополнительная электрозащитная мера- используется УЗО, направленная на уменьшение продолжительности этого контакта с целью сокращения промежутка времени, в течение которого через тело человека будет протекать электрический ток, до безопасного уровня.
Ограждения и оболочки применяют для предотвращения любого прикосновения к опасным токоведущим частям электроустановки здания. Токоведущие части должны располагаться в оболочках или за ограждениями, которые обеспечивают степень защиты не менее IP2X. 
Ограждения и оболочки должны быть надежно закреплены и иметь достаточную прочность и долговечность. Для того чтобы снять ограждение или вскрыть оболочку, необходимо применить ключ или специальный инструмент.
Снятие ограждения или вскрытие оболочки допустимы только после отключения токоведущих частей, которые ими защищаются, или после установки промежуточных барьеров, обеспечивающих степень защиты не менее IP2X.
Проектом предусмотрено наружное защитное заземляющее устройство (НЗЗУ), состоящее из вертикальных и горизонтальных заземлителей. Заземляющее устройство КТП принято общим для напряжения 10(6) и 0,4 кВ. Вокруг площади, занимаемой подстанцией, на глубине 0,7 м и на расстоянии не более 1 м от края фундамента подстанции проложить замкнутый внешний контур заземления. Заземление камер КСО-393 и низковольтной сборки РУНН осуществляется их непосредственным присоединением к металлоконструкции основания.
Сопротивление установок менее 1000 В с глухозаземленной нейтралью должно быть не более 4 Ом в любое время года. Если сопротивление ЗУ окажется больше указанного значения, то следует забить дополнительные электроды, и присоединить их к ЗУ полосой 40x5 мм до достижения указанной величины. Места установки заземлителей уточнить по месту. ЗУ должно быть присоединено металлической оболочке КТП полосой 40x5 не менее чем в 2-х местах (ПУЭ п.1.7.55).
К контуру заземления должны быть присоединены:
- нейтрали и корпуса силовых трансформаторов
- нулевые рабочие провода "N" и нулевые защитные провода "РЕ" линий 0,4кВ;
- металлические нетоковедущие части электрооборудования, которые могут оказаться под напряжeнием вследствие повреждения изоляции.
Для зануления корпусов переносных электробытовых приборов от распределительных щитов к poзеткам прокладывается третий (нулевой защитный) провод сечением, равным сечению фазного провода при этом нулевой рабочий и нулевой защитный проводники следует подключить к разным контактным| зажимам.
Система заземления здания КТП типа: TN-C-S по ГОСТ Р 50571.2-94.
Зануление является преднамеренным электрическим соединением открытых проводящих элементов электрических установок, которые не находятся в нормальном состоянии под напряжением, с глухозаземлённой нейтральной точкой трансформатора, в электросетях трехфазного тока; с заземлённой точкой источника в электросетях постоянного тока; с глухозаземлённым выводом источника однофазного электрического тока. Целью выполнения зануления является обеспечение электрообезопасности.
Зануление отличается от заземления тем, что оно рассчитано на эффект короткого замыкания. Если распределение нагрузок на производстве является более или менее равномерным, и нулевой проводник в основном выполняет защитные функции, то в таком случае «ноль» цепляется к корпусу электрического мотора. Короткое замыкание происходит при попадании напряжения одной из фаз на корпус электрического двигателя.
Защитное заземление используется в электрических установках напряжением до 1 кВ:
- в сетях постоянного электрического тока с заземленной средней точкой источника;
- в однофазных электросетях переменного тока с заземленным выводом;
- в трехфазных электросетях переменного тока с заземленным нулем (система TN – S; как правило, это сети 660/380, 380/220, 220/127 В).
Предназначено защитное зануление для защиты от возможного поражения электрическим током. Образование цепи тока однофазного короткого замыкания (т.е. замыкания между нулевым и фазным защитными проводниками) происходит в случае замыкания фазного провода на зануленный корпус электропотребителя. Поврежденная электроустановка отключается от питающей сети вследствие срабатывания защиты, вызывающейся током однофазного короткого замыкания.
Для быстрого отключения находящейся электроустановки могут использоваться автоматические выключатели и плавкие предохранители, устанавливаемые для защиты от токов короткого замыкания. Также для этой цели применяются магнитные пускатели с тепловой защитой встроенного типа, контакторы с тепловыми реле, с помощью которых обеспечивается защита от перегрузки и др.

