Размещено на http://www.allbest.ru/

12

Министерство образования и науки Республики Казахстан

Костанайский социально технический университет

имени академика З. Алдамжар

специальность 050718 - "Электроэнергетика"

Дипломная работа

Модернизация распределительной сети районной больницы микрорайона №8

Выполнил Ветошкин Р.В.

Научный руководитель

Умбеталин Т.С. к.т.н., проф.

Костанай 2010

Содержание

Введение

1. Краткая характеристика объекта

2. Электроснабжение

2.1 Расчет электрических нагрузок

2.2 Выбор схемы внутреннего электроснабжения

2.2.1 Обоснование принимаемых значений напряжения

2.2.2 Определение количества трансформаторных подстанций

2.2.3 Определение расчетных электрических нагрузок ТП

2.2.4 Компенсация реактивной мощности

2.2.5 Определение количества трансформаторов в ТП и их номинальной мощности

2.2.6 Выбор сечения проводников линий электропередачи

2.3 Выбор схемы внешнего электроснабжения

2.3.1 Определение расчетной нагрузки предприятия

2.3.2 Сравнение вариантов ЛЭП внешнего электроснабжения

2.3.3 Выбор основного оборудования в системе электроснабжения

2.4 Определение величины токов короткого замыкания

2.4.1 Расчет токов к.з. в сетях 10 кВ

2.4.2 Расчет однофазных токов к.з. в сетях 0,38 кВ

2.5 Проверка выбранного оборудования по условиям работы в режиме коротких замыканий

2.5.1 Коммутационные аппараты напряжением выше 1 кВ

2.5.2 Измерительные трансформаторы тока

2.5.3 Шины напряжением выше 10 кВ

2.5.4 Изоляторы напряжением выше 1 кВ

2.5.5 Автоматические выключатели напряжением 0,38 кВ

2.6 Защита сетей от аварийных режимов

2.6.1 Релейная защита линий электропередачи напряжением выше 1 кВ

2.6.2 Защита силовых трансформаторов

2.6.3 Защита оборудования системы электроснабжения от перенапряжений

2.6.4 Выбор головных автоматических выключателей на ТП со стороны 0,38 кВ

3. Использование электроэнергии в производственных процессах

3.1 Выбор электродвигателя

3.2 Расчет электроосвещения

3.3 Выбор пускозащитной аппаратуры

3.4 Расчет осветительных электропроводок

3.5 Расчет силовых электропроводок

4. Система автоматического регулирования микроклиматом

5. Устройство защиты от токов коротких замыканий электроустановок

5.1 Состояние вопроса и постановка задачи проектирования

5.2 Решение задачи с применением конкретных инженерных решений

5.3 Экономическая эффективность

6. Организация и эксплуатация электрохозяйства

7. Охрана труда и техника безопасности

7.1 Требования к электробезопасности объекта

7.2 Расчет защитного заземления

7.3 Требования производственной санитарии

7.4 Требования к пожарной безопасности

8. Охрана окружающей среды

9. Экономическая часть проекта

Заключение

Список использованной литературы

Приложения

больничный сеть электроэнергия трансформатор

Введение

Актуальность выбранной темы дипломной работы обуславливается теми фактами, что:

В стратегии развития "Казахстан-2030" президент Республики Казахстан Н.А. Назарбаев указал основные приоритеты развития страны, в которой одной из важнейших задач является усовершенствование и дальнейшее развитие электроэнергетической отрасли, без которой не мыслимо функционирование других отраслей народного хозяйства.

Первым и важнейшим этапом усовершенствования и развития электроэнергетики является создание рациональных систем электроснабжения предприятий.

Производство, передача и рациональное распределение электроэнергии приобретают всё большее значение. В свете задачи всемерного повышения технического уровня и качества продукции необходимо направить усилия и в кратчайшие сроки добиться улучшения качества электроэнергии, повышения надёжности электроснабжения. В этом ключ к решению главных задач проектирования, модернизации и эксплуатации современных систем электроснабжения промышленных предприятий.

В условиях современной экономики немаловажную роль играет состояние больниц, оснащение их современным оборудованием и т.д., что в свою очередь приводит к росту потребления электроэнергии. Растущее потребление электрической энергии ставит задачу улучшения качества работы электроэнергетической отрасли, которое в свою очередь зависит от рационально выполненной системы электроснабжения, которая должна удовлетворять ряду требований: экономичности и удобства эксплуатации, безопасности и надежности, обеспечения надлежащего уровня напряжения, стабильности частоты.

Должны также предусматриваться кратчайшие сроки выполнения строительно-монтажных работ и необходимая гибкость системы электроснабжения, обеспечивающая возможность развития, без существенного усложнения и удорожания первоначального варианта. При этом должны, по возможности, применятся решения, требующие минимальных расходов цветных металлов и электроэнергии. При построении рациональной системы электроснабжения необходимо учитывать многочисленные факторы, к числу которых относятся потребляемая мощность и категория надежности питания, графики нагрузок потребителей, число и мощность понижающих подстанций и других пунктов потребления электроэнергии, напряжение потребителей, требования аварийного и послеаварийного режимов. Кроме того, при построении рациональной системы, электроснабжения нужно учитывать, такие требования как ограничение токов коротких замыканий.

А также условия выполнения простой и надежной релейной защиты и автоматики на основе современных научно-технических разработок, что в свою очередь позволит рационально использовать электроэнергию, повышать ее качество и повышать энергетическую вооруженность.

Практическая ценность результатов дипломной работы подтверждается наличием акта о внедрении.

Теоретическая ценность нашей дипломной работы состоит в расчете и его подробном описании.

Цель: рассчитать с учетом особенностей выбора электрооборудования и описать комплекс мероприятий по модернизации распределительной сети районной больницы микрорайона №8 г. Костанай.

В соответствии с целью, были поставлены следующие задачи:

- изучить и проанализировать технические характеристики больничного комплекса;

- Изучить использование электроэнергии в производственных процессах;

- Изучить систему автоматического регулирования.

Поставленные задачи и порядок их решения, определили структуру дипломной работы.

Для решения указанных задач и в соответствии с целью работы, были использованы следующие методы:

Теоретические: анализ научной, технической, нормативной и учебной литературы по теме исследования, систематизирование собранных и проанализированных данных.

Практические: расчет, методы математической статистики, эксперимент.

1. Краткая характеристика объекта

Больничный комплекс размещается в г. Костанай в соответствии с решением Акима г. Костанай для строительства больничного комплекса был отведён участок площадью 3,0 га. Участок находится между существующим гаражным обществом "Автомобилист" и ОАО "Селекция".

На данном участке по генплану предусмотрены:

1. 3-х этажное здание "стационара на 100 коек"

2. 1- этажное здание пищеблока

3. 1- этажное здание хозяйственного корпуса

4. Трансформаторная подстанция

5. Котельная

6. Г.Р.П.

7. Подземная ёмкость для резервного топлива (мазут)

8. Обеззараживающая установка

9. Пожрезервуар V = 300 м³ (150 м3х2)

10. Площадка для мусорных контейнеров

11. Спортивная площадка

12. Автостоянка для а/машин посетителей.

