КВт;

181 кВт;

= 2859 кВАр.

Расчетная полная мощность с учетом потерь в трансформаторах:

= 39688,36 кВА;

 208,31 А. (21)

Согласно ПУЭ (стр.42, таблица 1.3.29) предварительно берём сечение 50 мм². Согласно того же источника неизолированные провода нам необходимо проверить на корону. Из практики уже известно что минимальное сечение на

110 кВ проходящее по условию короны это 70 мм². Согласно этому увеличиваем первоначальное значение до 70 мм².

Тот же источник требует от нас проверки по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение (S, мм²) определяется из соотношения (21) где номинальный ток (Iном, А) вычислен при условии что линия двухцепная, а также значение экономической плотности тока (Jэк, А/мм²) взято из ПУЭ (стр.50, таблица 1.3.36) и равно 1 А/мм² при Tmax ³ 5000 часов.

 104,2 А.,  104 мм². (22)

Согласно ПУЭ (пункт 1.3.27.) во избежание увеличения количества линий, сверх необходимого по условию надёжности, допускается двукратное превышение нормированных значений, приведённых в таблице.

Проверяем сечение провода по падению напряжения в конце линии:

R = r₀×l = 0,42×50 = 21 Ом;

X = x₀×l = 0,429×50 = 21,45 Ом;

0,98 % < 5 %

Таким образом провод АС-70/11 для ВЛЭП-110 сечением удовлетворяет условиям проверки.

5.3 Технико-экономический расчет

Целью ТЭРа является определение варианта с более выгодным напряжением. Определяются годовые затраты по каждому варианту:

З=к×Ен+И

где: к - капитальные затраты; Ен - нормативный коэффициент эффективности,

Ен=1/Тм,

где: Тм - нормативный срок службы, Тм = 8 лет, Ен = 0,125

И - издержки:

И = Иа + Иоб + Иэл,

где: Иа - амортизационные годовые отчисления,

Иа=к×Еа,

при: Еа = 0,028 для ЛЭП, Еа = 0,063 для П/СТ.

Иоб - издержки на обслуживание, текущий ремонт,

Иоб=к×Етр,

при: Етр = 0,004 для ЛЭП, Етр = 0,01 для П/СТ.

DИэл - стоимость потерь электроэнергии.

1 вариант.

Uпит = 35кВ, 2 трансформатора ТРДН-32000/35, 2х цепная линия, марка провода АС-185/24.

Стоимость КТП с трансформаторов 1576000 рублей.

Стоимость сооружения линии 151000 руб/км.

Общая стоимость линии 4530000 рублей.

Общие капитальные затраты 6257000 рублей.

Определим издержки на амортизацию:

Uал = 4530000·0,028 = 126840 руб/год;

Uап = 1576000·0,063 = 99268 руб/год.

Определим издержки на обслуживание и текущий ремонт:

Uтрл = 4530000·0,004 = 18120 руб/год;

Uтрп = 1576000·0,01 = 15760 руб/год.

Суммарные издержки на амортизацию и обслуживание 259988 рублей.

Определим стоимость потерь электроэнергии в ЛЭП:

Находим потери мощности:

кВт;

где Pр и Qр с учетом потерь в трансформаторах ППЭ.

Стоимость потерь в ЛЭП:

DUл = DPл·t·C = 24818,5·323·0,24·0,71 = 8553782,9 руб/год.

Определим стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах:

Потери энергии в трансформаторах:

,

где: t - число часов в году;

t - время max потерь; n - число трансформаторов.

кВт,

руб/год.

Общая стоимость потерь электроэнергии:

DUэл = DUл + DUт = 8553782,9 + 552954,456 = 9106737,356 руб/год.

Годовые затраты по 1-му варианту:

З = 6106000·0,125 + 9366725,356 = 10129975,36 руб/год.

2-й вариант.

Uпит =110кВ,2 трансформатора ТРДН-32000/110,2х цепная линия, марка провода АС 70/11.

Стоимость КТП с трансформаторами 3024200 рублей.

Стоимость сооружения линии 160500 руб/км.

Общая стоимость линии 4815000 рублей.

Общие капитальные затраты 7999700 рублей.

Определим издержки на амортизацию:

Uал = 4815000·0,028=134820 руб/год.

Uап=3024200·0,063=190524,6 руб/год.