10.3 Расчет заземляющего устройства ЗТП 10/0,4 кВ

На подстанции отсутствует естественное заземление. В качестве вертикальных заземлителей принимаются стальные уголки с шириной полки 50 мм и длиной 3 м, которые погружают в грунт. Верхние концы электродов располагают на глубине 0,7 м от поверхности земли. К ним приваривают горизонтальные электроды из прямоугольной полосы сечением 40х5 мм2.
Удельное сопротивление определяется по формуле:

, (10.1)

где - приближенное удельное сопротивление грунта, Омм (для суглинка 70 Омм);
 – расчетный климатический коэффициент сопротивление грунта (для суглинка 1,4).
 (Омм).
Определим расчетное значение сопротивления горизонтальных электродов по следующей формуле: 

 (Ом), (10.2)

где - сопротивление растеканию тока горизонтальных электродов, Ом;
 - длина горизонтального заземлителя, м;
 - ширина полосы, м;
 - расстояние от поверхности земли до центра заземлителя, м.
 (Ом).
Т.к. , то необходимо применение вертикальных стержней.
Определим сопротивление растеканию одного вертикального электрода стержневого типа по формуле:

, (10.3)

где  - длина вертикального электрода, м;
 - расстояние от поверхности земли до центра стержня, м.
При использовании в качестве вертикальных заземлителей стальных уголков используется эквивалентный диаметр стали равный , где - ширина полки.
(Ом).
Предварительно с учетом отведенной территории наметим расположение вертикальных заземлителей: принимаем 14 вертикальных электродов длиной 2,5 м по периметру.
С учетом коэффициента использования при 14 вертикальных заземлителях, расчетное сопротивление горизонтального заземлителя составит:

 (Ом).

где - коэффициент использования горизонтального заземлителя.
Необходимое сопротивление вертикальных заземлителей составит:
(Ом).
Число вертикальных стержней:

, (10.4)

где - коэффициент использования вертикального заземлителя.
Для 14 вертикальных стержней он составит 0,5. Тогда окончательное число вертикальных заземлителей
.
В качестве молниеприемника для защиты ТП от прямых ударов молнии принимается кровля КТП.
Чертеж заземляющего устройства представлен в графическом материале (лист 5).

10.4 Тушение пожаров на пунктах управления и в релейных залах огнетушителями ОУ

При пожаре на пунктах (щитах) управления и на панелях с устройствами релейной защиты, автоматики и управления должны немедленно приниматься меры по уменьшению объемов повреждения устройств управления, телесигнализации, телеуправления, релейной защиты и автоматики и питающих кабелей.
Тушение пожаров на пунктах и щитах управления при наличии на них электроустановок напряжением до 400 В включительно допускается проводить под напряжением с применением углекислотных и порошковых огнетушителей.
При необходимости следует использовать индивидуальные средства защиты органов дыхания работников.
Углекислотные огнетушители (ОУ) предназначены для тушения загораний веществ, горение которых не может происходить без доступа воздуха, загораний электроустановок, находящихся под напряжением не более 1000В, жидких и газообразных веществ (класс В, С).
Порядок применения углекислотных огнетушителей:
- приблизиться с огнетушителем к очагу пожара (возгорания) на расстояние 2 – 3 метра;
- направить раструб на огонь;
- снять пломбу и выдернуть предохранительную чеку;
- нажать на клавишу рукоятки или открыть запорное устройство до упора, в зависимости от модификации огнетушителя и завода-изготовителя;
- по окончании тушения пожара (огня) отпустить рычаг (закрыть вентиль).

