Расчет и проектирование схемы электроснабжения сельского микрорайона

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Физика
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    823,78 Кб
  • Опубликовано:
    2012-07-28
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Расчет и проектирование схемы электроснабжения сельского микрорайона

Аннотация

В данной дипломной работе приводится расчет и проектирование схемы электроснабжения сельского микрорайона, а также проведены исследования распределительных сетей этого объекта.

Данный микрорайон включает в себя жилые здания, особенности которых нам необходимо учесть при выборе схемы питания для обеспечения потребителей качественной электроэнергией при надежном и бесперебойном питании.

Так как в нынешней экономической ситуации вопрос рационального использования топливно-энергетических ресурсов особо остро стоит в сельском хозяйстве, то состояние электрических сетей сельскохозяйственного назначения, особенно распределительные сети напряжением 0,38 кВ, находится в настоящий момент на сложном этапе, определяющий в первую очередь резким сокращением развития сетей в количественном соотношение. Сокращение это происходит, прежде всего, за счет уменьшения интенсивности сельского строительства и насыщения сетей измерительной и регулирующей аппаратурой, что связанно с переходом к рыночным условиям хозяйствования. Кроме того, необходимо отметить, что в настоящее время существенно возросли цены не сооружение высоковольтных ЛЭП. Все чаще становиться вопрос об оплате стоимости , отводимой под строительство опор участков земли, а также об арендной плате земельного коридора вдоль линии. Поэтому на различных уровнях выдвигается задача снижения удельных капитальных вложений в строительство новых и реконструкцию существующих линий электропередачи. Решение этого вопроса связанно с максимальным использованием линий за счет увеличения их пропускной способности и управлением передаваемой по ним мощности. Таким образом, как бы под давлением внешних обстоятельств, сельские электрические сети вынуждены развиваться в направлении качественного усовершенствования.

Введение

Современное общество трудно представить без использования электрической энергии. Она применяется во всех отраслях хозяйственной деятельности: в промышленности, городском, сельском и коммунальном хозяйстве, в быту и на транспорте.

Особенности энергетического производства определяют трудности управления в отрасли, вызывающие необходимость реагирования на все изменения потребления электрической энергии. При этом существенное влияние на развитие производства оказывает зависимость режима работы предприятия от режима потребления. Эта зависимость выдвигает особые требования к планированию работы не только самого объекта электроснабжения, но и энергоснабжающей организации.

Особенности энергетического производства, характерные для всех отраслей, накладывают на энергопредприятие и потребители электрической энергии особую ответственность за поддержание нормируемых параметров электроэнергии и снижение части потерь, обусловленных нерациональным управлением развития системы электроснабжения, с одной стороны, и отсутствием планомерного подхода к использованию электрической энергии - с другой.

Недостаточность знаний о распределении полученных мощностей и влиянии роста нагрузок на параметры энергетической системы не позволяют разработать комплекс мероприятий по стабилизации режима энергопотребления, который определяет происхождение негативных процессов, как в распределительных сетях низкого напряжения, так и в энергосистеме в целом.

Электрическая энергия вырабатывается на электрических станциях, располагаемых, как правило, у источников первичной энергии. Электростанции связаны между собой и с потребителями электрическими системами, объединяющими их в энергосистемы, которые имеют централизованное управление. Чтобы уменьшить стоимость электрической энергии, необходимо распределять электрическую нагрузку определенным образом. Например, при достаточном запасе воды в водохранилище нагрузку на гидравлических станциях (ГЭС) увеличивают, одновременно разгружая тепловые станции (ТЭС) и экономя топливо.

Качество электрической энергии, как неотъемлемый атрибут любого товара, является наиболее всеобъемлющей характеристикой как товаропроизводителя (энергоснабжающей организации), так и непосредственно потребителя, являющегося источником вносимых искажений в работу энергосистемы в целом.

1. Характеристика потребителей электрической энергии

Проектируемый объект представляет собой сельский микрорайон г.Залари, состоящий из 74 одноквартирных, 28 двухквартирных, жилых зданий. Также в этом населенном пункте имеется общеобразовательная школа, котельная, магазины.

Средняя температура воздуха зимой -23 0С, летом +20 0С. Почва нормальная - чернозем. Влажность 10%, удельное сопротивление земли для расчета принял 35 Ом*м.

Питание распределительной сети населенного пункта осуществляется по воздушной линии 10 кВ.

Для питания потребителей сельского населенного пункта предусматривается в качестве источников питания 6 однотрансформаторных комплектных трансформаторных подстанций киоского типа КТПН-10/0,4-У1 с камерами КСО-392 в РУ 10 кВ и щитами одностороннего обслуживания ЩО-70 в РУ 0,4 кВ.

Электрические нагрузки сельских потребителей

Таблица 1.1. Данные для расчета нагрузок

№ на плане

Наименование построек

Количество

Установленная мощность

Расчётная мощность





дневная, кВт

вечерняя, кВт

1

Одноквартирный жилой дом

73

6

3,40

6,1

2

Двухквартирный жилой дом

29

12

6,8

12,9

3

Котельная школы

1

60

59

59

4

Магазин №1 на 2 рабочих места

1

3

1

2

5

Школа на 150-200 учашихся

1

50

25

31


2. Электроснабжение объекта

В качестве объекта для расчетов и исследований был выбран микрорайон Московский г.Залари Иркутской обл. этот обьект педставляет собой жилой микрорайон, в котором и проводились исследования эксплуатационных режимов сельских сетей 0,38 кВ. Направлением этой хозяйственной деятельности, является частное овощеводство и животноводство.

В данной дипломной работе приводится расчет и проектирование схемы электроснабжения данного микрорайона, также проведены исследования распределительных сетей этого объекта.

2.1 Расчёт электрических нагрузок

Основным критерием при определении мощности ТП проектируемого участка электрической сети является расчет электрических нагрузок потребителей.

За расчетную нагрузку принимается наибольшее среднее значение полной мощности за 0,5 часа, которое может иметь место на вводе у потребителя электрической энергии либо в электрической сети в расчётном году с вероятностью не ниже 0,95. При этом различают дневные и вечерние нагрузки. За расчетный год принимается последний год расчетного периода, который в сельском хозяйстве рекомендуется принимать равным 10 годам.

2.1.1 Определение расчётных электрических нагрузок

Расчёт нагрузок в сети 0,38 кВ проводится суммированием нагрузок на вводе или участках сети с учётом коэффициента одновременности отдельно для дневного и вечернего максимумов нагрузки. Нагрузки уличного освещения принимают по соответствующим нормам. В зависимости от типа покрытия и ширины проезжей части дорог и улиц удельная мощность осветительных установок при средней освещённости от 1 до 4 лк составляет от 3 до 13 Вт на 1 м2. Нагрузки линий напряжением 0,38 кВ и ТП напряжением 6…35/0,38 кВ складываются из нагрузок жилых домов, общественных и коммунальных учреждений и производственных потребителей, а также нагрузки уличного и наружного освещения. Расчётная дневная и вечерняя нагрузки на участке линии определяются как [7]:

; , (3.2.)

где Рi - суммируемые мощности отдельных потребителей (индекс «Д» - относится к дневному режиму, а индекс «В» - к вечернему); kO - коэффициент одновременности; РУЛ - нагрузка уличного освещения. Значение полных мощностей на участках сети напряжением 0,38 кВ определяют по формуле:

 кВА. (3.3.)

Расчет нагрузок для ТП-1

Рис.1.1

Линия 1

Sд2-1 = Ko∑Sдi = 0,47∙(6∙3,40) = 9,58 кВА

Sв2-1 = Ko∑Sвi+∆Sу.о.2-1 = 0,47 ∙ (6∙6,1)+0,9= 12,9 кВА

Sу.о.2-1 =  =  = 2,0 кВА

Линия 2

Sд3-1 = Ko∑Sдi = 0,47∙5∙3,40 = 7,99 кВА

Sв3-1 = Ko∑Sвi+∆Sу.о.3-1 = 0,47∙ (5∙6,1)+0,9= 12,9 кВА

Sу.о.3-1 =  =  = 1,5 кВА

Линия 3

Sд4-1 = Ko∑Sдi = 0,47∙5∙3,40 = 7,99 кВА

Sв4-1 = Ko∑Sвi = 0,47∙(5∙6,1) + 0,9 = 24,9 кВА

Sу.о4-1 =  =  = 1,5 кВА

Линия 4

Sд5-1 = Ko∑Sдi = 0,47∙5∙3,40 = 7,99 кВА

Sв5-1 = Ko∑Sвi+∆Sу.о.5-1 = 0,47∙ (5∙6,1)+1,2= 15,5 кВА

Sу.о.5-1 =  =  = 2,0 Ква

∑Sд = S л2 + ∆S л1 + ∆Sл3 + ∆Sл4= 33,55 кВА

∑Sв = S л3 + ∆S л1 + ∆S л2 + ∆S л4 = 51,42 кВА

Для остальных ТП расчет ведется по аналогичной методике, поэтому сводим расчеты в таблицу 1.2.

Таблица 1.2. Расчет нагрузок м\на Московсктй.

№ ТП

№ Линии

Участок

Расчетная нагрузка S,кВА

1

1

2-1

12,9


2

3-1

12,9


3

4-1

24,9


4

5-1

15,5



51,42


2

1

2-1

14,9


2

3-1

14,9


3

4-1

17,80


4

5-1

36,44



68,02


3

1

2-1

17,58


2

3-1

14,83



32,41


4

1

2-1

14,99


2

3-1

17,68


3

4-1

17,68


4

5-1

17,68



67,97


5

1

2-1

23,96


2

3-1

23,96


3

4-1

23,96


4

5-1

23,96



95,84


6

1

2-1

25,60


2

3-1

27,5


3

4-1

51,35


4

5-1

25,60



130



3.1.2 Определение числа трансформаторных подстанций

Трансформаторную подстанцию (ТП) следует располагать в центре тяжести нагрузок, и от неё должны отходить три-четыре линии электропередачи.

Трансформаторный пункт будет получать питание по воздушной линии

кВ, следовательно, его напряжение составит 10/0,4 кВ.

Основными требованиями при выборе числа трансформаторов являются:

) надежность электроснабжения потребителей;

) минимум приведённых затрат на трансформаторы с учётом динамики роста электрических нагрузок.

Правильное определение числа и мощности ТП возможно только на основе проведения сравнительных технико-экономических расчетов (ТЭР).

Для крупных сельскохозяйственных населенных пунктов количество ТП определяют по приближённым методам.

Я определил количество ТП ссылаясь на географию местности, объединил в группы потребителей каждую из которых обслуживает одна подстанция, таких групп у меня получилось шесть.

К тому же следует обратить внимание на выбранное мной количество ТП, так как это является оптимальным числом в условия современной застройки населенного пункта, легкости монтажа и эксплуатации, сокращения длин воздушных линий.

3.1.3 Расчёт местоположения трансформаторных подстанций

Трансформаторную подстанцию (ТП) следует располагать в центре тяжести нагрузок, и от неё должны отходить три - четыре линии электропередачи.

Трансформаторный пункт будет получать питание по воздушной линии 10 кВ, следовательно, его напряжение составит 10/0,4 кВ. Координаты места установки ТП находим по следующим выражениям [3]:

 ; (3.4.)