Территория стационара на 100 коек подразделена на следующие зоны:

1. Лечебная

2. Хозяйственная

3. Зона отдыха, которая подразделяется на тихую и активную зоны отдыха.

На тихой зоне предусмотрены прогулочные дорожки, беседки, а на активной зоне отдыха спортивные площадки. В данном случае совмещенная площадка для игр баскетбола и волейбола.

В лечебной зоне размещено здание стационара на 100 коек, а также временная автостоянка для а/машин посетителей.

В хозяйственной зоне размещены здания пищеблока, хозкорпуса, Т.П., ГРП, котельной модульного типа на природном газе, пожрезервуары, обеззараживающая установка и необходимые хозяйственные площадки.

Вокруг участка проектом предусмотрены санитарно - защитного назначения двухрядная лесопосадка шириной 15м сосна обыкновенная - 242 шт. и шиповник - (двухрядная) - 1220 шт.). Внутри участка запроектированы посадка деревьев, цветов, газонные травы и другие виды благоустройства дороги, тротуаров и спортплощадок для активного отдыха больных, в том числе для озеленения предлагаются: сосна обыкновенная - 154 шт., лиственница сибирская - 52 шт., яблоня - 49 шт., клён - 84 шт., ирга (рядовая посадка) - 30 шт., цветники - 70 м², газон - 20000 м². Кроме проектируемых деревьев проектом сохранена существующая берёзовая околка рядом с трансформаторной подстанцией. А также по благоустройству предусмотрено асфальтобетонное покрытие проезда - 4248 м², брусчатое покрытие тротуара - 700 м² и асфальтобетонное покрытие отмостки - 330 м².

Рельеф местности спокойный с уклоном с востока на запад в сторону реки Тобол.

Участок свободен от застройки, инженерных сооружений и коммуникаций.

Территория данного объекта относится к строительно-климатическому подрайону с расчётной температурой наиболее холодной пятидневки наружного воздуха - -35⁰С.

Средние температуры наружного воздуха:

- годовая - + 2,1⁰С

- наиболее жаркого месяца (июль) - +20,4⁰С

- наиболее холодного месяца (январь) - -17,0⁰С.

Господствующее направление ветра - юго-западное.

Снеговая нагрузка - 70 кг/м²;

Нормативное ветровое давление - 38 кг/м².

Атмосферные осадки в зимний период с октября по февраль выпадают в среднем 73 мм снегового покрова, а в летний период с апреля по октябрь 237 мм влаги.

Рельеф местности спокойный, район участка не сейсмичен.

В геологическом отношении участок изысканий сложен аллювиально-пролювиальными супесями, суглинками и глинами средне - и верхнечетвертичного возраста и аллювиальными песками средней крупности среднечетвертичного возраста, подстилаемыми глинами палеогена и глинами опоковыми дресвяно-щебенистым грунтом и опокой тасаранской свиты палеогена, перекрываемыми с поверхности почвенно-растительным слоем и насыпными грунтами техногенного возраста.

Почвенно-растительный слой вскрыт повсеместно до глубины 0,30-0,80 м. Мощность его составляет 0,30-0,80 м.

Верхняя часть разреза представлена супесью жёлто-бурой, твёрдой консистенции, карбонатизированной, с прослойками песка 1-3см и линзами суглинка.

Электроснабжение больничного комплекса предусматривается от двух трансформаторных подстанций (закольцовка) 10/0,4кВ, "Водник" и АЗС "Бахыт".

2. Электроснабжение

2.1 Расчет электрических нагрузок

В зависимости от стадии проектирования и места расположения расчетного узла в схеме электроснабжения применяются различные методы определения электрических нагрузок, упрощенные или более точные.

В настоящее время в практике проектирования применяются такие методы определения расчетных нагрузок:

1) по установленной мощности и коэффициенту спроса;

2) по средней мощности и коэффициенту формы графика нагрузки;

3) по средней мощности и коэффициенту максимума;

4)по средней мощности и среднеквадратичному отклонению, характеризующему отклонение расчетной нагрузки от средней нагрузки;

В данном дипломном проекте используется первый метод, как наиболее простой, по этому методу расчетную активную РРАС, кВт, и реактивную QРАС, кВАр нагрузки находят по следующим формулам:

РРАС = КС·?РНОМ + КС· РОСВ (2.1)

QРАС = КС·? РНОМ·tgц (2.2)

где: РНОМ - номинальная или установленная мощность объекта, кВт;

РОСВ - мощность осветительной нагрузки, кВт;

КС - коэффициент спроса, выбирается по таблицам [5].

Мощность осветильной нагрузки определяют по формуле:

РОСВ = РУД·F (2.3)

где: РУД - удельная мощность электроосвещения, кВт/м²;

F- площадь объекта, м².

Полная расчетная нагрузка SРАС, кВА, определяется по формуле:

SРАС = vРРАС2 + QРАС2 (2.4)

Определяется нагрузка пищеблока, согласно приведенным выше формулам и характеристикам:

РНОМ = 100 кВт; КС = 0,8; cos = 0,8;

РУД = 10 Вт/м; F = 400 м²; tg = 0,75.

РРАС = 0,8·100=80 кВт

QРАС = 80·0,88=70,6 кВАр

РОСВ =10·400/1000=4,0 кВт

Sр = (80 + 4)2+70,62= 109,7 кВА

Расчет нагрузок для остальных потребителей выполняются аналогично, результаты расчета приведены в приложении (смотри приложение А).

2.2 Выбор схемы внутреннего электроснабжения

Различают 3 основные схемы электроснабжения: радиальная, магистральная и смешанная. Радиальными называют схемы, в которых электроэнергию от центра питания передают прямо к трансформаторной подстанции без ответвлений на пути для питания других потребителей. Такие схемы имеют много отключающей аппаратуры и питающих линий.

Схемы магистрального питания применяют в системе внутреннего электроснабжения предприятий, когда потребителей достаточно много и мощность их сравнительно невелика.

В практике чаще всего применяют смешанную схему. Такое решение позволяет создать схему внутреннего электроснабжения с наилучшими технико-экономическими показателями.

В связи с этим, принимается смешанная схема питания потребителей электроэнергии.

2.2.1 Обоснование принимаемых значений напряжения

Номинальное напряжение электрической сети значительно влияет как на технико-экономические показатели, так и на технические характеристики. При повышении номинального напряжения снижаются потери мощности и электроэнергии, растут предельные мощности, передаваемые по линиям, но увеличиваются капитальные вложения на сооружение сети. Сеть меньшего напряжения требует, наоборот, меньших капитальных затрат, но приводит к большим эксплуатационным расходам из-за роста потерь мощности и электроэнергии, и обладает меньшей пропускной способностью. Поэтому важность правильного выбора номинального напряжения очевидна.

Экономически целесообразное номинальное напряжение зависит от многих факторов: мощности нагрузки, удаленности от источника питания, их расположения друг от друга, от выбранной конфигурации сети, способов регулирования и др.