10.5 Утилизация ртутьсодержащих отходов на предприятиях микрорайона

Ртутьсодержащие лампы были разработаны более ста лет назад и введены в широкое использование в 1930 году. Их применяли для различных целей — для освещения улиц, дорог, рабочих помещений. Сейчас, благодаря инициативам по энергосбережению, ртутные лампы используются в быту по всему миру. В России в 2009 г. был принят закон об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности, который с 1 января 2011 г. запретил продажу ламп переменного тока свыше 100 Вт. В 2013 г. было рекомендовано снизить выпуск ламп накаливания мощностью до 75 Вт, а в 2014 г. мощностью 25 Вт. Конечно, у ламп накаливания имеются недостатки, но экологичность использования энергосберегающих ртутьсодержащих ламп — это отдельный вопрос. Единственное, что точно можно сказать — утилизация ртутьсодержащих ламп является абсолютной необходимостью.
Ртуть – это чрезвычайно опасное вещество I класса опасности по ГОСТ 17.4.1.02-83. В соответствии с «Санитарно-эпидемиологическими требованиями к атмосферному воздуху» предельно допустимая концентрация в атмосферном воздухе ртути (ПДК) — 0,0003 мг/м3. Даже небольшое количество ртути может быть опасным, поэтому лампу, содержащую любое, даже самое малое количество ртути нельзя выбрасывать в мусорное ведро с бытовым мусором. С такими лампами следует обращаться как с опасными отходами, и их необходимо хранить таким образом, чтобы не допустить повреждения и после использования сдавать на переработку.
Для них не приемлем обычный способ утилизации – выброс в мусорку. Так как существует высокий риск нарушения целостности объекта, а это приводит к высвобождению опасных паров ртути. В результате все близлежащие отходы могут быть заражены.
Утилизация ртутьсодержащих ламп начинается с их изоляции и герметизации. Хранить их необходимо в специализированных контейнерах. На данном этапе контейнеры с опасными отходами подлежат перевозке на перерабатывающее предприятие.
Что делать, если лампочка разбилась? Для начала незамедлительно надеть респиратор или сделать марлевую повязку, также понадобятся резиновые перчатки. Все остатки надо собрать и поместить в банку или не прокалываемый пакет.
Вышеобозначенные правила необходимо неукоснительно соблюдать, так как ртуть является высокотоксичным веществом и негативно сказывается на здоровье. При отравлении парами ртути у человека могут развиваться серьезные заболевания.
Утилизация ртутьсодержащих ламп является актуальной проблемой, поскольку процент использования таких ламп увеличивается, а экологическая ситуация постепенно ухудшается. По статистике примерно 90 % всех ламп утилизируются без соблюдения необходимых правил. В этом вопросе нужна система сбора и утилизации, а проще говоря – привычка.
Для решения этой проблемы надо организовывать пункты сбора на местах, а также их вывоз, и это дело управляющих компаний. Все граждане должны быть осведомлены и проинструктированы в этом вопросе.
Каждый индивидуальный предприниматель и юридическое лицо должны иметь инструкцию по обращению с ртутьсодержащими лампами, а именно:
- накопление ртутных лампочек должно производиться в отдельной мусорной таре, отдельно от других отходов;
- закон запрещает самостоятельное обращение с ртутьсодержащими лампами, то есть обезвреживание, утилизацию;
- органы местного самоуправления должны своевременно информировать всех о месте сбора опасных отходов;
- сбор отходов осуществляется специализированными организациями, имеющими лицензию.
Транспортируются ртутьсодержащие отходы согласно правилам перевозки опасных грузов. Для этого используется специальная герметичная тара.
Места для сбора ртутьсодержащих отходов оборудуются автоматическими газосигнализаторами, которые контролируют содержание ртути в воздухе.