Определим издержки на обслуживание и текущий ремонт:

Uтрл=4815000·0,004=19260 руб/год.

Uтрп=3024200·0,01=30242 руб/год.

Суммарные издержки на амортизацию и обслуживание 374846,6 рублей.

Определим стоимость потерь электроэнергии в ЛЭП:

Находим потери мощности:

 кВт;

где Pр и Qр с учетом потерь в трансформаторах ППЭ.

Стоимость потерь в ЛЭП:

DUл = DPл×t×C = 2767,42 323·0,24·0,71 = 2723787,37руб/год.

Определим стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах:

Потери энергии в трансформаторах:

,

где: t - число часов в году;

t - время max потерь;

n - число трансформаторов.

 кВт/ч,

DUт = DАт С = 800869,04 0,71 = 568617,023 руб/год.

Общая стоимость потерь электроэнергии:

DUэл = DUл + DUт = 2723787,37 + 568617,02 = 3292404,39 руб/год.

Годовые затраты по 2-му варианту:

З = 7839200·0,125 + 3667250,99 = 4647150,99 руб/год.

Составим таблицу 7 для сравнения вариантов.

таб.7

Uпит т, кВ	К, руб	И, руб/год	З, руб/год
35 110	6106000 7839200	9366725,356 3667250,994	10129975,36 4647150,994

Из рассмотренных вариантов в качестве рационального напряжения питания принимаем к установке напряжение 110 кВ.

5.4 Выбор схемы питания

Схемы электрических соединений подстанций и распределительных устройств должны выбираться из общей схемы электроснабжения предприятия и удовлетворять следующим требованиям:

обеспечивать надежность электроснабжения потребителей;

учитывать перспективу развития;

допускать возможность поэтапного расширения;

учитывать широкое применение элементов автоматизации и требования противоаварийной автоматики;

обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений.

На всех ступенях системы электроснабжения следует широко применять простейшие схемы электрических соединений с минимальным количеством аппаратуры на стороне высшего напряжения, так называемые блочные схемы подстанции без сборных шин.

Для выбора устройства высшего напряжения (УВН) необходимо рассмотреть как минимум два типовых решения; для них провести технико-экономический расчет (ТЭР) и на основании этого расчета принять наиболее экономичный вариант.

Сравниваемые схемы представлены на рис.4.

Так как расстояние от подстанции энергосистемы до ППЕ l = 50км, то целесообразно выбрать схему с выключателем. В качестве второго варианта примем схему короткозамыкатель-отделитель.

При расчетах капиталовложения на трансформаторы, выключатели на отходящих линиях, секционные выключатели не учитываются, так как они будут совершенно одинаковы.

1. Вариант.

Схема выключатель-разъединитель.

1. Выключатель ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1

к1 = 9000 руб.

2. Разъединитель РНДЗ.2-110/1000У1

к2 = 200 руб.

Капиталовложения: К1=к1+к2=9000+200=9200 руб.

Издержки: И1=Еа×К1=0,063×9200=579,6руб. /год.

	Т

Вариант 1 Вариант 2

Рис.4 Схема устройства УВН.

2. Вариант.

Схема отделитель-короткозамыкатель.

1. Отделитель ОД-110Б/1000У1 к1=180 руб.

2. Короткозамыкатель КЗ-110УХЛ1 к2 = 200 руб.

3. Контрольный кабель АКВВБ 4х2,5

к’3=0,82 тыс. руб. /км;

к3 = 820×30 = 246 руб.

Капиталовложения:

К2=к1+к2+к3=180+200+24600=24980 руб.

Издержки: И2 = Еа×К2 = 0,063×24980 = 1573,74 руб. /год.

При рассмотрении вариантов электроснабжения необходимо произвести оценку надежности данных вариантов.

Оценка надежности производится на основании статистических данных о повреждаемости элементов электроснабжения, ожидаемого числа отключений для планового ремонта и времени, необходимого для восстановления после аварий и для проведения планового ремонта.

Оценку надежности проведем при последовательном включении элементов электроснабжения.

Оценка надежности производится на основании параметров, приведенных в таблице 8.