(3.5.)

где Si - мощность отдельного потребителя электрической энергии; xi, yi - координаты рассматриваемого потребителя в плане населённого пункта и выбранных групп потребителей в координатной сетке X и Y.

По выбранным координатным точкам определяем месторасположение потребительской ТП для каждой группы электроприёмников. Если по результатам расчётов точка расположения ТП приходится на проезжую часть дороги или непосредственно на электроприёмник (ЭП), возможно незначительное перемещение места расположения ТП. Следует иметь в виду, что питание коммунально-бытовой и производственной нагрузки по одной отходящей линии запрещается.

Рекомендуется коммунально-бытовую и производственную нагрузки питать от разных ТП, в крайнем случае, по разным отходящим линиям.

Расположение сети 0,38 кВ осуществляется вдоль улиц. Необходимо избегать пересечения ВЛ проезжей части улиц. Питание потребителей осуществляется по 4-х проводной системе. Для питания светильников уличного освещения прокладывают дополнительный пятый провод. На концевых участках линий при питании коммунально-бытовых потребителей допускается сооружение двухпроводной линии (две фазы, нулевой провод).

Для ТП - 1:

Для ТП - 1: X = 499 Y = 109 Для ТП - 2: X = 330 Y = 476 Для ТП - 3: X = 129 Y = 514 Для ТП - 4: X = 137 Y = 133 Для ТП - 5: X = 210 Y = 120 Для ТП - 6: X = 210 Y = 550

3.1.4 Построение картограммы нагрузок

На основании полученных результатов строится картограмма нагрузок, на которой расчетные полные мощности потребителей показаны в виде кругов, площади которых эквивалентны величинам данных мощностей.

Радиус круга определяется из выражения:

, (3.6)

где Si - полная мощность i - той ТП.

m - масштабный коэффициент

Таблица 1.4. Определение радиуса окружности.

№ ТП

R, см

S, кВА

Х, м

Y, м

1

4

51,4

499

109

2

5

68

330

476

3

3,5

32,4

129

514

4

5

67,9

137

133

5

6

95,8

210

120

6

7

130

210

550


3.1.5 Выбор установленной мощности трансформаторных подстанций

Выбор установленной мощности трансформаторов одно - и двухтрансформаторных подстанций производится по условиям их работы в нормальном режиме по экономическим интервалам нагрузки, исходя из условия:

,

где - расчётная нагрузка подстанции, кВА; n - количество трансформаторов проектируемой подстанции; - минимальная и максимальная границы экономического интервала нагрузки трансформатора, принятой номинальной мощности, определяются по табл.П.2 в зависимости от зоны сооружения подстанции и вида нагрузки потребителей.

Принятые номинальные мощности трансформаторов проверяются по условиям их работы в нормальном режиме эксплуатации - по допустимым систематическим нагрузкам и в послеаварийном режиме - по допустимым аварийным перегрузкам.

Для нормального режима эксплуатации подстанции номинальные мощности трансформаторов проверяются:

,

где - коэффициент допустимой систематической нагрузки трансформатора, определяется по табл.П.3 в зависимости от нагрузки подстанции и номинальной мощности трансформатора для приведённых в таблице значений среднесуточных температур расчётного сезона и номинальных мощностей трансформаторов.

ТП - 1

Зона строительства подстанции - Сибирь;

Нагрузка подстанции - коммунально - бытовые потребители

Расчётная нагрузка составляет 51,4 кВА

Определяем номинальную мощность трансформатора:

Расчётная нагрузка = 51,4 кВА находится в пределах экономического интервала нагрузки (30 - 60) кВА трансформатора = 63 кВА.

Проверяем выбранный трансформатор по нагрузке, допустимой в нормальном режиме:

·        расчётный сезон - зимний

·        среднесуточная зимняя температура = -210С

Проверка принятой номинальной мощности по допустимым аварийным нагрузкам не требуется - подстанция однотрансформаторная, резервирование по сетям низшего напряжения отсутствует.

К установке принимаем трансформатор = 63 кВА.

ТП - 2

Зона строительства подстанции - Сибирь;

Нагрузка подстанции - коммунально - бытовые потребители

Расчётная нагрузка составляет 68 кВА

Определяем номинальную мощность трансформатора:

Расчётная нагрузка = 68 кВА находится в пределах экономического интервала нагрузки (63 - 130) кВА трансформатора = 100 кВА.

Проверяем выбранный трансформатор по нагрузке, допустимой в нормальном режиме:

·        расчётный сезон - зимний

·        среднесуточная зимняя температура = -210С

Проверка принятой номинальной мощности по допустимым аварийным нагрузкам не требуется - подстанция однотрансформаторная, резервирование по сетям низшего напряжения отсутствует.

К установке принимаем трансформатор = 100 кВА.

ТП - 3

Зона строительства подстанции - Сибирь;

Нагрузка подстанции - коммунально - бытовые потребители

Расчётная нагрузка составляет 32,4 кВА

Определяем номинальную мощность трансформатора:

Расчётная нагрузка = 32,4 кВА находится в пределах экономического интервала нагрузки (30 - 100) кВА трансформатора = 63 кВА.

Проверяем выбранный трансформатор по нагрузке, допустимой в нормальном режиме:

·        расчётный сезон - зимний

·        среднесуточная зимняя температура = -210С

Проверка принятой номинальной мощности по допустимым аварийным нагрузкам не требуется - подстанция однотрансформаторная, резервирование по сетям низшего напряжения отсутствует.

К установке принимаем трансформатор = 63 кВА.

ТП - 4

Зона строительства подстанции - Сибирь;

Нагрузка подстанции - коммунально - бытовые потребители

Расчётная нагрузка составляет 67,9 кВА

Определяем номинальную мощность трансформатора:

Расчётная нагрузка = 67,9 кВА находится в пределах экономического интервала нагрузки (60 - 130) кВА трансформатора = 100 кВА.

Проверяем выбранный трансформатор по нагрузке, допустимой в нормальном режиме:

·        расчётный сезон - зимний

·        среднесуточная зимняя температура = -210С

Проверка принятой номинальной мощности по допустимым аварийным нагрузкам не требуется - подстанция однотрансформаторная, резервирование по сетям низшего напряжения отсутствует.

К установке принимаем трансформатор = 100 кВА.

ТП - 5

Зона строительства подстанции - Сибирь;

Нагрузка подстанции - коммунально - бытовые потребители

Расчётная нагрузка составляет 95,8 кВА

Определяем номинальную мощность трансформатора:

Расчётная нагрузка = 95,8 кВА находится в пределах экономического интервала нагрузки (90 - 160) кВА трансформатора = 100 кВА.

Проверяем выбранный трансформатор по нагрузке, допустимой в нормальном режиме:

·        расчётный сезон - зимний

·        среднесуточная зимняя температура = -210С

Проверка принятой номинальной мощности по допустимым аварийным нагрузкам не требуется - подстанция однотрансформаторная, резервирование по сетям низшего напряжения отсутствует.

К установке принимаем трансформатор = 100 кВА.

ТП - 6

Зона строительства подстанции - Сибирь;

Нагрузка подстанции - коммунально - бытовые потребители

Расчётная нагрузка составляет 130 кВА

Определяем номинальную мощность трансформатора:

Расчётная нагрузка = 130 кВА находится в пределах экономического интервала нагрузки (130 - 224) кВА трансформатора = 160 кВА.

Проверяем выбранный трансформатор по нагрузке, допустимой в нормальном режиме:

·        расчётный сезон - зимний

·        среднесуточная зимняя температура = -210С

Проверка принятой номинальной мощности по допустимым аварийным нагрузкам не требуется - подстанция однотрансформаторная, резервирование по сетям низшего напряжения отсутствует.

К установке принимаем трансформатор = 160 кВА.

По максимальной (дневной или вечерней) нагрузке принимают номинальную мощность трансформатора, паспортные данные которого сводят в таблицу.

Таблица 1.5. Технические характеристики трансформаторов

№ ТП

Тип трансфотматора

Sном, кВА

Каталожные данные




Uном, кВ об-к

Uк, %

Pк, кВТ




ВН

НН



1

ТМ - 63/10

63

10

0,4 ; 0,23

4,5 - 4,7

1,28 - 2,27

2

ТМ - 100/10

100

10

0,4 ; 0,23

4,5 - 4,7

1,97 - 2,27

3

ТМ - 63/10

63

10

0,4 ; 0,23

4,5 - 4,7

1,28 - 2,27

4

ТМ - 100/10

100

10

0,4 ; 0,23

4,5 - 4,7

1,97 - 2,27

5

ТМ - 100/10

10

0,4 ; 0,23

4,5 - 4,7

1,97 - 2,27

6

ТМ - 160/10

160

10

0,4 ; 0,23

4,5 - 4,7

1,97 - 2,27


Для питания потребителей сельского микрорайона предусматривается в качестве источников питания 6 однотрансформаторных комплектных трансформаторных подстанций киоского типа КТПН-10/0,4-У1 с камерами КСО-392 в РУ 10 кВ и щитами одностороннего обслуживания ЩО-70 в РУ 0,4 кВ.

3.2 Выбор схемы на напряжение 10 кВ

Определяющим критерием выбора схемы электроснабжения является категория потребителей электроэнергии. В нашем случае мы имеем 100 % потребителей третьей категории, поэтому выбираем магистральную схему электроснабжения (рис.1.2). Питание потребителей осуществляется по четырем линиям напряжением 10 кВ, одна из которых резервная.

 

Рис. 1.2. Магистральная схема электроснабжения

3.3 Выбор марки и сечения проводов

3.3.1 Выбор сечений и марки проводов ВЛ 10 кВ

Выбор воздушной линии 10 кВ производится по методу расчёта эквивалентной мощности.

, (3.7)

где Sмах.лин - максимальная мощность линии; КД - коэффициент динамики роста нагрузок, принимается 0,7 для вновь строящихся ВЛ и для участков реконструкции [3]. Район по гололёду II.

Таблица 1.6. Расчет сечений и марки проводов

Эквивалентная мощность, кВА

Марка и сечение провода

АС 25/4,2


АС 25,/4,2


АС 25/4,2


АС 25/4,2


АС 25/4,2


АС 25/4,2



Длина линии 10 кВ 6 км. Проверим провод по потерям напряжения.

, (3.8)

где Sмах. - максимальная мощность линии;

L - длина линии; , x0 - удельное сопротивление провода, Ом/км. [11];

Uном - номинальное напряжение.

Участок 3-2:


Участок 4-2:

Участок 6-5:


Остальной расчет сводим в таблицу 1.7, так как действия одинаковые.

Таблица 1.7 Расчет потерь напряжения

Участок

SMAX., кВА

L, км

r0, Ом/км

x0, Ом/км

ΔU, В

ΔU, %

Провод и сечение

3-2

35,98

0,15

0,428

0,444

0,32

0,003

АС 70/11

4-2

47,6

0,15



0,42

0,004

АС 70/11

6-5

22,68

0,1



0,13

0,0013

АС 70/11

7-8

46,9

0,1



0,42

0,0042

АС 70/11

10-13

67

0,1



0,60

0,0060

АС 70/11

11-14

91

0,1



0,81

0,0081

АС 70/11


Суммарные потери в линии от ее начала до наиболее удаленной подстанции составляют: ∆U∑ = 0,13% < ∆Uдоп = 4,4% [2].