11. Раздел экономики и организации производства

11.1 Сметно-финансовый расчет

В административном отношении работы по строительству кабельных линий и трансформаторных подстанций ведутся в Вологодской области.
Сметная стоимость работ определена в соответствии с:
- «Методикой определения стоимости строительной продукции на территории Российской Федерации МДС 81-35.2004», введенной в действие с 09.03.2004 г. постановлением Госстроя России от 05.03.2004 г. № 15/1;
- «Методическими указаниями по определению величины сметной прибыли в строительстве МДС 81-25.2001», введенными в действие с 01.03.2001 г. постановлением Госстроя России от 28.02.2001 г. № 15;
- «Методическими указаниями по определению величины накладных расходов в строительстве, осуществляемом в районах Крайнего Севера и местностях, приравненных к ним МДС 81-34.2001», введенными в действие с 12.01.2004 г. постановлением Госстроя России от 12.01.2004 г. № 5.
Сметная документация составлена базисно-индексным методом в ценах 2001 г. с перерасчетом в текущие цены 1 квартала 2016 год.
Локальные сметы составлены на основании сборников федеральных единичных расценок (ТЕР-2001) и федеральных единичных расценок на монтаж оборудования (ТЕРм-2001), на пусконаладочные работы (ТЕРп-2001). Для пересчета цен в текущий уровень применены индексы изменения сметной стоимости на 1 квартал 2016 г., разработанные Департаментом строительства и жилищно-коммунального хозяйства Вологодской области, и составляют:
- Индексы изменения сметной стоимости строительно-монтажных работ КЛ 0,4 кВ – 6,79; индексы изменения сметной стоимости строительно-монтажных работ КЛ 10 кВ- 6,77; Индексы изменения сметной стоимости строительно-монтажных работ ТП- 8,61.
- Пусконаладочные работы (ТЕРп) – 22,76;
- Индексы изменения сметной стоимости оборудования- 4,28.
Стоимость материалов, оборудования в базисном уровне цен 2001 г. определена путем деления на соответствующие индексы.
НДС в ценах на материалы и оборудование в базисном уровне цен 2001 г. не учитывается.
Стоимость материалов и оборудования в текущем уровне цен на 1 квартал 2016 г. принята в уровне средних текущих сметных цен, определенных на основании мониторинга цен с учетом транспортных, заготовительно-складских расходов.
Накладные расходы приняты в соответствии с МДС 81-34.2004 по отдельным видам работ, согласно письму Росстроя от 18.11.2004 г. № АП-5536/06.
Затраты на возведение временных зданий и сооружений приняты по ГСН 81-05-01-2001 прил. 1 п. 2.7.
Затраты на авторский надзор приняты в размере 0,2% в соответствии с МДС 81-35.2004 прил.8 п.12.3.
Непредвиденные работы и затраты – 2% согласно МДС 81-35.2004 п. 4.96.
Налог на добавленную стоимость – 18% (ФЗ от 07.07.2003 г. № 117-ФЗ).
Результаты расчета представлены в приложении 4.

11.2 Расчет численности и состав бригады работников

Задаёмся сроками монтажа (3 месяца: июнь, июль, август). Из табл.4.2-4.7. приложения 4 определяем общую трудоёмкость строительно-монтажных работ и определяем списочное число электромонтажников:

, (11.1)

где Тi – трудоемкость работ в чел.час., Тi=3620 (чел.час.);
ТМЕС. – месячная норма выработки рабочего времени, ТСРОК.=174,6 ч;
q – количество рабочих месяцев, q=3;
КПР – производительность труда, КПР=1,1;
КИ – коэффициент использования рабочего времени, КИ=0,9.
 (чел.)
Строительно-монтажные работы ведутся в общем случае комплексными бригадами, что является оправданным в случае СМР как на отдельных участках так и на линии в целом, при этом выполняются несколько видов работ, что расширяет фронт работ для данной бригады, сокращает время на перебазировку рабочей силы с одного объекта на другой и упрощает управление строительным производством.
Таким образом, разбиваем 8 человек на 2 бригады по 4 человека.

11.3 Организация электромонтажных работ, построение ленточного графика

Ленточный график представляет собой указание о времени начала и конца той или иной работы. По длительности лент и их последовательности можно проследить занятость электромонтажных бригад. При построении графика учитывается производительность и число рабочих в бригаде.
Рассчитываем продолжительность каждой работы:

, (11.2)

где t1 - продолжительность работы при 8-часовом рабочем дне.
- трудоемкость работ;
n - число рабочих часов в сутки, n=8ч.;
ч - число человек работающих на данном объекте;
 - коэффициент производительности, ;
 - коэффициент использования рабочего времени, ;

, (11.3)

где t2 - продолжительность непрерываемой работы (в круглосуточном рабочем дне).
Результаты расчета продолжительности работ представлены на листе 6 графического материала.

11.4 Расчет эффективности инвестиционных вложений 

Определим эффективность проекта.
Количество инвестиций (по смете) в нашем случае составляет 42 098,73 тыс. руб. Окупаться проект будет за счет амортизационных отчислений и части прибыли.
Амортизация определяется с помощью укрупненного показателя - 6% от стоимости оборудования и материалов. Прибыль организации идет от реализации электроэнергии потребителям.
Определим стоимость реализуемой в течение одного года электроэнергии.

