Проверим чувствительность выбранной защиты:

Следовательно, защита обеспечивает достаточную селективность.

5.3.5 Расчет защит, установленных на ПС Новоградская

(выключатели Q6 и Q7)

Защиту выполним с помощью микропроцессорного блока типа SepamS20, выпускаемого компаниейSchneiderElectric(рисунок 5.15).

1. Рабочий максимальный ток вводных выключателей Q7, Q8 составит:

2. Пиковый ток вводных выключателей Q7, Q8 при коэффициенте самозапуска К_СЗП= 1,3 составит:

.

3. Рабочий максимальный ток секционного выключателя Q6 составит:

.

4. Пиковый ток секционного выключателя Q6 составит:

Расчет защиты секционного выключателя Q6 аналогичен расчету секционного выключателя на РП; алгоритм расчета защиты вводного выключателя на ПСQ7 аналогичен расчету вводного выключателя в РП.

Результаты расчетов по всем высоковольтным выключателям сведем в таблицу 5.9.

Таблица 5.9 – Время-токовые характеристики защит выключателей Q1-Q7
Выключатель	IР.МАКС А	Селективная защита																			МТО
		КСЗП	IПИК, А	IS, А	tS, А	10∙IS А	Тип кри-вой		tС.З, с, при разных I*, А											Ii, кА			, кА
									1,1	2	3	6	10	20
Q7	1848,0	1,3	2402	2781	2,4	27810	SIT	0,8	58 3059	8 5562	5,0 8343,0	3,0 16686	2,4 27810	1,8 55620	2,0		-		40,84			6,35		0,16
Q6	1294,0	1,3	1682	2139	2,1	21390	SIT	0,7	51 2353	7 4278	4,4 6417,0	2,7 12834	2,1 21390	1,6 42780	2,6		2,5		31,42			6,35		0,20
Q5	710,0	1,5	1065	1645	1,8	16450	SIT	0,6	44 1810	6 3290	3,8 4935,0	2,3 9870,0	1,8 16450	1,4 32900	3,4		3,3		24,17			6,35		0,26
Q4	710,0	1,5	1065	1265	1,5	12650	SIT	0,5	36 1392	5 2530	3,2 3795,0	1,9 7590,0	1,5 12650	1,13 25300	4,3		-		18,59			5,53		0,30
Q3	497,0	1,5	746	973	1,2	9730	SIT	0,4	29 1070	4 1946	2,5 2919,0	1,5 5838,0	1,2 9730	0,9 19460	5,6		-		14,30			5,53		0,39
Q2	370,0	1,8	666	748	0,9	7480	SIT	0,3	22 823	3 1496	1,9 2244,0	1,2 4488,0	0,9 7480	0,68 14960	7,3		0,4		1,16			5,53		4,78
Q1	92,4	2,0	185	340	0,6	1500	SIT	1,3	95,4 165	13 300	8,2 450,0	4,9 900,0	3,9 1500	2,9 3000	1,2		0,5		0,89			5,46		6,14

5.4 Первый шаг оптимизации времени срабатывания селективной защиты

Проанализировав время-токовые характеристики защит, представленные на рисунке 5.4, видим, что между временем срабатывания защиты выключателя Q1 и выключателяQ2 большой запас времени. Этот запас времени не является необходимым, поэтому проведем оптимизацию защитных характеристик. Для этого защитную характеристику выключателяQ2 будем строить не при десятикратном токе срабатывания защиты (10·I_S), а будем отстраивать от точки В (см. рисунок 5.15). Точка В является характерной точкой ВТХ защиты выключателяQ1, в которой селективная токовая отсечка переходит в мгновенную токовую отсечку.

Координаты точки В равны I^В= 890 А (значение тока срабатывания мгновенной токовой отсечки выключателяQ1) иt^В= 0,6 с (см. таблицу 5.1). Следовательно, координаты точки В` будут:t<sup>В`</sup>= 0,6 + 0,3 = 0,9 с;I^В=I^В`= 890 А,

а кратность тока будет равна:

Выбираем тип кривой SIT. Рассчитываем, используя выражение (5.2), коэффициент:

.

_{Теперь рассчитаем, используя выражение (}5.3), несколько точек кривой. Для кратности тока

.

Результаты расчетов сведем в таблицу 5.11.

Таблица 5.11 – Время-токовая характеристика защиты выключателя Q2 с учетом оптимизации

Тип кривой	К	α	ISd.Q2, А	tSd, с	10·IS А		, с, при разных
							1,1	2	3	6	10	1,19
SIT	0,14	0,02	748	0,9	7480	0,02	1,6 823,0	0,2 1496,0	0,1 2244,0	0,08 4488,00	0,06 7480,00	0,9 890,0

Нанесем рассчитанную ВТХ селективной защиты выключателя Q2 на диаграмму селективности (рисунок 5.15).

Время-токовые характеристики остальных выключателей рассчитаем по стандартной методике, отстраиваясь от десятикратного тока срабатывания защиты. Рассчитанные ВТХ нанесены на диаграмму селективности (рисунок 5.16), а результата расчета сведены в таблицу 5.12.

Рисунок 5.16 – Карта селективности защит электрической сети 10 кВ после первого шага оптимизации

Таблица 5.12 – Время-токовые характеристики защит выключателей с учетом первого шага оптимизации

Выключатель	IР.МАКС А	IПИК, А	ISd, А	tSd, А	10∙IS, А	Тип кри-вой		tС.З, с, при разных I*, А
								1,1	2	3	6	10	20
Q7	1848	2402	2781	1,56	27810	SIT	0,53	38,7 3059	5,27 5562	3,3 8343	2 16686	1,56 27810	1,2 55620
Q6	1294	1682	2139	1,26	21390	SIT	0,42	30,8 2353	4,2 4278	2,65 6417	1,6 12834	1,26 21390	0,95 42780
Q5	710	1065	1645	0,96	16450	SIT	0,32	23,5 1810	3,2 3290	2 4935	1,23 9870	0,96 16450	0,73 32900
Q4	710	1065	1265	0,66	12650	SIT	0,22	16,1 1392	2,2 2530	1,4 3795	0,84 7590	0,66 12650	0,5 25300
Q3	497	746	973	0,36	9730	SIT	0,12	8,8 1070	1,2 1946	0,76 2919	0,46 5838	0,36 9730	0,27 19460

5.5 Второй шаг оптимизации времени срабатывания селективной защиты

Проанализируем соотношение десятикратного тока срабатывания защиты с трехфазным током короткого замыкания в месте установки защиты и рассмотрим алгоритм построения ВТХ Q5 на втором шаге оптимизации (показан на рисунке 5.17).

Рисунок 5.17 – Алгоритм расчета в начале 2-го шага оптимизации

Для выключателя Q3А, и дляQ4А, а ток трехфазного КЗ в точке Г (шины РП) составляет, т. е., поэтому время-токовые характеристики выключателейQ3 иQ4 оставим без изменения. ВыключателиQ5,Q6,Q7 находятся на одном уровне электроснабжения, поэтому десятикратный ток срабатывания этих защит, составляющий соответственно 16450 А, 21390 А и 27810 А, будем сравнивать с трехфазным током короткого замыкания на сборных шинах ПС, точка В, который составляет. Видим, что десятикратные токи рассматриваемых выключателей значительно больше тока трехфазного КЗ. Поэтому расчет ВТХ данных выключателей будем проводить отстраиваясь от тока.

Определим координаты точки Г (см.рисунок 5.17) I^Г= 14649 А (значение тока трехфазного КЗ в точке В), соответственно кратность тока составит.

Для определения времени срабатывания защиты воспользуемся (5.3):

.

Далее определим координаты точки Г`: I<sup>Г`</sup>=I^Г= 14649 А, а время срабатывания защитыt^Г`=t^Г+ Δt= 0,61 + 0,3 = 0,91 с.

Кратность тока будет равна .

Выбираем тип кривой SIT. Рассчитываем, используя выражение (5.2), коэффициент

.

Теперь рассчитаем, используя выражение (5.3), несколько точек кривой . Для кратности тока:

.

Результаты расчетов сведем в таблицу 5.13, Нанесем рассчитанную ВТХ селективной защиты выключателя Q5 на диаграмму селективности (см. рисунок 5.18).

Таблица 5.13 – Время-токовая характеристика защиты выключателя Q5 с учетом оптимизации

Тип кривой	К	α	IS=IrQ5 А	tS, с	10·I, А		, с, при разных
							1,1	2	3	6	10	8.9
SIT	0,14	0,02	1645	0,91	16450	0,29	21.3 1810	2.9 3290	1.83 4935	1,11 9870	0,86 16450	0,91 14649

Рисунок 5.18 – Карта селективности защит электрической сети 10 кВ после второго шага оптимизации

Время-токовые характеристики остальных выключателей рассчитаем по аналогичной методике. Результаты расчета сведены в таблицу 5.14.

Таблица 5.14 – Время-токовые характеристики защит выключателей с учетом второго шага оптимизации

Выключатель	IР.МАКС А	IПИК, А	ISd, А	tSd, А	10∙IS, А	Тип кри-вой		tС.З, с, при разных I*, А
								1,1	2	3	6	10	20
Q7	1848	2402	2781	1,51	27810	SIT	0,36	26,7 3059	3,65 5562	2,3 8343	1,4 16686	1,1 27810	0,83 55620
Q6	1294	1682	2139	1,21	21390	SIT	0,34	24,6 2353	3,4 4278	2,1 6417	1,3 12834	0,99 21390	0,76 42780

Рассчитанные ВТХ нанесены на диаграмму селективности (рисунок 5.18), а результаты расчета на втором шаге оптимизации более подробно представлены на рисунке 5.19.

Рисунок 5. - Сопоставительная диаграмма времени срабатывания с

учетом оптимизации

Рисунок 5.19 – Алгоритм расчета на втором шаге оптимизации

5.6 Оптимизация времени срабатывания микропроцессорной релейной защиты с помощью логической селективности

5.6.1 Алгоритм работы и суть построения логической защиты

Данный принцип разработан для устранения недостатков работы временной селективности, когда необходимо в короткое время отключить повреждение.

1. В радиальной сети (см.рисунок 5.20) организуется обмен логической информацией между последовательными защитами – логический сигнал от нижестоящей защиты передается на вход вышестоящей защиты.

Рисунок 5.20 – Принцип логической селективности

2. В радиальной сети все защиты, расположенные со стороны источника питания выше места КЗ, чувствуют КЗ, а защиты, расположенные ниже места КЗ, его не чувствуют. Если защита какой-либо ступени чувствует протекающий ток КЗ, то она выдает команду логического запрета вышестоящей защите, не разрешая ей работать.

3. Самая близкая к месту КЗ (со стороны источника питания) защита КА_Бтакого логического запрета снизу не получает, поэтому она срабатывает и отключает свой выключатель.

Преимуществом логической селективности является то, что время отключения (t_МИН= 0,1 с) не зависит от местоположения повреждения. Таким образом, появляется возможность обеспечить селективность между защитой со стороны источника питания с незначительной выдержкой времени (например, КА_А) и защитой со стороны потребителя с большой выдержкой времени (например, КА_Б). В то же время, данная система должна иметь вариант отключения аварийного режима работы.

Рассмотренный алгоритм построения логической защиты позволяет точно определить место повреждения и выбрать отключающий выключатель. Функция логической селективности может значительно снизить время отключения выключателей; она может уменьшить недостатки временной селективности. Логическая селективность применима к максимальным токовым защитам от междуфазных КЗ или замыканий на землю, с независимой выдержкой времени или обратнозависимой характеристикой выдержки времени. Она может использоваться с различными устройствами Sepam(серии 10, 20, 40, 80). Принцип действия логической селективности идентичен для всех типов устройствSepam[8, с.120].

Команда логической блокировки будет действовать до тех пор, пока не будет устранено повреждение. Она будет прервана по истечении выдержки времени, которая учитывает время работы привода выключателя и время сброса защиты. Если выключатель не отключается (неисправен), действие логической блокировки снимается спустя 200 мс после подачи команды отключения.

Чтобы свести к минимуму эффект принятия ложного сигнала блокировки, для каждой ступени защиты можно выставить резервную выдержку времени, которая не блокируется сигналом блокировки. Значения выдержек времени выбираются исходя из условий селективности с нижестоящими защитами.

Логическая селективность позволяет свести к минимуму продолжительность повреждения, оптимизировать селективность и обеспечить безопасность в случае повреждения проводов или отказа выключателя.

5.6.2 Принцип построения защиты электрических сетей с помощью комбинированной («логическая + временная») селективности

На рисунке 5.21 показан фрагмент секции сборных шин 1СШ распределительного пункта РП. Рассматривается вариант согласования защит Б и А, установленных соответственно на отходящей от РП линии (выключатель Q2) и на вводе РП (выключательQ1).

Рис. 5.21 Логическая селективность + резервная временная селективность

Защита А состоит из основного А1 и резервирующего А2 блоков и имеет одну уставку по току . Между блоками защит Б и А1 имеется логическая селективность (см. рис. 5.21,а), позволяющая при КЗ на сборных шинах блоку А1 срабатывать с маленькой выдержкой времени, если блок Б не выдаёт логического запрета.

Если блок А1 по каким-либо причинам не срабатывает, то с большей выдержкой времени сработает блок А2, резервируя блок А1. При этом между блоком Б и блоком А2 выполняется временная задержка

Таким образом, логическая селективность позволяет быстро отключить КЗ на сборных шинах РП, а временная селективность в случае отказа блока А1 (например из-за сбоя в приёме логического сигнала) обеспечивает аварийное резервирование с помощью блока А2.

На рисунке 5.22 показан фрагмент радиальной сети напряжением 10 кВ, питающей Кардиологический центр (1 секции сборных шин ПС Новоградская, распредели тельного пункта РП и трансформаторной подстанции). Рассмотрим вариант согласования защит Б и А, установленных соответственно на отходящей от ТП линии (выключатель Q2) и на вводе ВН трансформатора (выключательQ1).

Рисунок 5.22 – Реализация принципа селективности «логическая + временная»

Развитием рассматриваемой комбинированной селективности является применение «логической + временной» селективности на трех ступенях системы электроснабжения (рис. 5.20). Первая ступень – это сборные шины напряжением 10 кВ подстанции (СШ ПС), вторая – сборные шины напряжением 10 кВ распределительного пункта (СШ РП), третья - это сборные шины напряжением 10 кВ ТП-10/0,4 кВ:

1. На каждой ступени выполняется «логическая + временная» селективность – между защитами А, Б, В с одной стороны, Г, Д, Е, с другой стороны. При КЗ на сборных шинах РП или ПС логическая селективность позволяет отключать КЗ защитами Б или Д с минимальной выдержкой времени 0,1 с.

Между защитами ПС, РП, ТП логическая связь не используется, т.к. сложно выполнить каналы связи.

2. Между защитами В, Г и Д разных ступеней используется только временная селективность

При КЗ на отходящих от ПС, РП или ТП линиях действуют соответственно защиты А1, А4 или А7. Для обеспечения селективности между ними введена временная селективность. Нижестоящая защита А1 при КЗ в своей зоне действия отключает выключатель Q11 с выдержкой времени 0,6 с. А защита «А4» в аналогичной ситуации отключает выключательQ13 с выдержкой времени 0,9 с.

Сопоставление времени срабатывания защиты с комбинированной селективностью и защиты с простой временной селективностью (см. таблицу 5.14) показывает явное преимущество защиты с «логической + временной» селективностью.

Таблица 5.14 – Результаты оптимизации ВТХ СТЗ

Выключатель	Стандартная методика	1-й этап оптимизации		2-й этап оптимизации от ТП Кардиоцентра	2-й этап оптимизации от ТП ЛД Трактор	«Логическая + временная» селектиность
	tS, с		tS, с	tS, с	tS, с	tS, с
Q7	2,4		1,56	1,1		0,1
Q6	2,1		1,26	0,99		0,1
Q5	1,8		0,96	0,86		1,2
Q4	1,5		0,66	0,66		0,1
Q3	1,2		0,36	0,36		0,1
Q2	0,9		0,06	0,06		0,9
Q1	0,6		0,6	0,6		0,6
QF1	0,3		0,3	0,3		0,3

На рисунке 5.23 показана карта селективности защит радиально-ступенчатой сети при реализации принципа «логическая + временная» селективность.

Рисунок 5.23 - Карта селективности при реализации принципа «логическая + временная» селективность

5.6.3 Результаты оптимизации времени срабатывания селективной защиты

На первом шаге оптимизации удалось значительно сократить время срабатывания защиты выключателя Q2 (от 0,9 с до 0,06 с). При этом время срабатывания защиты отходящего от ПС выключателяQ7 составило 1,1 с; а время срабатывания защиты выключателяQ2 получилось меньше времени срабатывания нижестоящего выключателяQ1 на ступень 0,54 с. Таким образом, при построении время-токовых характеристик защит электрической сети напряжением 10 кВ удалось добиться уменьшения времени срабатывания селективной защиты. На втором шаге оптимизации для выключателяQ7 экономия времени составила 1,3 с, а ступень селективности уменьшилась с 0,3 с до 0,11с., что является достаточно весомым при проектировании релейной защиты.

Поскольку от РП-118 питаются не только ТП Кардиологического Центра, но и ТП-2526 Ледового Дворца «Трактор», то на линии соединяющей РП и Кардиоцентр (выключатель Q2), мы можем принять уставки, не меньшие чем на линии, отходящей к ЛД «Трактор». На рисунке 5.21 представлена реальная карта селективности защиты Ледового Дворца, охватывающая участок от вводных выключателей напряжением 10 кВ ПС «Новоградская» до вводных и секционных выключателей на стороне низшего напряжения ТП-2526.

Рисунок 5.21 – Карта селективности защит электрической сети 10 кВ ЧГЭС, питающей ЛД «Трактор» и Кардиоцентр

Сокращение времени срабатывания защит уменьшает термическое действие токов короткого замыкания на кабели и коммутационную аппаратуру, что увеличивает срок службы оборудования, увеличивает его надежность. Уменьшение термического действия токов КЗ приводит к уменьшению допустимого термического сечения кабеля.

1. Рассмотрим кабельные линии, отходящие от РП-118 и питающие ТП-2526 ЛД «Трактор». В начале этой линии установлен выключатель, время срабатывания селективной защиты которого без оптимизации составляет 1,5 с, а с учетом оптимизации 0,73с.

Определим термически устойчивое сечение кабеля для двух случаев.

Время отключения тока короткого замыкания:

t_ОТК=t_РЗ+t_ОВ, (5.10)

где t_РЗвремя срабатывания релейной защиты, с;

t_ОВ= 0,06полное время отключения выключателя, с.

Тогда по формуле (5.10):

t_ОТК.1= 1,5 + 0,06 = 1,56 с;

t_ОТК.2= 0,73 +0,06 = 0,79 с.

Тепловой импульс тока КЗ, определяемый по формуле:

, (5.11)

где = 7,23 – периодическая составляющая тока короткого замыкания в месте установки защиты, кА;

Т_А= 0,08время протекания апериодической составляющей тока короткого замыкания, с.

Тогда по формуле (5.11) получаем:

;

Термически стойкое сечение кабеля определим по формуле:

, (5.12)

где С – коэффициент, зависящий от вида металла жил кабеля, ,

С = 100[4, табл.2.72].

Тогда по формуле (5.12):

;

.

Для первого случая принимаем сечение 95 мм², а для второго 70 мм². Уменьшение сечения, допустимого по термической стойкости к токам КЗ, приводит к сокращению капитальных затрат на кабельные линии, а следовательно и всю электрическую сеть.

Сечение кабельной линии, определяемое по экономической плотности тока:

, (5.13)

где =1,4 А/мм²– экономическая плотность тока для кабелей с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами при числе часов использования максимума нагрузки Т_М=3000 - 5000 ч/год [4, табл. 1.3.36].

Расчетный ток одной цепи линии определим по формуле (3.1):

.

Под послеаварийным режимом кабельной линии будем понимать режим, когда выходит из строя одна из двух кабельных линий, отходящих от шин ТП. При этом нагрузка на линию удваивается, то есть:

А.

По формуле (5.13):

мм².

Выбираем кабель типа АСБ (3х50), допустимый ток согласно [4] I_ДОП= 105 А.

Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки рассчитывается:

(5.14)

где К_П– поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей [4, табл.1.3.26], в нашем случае К_П= 0,8 при 4 кабелях в траншее;

К_t– поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель [4, табл.1.3.3], при прокладке кабелей в траншее/лотке и нормированной температуре алюминиевых жил с бумажной изоляцией 60С [1, табл. 2.72] и температуре почвы 15С К_t= 1.

А.

Проверим кабель по допустимому току в нормальном режиме работы:

= 84 А >I_{РАБ.МАКС} = 72,2 А.

Условие выполняется.

2. Рассмотрим кабельные линии, отходящие от РП-118 и питающие Кардиоцентр КЛ5, КЛ7, КЛ9 (магистраль, соединяющая ТП-2520, ТП-2521, ТП-2522).

В начале линии КЛ5 установлен выключатель, время срабатывания селективной защиты которого без оптимизации составляет 0,9 с, а с учетом оптимизации 0,06с.

Определим термически устойчивое сечение кабеля для двух случаев.

Время отключения тока короткого замыкания определим по формуле (5.10):

t_ОТК.1= 0,9 + 0,06 = 0,96 с;

t_ОТК.2= 0,06 +0,06 = 0,12 с.

Тепловой импульс тока КЗ, определяемый по формуле (5.11), будет равен:

;

где = 12,759 – периодическая составляющая тока короткого замыкания в месте установки защиты, кА;

Термически стойкое сечение кабеля определим по формуле (5.12):

;

.

Для первого случая принимаем сечение 150 мм², а для второго 70 мм².

Определим сечение кабельной линии по экономической плотности тока.

Расчетный ток одной цепи линии определим по формуле (3.7):

.

Под послеаварийным режимом кабельной линии будем понимать режим, когда выходит из строя одна из двух кабельных линий, отходящих от шин ТП. При этом нагрузка на линию удваивается, то есть:

А.

По формуле (5.13):

мм²

Выбираем кабель типа АСБ (3х95), допустимый ток согласно [4] I_ДОП= 155 А.

Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки рассчитывается по формуле (5.14).

А.

где К_П– поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей [4, табл.1.3.26], в нашем случае К_П= 0,9 при 2 кабелях в траншее;

К_t– поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель [4, табл.1.3.3], при прокладке кабелей в траншее/лотке и нормированной температуре алюминиевых жил с бумажной изоляцией 60С [1, табл. 2.72] и температуре почвы 15С К_t= 1.

Проверим кабель по допустимому току в нормальном режиме работы:

= 139,5 А >I_РК= 125,7 А.

Условие выполняется.

3. В начале линии КЛ7 установлен выключатель, время срабатывания селективной защиты которого без оптимизации составляет 0,9 с, а с учетом оптимизации 0,06с.

Определим термически устойчивое сечение кабеля для двух случаев.

Время отключения тока короткого замыкания определим по формуле (5.10):

t_ОТК.1= 0,9 + 0,06 = 0,96 с;

t_ОТК.2= 0,06 +0,06 = 0,12 с.

Тепловой импульс тока КЗ, определяемый по формуле (5.11), будет равен:

;

где = 12,444 – периодическая составляющая тока короткого замыкания в месте установки защиты, кА;

Термически стойкое сечение кабеля определим по формуле (5.12):

;

.

Для первого случая принимаем сечение 150 мм², а для второго 70 мм².

Определим сечение кабельной линии по экономической плотности тока.

Расчетный ток одной цепи линии найдем по формуле (3.7):

,

Под послеаварийным режимом кабельной линии будем понимать режим, когда выходит из строя одна из двух кабельных линий, отходящих от шин ТП. При этом нагрузка на линию удваивается, то есть

А.

По формуле (5.13):

мм²

Выбираем кабель типа АСБ (3х70), допустимый ток согласно [4] I_ДОП= 130 А.

Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки рассчитывается по формуле (5.14):

А.

Проверим кабель по допустимому току в нормальном режиме работы:

= 117 А >I_РК= 94,3А.

Условие выполняется.

4. В начале линии КЛ9 установлен выключатель, время срабатывания селективной защиты которого без оптимизации составляет 0,9 с, а с учетом оптимизации 0,06с.

Определим термически устойчивое сечение кабеля для двух случаев.

Время отключения тока короткого замыкания определим по формуле (5.10):

t_ОТК.1= 0,9 + 0,06 = 0,96 с;

t_ОТК.2= 0,06 +0,06 = 0,12 с.

Тепловой импульс тока КЗ, определяемый по формуле (5.11), будет равен:

;

где = 12,15 – периодическая составляющая тока короткого замыкания в месте установки защиты, кА;

Термически стойкое сечение кабеля определим по формуле (5.12):

;

.

Для первого случая принимаем сечение 120 мм², а для второго 50 мм².

Определим сечение кабельной линии по экономической плотности тока. Расчетный ток одной цепи линии найдем по формуле (3.7):

.

Под послеаварийным режимом кабельной линии будем понимать режим, когда выходит из строя одна из двух кабельных линий, отходящих от шин ТП. При этом нагрузка на линию удваивается, то есть:

А.

По формуле (5.13):

мм²

Выбираем кабель типа АСБ (3х50), допустимый ток согласно [4] I_ДОП= 105 А.

Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки рассчитывается по формуле (5.14):

А.

Проверим кабель по допустимому току в нормальном режиме работы:

= 94,5 А >I_РК= 62,9 А.

Условие выполняется.

Остальные сечения магистральной линии (КЛ11, КЛ13), питающей Кардиоцентр, рассчитываются аналогично. Так как ТП-2520, ТП-2521, ТП-2522, ТП-2523 питаются по кольцевой магистали, то сечения линий КЛ-5, 7, 9, 11, 13 по экономической плотности токов получаются одинаковыми при расчетес двух сторон питания, и уменьшаются при движении к линии КЛ-9.

Все рассчитанные сечения линий, питающих Кардиологический центр и ЛА «Трактор», по экономической плотности токов и на термическую стойкость сведены в таблицу 5.15.

Таблица 5.15 – Сравнение сечений, найденных по термической стойкости и экономической плотности тока

Линия	SР, кВА	IР, А	FЭК, мм2	IДЛ.ДОП, А	IК.МАКС, А	tС.З, с	FТ.С, мм2		FТ.С, мм2
РП -ТП-2526	2500,0	72,2	50	105	12759	1,5	95	0,73	70
КЛ-5	4355,3	125,7	95	155	12759	0,9	150	0,06	70
КЛ-7	3266,5	94,3	70	130	12444	0,9	150	0,06	70
КЛ-9	2177,6	62,9	50	105	12150	0,9	120	0,06	50
КЛ-11	3266,5	94,3	70	130	11214	0,9	120	0,06	50
КЛ-13	4355,3	125,7	95	155	11788	0,9	120	0,06	50

Выводы по разделу пять

Были рассчитаны и построены время – токовые характеристики распределительной электрической сети напряжением 10 кВ. Построенная диаграмма селективностей показывает, что выбранные защиты соответствуют требованиям селективности. Проведена оптимизация времени срабатывания селективных защит, благодаря чему уменьшено сечение питающих ТП линии.

6 БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

6.1 Средства защиты от электрического тока. Защитное заземление РП

Согласно [4] защитное заземление электроустановок следует выполнять при номинальном напряжении 380 В и выше переменного тока.

Под защитным заземлением понимается преднамеренное соединение с землей или ее эквивалентом металлических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением. Заземление частей электроустановки и корпусов электрооборудования, не находящихся под напряжением – одна из наиболее распространенных мер защиты в сетях с изолированной нейтралью при напряжении до 1 кВ и в сетях напряжением выше 1 кВ вне зависимости от режима работы нейтрали источника питания. Оно защищает от поражения электрическим током при прикосновении к металлическим корпусам оборудования, металлическим конструкциям электроустановок, которые вследствие повреждений электрической изоляции оказываются под напряжением.

Согласно [4, пункт 1.7.96] в электроустановках напряжением выше 1 кВ сети с изолированной нейтралью сопротивление заземляющего устройства при прохождении расчетного тока замыкания на землю в любое время года с учетом сопротивления естественных заземлителей должно быть:

(6.1)

но не более 10 Ом так как РП-118 на напряжении 10 кВ,

где I_ОЗЗ– расчетный ток замыкания на землю, А.

Рассматриваемая сеть 10 кВ имеет компенсацию емкостных токов на п/ст «Новоградская», следовательно компенсирующее устройство не подключено к заземляющему устройству, поэтому примем в качестве расчетного тока замыкания на землю - ток, проходящий в нашей сети при отключении этой дугогасящей катушки [4, п. 1.7.96], а именно I_ОЗЗ= 63,0087 А (см. таблицу 5.5).

Тогда согласно (6.1) имеем:

Ом.

Заземляющее устройство состоит из наружного и внутреннего контура заземления.

Наружный контур заземления выполняем вертикальными электродами (стержнями) длиной 5 м, расположенными вокруг здания РП на расстоянии 5 м друг от друга и связанными между собой полосовой сталью прямоугольного сечения 4х40 мм. Электроды наружного контура заземления забиваются на глубину 0,6 м от поверхности земли до верхнего среза электрода.

Внутренний контур заземления включает в себя заземляющие проводники, которые присоединяются к заземляемым элементам (заземляемому оборудованию) и соединяющиеся между собой.

РП-118 естественного заземлителя в лице железобетонного фундамента не имеет так как последний выполнен из блоков и не имеет между собой соединения.

Связь наружного контура заземления РП с углубленным и внутренним контуром, и фундаментом здания выполняется в 2-х местах полосовой сталью 4х40 мм.

К заземляющему устройству присоединяем вторичные обмотки измерительных трансформаторов, металлические корпуса переносных установок, каркасы шкафов,нетоковедущие части силового оборудования, металлические части систем вентиляции методом приваривания их к внутреннему контуру заземления полосой 4х25 мм.

Заземление металлических рам дверей и ворот так же осуществляется приваркой их к внутреннему контуру заземления полосой 4х25 мм.

Прокладка заземляющих проводников производится открыто по конструкциям зданий, в том числе по стенам. Заземляющие проводники должны быть доступны для осмотра.

В качестве магистралей заземления используются все опорные металлоконструкции. Для этой цели все опорные металлоконструкции в местах стыков и в торцах должны быть соединены электросваркой между собой полосовой сталью сечением 4х25 мм.

Сопротивление заземляющего устройства сети напряжением 380 В согласно [4] должно быть не более 4 Ом.

Определим сопротивление наружного контура заземления, состоящего из вертикальных электродов, связанных полосовой сталью прямоугольного сечения.

Определяем величину сопротивления одиночного вертикального заземлителя по формуле:

(6.2)

где l = 5 м – длина вертикального заземлителя;

t– заглубление заземлителя, м;

d – диаметр вертикального заземлителя, м; исходя из [4, таблица 1.7.4] примем d=0,018 м;

Расчетное сопротивление грунта ρ_расчнаходят по формуле:

ρрасч= ρуд·φ , Ом·м,

(6.3)

где ρ_уд– удельное сопротивление грунта, ρ_уд= 100 Ом·м для суглинка;

φ – климатический коэффициент, климатическая зона Урала – вторая, тогда φ=1,35 [4].

Тогда по формуле (6.3) имеем:

ρ_расч= 100·1,35=135 Ом·м.

Заглубление заземления t вычисляют по формуле:

t = t0+ 0,5∙l

(6.4)

где t₀= 0,6 м – расстояние от поверхности земли до верхнего среза электрода

По формуле (6.4) имеем:

t = 0,6 + 0,5·5 = 3,1 м.

Определим величину сопротивления одиночного вертикального заземлителя по формуле (6.2):

Необходимое число вертикальных электродов найдем по формуле:

(6.5)

где =0,58 – коэффициент использования вертикальных электродов

r_В- сопротивления одиночного вертикального заземлителя

R_З- сопротивления естественных заземлителей

Тогда по формуле (6.5):

Общее сопротивление вертикального заземлителя найдем по формуле:

(6.6)

Тогда по формуле (6.6):

Сопротивление заземляющего горизонтального электрода (полосы) найдем по формуле:

(6.7)

где =1,3 – коэффициент, учитывающий сезонное изменение сопротивление земли

=50 м – длина горизонтального электрода

=0,04 м – ширина стальной полосы

Тогда по формуле (6.7)

Сопротивление горизонтального электрода в конуре с 13-ю вертикальными электродами найдем по формуле:

(6.8)

где =0,33– коэффициент использования соединительной полосы

Тогда по формуле (6.8):

Теперь находим сопротивление растеканию принятого нами круппового заземлителя по формуле:

(6.9)

Тогда по формуле (6.9):

Это сопротивление меньше чем требуемое сопротивление RЗ=4 Ом, поэтому принимаем решение уменьшить в контуре заземлителя число вертикальных электродов. Для этого уточняем необходимое их сопротивление по формуле:

(6.10)

Тогда по формуле (6.10)

Уточненное число электродов найдем по формуле (6.5):

Значит, 10 установленных вертикальных заземлителей достаточно и не требуются дополнительные заземлители.

Итак, окончательная схема контурного группового заземлителя состоит из 10 вертикальных стержневых электродов длиной 5 м, диаметром 18 мм,расположенных на глубине 0,6 м от поверхности земли до верхнего среза электрода,с расстоянием между ними равным 5 м и горизонтального электрода в виде стальной полосы длиной 50 м, сечением 4х40 мм, заглубленной в землю на 0,7 м.

План заземления РП-118 показан на рисунке 6.1.

6.2 Контроль изоляции

Согласно [4, п.1.6.12.] в сетях переменного тока выше 1 кВ с изолированной или заземленной через дугогасящий реактор нейтралью, в сетях переменного тока до 1 кВ с изолированной нейтралью и в сетях постоянного тока с изолированными полюсами или с изолированной средней точкой, как правило, должен выполняться автоматический контроль изоляции, действующий на сигнал при снижении сопротивления изоляции одной из фаз (или полюса) ниже заданного значения с последующим контролем асимметрии напряжения при помощи показывающего прибора (с переключением).

Контроль изоляции производим по показаниям приборов, подключенных к трансформатору напряжения типа НАМИ-10-У2, установленных на каждую секцию шин РУ-10кВ. Простейшей является общая неселективная сигнализация ОЗЗ, которая состоит из реле максимального напряжения, подключённого ко вторичной обмотке трёхфазного трансформатора напряжения, соединённой по схеме «разомкнутого треугольника» (см. рисунок 5.11).

Рисунок 6.1 – Схема заземления РП-118

Реле имеет уставку по напряжению, равную 0,3U_ф. В нормальном режиме работы напряжение нейтрали не превышает 15%U_ф, что составляет не более 15В на зажимах указанной вторичной обмотки. При возникновении ОЗЗ напряжение внейтрали возрастает до фазного значения, а на зажимах вторичной обмотки – до 100 В. При этом реле срабатывает и включает сигнализацию (световую или звуковую) о появлении ОЗЗ в электрической цепи. Такой комплект является общим для одной секции сборных шин.

Для контроля изоляции на кабельных линиях устанавливаются трансформаторы тока нулевой последовательности типа CSH120, установленные в ячейкахSM6. Во вторичную обмотку трансформатора тока включается микропроцессорный блок релейной защитыSepamS20 с функцией защиты от ОЗЗANSI51N. Первичной обмоткой трансформатора тока служат жилы кабеля, на которой он ставится. При отсутствии замыкания на землю и допустимой изоляции, токи утечки в сумме дают “ноль”. При замыкании на землю это равенство нарушается, по вторичной обмотке течет ток, который подается на входыSepamи происходит срабатывание защиты на сигнал. Схема контроля изоляции на кабельных линиях показана на рисунке 5.10. Если кабель имеет броню, то для устранения влияния на реле защиты КА блуждающих токов, протекающих в земле (например, от электрифицированного транспорта – трамвай, железная дорога) и по броне кабеляI_БР, производят заземление концевой заделки кабеля с прохождением проводника заземления через ТТНП. В этом случае ток брониI_БР, проходя дважды с разным знаком через ТТНП, влияние на реле защиты КА не оказывает.

6.3 Комплектация электрозащитными средствами

РП снабжается защитными средствами согласно [10]. Комплект средств защиты РУ-10 кВ приведен в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Комплектация электрозащитными средствами РУ-10 кВ

Наименование средств защиты	Количество
1	2
Изолирующая штанга универсальная 10 кВ	2 шт.
Указатель напряжения 10 кВ	2 шт.
Диэлектрические перчатки	2 пары
Диэлектрический ковер	По количеству ячеек
Переносные заземления 10 кВ	2 шт
Защитные ограждения (щиты)	2 шт
Плакаты и знаки безопасности (переносные)	1 комплект
Защитные щитки или очки	2 шт.

6.4 Освещение РП

Во всех помещениях РП предусматривается рабочее освещение на напряжение 220 В и ремонтное переносное освещение на напряжение 36 В. Питание сети электроосвещения принято от щита собственных нужд (ЩСН). В щите собственных нужд РП установлен АВР. Питание шин ЩСН осуществляется от двух секций щита 0,4 кВ по двум линиям. Питание ремонтного освещения предусматривается от ЩСН через ящик с понижающим трансформатором 220/36 В.

Согласно [11] в РУ-10 кВ необходимо аварийное освещение.

Также согласно [11] резервное освещение следует предусматривать, если по условиям технологического процесса или ситуации требуется нормальное продолжение работы при нарушении питания рабочего освещения, а также если связанное с этим нарушение обслуживания оборудования и механизмов может вызвать гибель, травмирование или отравление людей.

Аварийное освещение разделяется на освещение безопасности и эвакуационное. Освещение безопасности предназначено для продолжения работы при аварийном отключении рабочего освещения. Светильники рабочего освещения и

светильники освещения безопасности в производственных и общественных зданиях и на открытых пространствах должны питаться от независимых источников.

Согласно [4, п. 6.1.12] для аварийного освещения рекомендуется применять светильники с лампами накаливания или люминесцентными.

Рассчитаем освещение помещения РУ-10 кВ РП-118.

Общая площадь помещения находится по формуле:

где a– ширина РУ-10 кВ (9,8м);

b– длина РУ-10 кВ (12,7 м).

м².

Высота помещения H_Р=3,6 м. Расчетная высота:H_р= 3,6 м.

Принимаем следующие коэффициенты отражения:

- потолка: _п = 50;

- стен: _ст = 30;

- расчетной поверхности: _р = 10.

Рассчитываем индекс помещения по формуле (6.11):

(6.11)

По нормам освещенности принимаем нормативную освещенность Е_Н=100 лк [11].

Определяем световой поток по формуле:

(6.12)

где К_З– коэффициент запаса, учитывающий потерю света от загрязнения, примем по [11] К_З= 1,4;

Z=1,1 – коэффициент неравномерности светового потока;

– коэффициент использования светового потока, определяется в зависимости отiи типа кривой силы света (КСС), принимаем КСС Д2;

N= 25 – число ламп, намеченное к установке.

Используя (6.12), получим:

лм.

Для внутреннего освещения РУ-10 кВ выбираем лампу накаливания мощностью 100 Вт (95Вт) со световым потоком Ф_Л= 1320 [11] . Проверим пригодность выбранной лампы по световому потоку по условию:

Следовательно, данный тип ламп проходит по условию проверки.

В помещение РУ-10 кВ устанавливаем 25 светильников НПО 1х100. Мощность лампы Р_л=100(95) Вт.

Находим мощность осветительной установки:

(6.13)

_{По формуле (6.13) определяем:}

Определим удельную мощность:

(6.14)

_{По формуле (6.14) определяем:}

.

Выполнения требования [4. п 6.1.21]: «светильники рабочего освещения и светильники освещения безопасности в производственных и общественных зданиях и на открытых пространствах должны питаться от независимых источников» обеспечивается наличием АВР в ЩСН.

Согласно [12, п 7.113] осветительные приборы аварийного освещения допускается предусматривать постоянного действия, включенными одновременно с осветительными приборами рабочего освещения, и непостоянного действия, автоматически включаемыми при нарушении питания рабочего освещения в данной зоне. В нашем случае осветительные приборы аварийного освещения одновременно являются осветительными приборами рабочего освещения.

План размещения светильников показан на рисунке 6.2

Рисунок 6.2 – План размещения светильников

6.5 Обеспечение пожарной безопасности

Согласно [13] помещение РУ-10 кВ РП относятся к категории В4 по взрывопожарной и пожарной опасности. Конструкция здания выполняется из несгораемых материалов (железобетон, кирпич, металл).

В РП Челябинских Городских Электрических Сетей (далее ЧГЭС) отсутствует обслуживающий персонал, поэтому в соответствии с [14] РУ без обслуживающего персонала первичными средствами пожаротушения не обеспечиваются, кроме ящиков с песком у трансформаторов. Песок должен быть сухим и чистым.

Также согласно [14] на автомобилях оперативно-выездной бригады должно быть не менее четырех углекислотных и порошковых огнетушителей массой не менее 5 кг каждый.

Так как в РП-118 есть кабельные сооружения, то необходима установка автоматической установки пожарной сигнализации (далее АУПС). Вывод сигнала АУПС направляем на пульт диспетчера ЧГЭС.

Выводы по разделу шесть

В данном разделе было рассчитано защитное заземление РП-118, рассчитано освещение РУ-10 кВ РП-118, приведена комплектация электрозащитными средствами РУ-10 кВ, описаны обеспечение пожарной безопасности в РП-118 и контроль изоляции.

7 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

7.1 Оценка движущих и сдерживающих сил и ресурсов разработки

проекта релейной защиты и автоматики

Любую организацию можно рассматривать как модель, находящуюся в состоянии равновесия между движущими и сдерживающими силами реализации целей. Поле сил для конкретной организации характеризует организационную надежность ее состояния, устойчивость и направленность развития.

Схема поля сил представлена на рисунке 7.1.

Рисунок 7.1 – Поле сил изменений системы

Вывод: анализ показал, что движущие силы преобладают над сдерживающими. Это указывает на способность организации к развитию, а также на то, что данная цель будет достигнута.

7.2 Планирование целей в пирамиде целеполагания

Пирамида целеполагания дает общее представление о предприятии на данном этапе его развития. Более высокий уровень не может быть надежно «построен» без идеально «построенного» предыдущего уровня. Так идеальное видение предприятия предполагает цели, поставленные перед организаторами предприятия. Для достижения целей необходима четко выбранная стратегия, осуществить которую без качественной организации невозможно.

Пирамида целеполагания ПО ЧГЭС представлена на рисунке 7.2.

Рисунок 7.2 – Пирамида целеполагания ПО «ЧГЭС»

7.3 Планирование целей проекта в дереве целей

Дерево целей представляет собой структурную модель, которая показывает соподчиненность и связь целей подразделений в иерархии управления. Для его построения сверхзадача высшего уровня, или миссия предприятия, делится на проектные цели его подразделений (в том числе, отдела СРЗиА), операционные цели исполнителей.

Дерево целей представлено на рисунке 7.3.

Рисунок 7.3 – Дерево целей проекта

7.4 Качественный анализ вариантов проектных решений

Качественный подход к описанию рисков заключается в детальном и последовательном рассмотрении содержательных факторов, несущих неопределенность, и завершается формированием причин основных рисков и мер по их снижению. Одной из методик анализа сильных и слабых сторон предприятия, его внешних благоприятных возможностей и угроз является SWOT–анализ. Для доказательства необходимости внедрения устройств автоматики в систему электроснабжения объекта проведем сравнительный анализ двух вариантов:

1 вариант: РП работает в существующем на данный момент состоянии (проект не реализован) (см.таблицу 7.1).

2 вариант: РП работает с РЗиА, рассчитанной в данном проекте (проект реализован) (см. таблицу 7.2).

Таблица 7.1 – SWOT–анализ РП без реализации проекта

S – сильные стороны: 1) наличие квалифицированного персонала; 2) отсутствие значительных капиталовложений.	W – слабые стороны: 1) недостаточная надежность систем РЗиА; 2) неполное использование потенциала электрической сети; 3)большие затраты на проведение ремонтных работ.
O – возможности во внешней среде: 1) стандартный набор оборудования, устанавливаемый в существующих сетях.	Т – угрозы внешней среды: 1) угроза возникновения перерыва в электроснабжении потребителей из-за отказа оборудования.

Таблица 7.2 – SWOT–анализ РП с учетом реализации проекта

S – сильные стороны: 1) устанавливаемое оборудование не требует большого количества обслуживающего и ремонтного перонала; 2) высокий срок службы оборудования; 3) сотрудники получают возможность получения новых знаний, умений, навыков и, как следствие, более высокой квалификации; 4)электрооборудование РЗиА имеет высокий уровень электробезопасности.	W – слабые стороны: 1) необходимость больших капитальных вложений; 2) необходимость обучения сотрудников.
O – возможности во внешней среде: 1) уменьшение убытков энергоснабжающей организации за счет надежной работы устройств РЗиА; 2) привлечение инвесторов; 3) поддержка со стороны городских и областных органов власти.	Т – угрозы внешней среды: 1) адаптация к новому оборудованию; 2) зависимость от поставщика элетрооборудования.

Таким образом, анализ показал, что реализация дает большие возможности и при этом уменьшаются угрозы со стороны внешней среды.

Достоинством реализации проекта является возможность более рационального использования имеющихся ресурсов.

Недостатком реализации проекта является то, что необходимо осуществить большие расходы на покупку и монтаж электрооборудования.

7.5 Планирование мероприятий по реализации проекта. План-график Ганта

Небольшой комплекс работ может быть показан в виде ленточного графика по этапам работ, определяемых поставленными целями. По этапам назначаются исполнители и ориентировочная продолжительность работ. На графике отрезками прямых изображается весь цикл работ. Этапы работы могут выполняться как параллельно, так и последовательно. Планирование мероприятий по реализации проекта представлено в таблице 7.3.

Таблица 7.3 – План-график Ганта по реализации целей

Этап работы	Исполнитель (должность)	Кол-во исп.	Продолжительность этапа, месяцев
			2013 год								2014
			6	7	8	9	10	11	12	1		2	3
1. Произвести необходимые расчеты и составить проект	Специалист проектного отдела	1
2. Согласовать проект с руководством и внести необходимые коррективы	Специалист проектного отдела	1
3. Выделить необходимые средства	Начальник отдела	1
4. Заключить необходимые договоры с поставщиками и подрядчиками	Начальник отдела	1
5. Провести демонтаж старого оборудования	Технический персонал	3
6. Провести монтаж и испытания нового оборудования	Технический персонал	5

7.6 Срок окупаемости вложений

Ущерб, нанесенный потребителям при прекращении электроснабжения, убытки, связанные с заменой или ремонтом поврежденного оборудования, а также затраты на мероприятия по повышению надежности электроснабжения являются экономическими категориями. В данной главе дипломного проекта рассчитаем экономический эффект Э, полученный благодаря предотвращению ущерба у потребителей Э_Усредствами автоматики, на установку которых произведены определенные капиталовложения К. Учитывая, что затраты производятся единовременно, то экономический эффект будет действовать в течении некоторого времени, необходимо произведенные капиталовложения условно разнести на принятое число лет Т_ОК. Экономический эффект, следовательно, определяется по формуле (7.1), и он должен быть положительным:

(7.1)

где К – единовременные капитальные вложения на внедрение МПУ РЗиА, руб.;

Э_У– экономия на платежах или предотвращенный ущерб у потребителя, руб/год;

Т_ОК - расчетный срок окупаемости нового оборудования, Т_ОК= 8 лет.

Выражение (7.1) наглядно связывает величину затрат на автоматизацию с экономическим эффектом от предотвращения ущерба у потребителей благодаря этой автоматизации.

Расчет капитальных затрат на внедрение микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики на РП-118 выполняется в форме сметы в ценах 2013 года (см. таблицу 7.4).

Таблица 7.4 – Смета капитальных затрат на внедрение МПУ РЗиА

Наименование работ и затрат	ед. изм	кол-во	Стоимость единицы, тыс.руб		Общая стоимость, тыс.руб			Всего
			Оборудования	СМР	Оборудования	СМР
Терминал Sepam +, с установочным оборудованием	шт.	24	150	–	3600	-	3600
Монтаж оборудования	ед.	24	–	20	-	480	480
Неучтенное оборудование	–	–	–	–	100		100
Монтаж неучтенного оборудования	–	–	–	–	–	50	50
Транспортно-заготовительные расходы	–	–	–	–	40	-	40
Итого по смете	–	–	–	–	3740	530	4270
НДС	–	–	–	–	673,2	95,4	768,6
Итого с НДС	–	–	–	–	4413,2	625,4	5038,6

Ущерб у потребителей, возникший из-за прекращения электроснабжения, как правило, зависит от продолжительности восстановительных работ по возобновлению электроснабжения и нормальной работы потребителя электроэнергии.

Определим ущерб от недоотпуска электроэнергии в год:

(7.2)

где У₀– удельный ущерб от недоотпуска 1 кВт∙ч электроэнергии, руб/кВт∙ч [15], У₀= 177,89 руб/кВт∙ч;

∆W_П.Э– количество недоотпущенной электроэнергии за время перерывов электроснабжения потребителей, кВт∙ч.

(7.3)

где W_А.ГОД– потребялемая Кардиологическим центром и ЛА «Трактор» за год энергия, кВт;

ТГОД – количество часов в году, ТГОД = 8760 ч;

ТПР – время простоя электрической цепи; ТПР = ТВ.Ц + ТПЛ.Ц – складывается из

вынужденного и планового времени простоя цепи, которые определим используя показатели надежности элементов системы.

Определим время простоев. Считаем, что от РП-118 отходит 8 кабельных линий, на каждой из которых установлено по 2 выключателя и 2 разъединителя. Определим для этих элементов такие величины, как частота плановых ремонтов µПЛ и частота отказов ω [1]. Полученные значения сведем в таблицу 7.5.

Таблица 7.5 – Показатели надежности рассматриваемой СЭС

Элемент цепи	Аварийное отключение		Плановое отключение
	ω, 1/год	tВ, ч	µПЛ, 1/год	tПЛ, ч
Разъединитель (16шт)	0,008	15	1/3	30
Выключатель (16шт)	0,06	20	1/3	200
Линия (8шт)	0,0081	10	1/4	125

Используя данные таблицы 7.5, находим Т_ПЛ.Ц= 105 ч/год; Т_В.Ц= 2,67 ч/год. Тогда Т_ПР.Σ= 861,4 ч/год.

Подставив найденные значения в формулу (7.3), получим:

Тогда экономия по формуле (7.2):

Тогда по формуле (7.1) получаем:

.

Экономический эффект определяется как положительный.

Выводы по разделу семь

Из двух рассмотренных вариантов выбираем «Проект реализован», так как он имеет больше сильных и меньше слабых сторон, чем «Проект не реализован». Движущих сил проекта больше, чем сдерживающих, поэтому проект может быть успешно реализован. При этом надо подчеркнуть, что экономический эффект автоматизации электрических сетей, подсчитанный таким образом, не учитывает дополнительную экономию средств, которые затрачиваются на обслуживание неавтоматизированной сети, в том числе на поиск повреждения, на расследование аварийных ситуаций, то есть проект является еще более выгодным.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В дипломном проекте рассчитана релейная защита электрических сетей напряжением 0,38 – 10 кВ, питающих Центр сердечно-сосудистой хирургии.

В ходе выполнения дипломного проекта были рассмотрены вопросы организации релейной защиты системы электроснабжения, выбора оборудования релейной защиты, расчета уставок срабатывания защит и построения карт селективности. На начальном этапе проектирования были проведены расчеты токов короткого замыкания системы электроснабжения Кардиоцентра. В проекте были рассмотрены вопросы безопасности, а также экономические вопросы проектируемой системы релейной защиты.

Релейная защита, описанная в дипломном проекте, базируется на современных микропроцессорных устройствах компанией «Schneider Electric». Была проведена оптимизация параметров этих устройств, установленных в рассматриваемых электрических сетях, благодаря чему было предложено уменьшение сечений питающих линий.

Итак, рассмотренная в проекте система релейной защиты электрических сетей напряжением 0,38 – 10 кВ, питающих Центр сердечно-сосудистой хирургии, созданная на современном оборудовании компании «Schneider Electric», может быть рекомендована для внедрения в учебном процессе по специальности «Электроснабжение» и быть интересна для электрических сетей ОАО «Челябэнерго».

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1 Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для дипломного проектирования. Учебник для вузов/ Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков – 4-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.

2 ГОСТ 28249–93. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ. – М.: Изд-во стан­дартов, 1994. – 88 с.