3.4 Выбор марки и сечений проводов ВЛ

.4.1 Выбор марки провода ВЛ 0,38 кВ

В России находится в эксплуатации ~1,0 млн. км воздушных электрических линий (ВЛ) напряжением 0,38 кВ. Надежность и качество электрической энергии не в полной мере отвечают современным требованиям потребителей.

ВЛ 0,38 кВ построены, в основном, с использованием алюминиевых проводов малых сечений, которые не выдерживают гололедных и ветровых нагрузок. Примерно 1/3 ВЛ работают больше нормативного срока и требует реконструкции или технического перевооружения в соответствии с действующими нормами.

В новых и реконструируемых ВЛ 0,38 кВ предусматривается применение в основном самонесущих изолированных проводов (СИП) различных конструкций повышенного сечения.

На сегодняшний день в мире существуют три основные конструкции ВЛИ с СИП. Наиболее распространенная конструкция выполнена с нулевой несущей жилой из термоупрочненного сплава.

СИП включает три основных токопроводящих жилы различного сечения из специально обработанного алюминия, нулевой несущей жилы из алюминиевого термоупрочненного сплава и одного или нескольких вспомогательных токопроводящих жил уличного освещения, свитых в один жгут.

Нулевая несущая жила СИП выполняется в двух вариантах - неизолированная (СИП типа АМКА - Финляндия или СИП 2 отечественный аналог) и изолированная жила (СИП Торсада - Франция или СИП 2А, отечественный аналог).

Большинство коммунальных предприятий электрических сетей, а также энергосистем России применяют конструкцию с изолированной несущей нулевой жилой, так как значительно повышается надёжность, безопасность, удобство при монтаже и эксплуатации СИП, по сравнению с другими конструкциями СИП.

СИП 2А отличают от других конструкций СИП следующие параметры: меньший риск короткого замыкания между нулевой жилой и токопроводящими жилами, лучшие антикоррозийные свойства, высокая устойчивость к атмосферным перенапряжениям, возможность прокладки по стенам зданий, выполнения ответвлений без отключения линии, а также применение универсальной подвесной и натяжной арматуры.

Конструктивно СИП 2А представляет собой: вокруг изолированной нулевой несущей жилы скручены изолированные основные токопроводящие жилы. Несущая нулевая жила выполнена из алюминиевого сплава АВЕ высокой прочности. Изоляция выполнена из светостабилизированного силаносшитого полиэтилена.

Применение СИП на ВЛ коренным образом меняет практику проектирования, строительства и обслуживания воздушных линий с СИП (ВЛИ). Применение СИП позволили значительно повысить уровень механизации работ, резко сократить затраты на обслуживание и увеличить нормативный срок службы линий до 30-40 лет, повысить надежность электроснабжения.

3.4.2 Выбор сечений проводов в линиях электропередачи 0,38 кВ методом экономической плотности тока

Экономическое сечение воздушных линий выбирают по экономической плотности тока :


=1,4 при продолжительности использования максимума нагрузки = 3200

ТП - 1

Линия 1-0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*16+1*25

Линия 2-0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*16+1*25

Линия 3-0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*16+1*25

Линия 4-0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*16+1*25

ТП - 2

Линия 1-0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*16+1*25

Линия 2-0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*16+1*25

Линия 3-0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*25+1*35

Линия 4-0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*25+1*54,6

ТП - 3

Линия 1-0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*25+1*35

Линия 2-0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*16+1*25

ТП - 4

Линия 1-0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*16+1*25

Линия 2-0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*25+1*35

Линия 3-0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*25+1*35

Линия 4-0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*25+1*35

ТП-5

Линия 1-0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*35+1*50

Линия 2-0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*35+1*50

Линия 3-0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*35+1*50

Линия 4-0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*35+1*50

ТП-6

Линия 1-0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*35+1*50

Линия 2-0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*35+1*25

Линия 3-0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*70+1*95

Линия 4-0

мм2

принимаем кабель СИП 2А 3*35+1*50

3.4.3 Проверка сечения выбранного провода по допустимым потерям напряжения

После определения марки и сечения провода для ВЛ 0,38 и 10 кВ производим проверку выбранного провода по потерям напряжения на каждом участке линии.

Выполнение этого условия означает, что у потребителя обеспечено качество электроэнергии по напряжению, то есть отклонения напряжения не выходят за пределы, регламентированные ГОСТ 13109-97.

Для этого составляем таблицу отклонения напряжений(1.8)

Таблица 1.8.Отклонения напряжения

Параметры элемента сети

100%

ВЛ 10 кВ, потери U на высокой стороне

-4,4

Трансформатор 10/0,4 кВ Постоянная надбавка Vпост.

5

Переменная надбавка Vпер.

5

Потери Uт

-4

ВЛ - 0,38 кВ, потери U на низкой стороне

-6,6

Потребитель, Vпотр.

-5


Известно, что уровень напряжения на вводах потребителя зависит от

суммарных потерь напряжения в линиях электропередачи и трансформаторах. Таким образом,

∆Uпотр. = ∑(Vпост. + Vпер. )-∆Uт - ∑Uл,

где ∑Uл - суммарные потери напряжения на линию 10 и 0,38 кВ.

Принимаем на линию 10 кВ - 40% потерь напряжения, на линию 0,38 кВ - 60%.

К постоянным в таблице отклонения относятся величины Vпотр., Vпост. ., ∆Uт . Переменные надбавки Vпер. варьируются следующим образом: -5, -2,5, 0, +2,5, +5.

Проведем суммирование для 100% нагрузки:

= +5 + 5 - 4 - 6,6 - 4,4,

После составления таблицы отклонений напряжения производится

проверка выбранных сечений провода ВЛ по потерям напряжения

следующим образом.

Определяем для каждого участка линии расчетную потерю напряже-

ния по формуле:

, %

ТП - 1

Линия 1-0

В

%

2,4 % < 6,6 %

Линия 2-0

В

%

2,3 % < 6,6 %

Линия 3-0

В

%

2,3 % < 6,6 %

Линия 4-0

В

%

,7 % < 6,6 %

По результатам расчетов составляем итоговую сводную таблицу расчётных данных по ВЛ 0,38 кВ:

Таблица 1.9. Расчет сечений и марки проводов

№ участка             ,

кВАL участка,

мМарка проводов, %




 

ТП - 1

Линия 1

1-0

 10,1

200

СИП 2А 3*16+1*25

2,4

Линия 2

 2-0

 12,9

150

СИП 2А 3*16+1*25

2,3

Линия 3

 3-0

 12,9

 150

СИП 2А 3*16+1*25

2,3

Линия 4

 4-0

 15,5

 200

СИП 2А 3*16+1*25

3,7

ТП - 2

Линия 1

 1-0

 14,9

 100

СИП 2А 3*16+1*25

 1,8

Линия 2

 2-0

 14,9

 100

СИП 2А 3*16+1*25

 1,8

Линия 3

 3-0

17,8

100

СИП 2А 3*25+1*35

1,8

Линия 4

 4-0

20,4

100

СИП 2А 3*25+1*54,6

 2,3

ТП - 3

Линия 1

 1-0

17,5

70

СИП 2А 3*25+1*35

 1,4

Линия 2

 2-0

14,8

 70

СИП 2А 3*16+1*25

1,2

ТП - 4

Линия 1

 1-0

14,9

100

 СИП 2А 3*16+1*25

1,8

Линия 2

 2-0

17,6

100

 СИП 2А 3*25+1*35

2,1

Линия 3

1-0

17,6

100

СИП 2А 3*25+1*35

2,1

Линия 4

 4-0

17,6

 100

 СИП 2А 3*25+1*35

2,1

ТП - 5

Линия 1

 1-0

 23,9

 100

СИП 2А 3*35+1*50

 1,2

Линия 2

 2-0

 23,9

 100

СИП 2А 3*35+1*50

 1,2

Линия 3

3-0 23,9 100 СИП 2А 3*35+1*50

Линия 4

 3-0

23,9

100

СИП 2А 3*35+1*50

1,2

Линия 1

 1-0

 25,6

 200

СИП 2А 3*35+1*50

 2,5

Линия 2

 2-0

 27,5

 200

СИП 2А 3*35+1*50

 2,7

Линия 3

 3-0

51,3

200

СИП 2А 3*70+1*95

2,7

Линия 4

 4-0

25,6

200

СИП 2А 3*35+1*50

 2,5


3.5 Электрический расчет освещения

Выбор сечения проводов осветительных сетей производится по допустимым потере напряжения с последующей проверкой на нагрев.

Сеть наружного освещения выполнена четырех проводной с заземленной нейтралью (380/220 В).

Величина допустимых потерь напряжения в сети определяется из выражения:

, (3.11)

- потери напряжения в сети;

-номинальное напряжение при холостом ходе трансформатора;

-напряжение наиболее удаленного осветительного прибора

( = 95% -105%);

-потери напряжения в трансформаторе, приведенная ко вторичному напряжению.

Потери напряжения в  зависят от мощности трансформатора, его загрузки, коэффициента мощности питаемых электроприемников и определяется с достаточным приближением по формуле:

, (3.12)

- коэффициент загрузки трансформатора;

- активная и реактивная составляющие напряжения короткого замыкания трансформатора.

, (3.13)

, (3.14)

- потери короткого замыкания, кВт;

- номинальная мощность трансформатора;

- напряжение короткого замыкания %. Для ТП 6.

Таблица 1.10.

ТП

Марка тр-ра

Sном , кВА

Uном , кВ

Uк, %

 кВт




ВН

НН



6

ТМ - 160/10

160

10

0,4

4,6

2,2



Далее находим сечение проводника по формуле:

Для неразветвленной сети:

, (3.15)

где М - момент нагрузки, кВт;

- потери напряжения;

С - коэффициент, значение которого зависит от материала проводника и системы питания. Для трехфазных сетей 380/220 В и алюминиевых проводов С=44 [8].

Момент находится по формуле: M=P0 ·L , (3.16)

где P0 - мощность линии; - длина линии.

Л1.

Рис.1.3.


По условиям механической прочности на ВЛ следует применять провода сечением не менее 16 мм2.

Остальной выбор сечений проводов сводим в таблицу 2.1.

Таблица 2.1. Выбор сечения проводов

№ ТП

№ линии

L, м

P0, кВт

М10, кВт∙м

S10, мм2

Выбранное сечение, мм2

 

1

Л1

210

1

210

0,56

16

 


Л2

240

1

240

0,64

16

 


Л3

260

1,2

312

0,83

16

 


Л4

310

1,2

372

0,99

16

 

2

Л1

200

1

200

0,53

16

 


Л2

160

0,7

112

0,29

16

 


Л3

180

0,7

126

0,33

16

 


Л4

200

1

200

0,53

16

 

3

Л1

220

1

220

0,58

16

 


Л2

200

1

200

0,53

16

 


Л3

160

0,7

112

0,29

16

 


Л4

200

1

200

0,53

16

 

4

Л1

180

0,7

126

0,33

16

 


Л2

180

0,7

126

0,33

16

 


Л1’

20

0,2

4

0,01

16

 


Л3

60

0,2

12

0,03

16

 


Л4

180

0,7

126

0,33

16

 


Л5

180

0,7

126

0,33

16

 


Л1’’

35

0,2

7

0,01

16


Л6

200

1

200

0,53

16

5

Л1

300

1,2

360

0,96

16


Л2

300

1,2

360

0,96

16


Л3

320

1,5

480

1,28

16

6

Л1

300

1,2

360

0,96

16


Л2

280

1,2

336

0,89

16


Л3

280

1,2

336

0,89

16


Л4

280

1,2

336

0,89

16


Проверка выбранного сечения на нагрев производится по выражению

 (3.17)

Проверим провод, который наиболее загружен. Если этот провод пройдет по проверке, то соответственно все остальные провода тоже пройдут. Наиболее загружен провод ТП-5 линия 3, её и проверим.


Iдоп для проводов с сечение 16 мм 2 80А. [10]

Выбранные провода проходят проверку.

3.6 Расчет технико-экономических показателей

В нашем случае технико-экономическое сравнение вариантов не производится, т.к. рассматривается один вариант схемы электроснабжения. Однако, мы проведем технико-экономический расчет, для того чтобы показать стоимость оборудования и какие приведенные затраты у нас получаются.

Полные приведенные затраты варианта:

, (3.18)

где ЕН - нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,125 [1];

К - единовременные капитальные вложения, которые состоят:

К= КSВЛ + КSП/СТ, (3.19)

где КSВЛ - суммарные капиталовложения на сооружение питающих ВЛ [12];

КSП/СТ - суммарные капиталовложения на сооружение подстанции 110/10, в которую входят кап. вложения на установку трансформаторов КSТР и сооружение РУ КSРУ [12].

И - ежегодные эксплутационные расходы, которые состоят:

И = Ипотерь+ ИВЛ + ИП/СТ, (3.20)

где ИВЛ = Ка × КSВЛ - ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ ;

ИП/СТ = Ка ×КSП/СТ - ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание

подстанции;

Ка - коэффициент отчисления на амортизацию и текущий ремонт [13];

Ипотерь=DWгод×b - издержки на потери электроэнергии.

b - стоимость 1 кВт/час, принимается 28 коп.

Годовые потери электроэнергии в сети: DWгод=DРS×tmax, (3.21)

где tmax - время максимальных потерь:

tmax=, (3.22)

где Тм - годовое число часов использования максима нагрузки, равное

часов/год [1];

DРS - суммарные потери в линии и трансформаторе.

Потери в трансформаторе складываются из потерь в меди и стали.

Потери мощности в меди:

, (3.23)

где ∆РК - потери короткого замыкания;

SP - расчётная мощность;

n - количество трансформаторов;

SНОМ.Т - номинальная мощность трансформатора.

Потери в стали трансформатора:

, (3.24)

где ∆Рх - потери холостого хода;

n - количество трансформаторов.

Расчет потерь мощности в линии производится по формуле:

, (3.25)

где SР - расчетная нагрузка;

UНОМ - номинальное напряжение;

l - длинна участка;

r0 - удельное активное сопротивление линии.

3.6.1 Внешнее электроснабжение

Капиталовложения:

КSВЛ = 110757 тыс. руб. [12]

КSП/СТ = 44555,4 тыс. руб. [12]

К= КSВЛ + КSП/СТ = 110575 + 44555,4 = 155312,35 тыс. руб.

Потери мощности в трансформаторе ТМН-6300/110 с параметрами DРхх=11,5 кВт, DРк=44 кВт.


где -расчётная мощность м\на Московский.

- суммарная расчетная мощность сторонних объектов, получаемых питание с шин низкого напряжения трансформаторов ГПП (р-на Залари)

DРст = n×DРхх=2×11,5=23 кВт, DРм = 16,03 кВт.

DРSТР=DРст + DРхх = 23+16,03 =39,03 кВт.

Определим потери мощности в линии 110 кВ выполненной проводом АС 120/19, r0 = 0,249 Ом/км, l = 32,5 км.

DРS =DРSТР +DРSЛ = 39,03 + 19,3 = 58,33 кВт.

tmax=ч.

DWгод=DРS×tmax = 58,33 · 4064 = 237,3 тыс. кВт·ч.

Ипотерь=DWгод×b = 237,3 · 0,28 = 66,3 тыс. руб.

ИВЛ = Ка × КSВЛ = 0,025 · 110757 = 2769 тыс. руб.

ИП/СТ = Ка ×КSП/СТ = 0,065 · 44555,4 = 2896,1 тыс. руб.

И = Ипотерь+ ИВЛ + ИП/СТ = 66,3 + 2769 + 2896,1 = 5731,4 тыс. руб.


3.6.2 Внутренее электроснабжение

Капиталовложения:

КSВЛ0,38 = 1567,1 тыс. руб.

КSВЛ = 2283 тыс. руб.

КSТР = 7 · 116,460 = 815,2 тыс. руб.

К∑КРУ = 7 · 310 = 2170 тыс.руб.

К=КSВЛ+КSТР+К∑КРУ+КSВЛ0,38=2283+815,2+2170+1567,1=6835,3 тыс. руб.

Расчет потерь мощности в линии производим по участкам по формуле:

, (3.26)

где SР - расчетная нагрузка участка;

UНОМ - номинальное напряжение;

l - длинна участка;

r0 - удельное активное сопротивление линии.

Линия 10 кВ выполнена проводом АС 25/4,2, общая длина линии 6 км., r0 = 0,428 Ом/км. Расчет сводим в таблицу 2.2.

Таблица 2.2. Сводная таблица расчета потерь мощности в линии 10 кВ

Участок

SР., кВА

L, км

r0, Ом/км

DР, Вт

3-2

35,98

0,15

0,428

7,7

4-2

47,6

0,15

6-5

22,68

0,1


7,5

7-8

46,9

0,1


1,8

10-13

67

0,1


2,2

11-14

91

0,1


0,09

Итого:

19,9


Потери в трансформаторе.

, . (3.27)

Таблица 2.3.

№ТП

Марка тр-ра

Sном , кВА

∆Рх, кВт

∆РК, кВт






1-6

ТМ - 160/10

160

0,51

2,2


Расчет сводим в таблицу 2.3. Таблица 2.3.

№ ТП

SР., кВА

∆Рх, кВт

∆РК, кВт

DРм, кВт

DРст, кВт

1

51,42

0,51

2,2

1,18

0,51

2

68,02



1,26


3

32,41



1,32


4

67,97



1,14


5

95,84



1,51


6

130



1,64


Итого:

9,22

0,51


DРS =DРСТ + DРМ + DРSЛ = 9,22 + 0,51 + 0,066 = 9,8 кВт.

DWгод=DРS×tmax = 9,8 · 4064 = 39,81тыс. кВт·ч.

Ипотерь=DWгод×b = 39,81 · 0,28 = 9,55 тыс. руб.

ИВЛ = Ка × КSВЛ = 0,025 · 2283 = 57,07 тыс. руб.

ИТР = Ка ×КSТР = 0,064 · 947,74 = 52,17 тыс. руб.

ИКРУ = Ка ×ККРУ = 0,094 · 3720 = 203,98 тыс.руб.

И = Ипотерь+ ИВЛ + ИТР + ИКРУ = 9,55 + 57,07 + 52,17 + 203,98 = 322,77 тыс.руб.

 

3.7 Расчёт токов короткого замыкания

Коротким замыканием называется всякое, не предусмотренное нормальными условиями работы соединение двух точек электрической цепи.

Вследствие короткого замыкания (КЗ) в электрических цепях возникают опасные для элементов сети токи, которые могут привести эти элементы к выходу из строя. Поэтому для обеспечения надежной работы электрической сети, электрооборудования, устройств релейной защиты производится расчет токов КЗ.

В сельских электрических сетях (СЭС) токи КЗ рассчитывают для проверки токоведущих частей и аппаратуры на термическую и динамическую стойкость, для выбора грозозащитных разрядников, релейных защит и заземляющих устройств.

Обычно расчет проводят для двух значений: для максимального тока трехфазного КЗ ( I k(3) ) , по которому проверяют устойчивость аппаратуры и согласование действия защит трансформатора и линии 0,38 кВ, и для однофазного тока КЗ ( Ik(1) ) в наиболее удаленной точке линии, по которому осуществляется проверка эффективности системы зануления.

Расчетные данные для трансформатора:

Таблица 2.4

№ ТП

Марка трансформатора

Расчётное 1/3ZТ(1) при ном. КЗ, мОм

Rт,

Хт,

Zт,




мОм

мОм

мОм

1

ТМ-63/10/0,4

411

53

101

114

2

ТМ-100/10/0,4

260

33

70,6

72

3

ТМ-160/10/0,4

162

16,7

42

45


3.7.1 Расчет максимального тока трехфазного КЗ

Рис 1.4.Расчетная схема для всех точек КЗ будет одинакова

Zт - полное сопротивление силового трансформатора

Zтт - полное сопротивление трансформатора тока

Zа - полное сопротивление автоматического выключателя

Zш - полное сопротивление плоских алюминиевых шин от силового трансформатора до РУ НН

 (3.28.)

ТП 1-6

 

3.7.2 Расчет однофазных токов КЗ у удаленного потребителя

Ток однофазного короткого замыкания:

 (3.29.)

Ток рабочий:

 (3.30.)

Полное сопротивление петли фазный - нулевой провод определяют по

выражению:

 (3.31.)

где L - протяженность рассматриваемого участка сети; rуд.ф., rуд.н - удельные активные сопротивления соответственно фазного и нулевого проводов, принимаемые по табл. 6; xуд.ф.внутр., xуд.н.внутр. - удельные внутренние индуктивные сопротивления соответственно фазного и нулевого проводов; xуд.п.внеш. - удельное внешнее индуктивное сопротивление петли фазный-нулевой провод, принимаемое для проводов из любого материала равным 0,6 Ом/км.

Если фазный и нулевой провод выполнены из цветного материала, то их внутренним индуктивным сопротивлением пренебрегают, т.е. xуд.ф.внутр. xуд.н.внутр. 0.

Если линия выполнена проводами разных марок и сечений, то сначала определяют сопротивление петли для каждого участка, а затем суммированием находят полное сопротивление Zп.

ТП - 1

Ток однофазного короткого замыкания:


Ток рабочий:


Полное сопротивление петли фазный-нулевой провод определяется по выражению:


Короткое замыкание происходит на наиболее отдаленном участке сети.

Рис.1.5. Схема замещения для расчетов токов КЗ.

Линия 1-0

= 0,6 Ом/км для проводов из любого материала.


Линия 2-0 = 0,6 Ом/км для проводов из любого материала.


Линия 3-0

= 0,6 Ом/км для проводов из любого материала.

 

Линия 4-0

= 0,6 Ом/км для проводов из любого материала.

 


Для остальных ТП расчет ведется по аналогичной методике, поэтому сводим расчеты в общую таблицу 2.5.

Таблица 2.5. Сводный расчет токов к.з. на стороне 0,4 кВ

№ ТП

№ линии

ZT, Ом

ZП, Ом

I(3)K, кА

I(1)K, А

SMAX., кВА

IР, А

1

Л1

0,114

0,67

17,1

0,272

10,12

14


Л2


0,5


0,345

12,9

18


Л3


0,5


0,345

12,9

18


Л4


0,67


0,272

15,5

29

2

Л1


0,33

9,8

0,471

14,9

21


Л2


0,33


0,471

14,9

21


Л3


0,33


0,471

17,8

25


Л4


0,53


0,329

20,4

29

3

Л1


0,23

 22,6

0,599

17,5

25


Л2


0,23


0,599

14,8

21

















4

Л1


0,33

 11,3

0,471

14,9

21


Л2


0,33


0,471

17,6

25


Л3


0,33


0,471

17,6

25


Л4


0,33


0,471

17,6

25


Л1


0,20


0,652

23,9

34

5

Л2


0,20

 2,8

0,652

23,9

34


Л3


0,20


0,652

23,9

34


Л4


0,20


0,652

23,9

34

6

Л1


0,24

 3,9

0,583

25,6

37


Л2


0,39


0,415

27,5

39


Л3


0,24


0,583

51,3

74


Л4


0,36


0,415

25,6

37


3.8 Выбор электрооборудования

3.8.1 Выбор электрооборудования на напряжение 10 кВ

Выбор выключателей

Выбираем вакуумный выключатель ВВ/TEL-10-12,5/630-У2

Таблица 2.6

Uном, кВ

Iном, А

Iном.откл, кА

bн, %

Ток эл. дин. стойкости

Iтер/ tтер

tс.в.,с





Iдин, кА

iдин, кА



10

630

12,5

40

12,5

32

12,5/3

0,015


t = tрз min + tc в =0,01+0,015=0,025 с

Вк = I2по (tотк + Та)=5,022 · (0,025+0,03)=0,7 кА2·с

Таблица 2.7

Расчетные данные

Каталожные данные

Условия выбора

Uуст = 10кВ

Uном = 10кВ

Uном £ Uуст (по напряжению установки)

IМАХ = 50А

Iном = 630А

Iном ³ Iмах ( по длительно допустимому току)

Iпt = 5,02 кА

Iном,откл = 12,5кА

Iном,откл ³ Iпt (на симметричный ток отключения)

iаt = 3,1 кА

iаном = 7,1кА

iаt £ iаном (отключение апериодической составляющей)

Iпо =5,02кА iу = 7,11кА

Iдин = 12,5кА iдин = 32кА

Iпо £ Iдин (на эл. дин. стойкость) Iу £ iдин

Bк=0,7 кА2×с

I2тер·tтер=252·3=1875кА2×с

³ Bк (на термическую стойкость)


Выключатель ВВ/TEL-10-12,5/630-У2 проходит по всем условиям.

Выбор разъединителей

Выбор разъединителей производится по следующим параметрам :

. По напряжению установки: Uуст £ Uном ;

. По длительно допустимому току: Imax £ Iном;

. Электродинамическая стойкость: Iпо £ Iдин, iу £ iдин;

. Термическая стойкость: Вк £ I2тер · tтер.

Выбираем разъединитель РДЗ-10-II/400 У1.

Таблица 2.8.

Расчетные данные

Каталожные данные

Условия выбора

Uуст = 10кВ

Uном = 10кВ

Uуст ≤ Uном (по напряжению установки)

Iмах = 50А

Iном = 400А

Iмах ≤ Iном ( по длительно допустимому току)

iдин = 25кА

iу £ iдин (на эл. дин. стойкость)

Bк = 0,4кА2×с

I2тер·tтер=102·3=300кА2×с

Bк ≤ (на термическую стойкость)

 

Выбор измерительных трансформаторов тока

На стороне НН установим измерительные трансформаторы тока типа ТОЛ-10-УХЛ1 с параметрами:

-     Номинальное напряжение: 10кВ

-     Номинальный первичный ток: 50А

-     Номинальный вторичный ток: 5А

-     Номинальная вторичная нагрузка в классе точности 10 ВА

-     Ток термической стойкости: 2,45 кА

-     Ток электродинамической стойкости: 17,6кА

-     Время термической стойкости: 4с

. Проверка по напряжению установки:


. Проверка по току:


. Проверка по электродинамической стойкости:

iу = 7,11кА £ iдин = 17,6кА

4. Проверка на термическую стойкость:

Bк = 0,4 кА2·с ≤ =2,452 · 4 =24,01 кА2·с

. Проверка по вторичной нагрузке:

Z2 ≤ Z2HOM, (3.32.)

где Z2 - вторичная нагрузка трансформатора;

Z2HOM - номинальная допустимая нагрузка трансформатора в выбранном классе точности.

Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:

, (3.33.)

где rконт= 0,1 - сопротивление контактов, Ом [11];

rпр - сопротивление соединительных проводов;приб - сопротивление токовых цепей измерительных приборов.

 , (3.34.)

где Sприб - мощность, потребляемая приборами;

I2ном - номинальный вторичный ток трансформатора

В цепях отходящих линий устанавливаются: амперметр, счётчики активной энергии и ваттметр.

Таблица 2.9. Таблица потребляемой мощности приборами

Прибор

Тип

Нагрузка по фазам, ВА



А

В

С

Амперметр

Э335

0,5



Ваттметр

Д335

0,5


0,5

Счетчик активной энергии

И674

2,5


2,5

Сум. Нагрузка


3,5


3


Мощность наиболее загруженной фазы равна 3,5 ВА;

Z2HOM≥,

откуда rпр = Z2HOM - rконт - rприб = 0,4-0,14-0,1=0,16 Ом.

Для соединения трансформатора тока с приборами используем медный провод, сечением не менее 2,5мм2 .

Зная rпр можно определить сечение соединительных проводов:

,

где ρ - удельное сопротивление провода (для меди 0,0175) ;

lрасч. - расчетная длина соединительных проводов.

Принимаем контрольный кабель КВРГ с сечением 4 мм2.

Тогда

Условие Z2 = 0,35 ≤ Z2HOM = 0,4 выполняется, поэтому выбранный трансформатор будет работать в выбранном классе точности 0,5.

Выбор измерительных трансформаторов напряжения.

Установим измерительные трансформаторы напряжения типа

НАМИ-10-УХЛ1

-     Номинальное напряжение обмотки ВН: 10 кВ

-     Номинальное напряжение обмотки НН (основной): 100 В

-     Номинальное напряжение обмотки НН (дополнит.): 100В

-     Класс точности в номинальном режиме: 0,5

-     Мощность вторичной обмотки: 200ВА

. Проверка по напряжению установки:


. Проверка по вторичной нагрузке:

, (3.35.)

где S2∑ - нагрузка всех измерительных приборов;

S2ном - номинальная мощность в выбранном классе точности.

Таблица потребляемой мощности приборами

Прибор

Тип

Sобм, ВА

Число обмоток

Число приборов

Sобщ, ВА

Вольтметр

Э335

2

1

2

4

Вольтметр регистрирующий

Н344

10

1

2

2

Ваттметр

Д335

1,5

2

2

6

Счетчик активной энергии

И674

3

2

2

12

Итого:

42

Условие  выполняется. Трансформатор выбран, верно.

3.8.2 Выбор оборудования подстанции 10/0,4 кВ

Выбираем электрооборудование подстанции ТП-6:

Определяем максимальный рабочий ток в цепи трансформатора с учётом допустимой перегрузки на 40%:

 А

Выбираем разъединитель РДЗ-10 /400 У1.с параметрами: ном =10 кВ; Iном=400 А; Iпр.скв=25 кА; Iтер=10 кА; tтер=3 с.

Проверка на электродинамическую стойкость:у =9,2 £ Iпр.скв=25 кА.

Проверка на термическую стойкость:

Вк=0,4 £·tтер=300 кА2×с.

Выбранный разъединитель соответствует всем требованиям.

Выбираем плавкие предохранители для ТП-1-6:

ПКТ101-10-20-20У1 с параметрами:

Условия выбора предохранителей.

а) по напряжению сети; Uном. с. ≤ Uном.п.

б) по длительному току ; I дл.р. ≤ I ном.п.

в) по отключающей способности;

Iпред.отк.I

Рассчитаем рабочий ток трансформатора на стороне ВН, А. Iраб.макс. =S/√3*Uном, А

Где Sном тр. - номинальная мощность трансформатора, кВА.

Uном - номинальное напряжение 10 кВ

Для ТМ - 160 кВА: Iраб.макс. =160/√3*10 = 9,2 А

Выбираем ток плавкой вставки 20А

Для установки принимаем предохранитель на ТМ - 160 кВА: ПКТ-101-10-20-20у1

Номинальное напряжение - 10 кВ

Наибольшее рабочее напряжение - 12 кВ

Номинальный ток отключения - 12,5кА

Характеристики предохранителей удовлетворяют условиям выбора.

3.8.3 Выбор автоматических выключателей на 0,4 кВ

Выбор автоматического выключателя производим на основе рабочего тока, с выполнением условия .(3.36.) Выбираем автоматические выключатели серии ВА88. Так как это - результат глубокого анализа требований рынка, совмещающий в себе большие возможности с исключительно компактными размерами, универсальностью в использовании, прочностью, простотой установки и передовой технологией. Микропроцессорный расцепитель, используемый в выключателе ВА88!43, обеспечивает точность и надежность, возможность оперативной настройки в процессе эксплуатации, что позволяет автоматическим выключателям полностью интегрироваться в управляющую логику, применяемую в системах контроля энергосбережения.

Выключатели серии ВА88 имеют ряд отличительных особенностей, достоинств и преимуществ.

Токоограничение - увеличенная скорость разрыва контактов, динамическое действие магнитного поля и структура дугогасящей камеры способствуют гашению дуги в кратчайшее возможное время, ограничивая величину интеграла Джоуля и пик тока.

Материал конструкции - детали корпуса изготовлены из стеклонаполненного полиамида, обеспечивающего устойчивость к деформациям, возникающим при коротком замыкании.

Двойная изоляция - полное разделение силовой и вспомогательных цепей. Корпус каждого из дополнительных устройств помещается в отдельную нишу, что полностью исключает риск контакта с активными частями и повышает безопасность обслуживания и проверки.

Универсальность - полный диапазон расцепителей дает возможность обеспечить селективность при многоступенчатой системе защиты (перенастройка уставки).

Механизм свободного расцепления - подвижные контакты находятся в состоянии покоя только в замкнутом или разомкнутом положении, даже когда органы управления находятся в

промежуточном положении. Действие механизма не зависит от давления на рычаг и скорости включения. Рычаг выключателя имеет три положения (включено, отключено и промежуточное после срабатывания от расцепителей). Для включения после срабатывания необходимо рычаг перевести из промежуточного положения в положение «откл», а затем «вкл».

Удобство проверки - прямая проверка может быть проведена в выключенном состоянии без отсоединения подводящих проводников. Доступ к дугогасящим камерам, подвижным и неподвижным контактам обеспечивается после снятия крышки выключателя, что ускоряет и облегчает обслуживание.

Изолирующая способность - увеличенные изолирующие промежутки обеспечивают отсутствие токов утечки и устойчивость при перенапряжениях. Во втычных и выдвижных версиях силовые и вспомогательные цепи разделены в выдвинутом положении выключателя, что обеспечивает обесточивание. В этих условиях, используя специальные соединители, можно провести контрольные испытания в полной безопасности.