, руб, (11.4)

где  – тариф за потребление активной электроэнергии;
Wа,год – объем потребленной электроэнергии за период;
β = 3,83 руб/кВт·ч –тариф за активную энергию;

, кВт·ч, (11.5)

где– суммарная мощность силовых трансформаторов (МВА);
t – количество часов.
 кВт·ч.
Тогда цена электроэнергии, реализуемой в течение одного года:
 руб.
Амортизация равна: 

, (11.6)

где На – норма амортизации;
С – капитальные вложения.
Капитальные вложения по смете составили:
C=42098730 руб.
Прибыль, амортизация и возврат ссуды в первом году: 

, руб, (11.7)

где  – прибыль, руб;
– стоимость реализуемой в течение года электроэнергии:
 руб,
 руб,
Необходимо определить показатели оценки целесообразности инвестирования:
— чистый дисконтированный доход по инвестиционному проекту;
— чистая приведенная стоимость финансового вложения;
— индекс рентабельности проекта предприятия.
1) Для начала определим чистый доход предприятия от реализации инвестиционного проекта. 
Чистый доход предприятия = Чистый доход от реализации + Сумма амортизации
Чистый доход (ЧД) предприятия за год = 12494,32+2525,92 = 15020,24 тыс.руб.
В нашем случае примем упрощенно, что ЧД предприятия каждый год у нас один и тот же.
2) Определим чистый дисконтированный доход (ЧДД).
Ставка дисконтирования используется при расчете срока окупаемости и оценке экономической эффективности инвестиций для дисконтирования денежных потоков, иными словами, для перерасчета стоимости потоков будущих доходов и расходов в стоимость на настоящий момент. 
В этом случае в качестве ставки дисконтирования примем ставку рефинансирования Центробанка (11%) и % конкретного инвестора. 
Чистый дисконтированный доход определяется как [12]:

, (11.8)

где i - порядковый номер года.
Определим величину дисконтированной суммы инвестиций в проект согласно [12]:

, (11.9)

i - порядковый номер года.
Дисконтированная сумма = Объем инвестиций / (1 + Норма дисконта) годы (степень)
Дисконтированная сумма = 42098,73 / (1 + 0,2) = 35082,28 тыс. руб.
4. Для того чтобы рассчитать следующую величину, которая связанна с анализируемым нами инвестиционным проектом, воспользуемся нижеприведенной формулой:
Чистая приведенная стоимость = Чистый дисконтированный доход – Сумма дисконта
Чистый приведенный эффект = 44919,72 – 35082,28 = 9837,77 тыс. руб.
5. Определим индекс рентабельности или индекс прибыльности инвестиционного проекта и рассчитывается так:
Индекс рентабельности = Чистый дисконтированный доход / Дисконтированная сумма
Индекс рентабельности = 44919,72 / 35082,28 = 1,28
Так как индекс рентабельности больше единицы (то есть 1,32 > 1), поэтому мы можем принять решение о целесообразности реализации анализируемого инвестиционного проекта.

Заключение

В проекте была спроектирована система электроснабжения микрорайона города с учетом надежного, бесперебойного и качественного обеспечения электроэнергией потребителей.
Проектом предусмотрено определение расчетных нагрузок с учетом категорий надежности потребителей, на основании которых было выбрано место установки, число и мощность трансформаторных подстанций.
Были рассмотрены вопросы построения рациональной схемы распределения электроэнергии, был произведен расчет сетей, выбор коммутационной и защитной аппаратуры.
В разделе безопасность жизнедеятельности рассмотрены вопросы: тушение пожаров углекислотными огнетушителями в электроустановках 0,4 кВ, расчет контура заземления проектируемой подстанции. 
В экономической части решены следующие вопросы: расчет сметной стоимости в ценах 2016 года, расчет срока окупаемости капитальных вложений, расчет численности электромонтажной бригады, построение и расчет ленточного графика выполнения строительно-монтажных работ.
трансформатор электрический ток замыкание