Таблица 8

Варианты	Наименования оборудования	w, 1/год	Тв×10,лет	Кп, о. е.
1	Выключатель	0,06	2,3	6,3
	Разъединитель	0,008	1,7	1,1
2	Короткозамыкатель	0,02	1,7	1,1
	Отделитель	0,03	1,7	1,1
	Контрольный кабель	0,13	90,2	7,38

Параметр потока отказов одного присоединения:

1. Вариант.

 = 0,06+0,008 = 0,068.

2. Вариант.

 = 0,02+0,03+0,13 = 0,18.

Среднее время восстановления после отказа присоединений:

, час.

1. Вариант.

 час.

2. Вариант.

 час.

Коэффициент аварийного простоя присоединения:

Ка = wа×Тв.

1. Вариант.

Ка1= 0,068·19,529 = 1,328 о. е.

2. Вариант.

Ка2=0,18·5740802 = 103,464 о. е.

Количество недоотпущенной электроэнергии вследствие отказа схемы присоединения:

DW=Руст×Ка, кВт×ч/год.

1. Вариант.

DW1=32980×1,328=43797,44 кВт×ч/год.

2. Вариант.

DW2=32980×103,464=3412232,72 кВт×ч/год.

Ущерб:

1. Вариант.

У1=У’×DW1=1,3×43797,44=56936,672 руб. /год.

2. Вариант.

У2=У’×DW2=1,3×3412232,72=4435915,536 руб. /год.

Полные затраты по вариантам:

З1=Ен×К1+И1+У1=0,125×9200+579,6+56936,672=58666,272руб. /год.

З2=Ен×К2+И2+У2=0,125·24980+1573,7+4435915,54=4440611,74руб. /год.

Приведенный технико-экономический расчет показал, что наиболее экономичный вариант: З1=58666,272 руб. /год.

Напряженность электромагнитного поля по магнитной составляющей на расстоянии 50 см от поверхности видеомонитора	0,3 А/м
Напряженность электростатического поля не должна превышать:
- для взрослых пользователей	20 кВ/м
- для детей дошкольных учреждений и учащихся средних специальных и высших учебных заведений	15 кВ/м
Напряженность электромагнитного поля на расстоянии 50 см вокруг ВДТ по электрической составляющей должна быть не более:
- в диапазоне частот 5 Гц - 2 кГц;	25 В/м
- в диапазоне частот 2 - 400 кГц	2,5 В/м
Поверхностный электростатический потенциал не должен превышать:	500 В

Таким образом, принимаем первый вариант.

6. Разработка системы распределения электроэнергии

В систему распределения завода входят распределительные устройства низшего напряжения ППЭ, комплектные трансформаторные (цеховые) подстанции (КТП), распределительные пункты (РП) напряжением 6 кВ и линии электропередач (кабели, токопроводы), связывающие их с ППЭ.

Выбор системы распределения включает в себя решение следующих вопросов:

1. Выбор рационального напряжения распределения;

2. Выбор типа и числа КТП, РП и мест их расположения;

3. Выбор схемы РУ НН ППЭ;

4. Выбор сечения кабельных линий и способ канализации электроэнергии.

6.1 Выбор рационального напряжения распределения электроэнергии на напряжении свыше 1000 В

Рациональное напряжение определяется на основании ТЭР и для вновь проектируемых предприятий в основном зависит от наличия и значения мощности ЭП напряжением 6 кВ, 10 кВ, наличия собственной ТЭЦ и величины её генераторного напряжения, а также рационального напряжения системы питания. ТЭР не производится в следующих случаях:

-если мощность ЭП напряжением 6 кВ составляет менее 10-15% от суммарной мощности предприятия то рациональное напряжение распределения принимается равным 10 кВ, а ЭП 6 кВ получают питание через понижающие трансформаторы 10/6 кВ.

-если мощность ЭП напряжением 6 кВ составляет более 40% от суммарной мощности предприятия, то рациональное напряжение распределения принимается равным 6 кВ.

44,1 %

Согласно вышесказанному, рациональное напряжение распределения на данном предприятии принимается равным 6кВ.

6.2 Выбор числа, мощности трансформаторов цеховых ТП

Число КТП и мощность трансформаторов на них определяется средней мощностью за смену (S_см) цеха, удельной плотностью нагрузки и требованиями надежности электроснабжения.