Исходя из технических условий и особенностей электроснабжения для внешнего электроснабжения принимается напряжение 10 кВ с установкой трансформаторной подстанции. Для внутреннего электроснабжения от трансформаторной и до распределительных пунктов принимается напряжение 0,4 кВ так, как отсутствуют приемники напряжением свыше 1000 В, а имеются приемники напряжением 0,38 кВ.

2.2.2 Определение количества трансформаторных подстанций

Ориентировочно количество ТП можно определить путём анализа генерального плана предприятия и сосредоточения силовых нагрузок по объектам. Для выбора количества трансформаторных подстанций считаю целесообразным установить одну трансформаторную подстанцию, так как мощность объекта не велика.

2.2.3 Определение расчетных электрических нагрузок ТП

Расчетная нагрузка на шинах 0, 4 кВ трансформаторных подстанций определяется, суммированием нагрузок потребителей питающихся от данной ТП с учетом коэффициента разновременности максимумов нагрузок.

Расчетная активная мощность РРТП, кВт, определяется по формуле

РРТП = КРМ· РPI (2.5)

где Кр.м. - коэффициент разновременности максимумов нагрузок;

РPI - суммарная расчетная активная мощность потребителей, кВт.

Расчетная реактивная мощность QРТП, кВАр, определяется по формуле

QРТП = КРМ · QPI (2.6)

где QPI - суммарная расчетная реактивная мощность потребителей, кВАр.

Расчетная полная мощность SРТП, кВА, определяется по формуле

SРТП = РР.ТП + Q Р.ТП (2.7)

В качестве примера определим расчетные электрические нагрузки для трансформаторной подстанции, к которой подключаются потребители электрической энергии.

РР.ТП = 512,1 · 0,92 = 471,2 кВт.

Q Р.ТП = 298,1 · 0,92 = 274,3 кВАр

SРТП = 471,2 2+274,32 =545,2 кВА

2.2.4 Компенсация реактивной мощности

Компенсацию реактивной мощности потребителей предусматривается на шинах 0,4 кВ ТП, так как в этом случае компенсация наиболее эффективная, путем подключения к шинам комплектных конденсаторных установок необходимой мощности.

Технические мероприятия по компенсации включают в себя рациональный и экономичный выбор и установку компенсирующих устройств. Наиболее распространенным средством компенсации на промышленных предприятиях являются батареи конденсаторов.

После определения значения мощности конденсаторной батареи по справочнику определяется тип комплектной конденсаторной батареи и выбирается место установки КУ.

Необходимую мощность конденсаторных установок QБК, кВА, которые устанавливаются в ТП определяют по следующей формуле:

QБК = QР - 0,33 · РР. (2.8)

QБК = 274,3 - 0,33·471,2 = 118,8 кВАр

Принимаем две комплектные конденсаторные установки УК - 0,38 - 50 кВАр, мощностью 50 кВАр каждая. В установках УК предусматривается регулирование мощности конденсаторных батарей.

Конденсаторные установки подключаются к разным секциям шин трансформаторной подстанции.

Расчетная нагрузка SРК, кВА, трансформаторной подстанции с учетом компенсации определяется по формуле:

SРК=vРР2 +(QР-QБК) (2.9)

Коэффициент мощности сosцК, с учетом компенсации определяется по формуле:

сosцК= РР / SРК (2.10)

Выполним расчет по приведенным выше формулам.

SРК = 471,22 +(274,3 - 100)2 =502,4 кВА.

cos к = 471,2 / 502,4 = 0,94

Результатом проведенных мероприятий является:

1) снижение стоимости оборудования ТП и стоимости распределительных сетей;

2) снижение потерь электроэнергии в питающих и распределительных сетях;

3) снижение установленной мощности трансформаторов в ТП.

2.2.5 Определение количества трансформаторов в ТП и их номинальной мощности

Мощность силовых трансформаторов для трансформаторных подстанций определяются при помощи технико-экономических расчетов, с учетом категории надежности электроснабжения потребителей, компенсации реактивной мощности и перегрузочной способности трансформаторов.

Исходя из удобства эксплуатации, стремятся применить небольшой разброс стандартных мощностей трансформаторов, что значительно облегчает их взаимозаменяемость.

Основным требованием при выборе числа и мощности трансформаторов, цеховых ТП являются надежность электроснабжения потребителей (учет категорий приемников в отношении требований надежности), а также минимум приведенных затрат на трансформаторы с учетом динамики роста нагрузок.

Надежность электроснабжения приемников 2-й категории обеспечивается резервом, вводимым автоматически или действием дежурного персонала. При питании этих потребителей от одной подстанции следует иметь 2 трансформатора или складской резерв трансформаторов для нескольких подстанций. На время замены трансформатора вводят ограниченное питание с учетом допустимой перегрузки оставшегося в работе трансформатора. Допустимая перегрузка равняется 40% от номинальной мощности.

Потребители 3-й категории запитываются от одного из трансформаторов при наличии двухтрансформаторной трансформаторной подстанции.

Для данного случая, главный корпус, пищеблок, котельная и газораспределительный пункт должны питаться по двум кабельным линиям, остальные потребители должны питаться по одной кабельной линии.

Определяем мощность силовых трансформаторов для ТП, полная расчетная мощность на шинах подстанции SРК = 502,4 кВА потребители II категории по надежности электроснабжения

SН SРК / 1,4 = 502,4/1,4= 358,9 кВА.

Можно принять стандартные мощности трансформаторов 160 и 250 кВА. Оптимальную мощность определим технико-экономическим расчетом.

Для всех вариантов принимаем время максимальных потерь т = 3000 ч/год, и норма амортизационных отчислений Ра = 6,4%.

Приведенные затраты З, тыс.тнг/год, определяются по формуле:

З = (ЕН + РА/100) · К1 + (РХ · 8760 + КЗ · РК · )·ЦЭ (2.11)

где ЕН - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;

РА - норма амортизационных отчислений;

К1 - стоимость трансформатора по первому варианту, тыс тнг;

РХ - потери в стали трансформатора, %;

КЗ - коэффициент загрузки;

РК - потери в меди трансформатора, %;

Т - время максимальных потерь, ч/год;

ЦЭ - стоимость потерь электрической энергии, тнг/кВт/ч;

Проектируемая подстанция имеет два трансформатора и соответственно коэффициент загрузки КЗ, определяется по формуле:

КЗ = SРК / (2 · SН.Т.) (2.12)

где: SН.Т - номинальная мощность силового трансформатора

Данные по стоимости оборудования, технические данные трансформаторов приняты по [3]

Выполним расчет для первого варианта с трансформатором типа ТМ 160/10.

З1 = (0,12 + (6,4 / 100)) · 84 · 103 + (0,82 · 8760 + 1,26· 2,65 ·3000) · 6,9=

=118·103 тен/год.

Для второго варианта с трансформатором типа ТМ - 250/10.