Электромагнитная совместимость - при использовании микропроцессорных расцепителей от сверхтока гарантирована работоспособность выключателей при наличии коммутационных помех и грозовых перенапряжений. Эти аппараты не создают помех для другого электронного оборудования.

Класс защиты - IP30 для фронтальных частей выключателей,_устанавливаемых в распределительных щитах. Класс защиты IP54 достигается для выключателей, устанавливаемых в щитах этого класса защиты и использовании ручного привода дверного монтажа с изолирующими прокладками.

Установочные положения - выключатели могут устанавливаться в любом положении без изменения их номинальных характеристик и могут запитываться через верхние или нижние клеммы без нарушения работоспособности.

Габариты и масса - на 10!15% меньше аналогичных выключателей серии ВА57 (ДЗНВА г. Дивногорск).

ТП - 1

Линия 1


принимаем автоматический выключатель ВА 88 - 33


Линия 2


принимаем автоматический выключатель ВА 88 - 33


Линия 3


принимаем автоматический выключатель ВА 88 - 33


Линия 4


принимаем автоматический выключатель ВА 88 - 33


Остальной расчет сводим в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 Выбор автоматических выключателей

№ ТП

№ линии.

Ip, А

Iн.р., А

I(1)к, А

Автом.выкл.

1

Л1

14

16

272

ВА 88-33


Л2

18

20

345

ВА 88-33


Л3

18

20

345

ВА 88-33


Л4

29

32

272

ВА 88-33

2

Л1

21

25

471

ВА 88-33


Л2

21

25

 471

ВА 88-33


Л3

25

25

471

ВА 88-33


Л4

29

32

329

ВА 88-33

3

Л1

25

25

599

ВА 88-33


Л2

25

25

599

ВА 88-33













4

Л1

21

25

471

ВА 88-33


Л2

25

25

471

ВА 88-33


Л3

25

25

471

ВА 88-33


Л4

25

25

471

ВА 88-33

5

Л1

34

40

652

ВА 88-33


Л2

34

40

 652

ВА 88-33


Л3

34

40

652

ВА 88-33

6

Л1

37

40

415

ВА 88-33


Л2

37

40

415

ВА 88-33


Л3

39

40

583

ВА 88-33


Л4

37

40

415

ВА 88-33


3.9 Расчет заземляющего устройства

Расчет ведем для ТП -2, мощность трансформатора 100 кВА.

Грунт - чернозем ( удельное сопротивление 35 Ом*м)

Необходимо соблюдать условие:

≤125/I3≤4 Ом

где Iз - ток замыкания на землю

Iз = Ulв/350

В общем случае Iз = 42 А

Rз не должно превышать 4 Ом

Для расчета принимаем Rз = 3 Ом

В качестве вертикальных заземлителей принимаем стальные стержни диаметром 6 мм и длиной 3 м. Верхние концы электродов располагают на глубине 0,7 м от поверхности земли и соединяются между собой такими же стержнями длиной 12 м. с помощью электросварки. Определяем удельное расчетное сопротивление грунта

,

 

Определяем сопротивления одиночных заземлителей: - вертикальный электрод из круглой стали

=7,64 Ом

горизонтальный электрод из полосовой стали

трансформаторный подстанция электрический автоматика

=843,12

Определяется требуемое общее сопротивление Rст вертикальных электродов (стержней):

Ом.

Определяется необходимое количество стержней:

.

Окончательно принимаем к установке 6 вертикальных электродов, расположенных по контуру.

Определяем результирующее сопротивление заземляющего устройства:

== 2,7 Ом,

Условие выполняется: 2,7 ≤ 4

4. Релейная защита и противоаварийная автоматика

Релейной защитой называют специальные устройства, состоящие из реле, автоматов и других аппаратов, обеспечивающих автоматическое отключение повреждённого участка электрической сети или приводящие в действие только сигнальные устройства. Основными требованиями, предъявляемыми к релейной защите, являются:

.Быстродействие

.Селективность

.Чувствительность

.Надёжность

Элементы электрической сети оборудуют устройствами релейной защиты в объеме, регламентированном ПУЭ. Устройства защиты обеспечивают автоматическое отключение защищаемого элемента при повреждениях, представляющих непосредственную опасность для этого элемента или в случае возникновения ситуаций, угрожающих жизни людей.

Рис.1.6. Схема замещения для расчетов токов КЗ.

4.1 Релейная защита воздушных линий 10 кВ


Линии 10кВ относятся к сетям с изолированной нейтралью. Следовательно, их защита должна реагировать на трехфазные, двухфазные КЗ и двойные замыкания на землю. Однофазные замыкания не относятся к коротким замыканиям и могут существовать 2 и более часов. За это время можно переключить нагрузку на другой источник, и уже после этого отключить линию.

Для работы при двух и трехфазных замыканиях достаточно иметь устройства защиты установленные в двух фазах. Защита всегда устанавливается в фазах А и С. Она не реагирует на ток фазы В, но это не имеет значения, т.к. при любых междуфазных КЗ ток протекает в 2-х фазах, и сработает защита установленная либо в фазе А, либо в фазе С, либо одновременно в 2-х фазах. Максимальная токовая защита линии

Одним из признаков возникновения К.З. является увеличение тока в линии. Этот признак используется для выполнения защит, называемых токовыми. Токовые приходят в действие при увеличении тока в фазах линии сверх определенного значения. В качестве реле, реагирующих на возрастание тока, служат максимальные токовые реле.

Токовые защиты подразделяются на максимальные токовые защиты (МТЗ) и токовые отсечки (ТО). Главное различие между этими защитами заключается в способе обеспечения селективности. Селективность действия МТЗ обеспечивается выдержкой времени. Для защит выполненных на электромеханической базе стандартная ступень селективности  составляет 0,5 сек. Микроэлектронные и микропроцессорные защиты позволяют обеспечить ступень селективности равную 0,2-0,3сек.

Селективность действия ТО обеспечивается отстройкой от тока КЗ в конце защищаемой линии. Таким образом, защита линии выполняется двухступенчатой: максимальная защита и токовая отсечка.

Токовые реле защиты не должны приходить в действие при максимальном рабочем токе нагрузки Imax., для чего ток срабатывания защиты Iс.з. отстраивается от максимального рабочего тока нагрузки Imax. IС.З. > Iр.max. (3.37.)

, (3.38.)

Кнад - коэффициент надежности, принимают равным 1,2-1,3.

Iраб. макс. - максимальный ток рабочего режима, А

Рассчитаем защиту для линии 2-1 l=0.2 км.

Максимальный ток рабочего режима определяем по формуле: Iр.max =


где S=614,2 кВА - суммарная нагрузка (расчет электрических нагрузок);

Uном- номинальное напряжение воздушной линии, кВ

,

Чувствительность максимальной токовой защиты для линии 2-1 проверяется в конце линии (табл.2.16 стр.54):

,

=2,6кА,

-

.

Чувствительность МТЗ при КЗ за тр-ром 10/0,4кВ ТП-1.

=2,654кА (расчет токов КЗ таб.2.5.)

 

Условие для данного типа защиты выполняется. Токовая отсечка

Токовая отсечка является разновидностью токовой защиты, позволяющей обеспечить быстрое отключение КЗ. Токовые отсечки подразделяются на отсечки мгновенного действия и отсечки с выдержкой времени (порядка 0,3-0,6 сек.).


 (3.39.)

где  - максимальный ток короткого замыкания в конце линии, кА

Кнад - коэффициент надежности.

У отсечек для защиты линий с токовыми реле типа РТ коэффициент надежности 1,2-1,3.


Ток срабатывания токовой отсечки с выдержкой времени:

 (3.40.)


Рис.1.7 Определение зоны действия токовой отсечки. Защита В.Л. от однофазных замыканий на землю


Сети с малым током замыкания на землю работают с изолированной нейтралью, что и предусмотрено в проекте.

В таких сетях (в отличие от сетей с глухо-заземленной нейтралью) замыкание на землю одной фазы не вызывает короткого замыкания и не сопровождается поэтому снижением междуфазных напряжений и появлением повышенных токов в сети.

Исходя из этого принято выполнять защиту от замыканий на землю в сетях с малым током замыкания с действием на сигнал.

Получив сигнал о появлении замыкания на землю, дежурный персонал принимает меры к переводу нагрузки поврежденной линии на другой источник питания, разгружает поврежденную линию и затем отключает её.

Для определения тока уставки реле тока необходимо знать, ток замыкания на землю, который находится по формуле:

,(3.41.)

где  - длина воздушной линии.

Длина воздушной линии 10 кВ:

= 0,2 км. Ток замыкания на землю:


Ток уставки находится как:


Так же, ток срабатывания защиты должен быть отстроен от максимального тока небаланса, который определяется:

,

где  - коэффициент надежности;

 - коэффициент, учитывающий увеличение тока небаланса в переходном режиме при выдержке времени 0,5-0,6 с;

 - коэффициент, учитывающий 10 % погрешность трансформаторов тока;

 - коэффициент однотипности трансформаторов тока.

Из двух токов срабатывания выбираю больший, что обеспечивает большую селективность защиты. Земляная защита

Рис. 1.8. Фильтр напряжения нулевой последовательности

 (3.42.)

-напряжение небаланса.


Предназначена для защиты от замыканий на землю. В качестве защиты от однофазных КЗ применятся устройство общей неселективной сигнализации, выполненное в виде реле напряжения, включенного на выход ФННП. В качестве фильтра напряжения нулевой последовательности (ФННП) используется вторичная обмотка трансформатора напряжения, которая соединена по схеме «разомкнутый треугольник», к включенному в нее реле напряжения KV, реагирующего на появление напряжения до величины 100В при замыкании на землю.

Рис.1.9. Схема линии 10-0,4 кВ с понижающим трансформатором с указанием точек КЗ. Защита трансформаторов


По пункту 3.2.51 ПУЭ для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

. От внутренних повреждений ( МТЗ,ТО, Диф.защита).

. От повреждения внутри бака тр-ра или РПН (газовая защита).

. От внешних КЗ (МТЗ).

. От однофазных КЗ на сторонах тр-ра с глухозаземленной нейтралью.

. От перегрузки.

.1.1. Защита трансформатора 10/0,4кВ ТП-2 S = 100 кВА. Защиту трансформатора со стороны высокого напряжения выполним предохранителем типа ПКТ -10.

Плавкие предохранители выполняют операцию автоматического отключения цепи при превышении определенного значения тока.

После срабатывания предохранителя необходимо снять плавкую вставку или патрон, чтобы подготовить аппарат для дальнейшей работы.

Ценными свойствами плавких предохранителей является простата устройства, относительно низкая стоимость, быстрое отключение цепи при коротких замыканиях, способность предохранителей типа ПК ограничивать ток в цепи при К.З.

Наибольшее распространение получили кварцевые предохранители.

В кварцевых предохранителях (ПК) патрон заполнен кварцевым песком, где дуга гаситься путем удлинения, дробления и соприкосновения с твердым диэлектриком.

Условия выбора предохранителей.

а) по напряжению сети; Uном. с. ≤ Uном.п.

б) по длительному току ; I дл.р. ≤ I ном.п.

в) по отключающей способности;

Iпред.отк.I

Рассчитаем рабочий ток трансформатора на стороне ВН, А. Iраб.макс. =S

/√3*Uном, А

Где Sном тр. - номинальная мощность трансформатора, кВА.