Список использованных источников

1.Тульчин, И.К. Электрические сети и электрооборудование жилых и общественных зданий /И.К. Тульчин, Г.И. Нудлер. – М.: Энергоатомиздат, 1990.-480с.: ил.
2.СП-31-110-2003. Свод правил по проектированию и строительству /Проектирование и монтаж электроустановок жилых и общественных зданий. Взамен ВСН 59-88. Госстрой Росси, 2004-01-01.-38с.
3.РД 34.20.185-94. Инструкция по проектированию городских электрических сетей. Нормативы для определения расчетных электрических нагрузок.- 3-е изд., перераб. и доп.- М.: Энергоатомиздат, 1999.-24с.
4.Справочник по проектированию электроснабжения городов / В.А. Козлов, Н.И. Билик, Д.Л. Файбисович.- Л.: Энергоатомиздат, 1986.-256с.
5.Федоров, А.А. Учебное пособие по электроснабжению промышленных предприятий /А.А. Федоров, Л.Е. Старкова: Учебное пособие для вузов.- М.: Энергоатомиздат, 1987.-368с.
6.Правила устройства электроустановок/Минэнерго России. - 7-е изд., [Электронный ресурс]: офиц. сайт. – Режим доступа: http://www.elec.ru.
7.Справочная книга для проектирования электрического освещения /Г.М. Кноринг, Ю.Б. Оболенцев, Р.Н. Берин.- Л.: Энергия, 1986.- 384с.: ил.
8.Строительные нормы и правила Российской Федерации: СНиП23-05-95. Естественное и искусственное освещение.- Введ. 01.0196.-М.: Гострой России, 1999.-35с.
9. Цигельман, И.Е. Электроснабжение зданий и коммунальных предприятий /И.Е. Цигельман: Учебник для техникумов – М.: Высшая школа, 1982.- 368с.: ил.
10.Старкова, Л.Е. Проектирование цехового электроснабжения /Л.Е. Старкова, В.В. Орлов: Учебное пособие.- Вологда: ВоГТУ, 1999.-131с.: ил.
11.Справочник по расчету проводов и кабелей /Ф.Ф. Карпов, В.Н. Козлов.- М.: Энергия, 1969.- 288с.: ил.
12.Электрооборудование жилых и общественных зданий. Нормы проектирования. ВСН, 58-88/Госкомархитектура.- М.: Стройиздат, 1990.-112с. 
13.Справочник по проектированию систем электроснабжения городов /В.А. Козлов, Н.И. Билик, Д.Л. Файбисович.-Л.: Энергоатомиздат, 1974.-270с.: ил.
14.Заземляющие устройства электроустановок. Справочник./ Корякин, Р.Н.- М.: ЗАО «Энергосервис», 2000.- 374 с.
15.Чернобровов, Н.В. Релейная защита /Н.В. Чернобровов: учеб. пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1998. -799с.
16.Седельников, Ф.И. Безопасность жизнедеятельности (охрана труда): Учеб.пособие./Седельников Ф.И.- Вологда: ВоГТУ, 2001.- 388 с.
17.Гук, Ю.Б. Проектирование электрической части станций и подстанций/ Ю.Б. Гук, В.В. Кантан, С.С. Петрова.-Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. Отд-ние, 1985.-312 с., ил. 
18.Полный сборник кодексов РФ.- М.: Изд-во «Эксмо», 2003.- 912 с.
19.Самсонов, В.С. Экономика предприятий энергетического комплекса: учеб. для вузов /В.С. Самсонов, М.А. Вяткин. – М.: Высш. шк., 2001. – 416с. 
20.Постников, Н.П. Монтаж электрооборудования промышленных предприятий /Н.П. Постников и др. – Л., Стройиздат, 1991 – 159 с.
21.Справочник электромонтажника. /Ю.Д. Сибикин. – М., Академия, 2003. – 336с.
22.Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций: Справочный материал для курсового и дипломного проектирования /Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков: учеб. пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.2. 

Приложение 1

Потребители электроэнергии и электрические нагрузки

Таблица 1.1 Потребители электроэнергии
Наименование потребителя	Номер здания по Генплану	Кол-во этажей	Кол-во квартир	Руд, кВт/кв, (кВт/мест)	cosφ	
Жилой дом	1	9	144	0,8	0,96	
Жилой дом	2	9	144	0,8	0,96	
Жилой дом	3	9	144	0,8	0,96	
Жилой дом	4	5	100	0,85	0,96	
Жилой дом	5	5	100	0,85	0,96	
Жилой дом	6	5	100	0,85	0,96	
Жилой дом	8	5	68	0,95	0,96	
Жилой дом	9	5	100	0,85	0,96	
Жилой дом	10	5	100	0,85	0,96	
Жилой дом	11	5	100	0,85	0,96	
Жилой дом	12	5	100	0,85	0,96	
Жилой дом	13	5	100	0,85	0,96	
Жилой дом	14	5	100	0,85	0,96	
Жилой дом	15	5	100	0,85	0,96	
Жилой дом	16	5	100	0,85	0,96	
Жилой дом	17	5	100	0,85	0,96	
Жилой дом	18	5	100	0,85	0,96	
Жилой дом	19	5	100	0,85	0,96	
Жилой дом	20	2	45	1,1	0,96	
Жилой дом	21	2	40	1,2	0,96	
Жилой дом	23	2	40	1,2	0,96	
Жилой дом	25	5	100	0,85	0,96	
Жилой дом	26	5	100	0,85	0,96	
Жилой дом	27	5	100	0,85	0,96	
Жилой дом	28	9	144	0,8	0,96	
Жилой дом	29	5	60	1,05	0,96	
Жилой дом	30	5	60	1,05	0,96	
Жилой дом	31	5	60	1,05	0,96	
Жилой дом	32	2	16	1,8	0,96	
Жилой дом	33	2	16	1,8	0,96	
Жилой дом	34	2	16	1,8	0,96	
Жилой дом	35	2	16	1,8	0,96	
Жилой дом	36	9	162	0,75	0,96	

Таблица 1.2 Результаты расчета электрических нагрузок
Номер дома	Кол-во этажей	Кол-во квар.	Кол-во лиф-тов	Ркв, кВт	Рл, кВт	Рст.у, кВт	Рж.д, кВт	Qр.ж.д, Квар	Sр.ж.д, кВ·А	
1	9	144	4	115,2	16,8	16	144,72	70,45	160,9	
2	9	144	4	115,2	16,8	16	144,72	70,45	160,9	
3	9	144	4	115,2	16,8	16	144,72	70,45	160,9	
4	5	100	-	85	-	-	85	24,65	88,50	
5	5	100	-	85	-	-	85	24,65	88,50	
6	5	100	-	85	-	-	85	24,65	88,50	
8	5	68	-	65,9	-	-	65,9	19,11	68,61	
9	5	100	-	85	-	-	85	24,65	88,50	
10	5	100	-	85	-	-	85	24,65	88,50	
11	5	100	-	85	-	-	85	24,65	88,50	
12	5	100	-	85	-	-	85	24,65	88,50	
13	5	100	-	85	-	-	85	24,65	88,50	
14	5	100	-	85	-	-	85	24,65	88,50	
15	5	100	-	85	-	-	85	24,65	88,50	
16	5	100	-	85	-	-	85	24,65	88,50	
17	5	100	-	85	-	-	85	24,65	88,50	
18	5	100	-	85	-	-	85	24,65	88,50	
20	5	45	-	49,5	-	-	49,5	14,35	51,54	
21	2	40	-	48	-	-	48	13,92	49,98	
23	2	40	-	48	-	-	48	13,92	49,98	
25	5	100	-	85	-	-	85	24,65	88,50	
26	5	100	-	85	-	-	85	24,65	88,50	
27	5	100	-	85	-	-	85	24,65	88,50	
28	9	144	4	115,2	16,8	16	144,72	70,45	160,9	
29	5	60	-	63	-	-	63	18,27	65,6	
30	5	60	-	63	-	-	63	18,27	65,6	
31	5	60	-	63	-	-	63	18,27	65,6	
32	2	16	-	28,8	-	-	28,8	8,35	29,99	
33	2	16	-	28,8	-	-	28,8	8,35	29,99	
34	2	16	-	28,8	-	-	28,8	8,35	29,99	
35	2	16	-	28,8	-	-	28,8	8,35	29,99	
36	9	162	-	129,8	28,8	21	174,6	81,2	192,4	
Итого	2466,2	96	85	2629,08	906,91	2788,9	