З2 = (0,12 + (6,4 / 100)) ·112,5 · 103 + (0,56 · 8760 + 0,052 · 3,7 · 3000) · 6,9 = 109,7 ·103 тен/год.

Сравнив два варианта, принимаем трансформаторы ТМ - 250/10, как имеющие меньшие приведенные затраты.

2.2.6 Выбор сечения проводников линий электропередачи

Расчет сечений кабельных линий выполняется при помощи технико-экономического сравнения вариантов, в основе которого, лежит всесторонний анализ технических и экономических показателей, который выполняется по приведенному ниже алгоритму.

Ток в аварийном режиме IАВ, А, на данном участке рассчитывают по формуле:

IАВ=S/v3·UН (2.13)

где S - максимальная передаваемая мощность на данном участке, кВА.

UН - номинальное напряжение на рассматриваемом участке, кВ

Расчетный ток IР, А, на рассматриваемом участке для потребителей 1, 2 категории по надежности электроснабжения, вычисляется по формуле:

IР=SР/v3·2·UН (2.14)

где SР - полная передаваемая мощность на данном участке, кВА.

Расчетный ток на рассматриваемом участке для потребителей 3 категории, рассчитывается по формуле:

IР=S/v3·UН (2.15)

Потери в кабеле на данном участке, ДРНД, кВт находят по формуле:

ДРНД=РУД·L (2.16)

где PУД - потери в кабеле при полной нагрузке, кВт/км [1];

L - длина участка, км.

Определяем коэффициент загрузки для данного участка:

КЗ=IР/IНК (2.17)

где IР - расчетный ток на данном участке, А;

IНК - длительно допустимая токовая нагрузка, А. [2]

Определяем действительные потери в кабеле ДРД, кВт, на данном участке линии с учетом коэффициента загрузки по формуле:

ДРД= ДРНД · КЗ2 (2.18)

Определяем расход электроэнергии на потери, ДЭА, кВт· ч/год, по формуле:

ДЭА= ДРД · ТП (2.19)

где ДРД - действительные потери в кабеле, кВт;

ТП - время потерь, ч.

Определяем стоимость потерь СП, тнг/год, по формуле:

СП= ДЭА·СО (2.20)

где СО - стоимость одного кВт ч., тнг.

Определяем капиталовложения на сооружение линии К, тыс. тнг по формуле:

К= КУД·L (2.21)

где КУД - стоимость 1км. кабеля, тыс. тнг;

L - длина участка, км;

Определяем ежегодные амортизационные отчисления, СА, тнг/год по формуле:

СА=К·КА·1000 (2.22)

где К - капитальные вложения на сооружение данного участка, тыс. тнг;

КА - коэффициент амортизации.

Определяем годовые эксплуатационные расходы СЭ, тнг/год, по формуле:

СЭ=СП + СА (2.23)

где СП - стоимость потерь, тнг/год;

СА - ежегодные амортизационные отчисления, тнг/год.

Определяем годовые приведенные затраты, ЗПР, тнг/год по формуле:

ЗПР=СЭ+0,12·К (2.24)

Определяем оптимальное сечение из двух расчетных сечений по времени окупаемости, ТОК, лет, определяется по формуле:

ТОК=К1 - К2 / СЭ2 - СЭ1 (2.25)

где К1 - большие капиталовложения тыс. тнг;

К2 - меньшие капиталовложения тыс. тнг;

СЭ2 - стоимость эксплуатационных годовых расходов при капиталовложениях К2, тнг/год;

СЭ1 - стоимость эксплуатационных годовых расходов при капиталовложениях К1, тнг/год:

При ТОК <8,3 принимаем сечение с большими капиталовложениями К1.

При ТОК>8,3 принимаем сечение с меньшими капиталовложениями К2.

Если К1> К2, но СЭ2< СЭ1, то по времени окупаемости сечения не проверяют, а принимают сечение с меньшими капиталовложениями К2.

Определяем расчетный ток на участке ТП- РП-1. (2 категория) проверяем сечение 120 мм²:

IР=233,2/v3·0,38·2=168,5 А

Определяем потери в кабеле на участке ТП - РП1.

ДРНД=200·0,03=6 кВт

Определяем коэффициент загрузки для данного участка;

КЗ = 168,5/270 = 0,624

КЗ2 = 0,6242 = 0,39

Определяем действительные потери в кабеле на участке:

ДРД= 6 · 0,39 = 2,3 кВт

Определяем расход электроэнергии на потери в участке:

ДЭА= 2,3 · 3000 = 7010,2 кВт·ч/год

Определяем стоимость потерь:

СП= (7010,2 ·6,9)/1000 = 48,37 тыс тнг/год

Определяем капиталовложения на сооружение:

К= 750·0,03 = 21,15 тыс.тнг.

Определяем ежегодные амортизационные отчисления:

СА=0,15·21,15 = 3,17 тыс. тнг/год

Определяем годовые эксплуатационные расходы:

СЭ=48,37 + 3,17 = 51,5 тыс.тнг/год

Определяем общие годовые приведенные затраты.

ЗПР=51,5 + 0,12·48,37 = 54,1 тыс.тнг

Аналогично просчитываем все сечения для участка ТП-РП1.

Результаты остальных расчетов приведены в приложении (смотри приложение Б).Технические и экономические показатели кабелей различных сечений принимаем по [8]. При выборе сечений кабелей для потребителей II категории по надежности электроснабжения, учитываем, что эти кабели в аварийном режиме должны выдерживать всю нагрузку резервируемых потребителей, с учетом допустимой кратковременной перегрузки в 30% [4].

2.3 Выбор схемы внешнего электроснабжения

2.3.1 Определение расчетной нагрузки предприятия

Расчетная нагрузка предприятия определяется, суммированием расчетной нагрузки трансформаторной подстанции и потерь активной и реактивной мощностей в силовом трансформаторе [11].

Определим потери мощности в трансформаторе подстанций.

Потери активной мощности трансформатора состоят из потерь мощности при холостом ходе ДРХ = 1,08 кВт и потери мощности в меди которая рассчитывается по формуле:

ДРК = КЗ2 ДРКН, (2.26)

где КЗ - коэффициент загрузки трансформатора

ДРК = 0,285,5 = 1,54 кВт.

Суммарные потери активной мощности:

ДР = 1,08 + 1,54 = 2,62 кВт.

Потери реактивной мощности составят:

потери мощности при холостом ходе

(2.27)

где - ток холостого хода, для трансформатора ТМ-250/10 равен 2%.

кВАр - потери мощности в меди

(2.28)

где К3 - коэффициент загрузки трансформатора;

Iн - номинальный ток трансформатора, А;

Х - реактивное сопротивление трансформатора, Ом:

(2.29)

где ик - напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

Uн - номинальное напряжение трансформатора, кВ.

Суммарные потери реактивной мощности ТП составят:

Суммарная расчетная нагрузка предприятия определяется по формуле:

, (2.30)

где , - суммарная активная и реактивная нагрузки ТП, кВт;

, - потери активной и реактивной мощности в трансформаторе подстанции, кВт;

кВА

Коэффициент мощности предприятия составит:

.

2.3.2 Сравнение вариантов ЛЭП внешнего электроснабжения

По проектному решению питание планируется осуществлять от двух трансформаторных подстанций ТП "Водник" и ТП АЗС "Бахыт", по двум воздушным линиям 10 кВ. Технико-экономическое сравнение вариантов сечений воздушных линий 10 кВ осуществляется по тем же формулам, что и расчет сечений кабельных линий 0,38 кВ. [23]

Определяем расчетный ток на участке ТП "Водник" - ТП (проектируемая) 10/0,4 кВ. Проверяем сечение 25 мм²:

IР=514/v3·10=29,7 А

Определяем потери в линии.

ДРНД=(514·3)/1000=1,54 кВт

Определяем коэффициент загрузки для данного участка;

КЗ = 29,7/105 = 0,28

КЗ2 = 0,282 = 0,08

Определяем действительные потери в кабеле на участке:

ДРД= 1,54 · 0,08 = 1,16 кВт

Определяем расход электроэнергии на потери в участке:

ДЭА= 0,12 · 3000 = 370,39 тыс.тнг

Определяем стоимость потерь:

СП= 370,39 ·6,9 = 2555,7 тыс тнг/год

Определяем капиталовложения на сооружение:

К= 1236·3 = 3708 тыс.тнг.

Определяем ежегодные амортизационные отчисления:

СА=0,15·3708= 556,2 тыс. тнг/год

Определяем годовые эксплуатационные расходы:

СЭ=2555,7 + 556,2 = 3111,9 тыс.тнг/год

Определяем общие годовые приведенные затраты.

ЗПР=3111,9 + 0,12·3708 = 3556,9 тыс.тнг

Результаты расчета сечений ВЛ напряжением 10 кВ приведены в приложении. (смотри приложение В)

2.3.3 Выбор основного оборудования в системе электроснабжения

Выбор электрооборудования, производится по соответствию параметров сети с номинальными параметрами электрооборудования. Иными словами для электрооборудования должны выполняться следующие условия:

UНОМ = UСЕТИ.НОМ (2.31)

IНОМ = IСЕТИ.НОМ. (2.32)

где: UНОМ - номинальное напряжение электрических аппаратов, В;

UСЕТИ.НОМ - номинальное напряжение питающей сети, В;

IНОМ - номинальный ток электрических аппаратов, А;

IСЕТИ.НОМ - номинальный ток питающей сети, А.

Выполним выбор выключателей нгрузки, по перечисленным условиям предварительно проходит выключатель марки ВНз-17:

кВ

А

Трансформатор напряжения выбирается по условию, соответствия напряжения:

10=10 кВ.

Второе условие выбора трансформатора напряжения по соответствию мощностей:

SТ.Н > S2 (2.33)

где SТ.Н - номинальная мощность трансформатора напряжения, ВА;

S2 - нагрузка на трансформатор напряжения, ВА.

Мощность нагрузки на трансформатор напряжения S2, ВА, зависит от мощности приборов измерения и учета, которые подключены к вторичной обмотке трансформатора напряжения и вычисляется по формуле:

S2 = v P2 + Q2 (2.34)

где Р - активная мощность приборов измерения и учета, Вт;

Q - реактивная мощность приборов измерения и учета, Вар.

Согласно техническим характеристикам приборов учета и измерения активная мощность составляет 32 Вт, а реактивная мощность составляет 63,3ВАр.

Определяем нагрузку на трансформатор напряжения со стороны вторичных цепей:

S2 = v 322 + 63,32 =71 ВА

Номинальная мощность трансформатора составляет 75 ВА, поэтому при проверке условия по току:

75 > 71 ВА

Трансформаторы тока используются как для подключения приборов измерения так и для релейной защиты.

В настоящее время используются трансформаторы тока типа ТПЛ.

Выбор трансформаторов тока осуществляется по условиям соответствия по напряжению и току, так для линии с протекающим по ней током в аварийном режиме 29,7А предварительно выбираем трансформатор тока ТПЛ-10 30/5 и проверяем правильность выбранного трансформатора.

30 > 29,7 А

10 = 10 кВ.

При выборе головных автоматических выключателей на ТП со стороны 0,38 кВ необходимо чтобы соблюдались условия (2.31) и (2.32), а для нахождения номинального тока автоматического выключателя IН, А, используется следующая формула:

IН = 1,2?IР.MAX (2.35)

где IР.MAX - расчетный максимальный ток, А.

Максимальный расчетный ток IР.MAX, А, определяют по формуле:

IР.MAX = S / v3?UН (2.36)

где S - расчетная мощность, кВА;

Uн - номинальное напряжение, кВ.

Определяем максимальный расчетный ток на шинах и номинальный ток автоматического выключателя.

IР.MAX = 350 / v3?0,38 = 532,4 А

IН = 1,1?532,4=585,6 А

Проверяем условия выбора, по соответствию напряжения:

0,38 = 0,38 В

Предварительно принимаем автоматический выключатель BD630NE с номинальным током 630 А, что подтверждено выполнением условия по току:

630 > 585,6 А

Для распределения электроэнергии и защиты электрических сетей от токов короткого замыкания применяют распределительные шкафы (пункты) с автоматическими выключателями.

Выбор распределительных пунктов сводится к тому, что выбрать вводной автоматический выключатель. [6]

2.4 Определение величины токов короткого замыкания

2.4.1 Расчет токов к.з. в сетях 10 кВ

Коротким замыканием называют замыкание, при котором токи в ветвях электроустановки резко возрастают, превышая наибольший допустимый ток нормального режима. Замыкание - это всякое случайное или преднамеренное, не предусмотренное нормальными условиями работы, соединение двух точек электрической цепи. Причинами короткого замыкания являются:

1) механические повреждения изоляции, ее пробой из-за перенапряжения и старения;

2) обрывы, забросы, схлестывания проводов воздушных линий;

3) ошибочные действия персонала и т.д.

Вследствие короткого замыкания в цепях возникают опасные для элементов сети токи, ведущие к отказу электрооборудование или аварии, а также к сбоям работы энергосистем. Потому для обеспечения надежной работы электрической сети, электрооборудования, устройств релейной защиты необходимо производить расчет токов короткого замыкания.

Для расчетов тока короткого замыкания составляется расчетная схема (упрощенная однолинейная), в которой учитываются все источники питания, кабельные линии, воздушные линии и реакторы. Далее находят сопротивления элементов однолинейной схемы электроснабжения.

Расчет токов короткого замыкания может осуществляться двумя методами: в относительных (базисных) единицах или в именованных единицах. Способ расчета на результирующее значение тока короткого замыкания не влияет.

Рассмотрим расчет токов короткого замыкания по методу относительных единиц, поскольку он наиболее простой и точный. Расчет производим в пределах допустимых для выбора оборудования на шинах ТП и уставок релейной защиты.

Для расчета сопротивлений по данному методу, строят схему замещения и задаются базисными величинами: базисным напряжением и базисной мощностью. За базисное напряжение принимают номинальное напряжение той ступени, где производится расчет тока короткого замыкания. За базисную мощность, для удобства расчетов, принимают Sб=100 МВА или Sб=1000 МВА.

После этого определяются базисные токи на всех ступенях напряжения.

За базисные напряжения принимаем Uб1 = 10,5 кВ, Uб2 = 0,4 кВ.

После этого определяются базисные токи IБ, А на всех ступенях напряжения по выражению:

IБ=SБ/v3·UБI (2.37)

где: SБ - базисная мощность, кВА

UБI - базисное напряжение той ступени, на которой рассчитывается ток короткого замыкания.

Затем определяются активные и реактивные сопротивления всех элементов схемы замещения. После определения сопротивлений схемы замещения определяем результирующее сопротивление ZРЕЗ* , относительные единицы до соответствующей точки короткого замыкания, по формуле:

ZРЕЗ* = v RРЕЗ*2 + XРЕЗ*2 (2.38)

где: RРЕЗ*- результирующие активное сопротивления до точки короткого замыкания;

XРЕЗ* - результирующие реактивное сопротивления до точки короткого замыкания.

Рассчитав результирующее сопротивление до точки короткого замыкания, определяем установившееся значение трехфазного тока короткого замыкания I(3)КI, А, по формуле:

I(3)КI = IБ*/ ZРЕЗ* (2.39)

Далее определяется установившееся значение двухфазного тока короткого замыкания I(2)КI, А, по формуле:

I(2)КI =v3· I(3)КI / 2 (2.40)

Далее определяется мгновенное iY, кА, и действующее IY, кА значение ударного тока, в точках короткого замыкания исходя из выражений:

iY =v3· КУ· I(3)КI (2.41)

IY = I(3)КI·v1+2·( КУ-1)2 (2.42)

где: КУ - ударный коэффициент, значение которого определяется по справочным данным в зависимости от отношения x/r.

Для определения тока короткого замыкания, для данной сети необходимо задаться базисной мощностью и базисным напряжением.

За базисную мощность принимаем Sб=100 МВА, а за базисное напряжение Uб1=10,5 кВ и Uб2=0,4 кВ.

Определим значения базисных токов на всех ступенях напряжения:

IБ1 = 100/v3·10,5 = 5,52 кА

IБ2 = 100/v3·0,4 = 144,5 кА

Для того чтобы определить результирующие сопротивления определяется, прежде всего, мощность системы SC, мВА, по формуле:

SC = v3? I3К.Ш? UНОМ (2.43)

где: I3К.Ш - трехфазный ток короткого замыкания на шинах системы, кА.

Определяем сопротивление системы исходя из выражения:

ХC = SБ/ SC (2.44)

Мощность системы:

SC = 1,73?9,01?10 = 155,87 мВА

Относительное сопротивление системы:

ХC = 100/ 155,87 = 0,641

Значения относительного, активного RК.Л.* и реактивного ХК.Л.*, сопротивлений питающей линии 10 кВ находят по формуле:

RК.Л.* = R0?L?((SБ/(UБ2)) (2.45)

ХК.Л.* = Х0?L?((SБ/(UБ2)) (2.46)

где: R 0 - удельное активное сопротивление линии; Ом/км;

Х 0 - удельные реактивное сопротивление линии; Ом/км;

L - длина линии; км

Находим сопротивления:

RК.Л1.* = 0,89?1?((100/(10,52)) = 0,8

ХК.Л.* = 0,095?1?((100/(10,52)) = 0,08

Аналогично рассчитываются сопротивления кабельных линий и на стороне 0,4кВ.

Рассчитав результирующее сопротивление до точки короткого замыкания определяем установившееся значение трехфазного тока короткого замыкания в точке К1:

I(3)КI = 5,52/ 1,07 = 5,15 кА

Далее определяется мгновенное iY, кА, и действующее IY, кА значение ударного тока, в точках короткого замыкания, при этом по справочным данным в зависимости от отношения XРЕЗ*/ RРЕЗ* = 0,89 определяем значение ударного коэффициента Ку=1,22 [6].

iY = v3· 1,22· 5,15 = 10,8 кА

IY = 5,15·v1+2·( 1,22-1)2 = 5,39 кА

Минимальный ток короткого замыкания на стороне 10 кВ

I(2)КI =v3· 5,15 / 2 = 4,46 кА

Для того чтобы найти значения тока короткого замыкания во второй точке используют следующие формулы.

Относительное активное RТР.* и реактивное ХТР.* сопротивления силового трансформатора определяют по формулам:

RТР.* = ДРК? SБ / SН.Т.2 (2.47)

ХТР.* = UК%? SБ /100?SН.Т.2 (2.48)

где: DРк - потери мощности при коротком замыкании, МВт;

UК% - потери напряжения при коротком замыкании в обмотках трансформатора, %;

SН.Т - номинальная мощность силового трансформатора, МВА.

Выполним вычисления для силового трансформатора имеющего следующие характеристики: DРк = 0,0055 мВт; UК% =4,5%; SН.Т. = 0,25 мВА

RТР.* = 0,0055? 100 / 0,252 =1,16

ХТР.* = 4,5? 100 /100?0,25 = 11,25

Находим результирующие сопротивления и по справочным данным в зависимости от отношения XРЕЗ*/ RРЕЗ* = 4,3 определяем значение ударного коэффициента Ку=1,5 [6].

Определяем установившееся значение двухфазного тока короткого замыкания в точке К2:

I(3)КI = 144,5/ 12,36 = 11,69 кА

I(2)КI =v3·11,69 / 2 = 10,12 кА

Определяем мгновенное и действующее значение ударного тока в точке К2:

iY =v3· 1,5· 11,69 = 24,8 кА

IY = 11,69·v1+2·( 1,5-1)2 = 14,32 кА

Результаты расчета для остальных точек короткого замыкания находятся в приложении (смотри приложение Г).

2.4.2 Расчет однофазных токов к.з. в сетях 0,38 кВ

Ток однофазного короткого замыкания Iк(1), А, с достаточной точностью определяется по формуле:

Iк(1) = , (2.49)

где Zт.о. - расчётное полное сопротивление трансформатора при однофазном коротком замыкании, Ом;

Zп.- полное сопротивление петли "фаза-нуль", Ом.

Zп.= Zп.уд.•L (2.50)

где L - длина линии, км; L - длина линии, км;

Zп.уд.- удельное сопротивление петли "фаза-нуль", Ом/км.

Uф.- фазное напряжение сети, В

Находим ток однофазного короткого замыкания:

Iк(1) = = 2284,6 А

С допустимой для инженерных расчетов погрешностью можно принять значения токов к.з. для данной схемы электроснабжения одинаковыми.

2.5 Проверка выбранного оборудования по условиям работы в режиме коротких замыканий

2.5.1 Коммутационные аппараты напряжением выше 1 кВ

Проверка коммутационных аппаратов выполняется по следующим пунктам:

1. Проверка на электродинамическую стойкость.

2. Проверка на термическую стойкость.