Uном - номинальное напряжение 10 кВ

Для ТМ - 100 кВА: Iраб.макс. =100/√3*10 = 5,8 А

Выбираем ток плавкой вставки 80А

Для установки принимаем предохранитель на ТМ - 100 кВА: ПКТ-103-10-80-20у3

Номинальное напряжение - 10 кВ

Наибольшее рабочее напряжение - 12 кВ

Номинальный ток отключения - 12,5кА

Характеристики предохранителей удовлетворяют условиям выбора.

Защиту трансформаторов ТП со стороны низкого напряжения - 0,4 кВ

выполним автоматическими выключателями типа ВА.

Условия выбора автоматических выключателей:

. по напряжению установки: Uуст ≤ Uном

. по номинальному току: Iрасч ≤ Iном:

. по коммутационной способности: Iкз≤ Iпред.откл.

. на чувствительность : 1,25 ≤ Iкз мин/ Iср расц

. отстройка от кратковременного тока перегрузки: ( 1,25 - 1,5) Iдл расч ≤ Iрасц.

. по току расцепителя: Iдл расч ≤ Iрасц.

Предварительно выбираем автомат серии ВА88-33 с характеристиками:

Трехполюсной переменного тока 660 В

Номинальный ток выключателя Iном = 1600А

Уставка тока полупроводникового расцепителя - 2,3,5,7

Предельная коммутационная способность - 31 кА

Время срабатывания - 0,1;0,2;0,3с

Уставку тока расцепителя принимаем кратную - 7 т.е. ток срабатывания расцепителя будет равен:

Iном.рас = 0,7 · 1600 = 1120А

Проведем расчет и проверку данного автомата на ТП-2 .

. Uуст ≤ Uном 0,38 ≤ 0,4

. Номинальный ток: расчетный ток, протекающий через автомат в нормальном режиме: Для ТМ - 100 кВА:

Iраб.макс. =100/√3*0,4 = 147 А

Iрасч ≤ Iном: 147 ≤ 1600 (А)

. По коммутационной способности:( ток на шинах Iкз = 7,963 кА)

Iкз ≤ Iпред.откл: 7,963 ≤ 31 (кА)

. Минимальный ток КЗ в четырех проводной сети - это ток однофазного КЗ:

I = = = 5,238( кА)

Iк мин / Iср рц≥ 3: Iк мин / Iср рц = 5,238/1120 = 4,7≥3

. Отстройка от кратковременного тока перегрузки: ( 1,25 - 1,5) Iдл расч ≤ Iрасц.

≤ 1600 (А)

. Ток расцепителя: рассчитаем ток, протекающий через автомат, при максимально загруженном трансформаторе:

Iдл расч =S/√3*Uном = 100/ 1,732*0,4 = 147(А)

Iдл расч ≤ Iрц 147 ≤ 1600 (А)

Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений предусмотрено установка на стороне высшего напряжения открытых плавких вставок ПКТ-103-10-80-20у3.

На стороне низшего напряжения 0,4 кВ установлен автоматический выключатель ВА88-33. Защита от перегрузки трансформатора выполняется также автоматическим выключателем. В качестве защиты от токов, обусловленных внешними многофазными К3, предусмотрена действующая на отключение максимальная токовая защита на стороне 10 кВ чувствительность которой обеспечивает так же отключение токов КЗ за тр-ром.

4.1.7 Защита шин 10 кВ

Рис.2.Зона действия ТО

Для прекращения КЗ на шинах их РЗ должна действовать на отключение всех присоединений, питающих шины. В связи с этим специальные РЗ шин приобретают особую ответственность, так как их неправильное действие приводит к отключению целой электростанции или подстанции либо их секций. Поэтому принцип действия РЗ шин и их практическое выполнение (монтаж) должны отличаться повышенной надежностью, исключающей возможность их ложного срабатывания.

Максимальная токовая защита:

Максимальный ток рабочего режима определяем по формуле:

Iр.max = ,

где S=1500 кВА - мощность трансформатора;

Uном- номинальное напряжение воздушной линии, кВ

,

Чувствительность максимальной токовой защиты в точке проверяется в конце линии :

,

=17,1кА

где

.

Чувствительность МТЗ при КЗ за трансформатором 10/0,4кВ ТП-2.

=9,8кА

 

Условие для данного типа защиты выполняется.

Токовая отсечка:

Ток срабатывания токовой отсечки вычисляется:


где  - максимальный ток короткого замыкания в конце линии, кА

Кнад - коэффициент надежности.

У отсечек для защиты линий с токовыми реле типа РТ коэффициент надежности 1,2-1,3.

 

4.1.3 Устройства защитного отключения

Устройства защитного отключения (УЗО) рис.2, реагирующие на дифференциальный ток, относятся к дополнительным видам защиты человека от поражения при косвенном прикосновении, обеспечиваемой путем автоматического отключения питания. Защита от сверхтока (при применении защитного зануления) обеспечивается путем отключения автоматическим выключателем поврежденного участка цепи при коротком замыкании на корпус.

Рис. 2.1 Внешний вид УЗО

При малых токах замыкания, снижении уровня изоляции, а также при обрыве нулевого защитного проводника зануление недостаточно эффективно, поэтому в этих случаях УЗО является единственным средством защиты человека от электропоражения.

УЗО, реагируя на ток утечки на землю или защитный проводник, заблаговременно, до развития в короткое замыкание, отключает электроустановку от источника питания, предотвращая тем самым недопустимый нагрев проводников, искрение, возникновение дуги и возможное последующее возгорание.

Устройство и принцип действия УЗО

Функционально УЗО можно определить как быстродействующий защитный выключатель, реагирующий на дифференциальный ток в проводниках, подводящих электроэнергию к защищаемой электроустановке.

Основные функциональные блоки УЗО представлены на рис. 2.2. Важнейшим функциональным блоком УЗО является дифференциальный трансформатор тока 1.

Пусковой орган (пороговый элемент) 2 выполняется, как правило, на чувствительных магнитоэлектрических реле прямого действия или электронных компонентах. Исполнительный механизм 3 включает в себя силовую контактную группу с механизмом привода.

В нормальном режиме при отсутствии дифференциального тока - тока утечки, в силовой цепи по проводникам, проходящим сквозь окно магнитопровода трансформатора тока, протекает рабочий ток нагрузки.

Проводники L - фазные, нулевой рабочий - N, и нулевой защитный - РЕ, проходящие сквозь окно магнитопровода, образуют встречно включенные первичные обмотки дифференциального трансформатора тока.

Равные токи во встречно включенных обмотках наводят в магнитном сердечнике трансформатора тока равные, но векторно встречно направленные магнитные потоки Ф1 и Ф2. Результирующий магнитный поток равен нулю, ток во вторичной обмотке дифференциального трансформатора также равен нулю.

Пусковой орган 2 находится в этом случае в состоянии покоя.

При прикосновении человека к открытым токопроводящим частям или к корпусу электроприемника, на котором произошел пробой изоляции, по фазному проводнику через УЗО кроме тока нагрузки I1 протекает дополнительный ток - ток утечки (ID), являющийся для трансформатора тока дифференциальным (разностным).

Неравенство токов в первичных обмотках (I1 + ID в фазном проводнике) и (I2, равный I1, в нулевом проводнике) вызывает неравенство магнитных потоков и, как следствие, возникновение во вторичной обмотке трансформированного дифференциального тока. Если этот ток превышает значение уставки порогового элемента пускового органа 2, последний срабатывает и воздействует на исполнительный механизм 3.

Исполнительный механизм, обычно состоящий из пружинного привода, спускового механизма и группы силовых контактов, размыкает электрическую цепь. В результате защищаемая УЗО электроустановка обесточивается.

Для осуществления периодического контроля исправности (работоспособности) УЗО предусмотрена цепь тестирования 4. При нажатии кнопки "Тест" искусственно создается отключающий дифференциальный ток. Срабатывание УЗО означает, что оно в целом исправно.

Типы УЗО

По условиям функционирования УЗО подразделяются на следующие типы: АС, А, В, S, G.

УЗО типа АС - устройство защитного отключения, реагирующее на переменный синусоидальный дифференциальный ток, возникающий внезапно, либо медленно возрастающий.

УЗО типа А - устройство защитного отключения, реагирующее на переменный синусоидальный дифференциальный ток и пульсирующий постоянный дифференциальный ток, возникающие внезапно, либо медленно возрастающие.

УЗО типа В - устройство защитного отключения, реагирующее на переменный, постоянный и выпрямленный дифференциальные токи.

УЗО типа S - устройство защитного отключения, селективное (с выдержкой времени отключения).

УЗО типа G - то же, что и типа S, но с меньшей выдержкой времени.

Технические параметры устройств защитного отключения

В качестве примера исполнения УЗО, отвечающего всем требованиям ГОСТ Р 50807-95, в табл. 1 приведены 4 технические характеристики АСТРО*УЗО производства ОПЗ МЭИ.

Таблица 3.2 Технические характеристики АСТРО*УЗО

Параметр

Номинальное  значение

Номинальное напряжение Un, B

220; 380*

Частота fn, Гц

50

Номинальный ток нагрузки In, A

16; 25; 40; 63; 80*

Номинальный отключающий дифференциальный ток (уставка) IDn, мА

10; 30; 100; 300*

Номинальный неотключающий дифференциальный ток IDn0

0,5 IDn

Номинальная включающая и отключающая (коммутационная) способность Im, A

1500

Номинальный условный ток короткого замыкания (термическая стойкость) при последовательно включенной плавкой вставке 63 А Inc, A

10000

Номинальное время отключения при номинальном дифференциальном токе Тn, не более, мс

30

Диапазон рабочих температур, оС

от -25 до +40

Максимальное сечение подключаемых проводов, мм2

25; 50*

Срок службы электрических циклов, не менее

4000

Срок службы механических циклов, не менее

10000

* В зависимости от модификации устройства

Рис. 2.3. Времятоковая характеристика УЗО

На рис. 3 приведена графическая интерпретация области срабатывания УЗО в зависимости от кратности дифференциального тока.

Режим работы, электрические параметры

Режим работы - непрерывный, продолжительный.

УЗО должно отключать защищаемый участок сети при появлении в нем синусоидального переменного или пульсирующего постоянного (в зависимости от модификации) тока утечки, равного отключающему дифференциальному току устройства (отключающий дифференциальный ток УЗО согласно требованиям стандарта может иметь значения в интервале от 0,5 до номинального значения, указанного заводом-изготовителем).

УЗО, функционально не зависящее от напряжения питания, не должно срабатывать при снятии и повторном включении напряжения сети.

УЗО не должно производить автоматическое повторное включение.

УЗО, функционально не зависящее от напряжения питания, не должно зависеть от наличия напряжения в контролируемой сети, должно сохранять работоспособность при обрыве нулевого или фазного проводов.

УЗО должно срабатывать при нажатии кнопки "Тест".

Работоспособность контрольного эксплуатационного устройства (кнопка "Тест") должна сохраняться при снижении напряжения сети до значения 0,85 Un.

УЗО должно быть защищено от токов короткого замыкания последовательным защитным устройством (ПЗУ): автоматическим выключателем или предохранителем, отвечающими требованиям соответствующих стандартов. При этом номинальный ток ПЗУ не должен превышать номинальный рабочий ток УЗО.