Если нагрузка цеха (S_{см i)} на напряжение до 1000 В не превышает 150 - 200 кВА, то в данном цехе ТП не предусматривается, и ЭП цеха запитывается с шин ТП ближайшего цеха кабельными ЛЭП.

Число трансформаторов в цеху определяется по выражению:

где: S_cм - сменная нагрузка цеха;

S_{ном. тр. -} номинальная мощность трансформатора, кВА.

β - экономически целесообразный коэффициент загрузки:

для 1-трансформаторной КТП (3 категория) β = 0,95;

для 2-трансформаторной КТП (2 категория) β = 0,80‑0,85;

для 2-трансформаторной КТП (1 категория) β = 0,7‑0,75.

Коэффициент максимума для определения средней нагрузки за смену находится по выражению:

K_max = К_с. / К_и.

Средняя нагрузка за смену определяется по выражению:

P_см. = P_цеха / К_max.

Учитывая, компенсацию реактивной мощности, определяем мощность компенсирующей установки: Qк. у. станд.

Средняя реактивная мощность заводского цеха с учетом компенсации, определяется из выражения:

Q'_см = Q_см - Q_{к. у. станд},

где Qк. у. станд - стандартная мощность компенсирующей установки.

Полная мощность, приходящаяся на КТП с учетом компенсации реактивной мощности:

.

Цеховые трансформаторы выбираются по Sсм с учетом Sуд - удельной плотности нагрузки.

Удельная мощность цеха:

S^/_уд = S^/_см /F;

где F - площадь цеха .

Результаты расчетов средних нагрузок за наиболее нагруженную смену остальных цехов сведены в таблицу 9.

таб.9

При определении мощности трансформаторов следует учесть, что если S_уд не превышает 0,2 (кВА/м²), то при любой мощности цеха мощность

трансформаторов не должна быть более 1000 (кВА). Если S_уд находится в пределах 0,2-0,3 (кВА/м²) то единичная мощность трансформаторов принимается равной 1600 (кВА). Если S_уд более 0,3 (кВА/м²) то на ТП устанавливаются трансформаторы 2500 (кВА).

В качестве примера определяется число трансформаторов в цехе 8. Так как удельная плотность нагрузки S_уд=0,01 кВА/м<0,2, то целесообразно установить трансформаторы мощностью до 1000 кВА.

Предварительно выбирается 2 трансформатора мощностью по 160 кВА каждый марки ТМ-160/6. Выбранные трансформаторы проверяются по коэффициенту загрузки в нормальном режиме

;

Коэффициент загрузки в послеаварийном режиме:

;

Расчеты по выбору числа и мощности трансформаторов остальных цехов сведены в таблицу 10.

табл.10

6.3 Выбор марки и сечения КЛЭП 6.3.1 КЛЭП напряжением 10 кВ

Распределение энергии на территории предприятия осуществляем кабельными линиями.

Двух трансформаторные подстанции с потребителями 1 категории запитываются двумя нитями КЛЭП по радиальной схеме. Так же по радиальной схеме запитываются КТП с трансформаторами 2500 кВА.

Двух трансформаторные подстанции с потребителями 2 и 3 категории запитываются двумя нитями КЛЭП по магистральной схеме, а там где это невозможно из-за больших нагрузок - по радиальной схеме.

Для определения расчетной нагрузки кабельных линий необходимо определить потери мощности в трансформаторах КТП (смотри таб.11).

;

Где: ΔРхх - потери холостого хода трансформатора, кВт.

ΔРкз - потери короткого замыкания в трансформаторах, кВт.

n - число трансформаторов.

;

Где: Iхх - ток холостого хода трансформатора, %.

Uк - напряжение короткого замыкания трансформатора, %.

Затем с учетом потерь мощности в трансформаторах находится расчетная мощность, по которой выбирается сечение кабелей

;

Находится ток в нормальном режиме:

где: n - число кабелей, работающих в нормальном режиме;

S_р - мощность, передаваемая кабелем.

Находится ток в послеаварийном режиме:

.

По таблице1.3.18 [1] выбирается ближайшее стандартное сечение. Предварительно принимается кабель трехжильный с алюминиевыми жилами для прокладки в земле, марки СШв. Выбор сечения КЛЭП производится в соответствии с требованиями ПУЭ с учетом нормальных и после аварийных режимов работы электрической сети. При проверке сечения кабеля по условиям после аварийного режима для кабелей напряжением до 10 кВ необходимо учитывать допускаемую в течение пяти суток, на время ликвидации аварии, перегрузку в зависимости от вида изоляции (при дипломном проектировании можно принять для кабелей с бумажной изоляцией перегрузку до 25% номинальной).

