Электроснабжение 8-го микрорайона города Оренбурга

m = 1;

l - длина проводом, м,

l = 5 м;

q - сечение провода, мм²,

q = 4 мм²;

r_пров = 0,0283•1•5/4 = 0,061 Ом;

Нагрузка от измерительных приборов составляет 3 ВА, тогда:

Уr_приб = S_приб/I_2н², (12.1.3.3)

Уr_приб = 3/5² = 0,12 Ом;

Z₂ = 0,12 + 0,061+ 0,05 = 0,231 Ом;

0,231 Ом < 0,4 Ом

Трансформатор тока обеспечивает заданную точность измерений.

Выбранный трансформатор тока типа ТПЛ-10-У3 удовлетворяет условиям проверки.

12.1.4 Выбор оборудования РП-10 кВ

Выбор разъединителей, вакуумных выключателей, трансформаторов тока производится аналогично, результаты снесены в сводные таблицы 16 - 18.

Таблица 16 - Выбор электрооборудования ячейки ввода РП-10 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		Разъединители	Вакуумный выключатель
		шинный РВ	линейный РВ
Uрн ? Uном	10 кВ	10 кВ	10 кВ	10 кВ
Iрн ? Iрасч	126 А	400 А	400 А	630 А
Iпр.тер2•tтер ? I?2tф	36,3 кА2•с	1024 кА2•с	1024 кА2•с	469 кА2•с
iпр.с ? iу	17,1 кА	41 кА	41 кА	32 кА
Iпр.с ?. Iо(3)	8,31 кА	-	-	12,5 кА

Таблица 17 - Выбор электрооборудования ячейки секционирования

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		Разъединители	Вакуумный выключатель
Uрн ? Uном	10 кВ	10 кВ	10 кВ
Iрн ? Iрасч	63 А	400 А	630 А
Iпр.тер2•tтер ? I?2tф	35,4 кА2•с	1024 кА2•с	469 кА2•с
iпр.с ? iу	17,1 кА	41 кА	32 кА
Iпр.с ?. Iо(3)	8,31 кА	-		12,5 кА

Таблица 18 - Выбор электрооборудования ячейки отходящих линий

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		Разъединители	Вакуумный выключатель
Uрн ? Uном	10 кВ	10 кВ	10 кВ
Iрн ? Iрасч	49 А	400 А	630 А
Iпр.тер2•tтер ? I?2tф	32 кА2•с	1024 кА2•с	469 кА2•с
iпр.с ? iу	17,1 кА	41 кА	32 кА
Iпр.с ?. Iо(3)	8,31 кА	-		12,5 кА

12.2 Выбор электрооборудования ячейки трансформатора ТМ-10/250

12.2.1 Выбор шинного разъединителя

Разъединитель выбираем:

- по роду установки - внутренний;

- по номинальному напряжению установки:

U_рн ? U_ном; U_рн = 10 кВ; U_ном = 10 кВ;

- по длительному току:

I_рн ? I_расч; I_рн = 400 А; I_расч = 126 А;

Выбранный разъединитель проверяем:

1) На термическую стойкость по формуле (12.1.1.1):

в

1024 кА²*С>32 кА²*C

2) На электродинамическую стойкость по формуле (12.1.1.2):

17,1 кА<41 кА

Выбранный разъединитель типа РВЗ-10/400 с приводом ПР-10 удовлетворяет условиям проверки.

12.2.2 Выбор предохранителя

Выбираем предохранитель для ЗРУ с кварцевым наполнителем серии ПК.

Предохранители выбираются:

1) По номинальному напряжению сети

Uс.ном ? Uпр.н; Uс.ном=10 кВ; Uпрн=10 кВ

2) По номинальному току плавной вставки

Iн.пл.вст?Iн.тр (12.2.2.1)

Iн.тр=14,5 А; Iн.пл.вст=20 А; Iн.пр=20 А

3) По отключающей способности

(12.2.2.2)

Iотк=12,5 кА; I⁽³⁾кз=8,53 кА

12,5 кА>8,53 кА

Выбираем предохранитель типа ПКТ-10/20. /5/

Выбранный предохранитель удовлетворяет условиям проверки.

12.2.3 Выбор выключателя нагрузки

Выключатель нагрузки выбирается:

1) по роду установки - внутренняя;

2) по напряжению Uв.ном?Uуст,

Uуст=10 кВ; Uв.ном=10 кВ

3) по номинальному току Iв.ном?Iр

Iр=14 А; Iв.ном=30 А

4) по предельному току отключения предохранителя /5/ по формуле:

(12.2.3.1)

Iотк.н=12,5 кА; I⁽³⁾кз=8,53 кА

12 кА>8,53 кА

Выбираем выключатель нагрузки типа ВНП3-17, с приводом ПР-17.

12.2.4 Выбор трансформаторов тока

Выбор ТТ аналогичен выбору ТТ ячейки питающей линии на п/ст «Шелковая».

Таблица 19 - Выбор ТТ РП-10 кВ

Параметр трансформатора	Условие выбора проверки	Типы ячеек
		ввода	секционирования	отходящей линии	ТМ
Тип транс-форматора	Определяется серией ячейки	ТПЛ-10	ТПЛ-10	ТПЛ-10	ТПЛ-10
Номинальное напряжение	Uтт.ном<Uном Uном=10 кВ	10 кВ	10 кВ	10 кВ	10 кВ
Номинальный ток:
первичный	Iрасч<I1н	126А<150 А	63 А<75А	48А<50А	14,5А<30А
вторичный	I2н=5 А	5А	5А	5А	5А
Класс точности	В соответствии с классом точности, присоединенных приборов	0,5/10р	0,5/10р	0,5/10р	0,5/10р
Номинальная вторичная нагрузка	Z2?Zном Zном=0,4 Ом	0,39 Ом	0,183 Ом	0,331 Ом	0,331 Ом
Динамическая устойчивость	iуд?iдан.ном iуд=17,1 кА	37,5 кА	37,5 кА	37,5 кА	37,5 кА
Термическая устойчивость	I2пр.тер*tтер?I2?*tф	136 кА2С	34,2 кА2С	15,2 кА2С	5,5 кА2С

12.2.5 Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения

ИТН выбирается:

1) по роду установки - внутренний

2) по величине номинального напряжения Uн.итн?Uном

Uн.итн=10 кВ; Uном=10 кВ

3) по конструкции и схеме соединения обмоток:

Выбирается НТМИ-10-66УЗ со схемой соединения обмоток - Y111/Y111/Д1 /2/

4) по классу точности - 0,5

5) по вторичной нагрузке:

S2?Sном

Sном=120 ВА - номинальная мощность 3 класса точности 0,5. Нагрузка всех измерительных приборов S2, присоединенных к ИТН, приведена в таблице 20.

Таблица 20

Прибор	Место установки	Тип	Мощность одной обмотки, Вт	чис-ло обмоток	cosц	sinц	число приборов	Потребляемая мощность
								Р, Вт	Q,ВАр
Вольт-метр	Сборные шины	Э-335	2	1	1	0	4	8	0
Счетчик актив-ной энергии	Ввод 10 кВ	И-680М	2	2	0,38	0,925	1	4	3,7
Счетчик реактив-ной энергии		И-670М	3	2	0,38	0,925	1	6	14,6
Счетчик актив-ной энергии	отходящая линия	И-673М	2	2	0,38	0,925	3	12	29
Счетчик реактив-ной энергии		И-673М	3	2	0,38	0,925	3	18	43,8
Счетчик актив-ной энергии	ТМ	И-673М	2	2	0,38	0,925	1	4	3,7
Счетчик реактив-ной энергии		И-673М	3	2	0,38	0,925	1	6	14,6

Общая активная потребляемая мощность- 50 Вт;

Общая реактивная потребляемая мощность - 109,4 ВАр;

Полная мощность всех установленных приборов:

S₂ = 50² + 109,4² = 114 ВА

114ВА<120ВА

Выбранный ИТН типа НТМИ-10-66УЗ удовлетворяет условиям выбора.