Термическая стойкость электрических проводников и аппаратов лимитируется предельно допустимой кратковременной температурой частей проводников и аппаратов при коротком замыкании.

3. Проверка на коммутационную способность.

На коммутационную способность проверяют коммутационные аппараты.

Например, выбор вакуумных выключателей, как правило, выполняется для самой нагруженной линии и для остальных менее нагруженных принимается данная марка.

Ранее был произведен выбор вакуумных выключателей, который удовлетворял условиям по напряжению и току:

кВ,

А.

Соответственно, предварительно проходит выключатель нагрузки типа ВНз-17

Проверка выключателей на электродинамическую стойкость выполняется по следующему условию:

iY НОМ > iYД (2.51)

Для проверки на термическую стойкость, I НОМ Т.С., кА, используют следующую формулу:

I НОМ Т.С > I К(3)? v tП / tНОМ. Т.С. (2.52)

где: tП - время действия периодической составляющей тока, с, зависит только от частоты переменного тока;

tНОМ. Т.С. - номинальное время термической стойкости во время, которого не изменяются качественные характеристики оборудования и проводников, с.

Выполняем проверку выключателя нагрузки на электродинамическую стойкость:

52>4,53 кА.

Выполняем проверку выключателя нагрузки на термическую стойкость:

20>0,17 кА

Проверка по коммутационной способности, кА, выполняется по следующему условию:

IНОМ.О. > IК(3) (2.53)

где IНОМ.О. - номинальный ток отключения, кА;

Выполняем проверку выключателя на коммутационную способность:

20 > 5,15 кА.

Из приведенных вычислений следует, что окончательно выбираем выключатель нагрузки марки ВНз-17.

2.5.2 Измерительные трансформаторы тока

Трансформаторы тока используются как для подключения приборов измерения так и для релейной защиты. В настоящее время используются трансформаторы тока типа ТПЛ. Выбор трансформаторов тока осуществляется по тем же условиям так для линии 10 кВ с протекающим по ней током в 29,7 А предварительно выбираем трансформатор тока ТПЛ- 10 30/5 и проверяем правильность выбранного трансформатора.

30 > 29,7 А

10 = 10 кВ.

Необходимо проверить трансформатор тока на термическую стойкость при коротком замыкании по условию:

(2.56)

где Iн.т.т. - номинальный первичный ток трансформатора тока, А;

tт.с - время термической стойкости, с;

kт.с - кратность односекундного тока термической стойкости [1].

Проверяем данное условие:

Из расчетов следует, что окончательно принимается для данной линии трансформатор тока ТПЛ-10 30/5.

Для других линий по аналогичным формулам выбираем и проверяем трансформаторы тока и сводим полученные данные в приложении. (смотри приложение Д).

2.5.3 Шины напряжением выше 10 кВ

Шины выбираются по длительно допустимому току Iдоп и проверяются на электродинамическую и термическую устойчивость.

При проверке шин по длительному допустимому току должно выполнится следующее условие [4]:

IДОП?IР.МАХ (2.57)

(5.14) Iдоп?Iр.макс, (5.14)

где Iр.макс - максимальный

При проверке шин на электродинамическую устойчивость должно выполняться условие:

уРАС ? уДОП (2.58)

где уРАС - расчетное напряжение на изгиб, возникающее в материале шин при протекании ударного тока трехфазного к.з., кг/см².

уДОП - допустимое напряжение на изгиб материала шин, кг/см²; Допустимое изгибающее напряжение для алюминиевых шин уДОП = 700 кг/см2.

Алгоритм нахождения расчетного напряжения уРАС следующй.

Вычисляется сила F, кг/см², действующая на шины, при протекании по ним ударного тока трехфазного к.з.:

F=1,76kФi2(3)2 (2.59)

где kФ - коэффициент формы шин; i -ударный ток трехфазного к. з., А;

l - длина пролета, см; длина пролета, см;

а - расстояние между осями шин, см.

Коэффициент kФ, зависит от формы, размеров шин и расстояния между ними, для прямоугольных шин находится по кривым [25] при вычислении отношения:

и (2.60)

где b - толщина шины, см;

h - ширина шины, см; h - ширина шины, см; b - толщина шины, см; h - ширина шины, см;

Определяется изгибающий момент М, кг?см, при числе пролетов больше двух, по формуле:

М= (2.61)

Определяется момент сопротивления W, см3, для прямоугольных шин расположенных в одной горизонтальной плоскости и установленных плашмя, по формуле:

W= (2.62)

Определяется расчетное напряжение на изгиб уРАС, кг/см2, по формуле:

уРАС =. (2.63)

Для соблюдения условий термической стойкости шинопроводов необходимо, чтобы проходящий по ним ток к.з. не вызвал повышения температуры сверх допустимой при кратковременном нагревании [10].

Минимальное сечение шинопровода по термической стойкости SТ.С, мм², при расчетах определяется из выражения:

SТ.С.?б·I(3)· (2.64)

где I(3) - установившийся ток трехфазного к.з., кА tп - приведенное время к.з., с; tп=1,5 с

б - коэффициент термической стойкости, для алюминия б=11. tп - приведенное время к.з., с; tп=1,5 с б - коэффициент термической стойкости. Для б Выполним расчет для шин, которые устанавливаются в одной вертикальной плоскости с пролетом l=200 см и расстоянием между осями шин, а=25 см.

Принимаем шины марки АД 31Т-1 сечением 35х5:

250>29,7 А.

Находим соотношения для того, чтобы определить коэффициент формы:

=0,5

=1,4

Соответственно по [7] коэффициент формы, КФ=0,95.

Находим силу действующую на шины, при протекании по ним ударного тока трехфазного к. з:

F(3)=1,76·0,95·48072··10-8=3,09 кг

Находим изгибающий момент:

М==61,8 кг·см

Определяется момент сопротивления:

W==145,83 см³

Находим расчетное напряжение на изгиб:

уРАС == 0,42 кг/см².

700> 0,42 кг/см²

Из расчетов следует, что шины механически устойчивы

2.5.4 Изоляторы напряжением выше 1 кВ

При выборе изоляторов проводится проверка их пригодности по ряду параметров: по номинальному напряжению, по допустимой механической нагрузке, а для проходных изоляторов по номинальному току. Кроме того учитывается, для какой - наружной или внутренней - установки предназначены изоляторы.

Выбор изолятора по номинальному напряжению означает выполнение условия:

UН.ИЗ?UН.УСТ, (2.65)

(5.22) Uн.из?Uн.уст, (5.22)

где UН.ИЗ - номинальное напряжение изолятора;

UН.УСТ - номинальное напряжение электроустановки.