Поэтому допустимая токовая нагрузка кабеля при прокладке в земле в послеаварийном режиме:

I_{доп. пар}=1.25^. I_доп.

Допустимая токовая нагрузка кабеля при прокладке в земле в нормальном режиме:

I_{доп. н. р.} =I_табл.

В качестве примера выбирается сечение кабельной линии ГПП-ТП цех.5.

Находится ток в нормальном режиме:

.

Находится ток в послеаварийном режиме:

.

По таблице 1.3.18 [1] выбирается ближайшее стандартное сечение. Предварительно принимается кабель трехжильный с алюминиевыми жилами для прокладки в земле марки СШв сечением F = 70мм², Iдоп. = 245А.

Допустимая токовая нагрузка кабеля при прокладке в воздухе в нормальном режиме:

.

В послеаварийном режиме:

.

Результаты расчета сведены в таблицу 12,13.

Схема подключения кабелей показана на рисунке 6 и 7.

табл.11

табл.12

табл.13

Рис.6 Трассы КЛЭП 6 кВ.

Рис.7 Трассы КЛЭП 0,4 кВ.
7. Расчёт токов короткого замыкания

Коротким замыканием (К. З.) называется всякое случайное или преднамеренное, не предусмотренное нормальным режимом работы, электрическое соединение различных точек электроустановки между собой и землей, при котором токи в аппаратах и проводниках, примыкающих к месту присоединения резко возрастают, превышая, как правило, расчетные значения нормального режима.

Основной причиной нарушения нормального режима работы систем электроснабжения является возникновения К.З. в сети или в элементах электрооборудования. Расчетным видом К.З. для выбора или проверки параметров электрооборудования обычно считают трехфазное К. З.

Расчет токов К.З. с учетом действительных характеристик и действительных режимов работы всех элементов электроснабжения сложен.

Поэтому вводятся допущения, которые не дают существенных погрешностей: Не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников;

Трехфазная сеть принимается симметричной;

Не учитываются токи нагрузки;

Не учитываются емкостные токи в ВЛЭП и в КЛЭП;

Не учитывается насыщение магнитных систем;

Не учитываются токи намагничивания трансформаторов.

7.1 Расчет токов короткого замыкания в установках напряжением выше 1000В

Расчет токов короткого замыкания в установках напряжением выше 1000 В имеет ряд особенностей:

Активные элементы систем электроснабжения не учитывают, если выполняется условие r< (x/3), где r и x-суммарные сопротивления элементов СЭС до точки К. З.

При определении тока К.З. учитывают подпитку от двигателей высокого напряжения.

Расчет токов короткого замыкания производится для выбора и проверки электрических аппаратов и токоведущих частей по условиям короткого замыкания, с целью обеспечения системы электроснабжения надежным в работе электрооборудованием.

Для расчета токов К.З. составляем расчетную схему и на её основе схему замещения. Расчет токов К.З. выполняется в относительных единицах.

Принципиальная схема для расчета токов КЗ. и схема замещения представлена на рисунке 8.

Базисные условия: S_б=1000 МВА, U_б1=115 кВ, U_б2=10,5 кВ.

Базисный ток определяем из выражения

кА.

 кА.

Сопротивление системы: Х_с=

Точка К-1

Сопротивление воздушной линии, приведенное к базисным условиям

;

Х₀-удельное реактивное сопротивление провода, Ом/км.

l-длина линии, км; U_б - среднее напряжение;

Сопротивления системы до точки К-1

Х_К1=Х_с+Х_ВЛ=0,1255+0,143=0,2685;

Начальное значение периодической составляющей тока в точке К-1:

 кА.

Принимаем значение ударного коэффициента k_уд=1,8, тогда значение ударного тока

 кА.

Где К_уд - ударный коэффициент тока К. З.2.45 [2] по таблице, кА.

I”_{по (к-1) -} начальное действующее значение периодической составляющей, кА.

Мощность короткого замыкания:

МВА.

Рис.8 Электрическая схема и схема замещения для расчёта токов КЗ.