12.2.6 Выбор сборных шин

В РП -10 кВ применяют сборные шины прямоугольного сечения. Согласно ПУЭ сечение сборных шин РУ по экономической плотности тока не выбирают, в связи с неопределенностью в распределении рабочего тока. Шины выбираются по допустимому току нагрузки.

(12.2.6.1)

где Iдоп- допустимый ток нагрузки шины, А;

Iраб - ток нагрузки, Iраб =126 А

Камеры КСО комплектуются стандартными алюминиевыми шинами прямоугольного сечения марки АДО 60х3 мм²

Iдоп =870 А

1 А< 870 А> 126 А

Выбранные шины проверяются на термическую и электродинамическую устойчивость.

Проверяем шины на электродинамическую устойчивость:

При механическом расчете однополосных шин наибольшая сила (F) действующая на шину средней фазы (при расположении шин в одной плоскости), определяется по формуле:

(12.2.6.2)

где iуд- ударный ток при трехфазном коротком замыкании, А;

l - длина пролета между опорными изоляторами, м; l=1,1 м;

а - расстояние между фазами, м, a=0,25 м.

Сила F создает изгибающий момент (М):

Напряжение в материале шин урасч, возникающее при воздействии изгибающего момента:

(12.2.6.3)

где W- момент сопротивления шины см² /6/

(12.2.6.4)

где b- толщина шины, см; b=0,6 см;

h- ширина шины, см; h=6 см;

Шины механические прочны если выдерживается условие:

урасч?удоп

где удоп- допустимое механическое напряжение в материале шины; удоп =40МПа; /6/

6,8 МПа<40 МПа

Выбранные шины удовлетворяют условию электродинамической стойкости.

Проверяем шины на термическую устойчивость. Минимальное термически стойкое сечение шины определяется по формуле:

(12.2.6.5)

где С - тепловая функция, С=95 /15/ Ас^1/2/мм²

Smin?Sp (12.2.6.6)

25,4 мм²<360 мм²

Выбранные шины удовлетворяют условию термической стойкости.

12.2.7 Выбор изоляторов

Сборные шины крепятся на опорные изоляторы типа ОФ-10. Опорные изоляторы выбираются:

1) по номинальному напряжению

2) Uниз?Uуст

Uуст=10кВ;Uниз=10кВ

3) по допустимой нагрузке

(12.2.7.1)

где Fрасч- сила, действующая на изолятор;

Fдоп - допустимая нагрузка на голову изолятора;

(12.2.7.2)

где Fразр- разрушающая нагрузка на изгиб.

При горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз расчетная сила Fрасч определяется:

(12.2.7.3)

где iуд -ударный ток при трехфазном коротком замыкании, А;

l - длина пролета между опорными изоляторами, м;

a - расстояние между фазами, м;

Kn- поправочный коэффициент на высоту шины.

l=1,1м; a=0,25м; Kn=1 - шина расположена плашмя.

Выбираем изолятор типа ОФ-10-375УЗ /10/

Fразр=3675Н

Fдоп=0,6*3675=2205Н

222Н<2205Н

Выбранный изолятор удовлетворяет условиям выбора.

12.2.8 Электрооборудование ТП

РЦ-10 кВ трансформаторный подстанций комплектуется:

- вводными разъединителями типа РВЗ-10/400, привод ПР-10;

- выключателями нагрузки типа ВНП3-17 м Iном=30А, привод ПР-17;

- высоковольтными предохранителями типа ПКТ-10. Расчет и выбор параметров предохранителя представлен в таблице 21.

Таблица 21

№ ТП	Sн.тр,кВА	Iн.тр, А	Iн.пр, А	Iн.пл.вст, А
ТП-1	160	9,25	20	10
ТП-3	250	14,5	20	20
ТП-4	400	23,1	31,5	30
ТП-5	400	23,1	31,5	30
ТП-6	400	23,1	31,5	30

12.2.9 Собственные нужды РП

Потребителями собственных нужд РП является электроосвещение, электроотопление, система оперативного тока для защиты, автоматики и сигнализации, а так же нагрузки ремонтных и наладочных работ. В целях надежности, питание собственных нужд предусмотрено на напряжение 400 В от обоих выводов силовых трансформаторов на основной щит. Питающие выводы на панель собственных нужд оборудованы АВР. В РП предусматривается рабочее освещение на напряжение 220 В и аварийное на напряжение 36 В. В РУ 10 кВ для рабочего освещения фасадов камер и коридора управления используются световые капризы камер КСО-292. В помещение распределительного щита 400 В в целях большей индустриализации работ светильники устанавливаются непосредственно на панелях щита.

Электроотопление помещения РУ-10кВ предусматривается в виду того, что по техническим условиям работа камер КСО-292 допускается при температуре окружающего воздуха от минус 5єС дл плюс 35єС. Управление приборами отопления ручное с помощью автоматов, установленных на панели собственных нужд.

12.2.10 Измерение и учет электроэнергии

В РП устанавливаются следующие измерительные приборы:

- вольтметры с переключателями на каждой секции шин 10 кВ (Э-365);

- амперметры на отходящих линиях и секционном выключателе 10 кВ (Э-335);

- амперметры на стороне 0,4 кВ силовых трансформаторов (Э-335);

- вольтметр с переключателем на каждой секции шин 0,4 кВ.

В РП, предназначенных для городских электрических сетей устанавливаются счетчики: на вводных линиях - САЗУ-И670М; на отходящих линиях и силовых трансформаторах - САЗУ-И673М.

12.3 Расчет схемы распределительной сети 0,4 кВ

Городские распределительные сети 0,4 кВ могут иметь различные схемы построения. Для питания ЭП II и III категории, в частности жилых и бытовых зданий, применяют радиальную схему с двумя кабельными линиями (рисунок 10) и кольцевую схему, запитывающую 2-3 здания (рисунок 11). В кольцевой схеме в случае выхода из строя одной питающей линии, питание здания осуществляется по резервной линии.

Рисунок 10 - Радиальная схема электроснабжения 0,4 кВ

Рисунок 11 - Кольцевая схема электроснабжения 0,4 кВ

Сети 0,4 кВ выполняются трехфазными четырехпроводными, кабелем марки ААШВ. Сечения питающих линий выбираются по потере напряжения с проверкой по длительно допустимому току в нормальном и аварийном режимах /9/.

12.3.1 Расчет кабельных линий 0,4 кВ

Выбор сечения кабеля проводится по потере напряжения. Суммарные допустимые потери напряжения в сетях жилых районов города до наиболее удаленного ЭП принимаются: для трансформаторов мощностью 160 кВА - 7,62%, для трансформаторов мощностью 400 кВА - 7,85%. Располагаемые потери напряжения во внутренней проводке зданий принимаются 2% /8/.

Расчет кабельной линии 0,4 кВ рассмотрим на примере жилого дома №1, питающегося от ТП№1с мощностью трансформаторов 2х160 кВА. Электроснабжение осуществляется по двум кабелям.

Р_р.ж.д. = 79,1 кВт; cosц = 0,91; l = 0,09 км

Определяется расчетное значение удельной потери напряжения:

?U_уд = ?U_кл/М_а, /8/ (12.3.1.1)

где ?U_кл - располагаемые потери напряжения в кабельной сети, %;

М_а - произведение активной нагрузки на длину участка линии, кВт*км;

М_а = Р_р.ж.д.*l (12.3.1.2)

Располагаемые потери напряжения в кабельной линии на участке от ТП№1 до ввода в жилой дом №1:

?U_кл = 7,62% - 2% = 5,62 %.

Определяется момент нагрузки:

М_а = (79,1/2)*0,09 = 3,56 кВт*км;

?U_уд = 5,62/3,56 = 1,58 %/кВт*км.

По /9/ подбираем сечения кабеля с алюминиевыми жилами с ближайшим меньшим значением удельной потери напряжения:

?U_{уд тб} = 1,39 %/кВт*км;

F_ст = 16 мм²;

Определяется фактическая потеря напряжения на участке по формуле:

?U_ф = М_а*?U_{уд тб}, % (12.3.1.3)

?U_ф = 3,56*1,39 = 4,95 %

Определяется потеря напряжения в аварийном режиме (выход из работы одного кабеля):

?U_ав = Р_р.ж.д.*l*?U_{уд тб}, % (12.3.1.4)

?U_ав = 79,1*0,09*1,39 = 9,9 % > 5,62 %;

Выбираем сечение кабеля 35 мм² с удельной потерей напряжения
?U_{уд тб} = 0,658 %/кВт*км.

?U_ав = 79,1*0,09*0,658 = 4,68 %

Принимаем кабель марки АВВГ 3х35+1х16.

Сечение нулевого провода принимается равным половине фазного /1/.

Выбранный кабель необходимо проверить по длительно допустимому току в нормальном и аварийном режимах:

I_м ? I_доп; (12.3.1.5)

I_ав ? I_доп (12.3.1.6)

I_м = (Р/*U*cosц)/2, А (12.3.1.7)

I_ав = Р/*U*cosц, А (12.3.1.8)

I_м = (79,1/*0,4*0,91)/2 = 62,8 А;

I_ав = 79,1/*0,4*0,91 = 125,6 А.

Для кабеля марки АВВГ 3х35+1х16, I_доп = 135 А /1/. Кабель удовлетворяет условиям проверки.

Сечения кабельных линий остальных участков выбираются и проверяются аналогично. Результаты расчетов снесены в таблицы 22 и 23.

Таблица 22

№ объекта по плану	Р, кВт	l, км	Ма, кВт*км	?Uкл, %	?Uуд, %/ кВт*км	?Uуд тб, %/ кВт*км	Fст, мм2	?Uф, %	?Uав, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
ТП 1
1 2 40	79,1 79,1 132	0,09 0,03 0,09	3,56 1,12 5,98	5,62	1,58 3,56 0,946	0,658 1,39 0,457	35 16 50	2,34 1,56 2,7	4,68 3,3 5,4
ТП 2
7 8 25 19 30 9 43	97,74 97,74 52 42 49,7 58,9 154	0,12 0,08 0,15 0,11 0,1 0,05 0,14	5,86 3,9 3,9 4,6 4,9 1,5 10,8	5,79	0,98 1,48 1,48 1,26 1,18 3,86 0,54	0,464 0,658 0,658 0,464 0,464 0,908 0,255	50 35 35 50 50 25 95	2,7 2,57 2,56 2,13 2,27 1,33 2,7	5,44 5,14 5,13 4,68 4,22 2,67 5,5

ТП 3
20 31 12 26 28 14 45	42 49,7 79,1 52 52 53,24 22	0,11 0,12 0,06 0,08 0,07 0,05 0,13	4,6 5,96 2,37 2,08 1,82 1,33 1,43	5,79	1,26 0,97 2,44 2,78 3,18 4,35 4,04	0,464 0,464 0,658 0,908 0,908 1,39 1,39	50 50 35 25 25 16 16	2,13 2,77 1,58 1,89 1,65 1,85 1,9	4,65 5,1 3,12 3,78 3,3 3,7 3,98
ТП 4
3 4 5 6 15 29 16	97,74 97,74 58,3 58,3 42 49,7 42	0,1 0,05 0,07 0,1 0,09 0,12 0,14	4,89 3,8 2,04 2,9 3,78 5,96 2,94	5,85	1,2 1,54 2,9 2,1 1,54 0,98 1,99	0,464 0,658 0,658 0,658 0,464 0,464 0,658	50 35 35 35 50 50 35	2,3 1,6 1,34 1,92 1,75 2,2 1,93	4,54 3,2 2,68 3,84 4,64 4,9 3,86
ТП 5
41 39 17 38 18 21 37 36 35 22 10	112 49,7 42 49,7 42 42 49,7 49,7 49,7 42 53,24	0,15 0,09 0,1 0,11 0,04 0,16 0,18 0,19 0,17 0,1 0,07	8,96 4,47 4,2 5,47 1,68 6,72 8,95 9,44 8,45 4,2 3,72	5,85	0,649 1,31 1,39 1,07 3,48 0,87 0,654 0,62 0,69 1,4 1,57	0,333 0,464 0,464 0,464 0,658 0,339 0,339 0,339 0,339 0,464 0,464	70 50 50 50 35 70 70 70 70 50 50	2,8 2,11 2,18 2,54 1,1 2,28 2,3 2,32 2,28 1,95 1,73	5,59 4,22 4,35 5,48 4,2 5,55 5,84 5,88 5,81 5,29 4,91
ТП 6
42 11 44 32 27 13 34 23 33 24	112 97,74 264 49,7 52 58,3 49,7 42 49,7 42	0,14 0,06 0,18 0,1 0,12 0,12 0,17 0,19 0,17 0.11	7,84 2,93 22,14 4,97 6,24 3,5 6 7,98 8,5 4,62	5,85	0,75 2 0,26 1,18 0,94 1,67 0,98 0,73 0,69 1,27	0,333 0,908 0,155 0,464 0,464 0,658 0,339 0,339 0,339 0,339	70 25 150 50 50 35 70 70 70 70	2,61 2,66 3,05 2,3 2,4 2,3 2,03 2,1 2,88 1,57	5,22 5,32 6,1 5,8 5,87 4,6 5,84 5,85 5,59 5,74

Таблица 23

№ объекта по плану	Предварительно выбранное сечение F, мм2	Iдоп, А	Расчетный ток Iр, А	Iав, А	Принятая марка кабеля	Iдоп, А
1	2	3	4	5	6	7
ТП 1
1 2 40	35 16 50	135 90 165	62,8 62,8 100	125,6 125,6 200	АВВГ(3х35+1х16) АВВГ(3х35+1х16) АВВГ(3х70+1х35)	135 135 200
ТП 2
7 8 25 19 30 9 43	50 35 35 50 50 25 95	165 135 135 165 165 115 240	78,5 78,5 40,4 65,3 77,2 47,3 118,5	157 157 80,8 142,5 142,5 94,6 237	АВВГ (3х50+1х25) АВВГ (3х50+1х25) АВВГ (3х35+1х16) АВВГ (3х50+1х25) АВВГ (3х50+1х25) АВВГ (3х25+1х16) АВВГ (3х95+1х50)	165 165 135 165 165 115 240
ТП 3
20 31 12 26 28 14 45	50 50 35 25 25 16 16	165 165 135 115 115 90 90	65,3 77,2 62,8 40,4 40,4 41,4 17,7	142,5 142,5 125,6 80,8 80,8 82,7 35,3	АВВГ (3х50+1х25) АВВГ (3х50+1х25) АВВГ (3х35+1х16) АВВГ (3х25+1х16) АВВГ (3х25+1х16) АВВГ (3х16+1х10) АВВГ (3х16+1х10)	165 165 135 115 115 90 90
ТП 4
3 4 5 6 15 29 16	50 35 35 35 50 50 35	165 135 135 135 165 165 135	78,5 78,5 46,8 46,8 65,3 77,2 32,7	157 157 93,6 93,6 142,5 142,5 65,3	АВВГ (3х50+1х25) АВВГ (3х50+1х25) АВВГ (3х35+1х16) АВВГ (3х35+1х16) АВВГ (3х50+1х25) АВВГ (3х50+1х25) АВВГ (3х35+1х16)	165 165 135 135 165 165 135

Продолжение таблицы 23

1 2 3 4 5 6 7 ТП 5
41 39 17 38 18 21 37 36 35 22 10	70 50 50 50 35 70 70 70 70 50 50	200 165 165 165 135 200 200 200 200 165 165	87 77,2 65,3 77,2 65,3 65,3 65,3 77,2 77,2 65,3 85,4	174 142,5 142,5 142,5 142,5 142,5 142,5 154,5 154,5 148 148	АВВГ (3х70+1х35) АВВГ (3х50+1х25) АВВГ (3х50+1х25) АВВГ (3х50+1х25) АВВГ (3х50+1х25) АВВГ (3х70+1х35) АВВГ (3х70+1х35) АВВГ (3х70+1х35) АВВГ (3х70+1х35) АВВГ (3х50+1х25) АВВГ в(3х50+1х25)	200 165 165 165 165 200 200 200 200 165 165
ТП 6
42 11 44 32 27 13 34 23 33 24	70 25 150 50 50 35 70 70 70 70	200 115 305 165 165 135 200 200 200 200	87 78,5 197 77,2 80,8 46,8 77,2 65,3 77,2 65,3	174 157 385 158,1 158,1 93,6 142,5 142,5 142,5 142,5	АВВГ (3х70+1х35) АВВГ (3х50+1х25) АВВГ (3х150+1х95) АВВГ (3х50+1х25) АВВГ (3х50+1х25) АВВГ (3х35+1х16) АВВГ (3х70+1х35) АВВГ (3х70+1х35) АВВГ (3х70+1х35) АВВГ (3х70+1х35)	200 165 305 165 165 135 200 200 200 200

12.4 Выбор аппаратуры защиты кабельных линий 0,4 кВ

Кабельные линии 0,4 кВ защищаются предохранителями типа ПН-2.

Выбор и проверку предохранителей рассмотрим на примере кабельной линии 0,4 кВ ТП-1 - жилой дом №1.

Кабельная линия выполнена кабелем марки АВВГ (3х35+1х16),
I_доп = 135 А, I_р = 62,8 А; I_ав = 125,6 А.

Т.к. предохранитель должен пропускать аварийный ток линии, то номинальный ток плавкой вставки должен быть больше аварийного тока.

I_{н.пл.вст.} ? I_ав, (12.4.1)

Выбираем предохранитель типа ПН-2-250.

U_н.пр. = 380 В; I_ном.пр. = 250 А; I_{н.пл.вст.} = 150 А; I_отк = 40 кА.

При замыкании на землю или нулевой провод должно соблюдаться условие:

I_{н.пл.вст.} ? I_кз⁽¹⁾ /3 (12.4.2)

где I_кз⁽¹⁾ - минимальный ток однофазного короткого замыкания, определяемый величиной полного сопротивления петли провода фаза-нуль.

I_кз⁽¹⁾ = U_ф /Z_п, (12.4.3)

где Z_п - сопротивление петли фаза-нуль /8/;

Z_п = 2,9 Ом/км для кабеля сечением жилы 35 мм².

I_кз⁽¹⁾ = 220 /2,9*0,09 = 843 А;

150 < 843/3;

150 А < 281 А.

Выбранный предохранитель удовлетворяет условиям проверки. Предохранители остальных линий выбираем аналогично. Результаты расчетов снесены в таблицу 24.

Панели распределительных щитов серии ЩО-70 комплектуются рубильниками типа РПБ-3 на токи 100-630 А.

Таблица 24

№ объекта по плану	Iав, А	Iн.пр., А	Iн.пл.вст., А	Iн.отк., А	Zп, Ом*км	Iкз(1)/3, А	Тип предохранителя
1	2	3	4	5	6	7	8
1 2 40	125,6 125,6 200	250 250 250	150 150 250	40 40 40	0,261 0,09 0,13	281 815 564	ПН-2-250/150 ПН-2-250/150 ПН-2-250/250
7 8 25 19 30 9 43	157 157 80,8 142,5 142,5 94,6 237	250 250 100 250 250 100 250	200 200 100 150 150 100 250	40 40 50 40 40 50 40	0,23 0,15 0,435 0,211 0,192 0,163 0,139	319 489 168 348 382 450 528	ПН-2-250/200 ПН-2-250/200 ПН-2-100/100 ПН-2-250/150 ПН-2-250/150 ПН-2-100/100 ПН-2-250/250
20 31 12 26 28 14 45	142,5 142,5 125,6 80,8 80,8 82,7 35,3	250 250 250 100 100 100 100	150 150 150 100 100 100 50	40 40 40 50 50 50 50	0,211 0,23 0,174 0,232 0,203 0,222 0,52	348 319 421 319 361 330 141	ПН-2-250/150 ПН-2-250/150 ПН-2-250/150 ПН-2-100/100 ПН-2-100/100 ПН-2-100/100 ПН-2-100/50
3 4 5 6 15 29 16	157 157 93,6 93,6 142,5 142,5 65,3	250 250 100 100 250 250 100	200 200 100 100 150 150 80	40 40 50 50 40 40 50	0,192 0,096 0,203 0,29 0,173 0,23 0,4	382 764 361 253 421 319 183	ПН-2-250/200 ПН-2-250/200 ПН-2-100/100 ПН-2-100/100 ПН-2-250/150 ПН-2-250/150 ПН-2-100/80
41 39 17 38 18 21 37 36 35 22 10	174 142,5 142,5 142,5 142,5 142,5 142,5 154,5 154,5 148 148	250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250	200 150 150 150 150 150 150 200 200 150 150	40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40	0,209 0,173 0,192 0,211 0,08 0,222 0,25 0,264 0,236 0,192 0,134	351 421 382 348 917 330 293 277 311 382 547	ПН-2-250/200 ПН-2-250/150 ПН-2-250/150 ПН-2-250/150 ПН-2-250/150 ПН-2-250/150 ПН-2-250/150 ПН-2-250/200 ПН-2-250/200 ПН-2-250/150 ПН-2-250/150

Продолжение таблицы 24

1	2	3	4	5	6	7	8
42 11 44 32 27 13 34 23 33 24	174 157 385 158,1 158,1 93,6 142,5 142,5 142,5 142,5	250 250 400 250 250 100 250 250 250 250	200 200 400 200 200 100 150 150 150 150	40 40 25 40 40 50 40 40 40 40	0,195 0,115 0,124 0,192 0,234 0,348 0,236 0,264 0,236 0,153	376 637 591 382 318 211 311 277 311 479	ПН-2-250/200 ПН-2-250/200 ПН-2-400/400 ПН-2-250/200 ПН-2-250/200 ПН-2-100/100 ПН-2-250/150 ПН-2-250/150 ПН-2-250/150 ПН-2-250/150

13 Технико-экономическое сравнение двух вариантов схемы электроснабжения микрорайона

Выбор вариантов схемы электроснабжения производится на основе сопоставления двух вариантов: I - кольцевая схема (рисунок 8) и II - двухлучевая магистральная схема (рисунок 9).

Расчет производится по минимуму годовых приведенных затрат:

(12.1)

где Зi - приведенные годовые затраты по каждому варианту, т.руб.;

рн - нормативный коэффициент экономической эффективности, рн=0,12;

Кi - капитальные первоначальные вложения по каждому варианту, т.руб.;

Сi - ежегодные эксплуатационные расходы i-го варианта. т.руб.;

Уi - годовой ущерб от перерывов электроснабжения, т.руб.

1. Определение первоначальных капиталовложений по вариантам:

Суммарные капитальные вложения определяются по формуле:

(12.2)

где Ктп - капитальные затраты на строительство ТП, т.руб.;

Ккл - капитальные вложения на строительство кабельной линии, т.руб.

(12.3)

где Lкп - протяженность кабельной линии, км;

Куд.кi - удельная стоимость 1 км КП, т.руб.;

Куд.тi -удельная стоимость траншей в зависимости от числа кабелей:

1 кабель - Куд.тI =16,6 т.руб.

2 кабеля - Куд.кII=19.2 т.руб.

Куд.сi - стоимость разборки и восстановления асфальтовых дорожных покрытий при сооружении кабельных линий в городах; За траншею длиной 1 км и шириной 200 мм, Куд.сI =20 т.руб.; Куд.cII =30 т.руб.

Кn.кi - поправочный коэффициент, Кn.кi 1,1;

Кдоп - дополнительные затраты на кабельные конструкции, наружное освещение и заземление, принимается равным 0, т.к. кабель прокладывается в траншее.

)

№ варианта	Sст.кабеля, мм2	Длина кабеля, км	Куд.к, т.руб.
I вариант	50	0,54	169,74
	35	1,160	150,28
II вариант	35	2,78	150,28

Таблица 25

КклI=(0,54*1,1*(169,74+15,6+20)+1,16*1,1*(150,28+15,6+20))=

=359,15 т.руб.

КклII=2,78*(150,28+19,2+30)*1,1=610 т.руб.

Данные расчета затрат на строительство РП и ТП сведены в таблицу 26.

Таблица 26

Наименование объекта	Число и мощность тр-ров	Стоимость оборудования, тыс.руб	Стоимость строительной чисти, тыс.руб	Стоимость всего, тыс.руб.
РП (IIРПК-2Т)	-	1249,4	561	1810,4
ТП-1 (ТПК-42-160мч)	2х160	252,2	177	429,2
ТП-2 (ТПК-42-250мч)	2х250	200,5	165	365,5
ТП-3 (ТПК-42-250мч)	2х250	291	207	498
ТП-4 (ТПК-42-400мч)	2х400	330,8	237	567,8
ТП-5 (ТПК-42-400мч)	2х400	330,8	237	567,8
ТП-6 (ТПК-42-400мч)	2х400	330,8	237	567,8
ИТОГО	-	-	-	480,5

Таблица верна для всех вариантов схем электроснабжения, т.к. количество оборудования на ТП и РП неизменно.

КI=4806,5+359,15=5165,65 тыс.руб.

КII=4806,5+610=5417 тыс.руб.

2. Определение ежегодных эксплуатационных расходов

(12.4)

где Сэ- стоимость годовых потерь электроэнергии, тыс.руб.;

Со.т.- годовой фонд оплаты труда обслуживающего персонала, тыс.руб.;

Сс.н.- отчисления на социальные нужды, т.руб.;

Ср.э.- годовые материальные затраты на ремонт элементов электроснабжения, тыс.руб.;

Ср.с. - годовые затраты на ремонт строительной части, т.руб.;

Са - амортизационные отчисления на полное восстановление (реновацию) от основных фондов, тыс.руб.;

Со.с- платежи по оюязательному страхованию имущества, тыс.руб.;

Ск.р - затраты на оплату процентов по краткосрочным кредитам, тыс.руб.;

Спр - прочие расходы, тыс.руб;

Соб - общественные расходы, тыс.руб.

2.1 Определение стоимости потерь электроэнергии

(12.5)

где Zэ - одноставочный тариф на электрическую энергию;

ДW - годовые потери электроэнергии, кВт*ч;

Zэ=58 коп./кВт*ч

(12.6)

(12.7)

где ДРм - потери активной мощности, кВт;

фм = годовое число максимальных потерь, ч;

Тм - время использования максимальной нагрузки, ч;

Тм=3500 ч,

(12.8)

где ДРкл - потери мощности в кабельной линии при длительно допустимой токовой нагрузке, кВт;

ДРтр - потери мощности в трансформаторах, кВт.

Потери мощности в кабельной линии при длительно допустимой токовой нагрузке, определяется по формуле:

(12.9)

где I - расчетный ток, протекающий по кабельной линии, А;

с - удельное сопротивление для кабеля;

ААБ 35 мм² - с=0,89 Ом/км;

ААБ 50 мм² - с=0,62 Ом/км;

l - протяженность кабельной линии.

Расчеты потерь мощности в кабельной линии для двух вариантов схем приведены в таблице 27.

Таблица 27 - Расчет потерь мощности в кабельных линиях

Вариант схем	№ участка	Iр, А	Sт, мм2	с, Ом/км	l, км	ДРкл, кВт
I вариант	2-1	58,7	50	0,62	0,22	0,470
	1-4	44,3	35	0,89	0,32	0,56
	4-5	16,3	35	0,89	0,3	0,07
	5-6	8,7	35	0,89	0,31	0,02
	6-3	40,5	35	0,89	0,23	0,336
	2-2	62,4	50	0,62	0,32	0,773
ИТОГО:	-	-	-	-	-	2,23
II вариант	2-1	33,7	35	0,89	0,22	0,222
	1-4	26,5	35	0,89	0,32	0,2
	4-5	12,5	35	0,89	0,3	0,042
	2-3	26,8	35	0,89	0,32	0,205
	3-6	16	35	0,89	0,23	0,052
ИТОГО	-	-	-	-	-	0,721

Потери мощности в трансформаторах определяются по формуле:

(12.10)

Расчет потерь мощности в трансформаторах сведен в таблицу 28.

Таблица 28

№ ТП	Тип трансформатора	Sнт, кВА	Sн, кВА	ДРхх, кВт	ДРкзт, кВт	ДРтр, кВт
ТП-1	ТМ-160	160	249	0,51	3,1	4,77
ТП-2	ТМ-250	250	344	0,74	4,2	5,46
ТП-3	ТМ-250	250	378	0,74	4,2	6,28
ТП-4	ТМ-400	400	484	0,95	5,9	6,22
ТП-5	ТМ-400	400	433	0,95	5,9	5,36
ТП-6	ТМ-400	400	550	0,95	5,9	7,48
ИТОГО	-	-	-	-	-	35,57

Потери активной мощности по вариантам:

ДРмI=2,23+35,57=37,8 кВт;

ДРмII=0,721+35,57=36,3 кВт

Годовые потери электроэнергии по вариантам:

ДWI=37.8*1960=74088 кВт*ч;

ДWII=36,3*1960=71148 кВт*ч;

СэI=0,58*74088=42,97 тыс.руб.

СэII=0,58*71148=41,27 тыс.руб.

Годовой фонд оплаты труда

Годовой фонд оплаты труда определяется по формуле:

(12.11)

где Фо - основная заработная плата, тыс.руб.;

Д - дополнительная заработная плата, тыс.руб.

Фонд основной заработной платы рабочих-повременщиков определяется:

(12.12)

где Ri - количество рабочих повременщиков, чел.;

Fg- действительный фонд времени одного рабочего в год, час.;

Fg=1800 ч.;

Zm- часовая тарифная ставка.

Для рабочего V разряда - 15,05 р/час

Дополнительная заработная плата рабочих складывается:

(12.13)

где Дч - доплата до часового фонда заработной платы - 85%;

Дд - доплата до дневного фонда - 3%,

Дд=0,03(Фо+Д4);

Дм - доплата до месячного фонда - 6%,

Дм=0,06*(Фо+Дч+Дд)

Для определения фонда оплаты труда обслуживающего персонала определяется нормативная численность персонала. Расчет сведен в таблицу 29.

)

Группа оборудования	Приложение	Расчетная численность	К	Нормативная численность
ВариантI
КЛ - 10 кВ	У	7,5/100*1,7=0,128	1,34	0,172
ТП - 10/0,4	Ф	6,8/100*12=0,82		1,1
РП - 10 кВ	Ф	3/100*6=0,18		0,24
Ремонт	Х	4,2/100*6=0,252		0,34
ИТОГО	-	-	-	1,852
Вариант II
КЛ - 10 кВ	У	7,5/100*2,78=0,21	1,34	0,28
ТП - 10/0,4	Ф	6,8/100*12=0,82		1,1
РП - 10 кВ	Ф	3/100*8=0,24		0,32
Ремонт	Х	4,2/100*8=0,336		0,45
ИТОГО	-	-	-	2,15

Таблица 29

ФоI=1,852*1800*15,05=50170,7 тыс.руб.;

ФоII=2,15*1800*15,05=58,244 тыс.руб.

Расчет доплат:

ДчI=0,85*50,171=42,65 тыс.руб.;

ДчII=0,85*58,244=49,51 тыс.руб.;

ДдI=0,03*(50,171+42,65)=2,78 тыс.руб.;

ДдII=0,06*(58,244+49,51)=3,23 тыс.руб.;

ДмI=0,06(50,171+42,65+2,78)=5,74 тыс.руб.;

ДмII=0,06*(58,244+49,51+3,23)=6,66 тыс.руб.

УДI=42,65+2,78+5,74=51,17 тыс.руб.;

УДII=49,51+3,23+6,66=59,4 тыс.руб.;

Со.т.I=50,17+51,17=101,34 тыс.руб.;

Со.т.II=58,244+59,4=117,64 тыс.руб;

2.3 Отчисления на социальные нужды

Отчисления на социальные нужды принимаются равными 35,6% от фонда оплаты труда, в том числе:

Сс.н.I=0,356* Со.т.I==0,356*101,34=36,08 тыс.руб.;

Сс.н.II=0,356*Со.т.II=0,356*117,64=41,9 тыс.руб.

2.4. Расчет затрат на ремонт строительной части объектов электроснабжения

Годовые затраты на ремонт строительной части электрических сетей, включающие трудовые материальные затраты, принимаются равными 1,0% от ее первоначальной стоимости, составляющей примерно 25% всех капиталовложений:

(12.14)

Ср.с.I=0,01*0,25*5165,65=12,91 тыс.руб.;

Ср.с.I=0,01*0,25*5417=13,54 тыс.руб.

2.5. Расчет амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов (Са) определяется:

(12.15)

где Коб, Кэ.с. - капиталовложения в электрооборудование и электрические сети, тыс.руб.;

Роб, Рэ.с- нормы амортизационных отчислений на ренова соответственно оборудования и электрических сетей, %.

Роб- 4,4 %; Рэ.с - 5,0 %

2.6 Расчет платежей по обязательному страхованию имущества

Эта составляющая издержек производства определяется в размере 0,15% от капиталовложений:

(12.16)

Сс.о.I=0,0015*5165,65=7,75 тыс.руб.

Сс.о.II=0,0015*5417=8,13 тыс.руб.

2.7 Расчет затрат на оплату процентов по краткосрочным ссудам банков

(12.17)

где Фр - банковская ставка рефинансирования в долях единицы, Фр=0,14

Ск.р.I=0,5*0,14*(101,34+36,08+91,3+12,91=21,7 тыс.руб.

Ск.р.II=0,5*0,14*(117,34+41,9+92,1+13,54)=23,8 тыс.руб

2.8 Расчет общепроизводственных затрат

Общепроизводственные затраты принимаются укрупнено равными 1,0% от капитальных вложений.

(12.18)

СобщI=0,01*5165,65=51,66 тыс.руб

СобщII=0,01*5417=54,17 тыс.руб.

2.9 Расчет прочих затрат

Величина этих затрат принимается равной 3% от фонда оплаты труда.

(12.19)

СпрI=0,03*101,34=3,04 тыс.руб.

СпрII=0,03*117,34=3,52 тыс.руб.

2.10 Расчет материальных затрат на ремонт электрооборудования

Материальные затраты на ремонт электрооборудования определяются по формуле:

(12.20)

где См- стоимость материалов по ремонту электрооборудования, тыс.руб.;

Сзчики - стоимость запасных частей и комплектующих изделий, тыс.руб.

Потребность в материалах (таблица 30), запасных частях, комплектующих изделиях (таблица 31) определяется на основании годового плана-графика ППР. Годовой план-график ППР для варианта I и II (таблица 32) одинаков, за исключением суммарной трудоемкости кабельной линии.

Сзчики=77,8 тыс.руб.

СмI=13,5 тыс.руб.;

СмII=14,28 тыс.руб.

Ср.э.I=13.5+77.8=91.3 тыс.руб.

Ср.э.II=14,28+77,8=92,1 тыс.руб.

Итого, годовые эксплуатационные расходы по вариантам составляют:

СI=598,2 тыс.руб.;

CII=638,1 тыс.руб.

Годовой ущерб от перерывов в электроснабжении принимается равным 0, т.к. нагрузка коммунально-бытовая.

Определение годовых приведенных затрат:

ЗI=0,12*5165,65+598,2=1218,7 тыс.руб.

ЗII=0,12*5417+638,1=1288,2 тыс.руб.

Исходя из приведенного технико-экономического сравнения двух вариантов внешнего электроснабжения, выбран наиболее экономичный по затратам - I вариант, кольцевая схема электроснабжения.

14 Релейная защита и автоматика линий 10 кВ

Электроустановки должны быть оборудованы устройствами релейной защиты, предназначенными для:

- автоматического отключения поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части электрической системы (электроустановки) с помощью выключателей; если повреждение (например, замыкание на землю в сетях с изолированной нейтралью) непосредственно не нарушает работу электрической системы, допускается действие релейной защиты только на сигнал:

- реагирования на опасные, ненормальные режимы работы элементов электрической системы (например, перегрузку, повышение напряжения в обмотке статора гидрогенератора); в зависимости от режима работы и условий эксплуатации электроустановки релейная защита должна быть выполнена с действием на сигнал или на отключение тех элементов, оставление которых в работе может привести к возникновению повреждения.

С целью удешевления электроустановок вместо автоматических выключателей и релейной защиты следует применять предохранители или открытые плавкие вставки, если они:

- могут быть выбраны с требуемыми параметрами (номинальные напряжение и ток, номинальный ток отключения и др.);

- обеспечивают требуемые селективность и чувствительность;

- не препятствуют применению автоматики (автоматическое повторное включение - АПВ, автоматическое включение резерва - АВР и т. п.), необходимой по условиям работы электроустановки.

При использовании предохранителей или открытых плавких вставок в зависимости от уровня несимметрии в неполнофазном режиме и характера питаемой нагрузки следует рассматривать необходимость установки на приемной подстанции защиты от неполнофазного режима.

Устройства релейной защиты должны обеспечивать наименьшее возможное время отключения КЗ в целях сохранения бесперебойной работы неповрежденной части системы (устойчивая работа электрической системы и электроустановок потребителей, обеспечение возможности восстановления нормальной работы путем успешного действия АПВ и АВР, самозапуска электродвигателей, втягивания в синхронизм и пр.) и ограничения области и степени повреждения элемента.

Релейная защита, действующая на отключение, как правило, должна обеспечивать селективность действия, с тем, чтобы при повреждении какого-либо элемента электроустановки отключался только этот поврежденный элемент.

Допускается неселективное действие защиты (исправляемое последующим действием АПВ или АВР):

- для обеспечения, если это необходимо, ускорения отключения КЗ при использовании упрощенных главных электрических схем с отделителями в цепях линий или трансформаторов, отключающими поврежденный элемент в бестоковую паузу.

Устройства релейной защиты с выдержками времени, обеспечивающими селективность действия, допускается выполнять, если:

- при отключении КЗ с выдержками времени обеспечивается выполнение требований 3;

- защита действует в качестве резервной

Надежность функционирования релейной Защиты (срабатывание при появлении условий на срабатывание и несрабатывание при их отсутствии) должна быть обеспечена применением устройств, которые по своим параметрам и исполнению соответствуют назначению, а также надлежащим обслуживанием этих устройств.

При необходимости следует использовать специальные меры повышения надежности функционирования, в частности схемное резервирование, непрерывный или периодический контроль состояния и др. Должна также учитываться вероятность ошибочных действий обслуживающего персонала при выполнении необходимых операций с релейной защитой.

Сети 10 кВ выполняются с изолированной нейтралью.

Для таких сетей должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от междуфазных и однофазных замыканий на землю.

Для питающих и разделительных сетей 10 кВ в качестве основной служит максимальная токовая защита /8/. От междуфазных замыканий, защиту выполняют в двухфазном исполнении (фазы А и С - в предположении, что трансформаторы тока защит других элементов сети установлены в тех же фазах). Также для кабельной линии 10 кВ устанавливается защита от замыкания на землю. Для защиты кабельной линии применяем защиту на переменном оперативном токе с зависимой выдержкой времени с использованием реле типа РТ-85/2.

В качестве источников переменного оперативного тока служат транс-форматоры тока и трансформаторы напряжения.

14.1 Расчет МТЗ

Расчет МТЗ для защиты питающей кабельной линии на участке п/ст «Шелковая» - РП.

Рисунок 12

Максимальный рабочий ток в линии равен 126,5 А.

Принимаем к установке трансформаторы тока типа ТПЛ-10-150/5 включенных по схеме «неполная звезда».

Находим ток срабатывания защиты:

(13.1.1)

где Кн - коэффициент надежности, обеспечивающий надежное несрабатывание (отстройку) защиты путем учета погрешности реле с необходимым запасом, для РГ-85/2 кн=1,2;

Кс.з - коэффициент самозапуска, зависит от вида нагрузки, Кс.з=1,2 /8/;

Кв - коэффициент возврата реле, Кв=0,8.

Определяется ток срабатывания реле:

(13.1.2)

где Ксх - коэффициент схемы, для схемы «неполная звезда» Ксх=1;

nтт - коэффициент трансформации трансформатора тока, nтт=30.

Выбираем ближайшую уставку тока срабатывания реле - 8А.

Проверяем чувствительность защиты:

(13.1.3)

Кч>1,5 - для основной зоны

Чувствительность защиты устраивает.

Расчеты МТЗ линий распределительной сети 10 кВ выполняется аналогично. Результаты расчетов снесены в таблицу 34.

Таблица 34

Место установки защиты	nтт	Схема в нормальном режиме	Схема в аварийном режиме
		Iр, А	Iсз, А	Iср, А	Кч	Iр, А	Iсз, А	Iср, А	Кч
Ячейка ввода	30	63	106	3,5/4	60,7	126,5	227,7	7,59/8	25,4
Ячейка отходящей линии	30	48,8	87,8	2,9/3	73,3	106,6	191,9	6,4/7	36,8

14.2 Расчет токовой отсечки

Определяется ток срабатывания токовой отсечки:

(13.2.1)

где Кн - коэффициент надежности, учитывающий погрешность в токе срабатывания реле, Кн=1,5 - для реле РТ-85 /13/;

Iс.о=1,5*8530=12795 А.

Определяется ток срабатывания реле:

Определяется коэффициент чувствительности:

Токовая отсечка не проходит по чувствительности.

Для защиты данного участка кабельной линии устанавливается дистанционная защита ДЗ-10.

Сопротивление срабатывания определяется по условию обеспечения требуемого коэффициента чувствительности защиты согласно ПУЭ Кч?1,5, тогда

(13.2.2)

где Zл1=0,84Ом - сопротивление линии.

Zс.з.=1,5*0,84=1,26 Ом

Рассчитывается коэффициент наклона характеристики б1:

(13.2.3)

где tс.з - время срабатывания защиты, tс.з= tс.р+ tс.вв+Д t1,1+0,03+0,1=1,23 с

Рассчитывается уставка по времени:

tуз=0,9*Zсз*б=0,9*1,26*1,46=1,7 с

tуз=1,7 с - уставка находится в пределах возможной уставки (до 6 с)

Сопротивление срабатывания реле:

(13.2.4)

где nн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, nн=100.

Zс.р=0378 Ом - находится в пределах допустимых уставок защиты ДЗ-10 (0,1-8 Ом).

Расчеты дистанционных защит линий распределительной сети 10 кВ выполняется аналогично. Результаты расчетов снесены в таблицу 35.

Таблица 35

Режим работы сети	Zлс, Ом	Zс.з., Ом	б1	tуз, с	Zс.р., Ом	nтт
Нормальный режим работы	0,69	1,04	0,77	0,72	0,1	10
Аварийный режим работы	1,18	1,77	0,3	0,48	0,2	10

Уставки дистанционной защиты отходящих линий выставляются для аварийного режима работы (авария на участке 2-3 или 2-6) линии.

15 Охрана труда и техника безопасности

Повышенное внимание к проблеме БЖД во всех средах обитания объясняется целым рядом факторов. Одним из основных направлений обеспечения безопасности человека, помимо экологических аспектов и резкого роста вероятности несчастных случаев в быту, остается профилактика производственного травматизма. Важнейшими причинами, определяющими необходимость совершенствования сложившейся системы обеспечения БЖД на производстве, являются изменение содержания труда и условий его выполнения, что, в свою очередь сказывается на характере производственного травматизма.

При эксплуатации электроустановок возможны повреждения изоляции, нарушения блокировок и другие неисправности, которые могут являться причинами аварий и несчастных случаев с людьми. Во избежание подобных случаев охрана труда на энергообъекте должна строго придерживаться существующих правил и норм безопасности труда.

Энергоснабжающие организации особое внимание уделяют перечню вопросов по «Правилам безопасной эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правилам устройства электроустановок» (Приложение_).

15.1 Защитные меры безопасности

По электроопасности помещения отнесены в основном к категории особо опасных.

Защитные меры в электроустановках направлены на предупреждение несчастных случаев. К числу защитных мер относятся:

- применение малых напряжений;

В производственных переносных электроприемниках с целью повышения безопасности при однофазном прикосновении к токоведущим частям применяются напряжения 12В с питанием от трансформатора 220/12 В.

- защитное разделение сетей;

В целях снижения опасности поражения от однофазного прикосновения единую сильноразветвленную сеть с большой емкостью и малым сопротивлением изоляции разделяют через разделительные трансформаторы на ряд небольших сетей такого же напряжения, которые обладают незначительной емкостью и высоким сопротивлением изоляции. Применен трансформатор с Кт=1.

- защита от перехода напряжения с высшей стороны на низшую;

В результате замыкания между обмотками силового трансформатора сеть низшего напряжения может оказаться под напряжением выше 1000 В, на которое изоляция самой сети и подключенного электрооборудования не рассчитано. Для защиты от этой опасности нейтраль с низшей стороны заземляют или соединяют с землей через пробивной предохранитель. В трансформаторе 220/12 В один из проводов вторичной обмотки заземлен.

- контроль изоляции;

Контроль изоляции - измерение ее активного или омического сопротивления с целью обнаружения дефектов и предупреждения замыкания на землю и коротких замыканий. Постоянный контроль изоляции осуществляется вольтметрами в РУ, включенными во вторичную обмотку НАМТ и указательным реле РУ включенным в разомкнутый треугольник.

Периодический контроль осуществляется с помощью мегаомметра.

- компенсация емкостной составляющей тока замыкания на землю;

Компенсация емкостной составляющей тока замыкания на землю осуществляется с помощью индуктивного сопротивления путем включения катушки индуктивности между нейтралью трансформатора и землей. Эта мера применяется в сетях выше 1000 В для гашения перемещающейся электрической дуги при замыкании на землю и снижения при этом перенапряжений. Одновременно уменьшается ток замыкания на землю. Компенсация необходима, если ток замыкания на землю превышает в сетях напряжением 10кВ - 20 А. В связи с этим в дипломном проекте компенсация не предусмотрена.

- защитное отключение при замыкании на землю на стороне 0,4 кВ;

Защитное отключение при замыкании на землю на стороне 0,4 кВ выполняется с помощью МТЗ, тепловых реле, установленных на автоматических выключателях или плавких вставок предохранителей.

В здании ЗРУ необходимо наличие следующих электрозащитных средств:

а) указатель напряжения - 1 шт.;

б) диэлектрические перчатки - 2 пары;

в) диэлектрические галоши - 2 пары;

г) диэлектрические коврики - 2 шт.;

д) защитные очки - 2 пары;

е) противогаз - 2 шт.;

ж) изолирующие штанги - 1 шт.

- обеспечение недоступности токоведущих частей;

В электроустановках до 1000 В применяются изолированные провода. Другим видом защиты является обеспечение недоступности с помощью ограждения, блокировок или расположения токоведущих частей на недоступной высоте или в недоступном месте. Для защиты от прикосновения к частям нормально или случайно находящимися под напряжением применяется двойная изоляция. Разъединители и масляные выключатели имеют электромагнитную и механическую блокировки.