По допустимой механической нагрузке изоляторы выбираются, исходя из условия [9]:

FРАСЧ ? 0,6FРАЗР, (2.66)

где FРАСЧ - расчетная механическая нагрузка для опорных изоляторов;

F - сила, действующая на шины при протекании ударного тока, кг, которая определяется по формуле:

КО F - сила, действующая на шины при протекании ударного тока трехфазного к.з. определяется по формуле [3]:

F=1,76kФi2(3)2 (2.67)

Fразр - механическая нагрузка, разрушающая изолятор.Fразр - механическая нагрузка, разрушающая изолятор. Выполним расчет для изоляторов. Условие по напряжению:

10=10 кВ

Проверка изоляторов на механическую прочность, для этого определяется сила F, действующая на шины, при протекании по ним ударного тока трехфазного к. з [3]:

F(3)=1,76·0,95·48072··10-8=3,09 кг

Определяется расчетная механическая нагрузка для опорных изоляторов:

Fрасч=3,09 кг

3,09<225 кг

Из расчетов следует, что изоляторы проходят по механической прочности.

2.5.5 Автоматические выключатели напряжением 0,38 кВ

При выборе автоматических выключателей на ТП со стороны 0,38 кВ необходимо чтобы соблюдались условия по напряжению и току, а для нахождения номинального тока автоматического выключателя IН, А, используется следующая формула:

IН = 1,1?IР.MAX (2.68)

где IР.MAX - расчетный максимальный ток, А.

Максимальный расчетный ток IР.MAX, А, определяют по формуле:

IР.MAX = S / v3?UН (2.69)

где S - расчетная мощность, кВА;

Uн - номинальное напряжение, кВ.

Определяем максимальный расчетный ток на шинах ТП:

IР.MAX = 350 / v3?0,38 = 532,4 А

IН = 1,1?532,4=585,7А

Выбранный автомат необходимо на отключающую способность, по условию:

IПР.ОТК > IК(3) (2.70)

где IПР.ОТК - предельный ток отключения автоматом, кА;

IК(3) - периодическая составляющая трехфазного тока короткого замыкания, кА.

Проверяем выбранный автоматический выключатель на отключающую способность:

35 > 11,69 кА

По результатам расчетов и выполнениям необходимых условий окончательно принимаем автоматический выключатель BD630NE. Аналогично производится выбор остальных автоматических выключателей, результаты выбора приведены в приложении. (смотри приложение Д)

2.6 Защита сетей от аварийных режимов

2.6.1 Релейная защита линий электропередачи напряжением выше 1 кВ

Защита от коротких замыканий линий 10 кВ осуществляется преимущественно с помощью максимальных токовых защит.

Произведем расчет релейной защиты ВЛ-10 кВ.

Ток срабатывания защиты IС.З., А, определяется по формуле:

IС.З. = кОТС ? IР.МАКС / кВОЗ. (2.71)

где кОТС - коэффициент отстройки для реле РТ - 80=1,2;

Iр.макс - максимальный рабочий ток, А;

кВОЗ.- коэффициент возврата реле для РТ - 80=0,85.

IС.З. = 1,2 ? 29,7 / 0,85 = 41,9 А.

Определяем ток срабатывания реле IС.Р., А, по формуле:

IС.Р = кС.Х. ? IР.МАКС / КТ.Т (2.72)

где кС.Х - коэффициент схемы, для соединения вторичных обмоток трансформаторов тока на разность токов двух фаз, .

IС.Р = 1,73. ? 29,7 / 30/5 = 8,5 А

Выбираем уставку тока для реле

РТ - 80/10 (А) IУ = 9 А.

Коэффициент чувствительности защиты по току на стороне 0,4кВ приведенный на сторону 10кВ, вычисляется по формуле:

КЧ = IК.МИН/ КТ.Т ? IУ. (2.73)

где: IК.МИН - приведенное значение минимального тока короткого замыкания на стороне 10 кВ.

КЧ = 178,4/ 30/5 ? 9 = 3,3.

По технической характеристике реле РТ-80, для эффективной работы, необходимо чтобы коэффициент чувствительности был не ниже 1,5.

В соответствии с приведенными расчетами следует, что коэффициент чувствительности:

3,3 > 1,5

2.6.2 Защита силовых трансформаторов

Защиту силовых трансформаторов от перегрузки и между витковых замыканий, мощностью более 250кВА, осуществляем газовой защитой, действующей на отключение, кроме того, в диапазон действия МТЗ для воздушных линий входит и силовой трансформатор.

2.6.3 Защита оборудования системы электроснабжения от перенапряжений

Перенапряжениями называют такие повышения напряжения, которые представляют собой опасность для изоляции электрических установок.

Различают два вида перенапряжений в электрических установках: внутренние и атмосферные. Внутренние перенапряжения возникают в результате коммутации, как нормальных (включение и отключение нагруженных линий, отключение ненагруженных трансформаторов и реакторов), так и послеаварийных (дуговые замыкания на землю в системах с изолированной нейтралью, отключения КЗ, АПВ). Эти перенапряжения воздействуют на изоляцию сравнительно кратковременно, но значение их может превышать в несколько раз номинальное напряжение.

Атмосферные перенапряжения возникают в результате разрядов молнии в электроустановку или вблизи неё. Волны перенапряжения, возникающие токоведущих частях при ударах молнии, распространяются со скоростями, сравнимыми со скоростью света, проникая в обмотки трансформаторов, машин, воздействуя на изоляцию линии и аппаратов. Время воздействия атмосферных перенапряжений составляет от единиц до сотен миллионов долей секунды. Значение этих перенапряжений при отсутствии специальных мер защиты может достигать миллионов вольт.

К средствам и способам защиты от перенапряжений переходного режима относятся коммутационные (комбинированные) вентильные разрядники типа РВМК, выключатели, предотвращающие возникновение значительных перенапряжений, и устройства, управляющие моментом коммутации.

Вентильные разрядники выбираются по напряжению и их назначению.

Uн.с. Uн.р. (2.81)

10 кВ. 10 кВ.

где Uн.с - напряжение питающей сети, В;

Uн.р. - напряжение разрядника, В.

Выбираются разрядники типа РВО-10 для защиты трансформаторной подстанции.

2.6.4 Выбор головных автоматических выключателей на ТП со стороны 0,38 кВ

Основными условиями выбора головных автоматических выключателей являются, условия по току и по напряжению:

(2.82)

где Iн.р - номинальный ток расцепителя, А [12];

Iр.мах - расчетный максимальный ток, А.

Определяем максимальный расчетный ток:

 (2.83)

где S - расчетная мощность, кВА;

Uн - номинальное напряжение, кВ.

Определяем максимальный расчетный ток для линии 0,38 кВ, участок ТП-РП1:

А.

Предварительно принимаем к установке выключатель BD400NE и проверяем условия выбора:

А.

Проверяем выбранный автомат по условию:

(2.84)

где IПР.ОТК- предельный ток отключения автоматических выключателей, кА;

IК(3) - периодическая составляющая трехфазного тока короткого замыкания, кА.

Проверяем выбранный автомат по условию, (2.84):

Принимаем к установке выключатель марки BD400NE.

Выбранный автоматический выключатель проверяется по условию отключения однофазных коротких замыканий в конце кабельной линии 0,38 кВ:

(2.85)

Из вычислений следует, что защита обеспечивается, поэтому окончательно принимаем к установке автоматический выключатель BD400NE.