Точка К-2.

Точка К-2 расположена на напряжении 10 кВ.

Сопротивление силового трансформатора на ППЭ:

Трансформатор типа ТРДН-25000/110 с расщепленной обмоткой Н. Н.

.

К сопротивлениям до точки К1 прибавляется сопротивление трансформатора.

Х_К2=Х_К1+Х_тр=0,2685+ (0,525+7,35) =8,1135

Ток короткого замыкания от системы:

кА.

В этой точке необходимо учитывать подпитку тока КЗ от синхронного двигателя. Определяется сопротивление подпитывающей цепочки. Сопротивление кабельной линии от двигателей ЦЕХа14 до ППЭ

;

Сопротивление двигателя:

;

Х”_d - сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя

Сопротивления Х_кл1 приводятся к параметрам двигателя.

Ток подпитки от синхронного двигателя

кА.

 кА.

 кА.

Принимаем значение ударного коэффициента k_уд=1,93, тогда значение ударного тока

 кА.

Мощность короткого замыкания:

МВА.

 

Точка К-3.

Определяется периодическая составляющая тока короткого замыкания в точке К-3.

Сопротивление кабельной линии от шин РУНН ППЭ до РП:

F=240 l=0.175км; Х₀=0,071 Ом/км.

Х_К3=Х_К2+Х_КЛ=8,1135+0,0626=8,1761;

 кА.

Для проверки выключателя на отходящих линиях от РП, вводного выключателя при К.З. за выключателями необходимо знать подпитку от двигателей.

Ток подпитки от двигателей:

Сопротивление кабельной линии от двигателей ЦЕХа12 (двигатели 6кВ) до ППЭ

;

Сопротивление двигателя:

;

Х”_d - сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя

Сопротивления Х_кл1 приводятся к параметрам двигателя.

Ток подпитки от синхронного двигателя

кА.

 кА.

Полный ток короткого замыкания

=11,2+19,15=30,35 кА;

Приняв ударный коэффициент k_уд=1,93, получаем ударный ток К. З.

 кА.

Мощность короткого замыкания:

МВА

Точка К-4

Определяется ток К.З. в точке К-4.

Для практических расчетов принято считать, что всё, находящееся выше шин ВН ТП есть система с бесконечной мощностью (S_с=¥; х_с =0).

Расчет производится в именованных единицах для ТП-5 (ЦЕХ5)

Сопротивление трансформаторов ТМЗ-1600/6 таблица 2.50 [2]:

R_т=1 МОм; Х_т=5,4 МОм;

Сопротивление трансформатора тока таблица 2.49 [2]:

R_{т. т}=2,7 МОм Х_{т, т}=1,7 МОм;

Для определения сечения шинопровода находится расчетный ток в ПАР:

А.

Выбирается сечение шин:

;

где Ip-расчетный ток в аварийном режиме; J_эк - экономическая плотность тока J_эк=1 А/мм².

мм².

Выбираются шины прямоугольного сечения 80х8 с I_доп. =1320 А. с двумя полосами на фазу длина шины 4м.

Сопротивление шин (R₀=0.055 мОм/м Х₀=0,126 мОм/м):

R_шин=0,11 мОм; Х_шин=0,252мОм

Сопротивление автоматического выключателя: R_авт=0,13 мОм; Х_авт=0,07 мОм. Результирующее сопротивление схемы замещения до точки K-4:

 мОм.

Ток короткого замыкания:

 кА.

Ударный коэффициент k_уд=1,4 - для установок до 1000В.

 кА.

Мощность короткого замыкания:

Значение токов короткого замыкания по цементному заводу.

Таблица 8.

	К-1	К-2	К-3	К-4
I”по, кА	18,69	30,44	30,35	18,16
iуд, кА	47,6	83	82,8	35,95
Sk, МВА	3724,4	332	331,17	12,58

7.2 Проверка КЛЭП на термическую стойкость

Определим минимальное сечение кабеля, по условиям термической стойкости, для точки К-2

 мм²

где С - тепловая функция, для кабелей 6 кВ с алюминиевыми жилами и бумажной изоляцией С=85 А^. с²/мм².

Определим минимальное сечение кабеля, по условиям термической стойкости, для точки К-3

 мм²

По режиму К.З. при напряжении выше 1 кВ не проверяются: