Реконструкция узла связи

     ВВЕДЕНИЕ
     
     Электроснабжение это система устройств и коммуникаций обеспечивающих распределение электроэнергии внутри здания. Значение данной системы трудно переоценить, так как от ее надежной работы зависит функционирование других инженерных систем, а так же безопасность людей и сохранность материальных ценностей находящихся в здании.
     Технические средства коммуникаций немыслимы без электричества, трудно даже представить какие последствия может вызвать глобальное исчезновение электричества: человечество разом откатиться на пару веков назад.
     Современное телекоммуникационное оборудование предъявляет довольно жесткие требования системам электроснабжения, и выполнение этих требований всегда являлось одним из основных пунктов при проектировании и строительстве объектов связи.Как результат требований к надежности и качеству электроснабжения на рынке предлагается широкий выбор систем обеспечения надежности электропитания. Они могут обеспечивать устойчивое снабжение электроэнергий начиная от домашнего компьютера и заканчивая огромным телекоммуникационным комплексом, потребляющий десятки мегаватт.
     Система электроснабжения должна соответствовать следующим требованиям:бесперебойность электроснабжения, безопасность для потребителей и пожаробезопасность, соответствие параметров электроэнергии принятым стандартам, безопасность обслуживания системы, эффективное использование электроэнергии.
     Одной из важных проблем в энергетике является замена устаревшего оборудования. Реконструкция – это наиболее эффективный и экономически выгодный путь, так как строительство новых узлов и линий связи влечет за собой большие денежные и временные затраты.
     

     1 ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА
     
     Узел связи «Приводино»филиала АО «СВЯЗЬТРАНСНЕФТЬ» Северное ПТУС расположен в Архангельской области, Котласский район, п. Приводино. Узел связи был введен в эксплуатацию в 2005 году. Основными потребителями электроэнергии являются производственные средства связи. 
     Узел связи «Приводино» с диспетчерским наименованием «УС «Приводино» снабжает бесперебойным питаниемтехнологическое оборудование связи, узловую радиорелейную станцию. Узел связи снабжается по двум воздушным линиям 10 кВ.
     Для того, чтобы повысить надежность электроснабжения, а так же увеличить энергетическую эффективность в дипломном проекте рассмотрена реконструкцияузла связи «Приводино» филиала АО «СВЯЗЬТРАНСНЕФТЬ».
     Реконструкция узла связи «Приводино» предусматривает следующие изменения:
а) реконструкцию внешнего и внутреннего электроснабжения;
б) монтаж комплектной трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ;
в) монтаж ВЛ-10 кВ
     Целью реконструкции является:
- Повышение надежности электроснабжения;
- Улучшение уровня безопасности персонала при работе на объектах, связь с которыми осуществляется с помощью «УС «Приводино»;
- Повышение энергетической эффективности.
     		
     

     2 РАСЧЕТНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
     
     2.1 Выбор трассы воздушной линии и величины питающего напряжения
     
     Питающая двухцепная воздушная линия проходит от закрытого распределительного устройства к понижающей трансформаторной подстанции, а затем с помощью кабельных линий 0,4 кВ питание приходит к узлу связи. Длина представленного участка ВЛ составляет 700м. Категория электроснабжения – первая.
Номинальное напряжение в электрических сетях при проектировании выражается по формуле:
длина линии, км;
передаваемая мощность, МВт.
Выбираем номинальное напряжение
     Расчет электрических нагрузокпроведем методом упорядоченных диаграмм и методом коэффициента спроса.
     Метод упорядочных диаграмм используется в тех случаях, когда известны номинальные мощности всех электроприемников предприятия, их количество и технологическое назначение. Метод коэффициента спроса применяется на стадии проектирования, если неизвестны мощности отдельных электроприемников, в этом случае оценивается расчетная нагрузка отдельного предприятия или группы электроприемников.
Электрические нагрузки узла связи приведены в таблице 2.2.1.
     Расчёт электрических нагрузок ЩО-1, ЩО-2, ЩОА, ЩР-1, ЩР-2, ЩР-3, ЩР-4, ЩР-5проведем методом упорядочных диаграмм.
2.2.1 Однолинейная электрическая схема ЩО-1 представлена на рисунке 1.
Рисунок 1 – Однолинейная электрическая схема ЩО-1
     
Находим суммарную активную мощность ЩО-1:
Коэффициент использования и cos? для технологического оборудования, заданные предприятием:
Определяем активную сменную мощность:
номинальная активная мощность электроприемника, кВт;
коэффициент использования активной мощности.
     Реактивная сменная мощность:
где	– соответствует cos?, характерному для электроприёмника с реактивной составляющей нагрузки.
     Пределы номинальных мощностей:
     Так как эффективное число определяют для группы электроприёмников, присоединённых к силовому щиту, то необходимо учитывать показатель силовой сборки – число m:
     Определяем эффективное число электроприёмников при условии m>3; Ки> 0,2; n> 5 ;P ? const:
     Находим коэффициент максимума: 
     Км – коэффициент максимума активной (реактивной) мощности, принимаемый по табл. 2.1, стр. 25, [2] в зависимости от значения Ки и эффективного числа электроприемников nэ.
     При условии nэ>10 коэффициент максимума Кма= 1,04, Кмр= 1,04.
     Активная расчётная мощность определяется по формуле:
     Реактивная расчётная мощность:
     Полная расчётная мощность:
     Расчётный максимальный ток:
     2.2.2 Расчеты для ЩО-2 ведутся аналогично. Однолинейная электрическая схема ЩО-2 представлена на рисунке 2.
Рисунок 2 – Однолинейная электрическая схема ЩО-2
     Определяем суммарную активную мощность ЩО-2 по формуле (2.2.1):
     Активная сменная мощность рассчитывается по формуле (2.2.2):
     Реактивная сменная мощность определяется по формуле (2.2.3):
     Пределы номинальных мощностей:
     Так как эффективное число определяют для группы электроприёмников, присоединённых к силовому щиту, то необходимо учитывать показатель силовой сборки – число m по формуле (2.2.4):
     Исходя из того, что m>3; Ки> 0,2; n=5 ;P ? const, эффективное число электроприемников определяется по формуле:
     Находим коэффициент максимума: 
     Км – коэффициент максимума активной (реактивной) мощности, принимаемый по табл. 2.1, стр. 25, [2] в зависимости от значения Ки и эффективного числа электроприемников nэ.
     При условии nэ>10 коэффициент максимума Кма= 1,05, Кмр= 1,05.
     Активная расчётная мощность определяется по формуле (2.2.6):
     Реактивную расчетную мощность находим по формуле (2.2.7):
     Полная расчетная мощность определяется по формуле (2.2.8):
     Определим расчетный максимальный ток по формуле (2.2.9):
     2.2.3 Расчеты для ЩОА ведутся аналогично. Однолинейная электрическая схема ЩАО представлена на рисунке 3.
Рисунок 3 – Однолинейная электрическая схема ЩАО
     Определяем суммарную активную мощность ЩОА по формуле (2.2.1):
     Активная сменная мощность рассчитывается по формуле (2.2.2):
     Реактивная сменная мощность определяется по формуле (2.2.3):
     Пределы номинальных мощностей:
     Так как эффективное число определяют для группы электроприёмников, присоединённых к силовому щиту, то необходимо учитывать показатель силовой сборки – число m по формуле (2.2.4):
     Определяем эффективное число электроприёмников по формуле (2.2.10), при условии m>3; Ки> 0,2; n< 5 ;P ? const:
     Находим коэффициент максимума: 
     Км – коэффициент максимума активной (реактивной) мощности, принимаемый по табл. 2.1, стр. 25, [2] в зависимости от значения Ки и эффективного числа электроприемников nэ.
     При условии nэ>10 коэффициент максимума Кма= 1,05, Кмр= 1,05.
     Активная расчётная мощность определяется по формуле (2.2.6):
     Реактивную расчетную мощность находим по формуле (2.2.7):
     Полная расчетная мощность определяется по формуле (2.2.8):
     Определим расчетный максимальный ток по формуле (2.2.9):
     2.2.4 Расчеты для ЩР-1 ведутся аналогично. Однолинейная электрическая схема ЩР-1 представлена на рисунке 4.
Рисунок 4 – Однолинейная электрическая схема ЩР-1
     Находим суммарную активную мощность по формуле (2.2.1):
     Активная сменная мощность рассчитывается по формуле (2.2.2):
     Реактивная сменная мощность определяется по формуле (2.2.3):
     Пределы номинальных мощностей:
     Так как эффективное число определяют для группы электроприёмников, присоединённых к силовому щиту, то необходимо учитывать показатель силовой сборки – число m по формуле (2.2.4):
     Определяем эффективное число электроприёмников по формуле (2.2.10), при условии m>3; Ки> 0,2; n = 5 ;P ? const:
     Находим коэффициент максимума: 
     Км – коэффициент максимума активной (реактивной) мощности, принимаемый по табл. 2.1, стр. 25, [2] в зависимости от значения Ки и эффективного числа электроприемников nэ.
     При условии nэ>10 коэффициент максимума Кма= 1,05, Кмр= 1,05.
     Активная расчётная мощность определяется по формуле (2.2.6):
     Реактивную расчетную мощность находим по формуле (2.2.7):
     Полная расчетная мощность определяется по формуле (2.2.8):
     Определим расчетный максимальный ток по формуле (2.2.9):
     2.2.5 Расчеты для ЩР-2 ведутся аналогично. Однолинейная электрическая схема ЩР-2 представлена на рисунке 5.
Рисунок 5 – Однолинейная электрическая схема ЩР-2.
     Находим суммарную активную мощность по формуле (2.2.1):
     Активная сменная мощность рассчитывается по формуле (2.2.2):
     Реактивная сменная мощность определяется по формуле (2.2.3):
     Пределы номинальных мощностей:
     Так как эффективное число определяют для группы электроприёмников, присоединённых к силовому щиту, то необходимо учитывать показатель силовой сборки – число m по формуле (2.2.4):
     Исходя из того, чтоm? 3; Ки> 0,2; n< 5 ;P ? const следует:
     Находим коэффициент максимума: 
     Км – коэффициент максимума активной (реактивной) мощности, принимаемый по табл. 2.1, стр. 25, [2] в зависимости от значения Ки и эффективного числа электроприемников nэ.
     При условии nэ>10 коэффициент максимума Кма= 1,05, Кмр= 1,05.
     Активная расчётная мощность определяется по формуле (2.2.6):
     Реактивную расчетную мощность находим по формуле (2.2.7):
     Полная расчетная мощность определяется по формуле (2.2.8):
     Определим расчетный максимальный ток по формуле (2.2.9):
     2.2.6 Расчеты для ЩР-3 ведутся аналогично. Однолинейная электрическая схема ЩР-3 представлена на рисунке 6.
     Находим суммарную активную мощность по формуле (2.2.1):
     Активная сменная мощность рассчитывается по формуле (2.2.2):
     Реактивная сменная мощность определяется по формуле (2.2.3):
     Пределы номинальных мощностей:
     Так как эффективное число определяют для группы электроприёмников, присоединённых к силовому щиту, то необходимо учитывать показатель силовой сборки – число m по формуле (2.2.4):
     Исходя из того, чтоm>3; Ки> 0,2; n> 5 ;P ? const:
     Находим коэффициент максимума: 
     Км – коэффициент максимума активной (реактивной) мощности, принимаемый по табл. 2.1, стр. 25, [2] в зависимости от значения Ки и эффективного числа электроприемников nэ.
     При условии nэ>10 коэффициент максимума Кма= 1,05, Кмр= 1,05.
     Активная расчётная мощность определяется по формуле (2.2.6):
     Реактивную расчетную мощность находим по формуле (2.2.7):
     Полная расчетная мощность определяется по формуле (2.2.8):
     Определим расчетный максимальный ток по формуле (2.2.9):
     2.2.7 Расчеты для ЩР-4 ведутся аналогично. Однолинейная электрическая схема ЩР-4 представлена на рисунке 7.
Рисунок 7 – Однолинейная электрическая схема ЩР-4
     Находим суммарную активную мощность по формуле (2.2.1):
     Активная сменная мощность рассчитывается по формуле (2.2.2):
     Реактивная сменная мощность определяется по формуле (2.2.3):
     Пределы номинальных мощностей:
     Так как эффективное число определяют для группы электроприёмников, присоединённых к силовому щиту, то необходимо учитывать показатель силовой сборки – число m по формуле (2.2.4):
     Определяем эффективное число электроприёмников по формуле (2.2.10), при условии m>3; Ки> 0,2; n< 5 ;P ? const:
     Находим коэффициент максимума: 
     Км – коэффициент максимума активной (реактивной) мощности, принимаемый по табл. 2.1, стр. 25, [2] в зависимости от значения Ки и эффективного числа электроприемников nэ.
     При условии nэ>10 коэффициент максимума Кма= 1,05, Кмр= 1,05.
     Активная расчётная мощность определяется по формуле (2.2.6):
     Реактивную расчетную мощность находим по формуле (2.2.7):
     Полная расчетная мощность определяется по формуле (2.2.8):
     Определим расчетный максимальный ток по формуле (2.2.9):
     2.2.8 Расчеты для ЩР-5 ведутся аналогично. Однолинейная электрическая схема ЩР-5 представлена на рисунке 8.
     Находим суммарную активную мощность по формуле (2.2.1):
     Активная сменная мощность рассчитывается по формуле (2.2.2):
     Реактивная сменная мощность определяется по формуле (2.2.3):
     Пределы номинальных мощностей:
     Так как эффективное число определяют для группы электроприёмников, присоединённых к силовому щиту, то необходимо учитывать показатель силовой сборки – число m по формуле (2.2.4):
     Исходя из того, чтоm>3; Ки> 0,2; n> 5 ;P ? const:
     Находим коэффициент максимума: 
     Км – коэффициент максимума активной (реактивной) мощности, принимаемый по табл. 2.1, стр. 25, [2] в зависимости от значения Ки и эффективного числа электроприемников nэ.
     При условии nэ>10 коэффициент максимума Кма= 1,03, Кмр= 1,03.
     Активная расчётная мощность определяется по формуле (2.2.6):
     Реактивную расчетную мощность находим по формуле (2.2.7):
     Полная расчетная мощность определяется по формуле (2.2.8):
     Определим расчетный максимальный ток по формуле (2.2.9):
     Для определения электрических нагрузок беспроводной сети «БИЛАЙН» и щита управления задвижкой пожаротушения переходим к расчету методом коэффициента спроса, так как нам не известна мощность электроприёмников, но известна активная мощность.
     Коэффициент спроса и cos? для технологического оборудования:
     2.2.9 БС «БИЛАЙН»:
     Определяем активную расчётную мощность:
     Реактивная расчётная мощность:
     Полная расчётная мощность определяется по формуле (2.2.8):
     Расчётный максимальный ток находим по формуле (2.2.9):
     2.2.10 Щит управления задвижкой пожаротушения:
     Активная расчётная мощность определяется по формуле (2.2.11):
     Реактивная расчётная мощность находится по формуле (2.2.12):
     Полная расчётная мощность:
     Расчётный максимальный ток определяем по формуле (2.2.9):
     2.2.11 Определение активной расчётной мощности узла связи:
     Определение реактивной расчётной мощности узла связи:
     Определение полной расчётной мощности узла связи рассчитывается по формуле (2.2.8):
     Максимальный ток нагрузки узла связи определяется по формуле (2.2.9):
     Результаты расчета электрических нагрузок сводим в таблицу 2.2.2.
     2.3 Компенсация реактивной мощности
     Компенсирующие устройства применяются во всех электрических сетях для того, чтобы реактивная мощность, передаваемая по линии, была минимальной. Уменьшение реактивной мощности приводит к уменьшению тока, а следовательно и уменьшаются потери мощности в сетях.
     Заданный коэффициент энергоснабжающей организацией , необходимый параметр .
Мощность компенсирующего устройства потребителей:
где	 – коэффициент мощности до компенсации; 
      – коэффициент мощности после компенсации.
     Реактивная расчетная мощность потребителей после компенсации:
     Полная расчетная мощность потребителей после компенсации:
     Максимальный ток нагрузки после компенсации:
     Коэффициент мощности после компенсации:
     Выбираем две комплектные низковольтные конденсаторные установки типа КРМ-0,4-350-50УЗ, так как потребители относятся к первой категории электроснабжения, а КТП состоит из двух трансформаторов.
     Характеристики конденсаторных установок:
- автоматическое регулирование;
- входное напряжение – 0,4 кВ;
- мощность установки – 350 кВАр;
- мощность минимальной ступени – 50 кВАр;
     габариты – 1800 х800 х600 мм.
     2.4 Расчет числа и мощности силовых трансформаторов, выбор типа КТП
     Мощность силовых трансформаторов КТП и их количество рассчитываются в зависимости от категории надежности и возможности передачи достаточного количества активной мощности потребителям.
     Коэффициент загрузки, зависящий от полной расчетной мощности потребителей, не должен отклоняться от нормы. Для этого компенсируется необходимое количество реактивной мощности. 
     Потребители узла связи относятся к первой категории, поэтому следует использовать два силовых трансформатора. Для обеспечения пожарной безопасности в КТП внутренней установки используются силовые трансформаторы сухого типа.
     Расчетная нагрузка трансформаторов КТП на низкой стороне:
     Коэффициенты загрузки трансформаторов в номинальном и аварийном режимах определяются по формулам:
где	 – расчетная полная мощность, кВА;
      – число трансформаторов, шт.;
      – коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме, равный 0,5 для сухих транформаторов;
      – коэффициент загрузки трансформатора в аварийном режиме, равный 1,2 для сухих транформаторов;
      – номинальная мощность трансформатора, кВА.
     Мощность трансформатора определяется по формуле:
     Трансформатор мощностью 100кВА поверим по коэффициенту загрузки в нормальном режиме:
     По коэффициенту загрузки в аварийном режиме:
     Результаты расчетов не превышают нормальных значений.
     Выбираем трансформатор сухой типа ТСЗ - 100/10/0,4.
     Паспортные данные трансформатора:
- номинальная мощность трансформатора Sном= 100 кВА;
- напряжение на высокой стороне U1= 10 кВ;
- напряжение на низкой стороне U2= 0,4 кВ;
- потери мощности холостого хода трансформатора ?Pхх= 0,45 кВт;
- потери мощности короткого замыкания трансформатора ?Ркз= 2,2 кВт;
- напряжение короткого замыкания трансформатора Uкз = 5 %;
- ток холостого хода трансформатора i0 = 2,2 %;
- число трансформаторов Nтр= 2 шт.
     Нагрузка на стороне высокого напряжения определяется с учетом суммарных потерь мощности в трансформаторе, которые состоят из потерь холостого хода и нагрузочных потерь. 
     Определим потери активной мощности по формуле:
где	 – активные потери холостого хода, кВт;
      – активные потери короткого замыкания, кВт;
      – число трансформаторов, шт;
      – требуемая расчетная мощность, кВА;
      – номинальная мощность трансформатора, кВА.
     Потери реактивной мощности:
где	 – реактивные потери холостого хода, кВАр;
      – реактивные потери короткого замыкания, кВАр.
     Реактивные потери холостого хода:
     Определим реактивные потери короткого замыкания в трансформаторе:
     Потери реактивной мощности:
     Определим полную нагрузку на стороне ВН с учетом потерь в трансформаторах:
     где	 – активная нагрузка на стороне НН, кВт;
      – реактивная нагрузка на стороне НН, кВАр.
     2.5 Расчет и выбор внешних питающих линий 10 кВ
     Выбор сечения проводников производится по нормативным обобщенным показателям.В качестве такого показателя используется экономическая плотность тока , которая в зависимости от типа проводки и числа часов использования максимума нагрузки в год Тmax выбирается по таблице 2.5.1:
     Таблица 2.5.1 – Экономическая плотность тока
     Выбираем алюминиевые неизолированные провода при Tм =8760 ч:
     Экономически целесообразное сечение  определяется из соотношения:
     где– ток в час максимума энергосистемы, А.
     Расчетный ток определяется по формуле:
     где– мощность, передаваемая по конкретной линии.
     При двухцепной () линии это значение уменьшается в два раза. Значение  находится по той же формуле, но при обрыве одной из питающих линий:
     По результатам расчетов выбираем провод типа СИП-3 1х50, , , 
     Среднегеометрическое расстояние между проводами принято для напряжения  равным 2 м.
     Потери напряжения определяются по формуле:
где	 – номинальное линейное напряжение, В;
     I – номинальный ток, А;
     l – длина проводника, м;
     r0 – активное сопротивление, Ом/км;
     x0 – индуктивное сопротивление, Ом/км.
     Потери напряжения не достигают 5%, т.е. в пределах нормы.
     2.6 Расчет распределительной сети 0,4 кВ
     Сеть 0,4кВ выполняется прокладкой кабелей в земле.
     Сечение жил кабелей на напряжение 0,4кВ выбираются по нагреву расчетным током в соответствии с условием:
где	 – расчетный ток линии, питающей группу приемников, А;
      – поправочный коэффициент, который учитывает различие температуры в помещение и температуры, при которой заданы Iдоп;
      – поправочный коэффициент, который учитывает снижение допустимой токовой нагрузки для кабелей при их многослойной прокладке.
     Для примера рассчитаем и выберем кабельную линию щита ЩО-1:
     Определим номинальный ток по формуле:
     По результатам расчетов выбираем кабель типа ВВГ 5х2,5, , , 
     Проверка по предельному нагреву в номинальном и после аварийном режимах работы:
     Выбранный кабель удовлетворяет условию по нагреву.
     Потери напряжения определяются по формуле (2.5.3):
     Потери напряжения не достигают 5%, т.е. в пределах нормы.
     Аналогично проводим расчет остальных кабельных линий. Результаты расчетов сведены в таблицу 2.6.1.
Таблица 2.6.1 – Результаты расчета и выбора кабельных линий
Выбранные кабельные линии удовлетворяютусловиям.
2.7 Расчет токов короткого замыкания
     В нормальном режиме трансформаторы подстанции включены раздельно для снижения токов короткого замыкания. Схема замещения для расчета значений токов короткого замыкания представлена на рисунке 9.
     Рисунок 9 – Схема замещения для расчета токов короткого замыкания
     Проведем расчет токов КЗ в относительных единицах . В общем случае выбор базисных параметров, используемых в расчете, произволен. Принимаем:
     Базисную мощность Sб = 100 кВА,	
     Базисное напряжение с высшей стороны Uбн = 10,5 кВ,
     Базисное напряжение с низшей стороны Uбн = 0,4 кВ.
     Находим базисные токи для соответствующих ступеней по формуле:
     На ВН: Uбв = 10,5кВ;
     На НН: Uбн = 0,4кВ;
     Определим активное и индуктивное сопротивления элементов схемы замещения в относительных единицах:
     Найдем активное и индуктивное сопротивления ВЛ-10 кВ:
     С учетом того, что подстанция соединена с системой двумя параллельными линиями то:
     Ток трехфазного короткого замыкания в точке К1 определяется по формуле:
     Ток двухфазного короткого замыкания в точке К1 определяется по формуле:
     Ток однофазного короткого замыкания в точке К1 определяется по формуле:
     Ударный ток трехфазного короткого замыкания в точке К1 определяем по формуле:
где- ударный коэффициент тока к.з. [6,стр.358];                
     Ударный ток двухфазного короткого замыкания в точке К1 определяется по формуле:
     Ударный ток однофазного короткого замыкания в точке К1 определяется по формуле:
     Определим сопротивление трансформаторов в относительных единицах:
     Ток трехфазного короткого замыкания в точке К2 определяется по формуле (2.7.8).
     Ток двухфазного короткого замыкания в точке К2 определяется по формуле (2.7.9).
     Ток однофазного короткого замыкания в точке К2 определяется по формуле (2.7.10).
     Ударный ток трехфазного короткого замыкания в точке К2 определяем по формуле (2.7.11):
     Ударный ток двухфазного короткого замыкания в точке К2 определяем по формуле (2.7.12):
     Ударный ток однофазного короткого замыкания в точке К2 определяем по формуле (2.7.13):
     Определим сопротивление выбранных кабелей для сети 0,4кВ в относительных единицах:
     Ток трехфазного короткого замыкания в точке К3 определяется по формуле (2.7.8).
     Ток двухфазного короткого замыкания в точке К3 определяется по формуле (2.7.9).
     Ток однофазного короткого замыкания в точке К3 определяется по формуле (2.7.10).
     Ударный ток трехфазного короткого замыкания в точке К3 определяем по формуле (2.7.11):
     Ударный ток двухфазного короткого замыкания в точке К3 определяем по формуле (2.7.12):
     Ударный ток однофазного короткого замыкания в точке К3 определяем по формуле (2.7.13):
     Значения сопротивлений для остальных кабельных линий рассчитываются аналогично, результаты расчетов сведены в таблицу 2.7.1.
Таблица №2.7.1 – Расчет токов короткого замыкания.
     2.8 Выбор электрической аппаратуры
     Надежная и экономичная работа электрических аппаратов и токоведущих частей может быть обеспечена лишь при их правильном выборе по условиям работы внормальном режиме и режиме короткого замыкания.
     Для номинального режима аппаратуру выбирают по номинальному току, номинальному напряжению, роду установки, конструктивному исполнению, току и мощности отключения (аппараты для отключения рабочих и аварийных токов).
     После выбора аппаратов и проводников по условиям номинального режима их проверяют на электродинамическую и термическую стойкость. Отключающие аппараты, кроме того, выбирают по их отключающей способности.
     2.8.1 Выбор автоматических выключателей на стороне низкого напряжения.
     Условия выбора выключателей на напряжение до 1000В:
1. По номинальному току:
где	Iн.а. – номинальный ток автомата, А;
     Iн.р. – номинальный ток расчетный, А.
2. По номинальному напряжению:
где	Uн.а – номинальное напряжение автомата;
     Uc – напряжение сети.
3. По электродинамической стойкости:
где	– ток электродинамической стойкости;
      – ударный ток.
4. По току расцепителя:
где	 – однофазный ток короткого замыкания;
      – ток расцепителя.
     Выбираем автоматический выключатель типа ВА 51-25.
     Характеристики выбранного выключателя:
- номинальное напряжение выключателя Uн.а= 400 В;
- номинальный ток автомата Iн.а= 31,5 А;
- ток электродинамической стойкости= 3,8кА;
- ток расцепителя= 25 А.
     Проверка автоматического выключателя:
     Выбранный выключатель удовлетворяет заданным условиям.
	Выбор и проверка оставшихся автоматических выключателейна низкой стороне ведется аналогично. Результаты проверкисведены в таблицу 2.8.1.
     2.8.2 Выбор автоматических выключателей на стороне высокого напряжения.
     Условия выбора выключателей на напряжение свыше 1000В:
1. По напряжению: 
2. По длительному току: 
3. По отключающей способности: 
4. По электродинамической стойкости: 
5. По термической стойкости: 
     Выбираем автоматический выключатель типа ВМПЭ-10-630-20.
     Технические характеристики выключателя:
- Uн = 10 кВ – номинальное напряжение;
- Iн = 630 А – номинальный ток;
- Iоткл= 20 кА – номинальный ток отключения;
- Iтерм.ст. = 20 кА – ток термической стойкости;
- tтерм.ст. = 4с – время термической стойкости; 
- Iдин.ст.= 52 кА – ток электродинамической стойкости;
- tоткл. = 0,1 с – время отключения выключателя.
     Проверка автоматического выключателя:
     Выбранный выключатель удовлетворяет всем условиям.
     2.8.3 Выбор разъединителей
     Условия выбора разъединителей:
1. По напряжению: 
2. По току пускателя: 
3. По электродинамической стойкости: 
4. По термической стойкости: 
     Выбираем разъединители типа РВЗ 10/400.
     Технические характеристики пускателя:
- Uн = 10кВ – номинальное напряжение;
- Iн.разъед. = 400 А – номинальный ток разъединителя;
- Iтерм.ст. = 16 кА – ток термической стойкости;
- tтерм.ст. = 3с – время термической стойкости; 
- Iдин.ст.= 41 кА – ток электродинамической стойкости;
- tоткл. = 0,1 с – время отключения выключателя.
     Проверка разъединителя:
     Результаты проверки разъединителей приведены в таблице 2.8.2.
     Таблица 2.8.2 – Результаты проверки разъединителей
     Все выбранные разъединители отвечают заданным условиям.
     2.9 Расчет заземления
     Заземление служит для снижения напряжения прикосновения до безопасной величины. Благодаря заземлению опасный потенциал уходит в землю тем самым, защищая человека от поражения электрическим током.
     Величина тока стекания в землю зависит от сопротивления заземляющего контура. Чем сопротивление будет меньше, тем величина опасного потенциала на корпусе поврежденной электроустановки будет меньше.
     Заземляющие устройства должны удовлетворять возложенным на них определенным требованиям, а именно величины сопротивление растекания токов и распределения опасного потенциала.
     Поэтому основной расчет защитного заземления сводится к определению сопротивления растекания тока заземлителя. Это сопротивление зависит от размеров и количества заземляющих проводников, расстояния между ними, глубины их заложения и проводимости грунта.
     Вертикальный заземлитель (стержень) диаметром 16 мм, длиной 6 м.
     Сопротивление растекания тока одного вертикального заземлителя (стержня):
где 	?экв - эквивалентное удельное сопротивление грунта, Ом·м; 
     L – длина стержня, м; 
     d – диаметрстержня, м; 
     Т – расстояние от поверхности земли до середины стержня, м.
     Так как удельное сопротивление грунта зависит от его влажности, для стабильности сопротивления заземлителя и уменьшения на него влияния климатических условий, заземлитель размещают на глубине не менее 0.7 м. Удельное сопротивление грунта принимаем равным ?экв = 50 Ом·м.
     Заглубление горизонтального заземлителя можно найти по формуле:
     Монтаж и установку заземления необходимо производить таким образом, чтобы заземляющий стержень пронизывал верхний слой грунта полностью и частично нижний. Установим вертикальные заземлители в два ряда и соединим их горизонтальным заземлителем.
     Количество стержней заземления без учета сопротивления горизонтального заземления для первого контура  для второго контура . Общее количество вертикальных электродов .
     Суммарное сопротивление вертикальных заземлителей:
где	?В – коэффициент экранирования, при ;
	?В1= 0,44;
	?В2= 0,44.
     Горизонтальный заземлитель (полоса) шириной 40 мм, толщиной 4 мм.
     Сопротивление растекания тока для горизонтального заземлителя:
где	Lг – длина заземлителя, м;
     b – ширина заземлителя, м;
     ? – коэффициент сезонности горизонтального заземлителя;
       – коэффициент экранирования при.
     Суммарное сопротивление растеканию заземлителя:
     Сопротивление заземляющего контура, полученное в результате расчетов, меньше допустимого сопротивления, следовательно количество вертикальных заземлителей выбрано верно.
     Схема заземления узла связи представлена на рисунке 10.
     2.10 Расчет молниезащиты
     Узел связи относится к III категории опасности поражения молнией и устройств молниезащиты.
     Ожидаемое количество N поражений молнией в год здания, не оборудованного молниезащитой, определяем по формуле:
где	S ? ширина здания, м;
     L ? длина здания, м;
     hзд ? высота здания, м;
     n = 5 – среднее число ударов молнии в месте расположения здания
     Радиус зоны защиты на уровне крыши здания определяется по формуле:
     Определяем высоту молниепровода:
     Радиус зоны защиты по уровню поверхности земли:
     Высота зоны защиты по высоте здания:
     По результатам расчетов были построены зоны защиты узла связи, представленные на рисунке 11.
     Рассчитанная зона молниезащиты полностью соответствует требованиям защиты объекта, при такой высоте молниепровода обеспечивается надежная защита от прямых ударов молнии.
     4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
     
     4.1 Аннотация предприятия
     Целью дипломного проекта является реконструкция системы электроснабжения узла связи «Приводино».
     Реконструкция узла связи предусматривает:
- монтаж КТП 10/0,4 кВ;
- монтаж ВЛ-10 кВ;
- замену кабельных линий внутреннего электроснабжения.
     Основной экономический эффект в результате реконструкции предполагается получить за счет монтажа сухих трансформаторов, так как снижаются затраты на обслуживание. Так же следует увеличение временных интервалов между капитальными ремонтами оборудования и уменьшение стоимости ремонтных и профилактических работ.
     4.2 Расчет капитальных вложений
     4.2.1 Затраты на демонтаж старого оборудования и покупку нового.
     Данные по стоимости оборудования «без проекта» и «с проектом» сведены в таблицы 4.2.1 и 4.2.2.
Таблица 4.2.1 - Стоимость оборудования по варианту «без проекта»
     Затраты на демонтаж старого оборудованиясоставляют 10% от стоимости заменяемого оборудования и определяются по формуле:
где	Сзам – стоимость заменяемого оборудования.
Таблица 4.2.2 - Стоимость оборудования по варианту «с проектом»
     Стоимость оборудования по варианту «с проектом» составляет Снов= 1731,44 тыс. руб.
     
     4.2.2 Затраты на доставку оборудования и комплектующих к месту производства работ.
     Затраты на доставку оборудования составляют 8% от стоимости нового оборудования и определяются по формуле:
     4.2.3 Затраты на строительно-монтажные работы.
     Стоимость строительно-монтажных работ составляет 30% от стоимости нового оборудования и определяется по формуле:
     4.2.4 Прочие капитальные вложения.
     Под прочими капитальными вложениями следует принимать вложения, которые не были учтены ранее, их величина составляет 10% от стоимости нового оборудования. Прочие капитальные вложения определяются по формуле:
     Таким образом, все капитальные вложения определяются по формуле:
     Расчеты капитальных вложений сведены в таблицу 4.2.3.
Таблица 4.2.3 - Капитальные вложения по варианту «с проектом»
     Суммарные капитальные вложения в дальнейшем амортизируются и составляют 2562,53 тыс. руб. (2625,13 - 62,6 = 2562,53).
     4.3 Расчет эксплуатационных затрат
     4.3.1Статьи эксплуатационных затрат.
     Обоснование величины эксплуатационных затрат выполняется по принципу сравнения вариантов «без проекта» и «с проектом», поэтому расчет производится только изменяющихся статей расхода таких как:
- заработная плата – оплата труда основному персоналу и работником, которые не входят в штат предприятия;
- страховые взносы – начисления, которые зависят от заработной платы и ограничиваются суммой, утвержденной в данном периоде;
- содержание оборудования – затраты на капитальный и текущий ремонты оборудования;
- амортизационные отчисления – затраты на содержание имущества предприятия.
     4.3.2 Расчет затрат на оплату труда.
     Обязанности обслуживающего персонала:
- обеспечение надежной работы установок;
- произведение профилактических и ремонтных работ;
- составление заявок на ремонт и профилактических осмотр оборудования.
     Размер основной заработной платы персонала определяется по формуле:
где 	Кпр – коэффициент, учитывающий размер премии рабочим, ед.;
     Крк – районный коэффициент, ед.;
     Ксн – коэффициент, учитывающий северные надбавки, ед.;
     Фрв – эффективный годовой фонд рабочего времени, ч.;
     Сзп – часовая тарифная ставка рабочего i-г.......................