Таблица 1.3 Результаты расчета электрических нагрузок общественных зданий
Номер здания	Наименование потребителя	m	Ру, кВт	tg	Рр, кВт	Qр, квар	SР, кВА	
11	Сбербанк	150	0,054	0,57	8,1	4,62	9,32	
37	Насосная станция	4	45	0,75	180	135	225	
39	Профессиональное училище	300	0,4	0,43	120	51,6	130,62	
22	Торговый центр	800	0,46	0,43	368	158,2	400,7	
24	Торговый центр	1200	0,46	0,43	552	237,3	600,8	
7	Детский сад	280	0,4	0,25	112	28	115,45	
19	Детский сад	280	0,4	0,25	112	28	115,45	
31	Магазин «Продукты»	200	0,22	0,75	44	33	55	
38	Маг-н «Стройматериалы»	400	0,14	0,48	56	26,88	62,15	
	Итого				1947,7	872,76	2145,05	

Таблица 1.4 Нормированные величины освещаемых объектов
Освещаемый объект	Средняя яркость покрытия, Lср, кд/м2	Средняя горизонтальная освещенность, Еср, лк	
Магистральные улицы районного значения (категория Б)	0,6	10	
Улицы и дороги местного значения (категория В)	0,4	6	
Площадки для подвижных игр территории детских яслей-садов.	-	10	
Подъезды, подходы к корпусам школ, детских яслей-садов.	-	6	

Приложение 2

Технические характеристики счетчиков учета электроэнергии

Таблица 2.1 Технические характеристики трехфазного счетчика трансформаторного включения Меркурий 230 ART-03 СN
Класс точности при измерении - активной энергии - реактивной энергии	0,5S1,0	
Номинальное напряжение, В	3*230	
Номинальный(макс) ток, А	5(7,5)	
Максимальный ток в течении 0.5 сек, А - для IНОМ=5А	150	
Стартовый ток (чувствительность), А  - для IНОМ(МАКС)=5(7,5)А, UНОМ=230B 	0,005	
Активная / полная потребляемая мощность каждой параллельной цепью счетчика, Вт/ВА не более	0,5 / 7,5	
Полная мощность, потребляемая цепью тока не более, В*А	0,1	
Количество тарифов	4	
Количество тарифных сезонов (месяцев)	12	
Скорость обмена, бит/секунду:
- по интерфейсу CAN и RS-485;- через инфракракрасный порт;	300, 600, 1200, 2400, 4800, 96009600	
Передаточное число основного/поверочного выхода, имп/кВт,имп/кВар:для ART-03 (UНОМ 220 В, I НОМ 10 A) 	1000/16000 	
Сохранность данных при перерывах питания, лет - постоянной информации - оперативной информации	4010	
Защита информации	два уровня доступа и аппаратная защита памяти метрологических коэффициентов	
Диапазон температур, °С	от - 40 до +55	
Межповерочный интервал,лет	10	
Масса,кг	не более 1,5	
Габариты (длина, ширина, высота), мм	258*170*74	
Гарантия производителя, лет	3	

Таблица 2.2 Технические характеристики однофазного счетчика прямого включения Меркурий 230 ART-01 СN
Класс точности при измерении - активной энергии - реактивной энергии	1,02,0	
Номинальное напряжение, В	230	
Номинальный(макс) ток, А	5(60)	
Максимальный ток в течении 0.5 сек, А - для IНОМ=5А	150	
Стартовый ток (чувствительность), А  - для IНОМ(МАКС)=5(60)А, UНОМ=230B 	0,020	
Активная / полная потребляемая мощность каждой параллельной цепью счетчика, Вт/ВА не более	0,5 / 7,5	
Полная мощность, потребляемая цепью тока не более, В*А	0,1	
Количество тарифов	4	
Количество тарифных сезонов (месяцев)	12	
Скорость обмена, бит/секунду:
- по интерфейсу CAN и RS-485;- через инфракракрасный порт;	300, 600, 1200, 2400, 4800, 96009600	
Передаточное число основного/поверочного выхода, имп/кВт,имп/кВар:для ART-01 (UНОМ 220 В, I НОМ 10 A) 	5000/16000 	
Сохранность данных при перерывах питания, лет - постоянной информации - оперативной информации	4010	
Защита информации	два уровня доступа и аппаратная защита памяти метрологических коэффициентов	
Диапазон температур, °С	от - 40 до +55	
Межповерочный интервал,лет	10	
Масса,кг	не более 1,5	
Габариты (длина, ширина, высота), мм	258*170*74	
Гарантия производителя, лет	3	
Размещено на Allbest.ru