- зануление;

На стороне 0,4 кВ зануляют металлические корпуса силовых щитов, осветительных щитов, металлические корпуса светильников.

- технические и организационные мероприятия при допуске к ремонту электроустановок;

В процессе эксплуатации электроустановок проводятся планово-предупредительные ремонты, испытания изоляции, наладка проводов и т.п. До начала ремонтных и наладочных работ проводится ряд технических и организационных мероприятий, обеспечивающих безопасность работ с электроустановками.

Технические мероприятия:

а) Отключение электроэнергии на участке, выделенном для проведения работ, принятие мер против ошибочного включения;

б) установка временных ограждений и вывешивание предупредительных плакатов типа «Не включать - работают люди»;

в) присоединение к земле переносных заземлителей, проверка отсутствия напряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены;

г) наложение заземления (после проверки отсутствия напряжения);

д) ограждение рабочего места и вывешивание плакатов типа «Работать здесь».

Организационные мероприятия:

а) назначение лиц ответственных за безопасное ведение работ;

б) оформление работы нарядом или распоряжением;

в) оформление допуска к работе;

г) надзор за работающими во время выполнения работы;

д) оформление перерывов в работе, переводов на другое рабочее место;

е) оформление окончания работы.

- пожарные меры, средства и мероприятия;

Противопожарной охране энергообъекта должно уделяться большое внимание. Вопросы пожарной профилактики разрабатываются в институтах, Академии наук, ВУЗах и отраслевых научно-исследовательских институтах.

Закрытые распределительные устройства относятся к категории Г, а помещения щитов управления электроподстанций и подстанций - к категории Д. В качестве меры против распространения начавшегося пожара применяют общие или местные противопожарные преграды, выполненные из несгораемых материалов.

Помещения и электрооборудованием укомплектованы противопожарным оборудованием и приспособлениями:

а) углекислотные огнетушители ОУ-5 - 4 шт.;

б) ящики с песком - 2 комплекта;

в) щит, укомплектованный оборудованием для тушения пожара - 1 шт.

- заземление.

Для обеспечения безопасных условий работы обслуживающего персонала от поражения напряжением прикосновения и шаговым напряжением необходимо все части электрооборудования, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под таковым при повреждении изоляции, надежно заземлять.

Заземляющее устройство РП принято общим для напряжения 10 и 0,4 кВ. Сопротивление заземляющего устройства должно быть R3?4 Ом в любое время года. Заземляющее устройство выполнено углубленными заземлителями из полосовой стали, укладываемой в траншею глубиной 0,7 м по периметру распределительного пункта, и вертикальными электродами. Заземляющий контур связан с магистральным заземлением в двух местах. Магистрали заземления выполнены из полосовой стали. В качестве ответвлений от магистралей используются нулевые жилы кабелей и специально прокладываемые стальные полосы.

Расчет искусственного заземления РП 10 кВ с двумя трансформаторами 10/0,4 кВ. Устанавливаем необходимое по /11/ сопротивление R3?4 Ом. Определяем расчетные удельные сопротивления грунта с учетом повышающих коэффициентов, которые учитывают высыхание почвы летоми промерзание ее зимой. Удельное сопротивление грунта с составляет 70 Ом/м.

с расч= с*k, (14.1)

где с - удельное электрическое сопротивление грунта Ом/м;

k -повышающий коэффициент для вертикальных и горизонтальных заземлителей.

Кв=1,5;

Кг=3,0 /?/

с расч.в=70*1,5=105 Ом.м

с расч.г=70*3,0=210 Ом.м

Определяем сопротивление растекания одного вертикального электрода. Возьмем стержень диаметром 12 мм, длина стержня 3 м.

(14.2)

где l - длина прутка,м;

d - диаметр прутка,м;

t - расстояние от поверхности земли до середины электрода,м.

Рисунок 13 - Расстояние от поверхности земли до середины электрода

Определяем примерное число вертикальных заземлителей при принятом коэффициенте использования Ки.в.=0,7 /../.

Вертикальные электроды располагаем по контуру РП. Определяем сопротивление растекания горизонтальных электродов из стали 40х4 мм, приваренных к верхним концам вертикальных электродов. Периметр контура - 50 м

(14.3)

где Ки.г. - коэффициент использования соединительной полосы в контуре, Ки.г.=0,64 /…/;

l - длина полосы, м;

b - ширина полосы, м;

t - глубина заложения, м.

Уточненное сопротивление вертикальных электродов:

Уточненное число вертикальных электродов:

Проверка сопротивления заземления:

3,9 Ом < 4 Ом

16 Разработка программ-тренажеров противоаварийных тренировок для оперативного персонала Оренбургских городских электрических сетей ОАО «Оренбургэнерго»

16.1 Общее количество нарушений

Согласно отчета ОАО "Оренбургэнерго", в подразделениях организации за отчетный период и в 2002 году нарушений, классифицированных авариями, не было.

Общее количество нарушений в работе в 2002 году - 1800 инцидентов против 1840 в 2001году. Суммарный недоотпуск составил 1797,43 тыс. кВт.ч и 773 Гкал. Суммарный ущерб причиненный происшедшими инцидентами составил 7074,93 тысячи рублей.

В распределительных сетях на оборудовании напряжением 20 кВ и ниже произошло 1537 инцидентов с недоотпуском 1426,37 тыс. кВтч.

В результате ошибок и неправильных действий оперативного, неоперативного, руководящего и ремонтного (в т.ч. привлеченного) персонала на электростанциях и в электрических сетях допущено 32 инцидента в работе (17,2% всех инцидентов на ТЭС).

Количество нарушений из-за ошибочных действий персонала (3.4.1-3.4.5) не изменилось и составило 32, а по вине оперативного персонала (по признакам 3.4.1 и 3.4.2) уменьшилось до 10 против 13 в прошлом году и составило 0,55% общего числа нарушений.

Наиболее аварийными предприятиями энергосистемы по количеству нарушений являются: - Центральные электросети - 497 инцидентов;

- Восточные электросети - 297 инцидентов;

- Северные электросети - 296 инцидентов;

Увеличилось количество нарушений на Ириклинской ГРЭС на 21 инцидент, в Западных электросетях на 11 инцидентов, на Каргалинской ТЭЦ на 7, уменьшилось на Сакмарской ТЭЦ на 11 инцидентов и в Оренбургских тепловых сетях на 2, а в Центральных, Северных и Восточных электросетях уровень нарушений в работе остался на прежнем уровне.

На Ириклинской ГРЭС выросло число инцидентов по вине персонала с двух до 9, в том числе по вине оперативного персонала по признаку 3.4.1 с одного до четырех против прошлого года (ошибки при производстве операций на оборудовании с задвижками). Возросло количество инцидентов с котлами с 15 до 25 (дефекты сварки на заводе-изготовителе и при проведении ремонтных работ (признаки 3.4.8. и 3.4.4), повреждение металла труб при наработке более 100 тысяч часов (3.4.7), 2 случая ложного срабатывания защиты по погасанию факела из-за недостатков проекта схемы технологических защит котла, смонтированной ЗАО «ХК АМАКС»).

Наибольшее количество остановов имел блок №7, в том числе из-за повреждений КПП, ШПП, растопка блока при поврежденной задвижке «Д-4А», повреждение уплотнения регулятора БРОУ.

По три останова имели блоки № 6 и 8, корпуса № К-1Б, К-2Б, причем каждый имел по два повреждения поверхностей нагрева. На вспомогательном тепломеханическом оборудовании ИГРЭС допущено 14 инцидентов, в том числе трижды останавливался ПТН-1 из-за вибрации и проворота вкладышей подшипника № 2.

На Каргалинской ТЭЦ из 21 случая остановов котлов 15 приходится на котлы № 6 и № 7, на которых после проведения реконструкции системы газоснабжения котлов фирмой «АМАКС» происходили неоднократные повреждения КПП в районе поворотной камеры с правой стороны котлов (признак 3.4.8). Для выяснения причин привлечены специалисты УралВТИ и завода-изготовителя.