УЗО должно быть устойчивым к нежелательному срабатыванию при бросках ёмкостных токов, вызванных включением емкостной нагрузки.

Испытания УЗО по этому параметру проводятся импульсом тока с пиковым значением 200 А с длительностью фронта 0,5 мкс.

Согласно ГОСТ Р 51326.1-99 изготовитель должен гарантировать надежную работу УЗО в течение не менее 5 лет с момента ввода в эксплуатацию.

5. Эксплуатация электрооборудования системы электроснабжения

.1 Система управления электрохозяйством

Во главе электрохозяйства стоит главный инженер, в подчинении которого находится как оперативный, так и ремонтный персонал. В состав работников входит; эксплуатационный персонал, задачи которого состоят в выполнении оперативного контроля над параметрами системы электроснабжения, выполнение осмотров и технического обслуживания оборудования. Эксплуатационный персонал работает непрерывно согласно графику выходов.

Под ремонтом электрооборудования понимается совокупность работ по поддержанию оборудования в состоянии эксплуатационной готовности и сохранению им нормального уровня производственной мощности, и необходимых эксплуатационных качеств. Таким образом, ремонт оборудования и других элементов основных фондов является необходимым производственным процессом, обусловленным современным уровнем развития техники.

 

5.1.1Техническая документация

На предприятии имеется техническая документация, в соответствии с которой предприятие допущено к эксплуатации:

·        акты приемки производственных работ;

·        генеральный план объекта;

·        проектная документация;

·        акты испытаний электрооборудования;

·        акты приемки электрооборудования в эксплуатацию;

·        рабочие схемы высоковольтного и низковольтного оборудования;

·        инструкции по обслуживанию электроустановок;

·        должностные инструкции по каждому рабочему месту;

·        На каждом участке завода имеется следующая документация:

·        общая схема электроснабжения;

·        журнал с описью электрооборудования (паспортные данные, протоколы и акты испытаний, время последнего ремонта и ревизии);

·        кабельный журнал;

·        журнал оперативных схем электроустановок;

·        журнал учета производственного инструктажа;

·        эксплуатационные инструкции по каждому рабочему месту;

·        должностные инструкции по каждому рабочему месту;

·        журнал и инструкции по охране труда;

·        журнал выдачи нарядов-допусков;

·        списки лиц, имеющих право: единоличного осмотра электрооборудования, подачи заявок на разбор и сбор схем электрооборудования;

За ведением и оформлением журналов и своевременным внесением изменений в документации следит энергетик участка. Журнал учета производственного инструктажа заполняется перед выдачей наряда на работы. Дежурный персонал заполняет оперативный журнал, в котором в хронологической последовательности указываются оперативные переключения и отключения, производимые работы и обнаруженные дефекты. Так же заполняются бирочный журнал, журнал замера сопротивления изоляции электрооборудования и журнал сбора и разбора схем электрооборудования.

5.1.2 Основные задачи эксплуатации

Под эксплуатацией электрооборудования понимается совокупность подготовки оборудования, использование его по назначению, техническому обслуживанию, хранению и транспортировки. Основные задачи эксплуатации - добиться бесперебойной, надёжной и качественной работы электрооборудования, что обеспечивает его наилучшие технико-экономические показатели, повышает надёжность его работы. Главная задача эксплуатации - поддерживать электрооборудования в исправном состоянии в течении всего времени эксплуатации, обеспечивая его бесперебойную и экономичную работу. Для осуществления этой задачи необходимо проводить плановое техническое обслуживание, включающее проведение планово-предупредительных ремонтов и профилактических испытаний (осмотров).

При эксплуатации техническое состояние электрооборудования ухудшается из-за износов, поломок, ослабления креплений и т.д. Даже ненадёжный контакт в электрических соединениях или схеме управления может привести к ложному срабатыванию защиты, выходу оборудования из строя или аварии. Правильное техническое обслуживание позволяет своевременно выявлять и устранять как причины, которые могут повлечь неисправность, так и саму неисправность. Важным эксплуатационным показателем является надёжность электрооборудования. Остановимся более конкретно на эксплуатации некоторых видов электрооборудования.

5.1.3 Состав оборудования, находящегося в ведении и в оперативном управлении диспетчера

В оперативном управлении дежурного диспетчера находится оборудование, линии электропередачи, токопроводы, устройства релейной защиты, аппаратура системы противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, операции с которыми требуют координации действий подчиненного оперативного персонала и согласованных изменений режимов на нескольких объектах.

Операции с указанным оборудованием и устройствами производятся под руководством дежурного диспетчера.

В оперативном ведении дежурного диспетчера находится оборудование, линии электропередачи, токопроводы, устройства релейной защиты, аппаратура системы противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, операции с которыми не требуют координации действий персонала разных энергетических объектов, но состояние и режим которых влияют на режим и надежность электрических сетей, а также на настройку устройств противоаварийной автоматики.

Операции с указанным оборудованием и устройствами производятся с разрешения дежурного диспетчера.

5.1.4 Виды ремонтных работ

Технические осмотры. Как самостоятельные операции планируются и проводятся для электрической части подъёмно - транспортного оборудования в целях предупреждения появления неисправностей, выявлении возникающих дефектов и определения необходимого объема подготовительных работ, подлежащих выполнению при очередном ремонте. Технические осмотры как самостоятельные операции выполняются в объёме, предусмотренном номенклатурой (описанием) работ по осмотру.

Текущий ремонт - вид планового ремонта, осуществляемый в процессе эксплуатации для гарантированного обеспечения нормальной эксплуатации оборудования или сети до очередного ремонта и состоящий в замене или восстановлении изношенных деталей, аппаратуры, покупных изделий и регулировании механизмов, проведении профилактических мероприятий, ранении отдельных неисправностей, замене изношенных участков сети (но не более 20%).

Средний ремонт - ремонт, выполняемый для восстановления исправности и частичного восстановления ресурса изделий с заменой или восстановлением составных частей ограниченной номенклатуры и контролем технического состояния частей, выполняемым в объеме, установленном в нормативно-технической документации.

Капитальный ремонт - вид планового ремонта, осуществляемый с целью восстановления неисправности и полного или близкого к полному восстановлению ресурса оборудования или сети с заменой или восстановления любых частей оборудования.

Организация капитального ремонта на месте установки оборудования должна предусматривать возможность более широкой замены дефектных деталей и сокращении срока ремонта отдельных деталей.

Внеплановый ремонт это вид ремонта, вызванный аварией оборудования или непредусмотренный годовым планом ремонта.

При правильно организованной системе планово - предупредительных ремонтов и эксплуатации внеплановые ремонты, как правило, не должны иметь места.

Таблица 3.3. Структура и продолжительность ремонтных циклов и межремонтных периодов

Оборудование

Продолжи-тельность ремонтного цикла Т, мес.

Структура ремонтного цикла

Продолжи- тельность межремонтного периода t, мес.

Количество текущих ремонтов в ремонтном цикле

Силовые трансформаторы общего назначения

144

К-Т-Т-Т-К

36

3

Масляные выключатели и их приводы

36

К-Т-Т-К

12

2

Выключатели нагрузки

48

К-Т-Т-Т-К

12

3

Разъединители, отделители, короткозамыкатели и заземляющие ножи

72

К-Т-Т-К

24

2

Электрические машины

144

К-Т-Т-Т-Т-Т-Т-Т-Т-Т-Т-Т-К

12

11

Кабельные линии, проложенные в производственных помещениях с нормальной средой

240

К-Т-Т-Т-Т-Т-Т-Т-Т-Т-К

24

9

Кабельные линии, проложенные в грунте

144

К-Т-Т-Т-Т-Т-Т-Т-Т-Т-Т-Т-К

12

11

Внутрицеховые электросети

168

К-Т-Т-Т-Т-Т-Т-К

24

6


Структура ремонтного цикла представляет собой перечень и последовательность выполнения ремонтных работ в период между капитальными ремонтами и между вводами в эксплуатацию и первым капитальным ремонтом.

Ремонтным циклом называется наименьший повторяющийся период эксплуатации оборудования или сети, в течение которого осуществляются в определенной последовательности установленные данной системой виды ремонтных работ.

Межосмотровым периодом называется время между двумя последовательно проведенными осмотрами или ремонтом и осмотром оборудования или сети.

Продолжительность ремонтного цикла, межремонтных и межосмотровых периодов энергоустановок установлена по календарному отработанному времени их эксплуатации для каждого вида оборудования или сети в зависимости от условий, характера и сменности работы.

Категория сложности ремонта является условной величиной плановой трудоемкости текущего ремонта какого-либо конкретного типоразмера оборудования, принимаемой за эталон при оценке трудоемкости производства нормального объема работ текущего ремонта других типоразмеров оборудования с учетом их ремонтных особенностей. Это понятие вводится с целью упрощения расчета плановых трудозатрат при производстве всех видов ремонта и технического обслуживания.

Большое разнообразие и принципиальное конструктивное отличие различных видов энергетического оборудования и сетей, а также предъявляемых к ним требований приводят к тому, что для них не может быть общего для всех их классов, видов и групп соотношения между трудоемкостью производства типового объема отдельных видов плановых ремонтных операций и трудоемкостью технического обслуживания, т. е. единых коэффициентов сложности ремонта. Зачастую коэффициенты сложности ремонта имеют различную величину для разных диапазонов мощностей и производительности одного и того же вида оборудования.

Введение эталона уравнивает, а следовательно, и искажает соотношение трудоёмкостей отдельных видов ремонта.

Лишь суммарная трудоёмкость всех видов профилактических ремонтов и технического обслуживания определяет приведённый объём ремонтной службы предприятия, даёт возможность объективного планирования по каждому виду профилактических мероприятий и в комплексе, определяемый системой планового - предупредительного ремонта оборудования и сетей промышленной энергетики

6. Экономическая часть

Энергетическая отрасль промышленности является одной из наиболее капиталоемких. Поэтому повышение экономической эффективности капиталовложений в энергетике имеет большое значение. Одновременно необходимо повышать технико-экономические показатели эксплуатации энергетических установок путем внедрения наиболее современных технических решений, автоматизации, модернизации действующего оборудования, повышения производительности труда, качества эксплуатации и ремонта.

Экономико-организационная часть является необходимой составной частью дипломного проекта. Экономические расчеты, выполняемые в процессе проектирования, позволяют находить оптимальные решения технических вопросов, а технико-экономические показатели дипломного проекта характеризуют экономическую эффективность проекта и его соответствие современным требованиям. В объем экономико-организационной части проекта входят:

технико-экономические сравнение вариантов схем энергоснабжения (выполняется в основной части дипломного проекта).

расчет экономических показателей и разработка вопросов организации ремонтно-эксплуатационного обслуживания элементов схем энергоснабжения промышленных предприятий и узлов нагрузки.

К экономическим показателям, характеризующим эффективность функционирования системы электроснабжения промышленного предприятия, цеха относятся: капиталовложения в элементы системы (Квл), ежегодные эксплуатационные затраты (Зå), отдельные составляющие этих затрат, плата за получаемую от электроэнергетической системы (ЭЭС) электроэнергию, средний тариф и себестоимость 1 кВт×ч, стоимость потерянной энергии.

Таблица 3.4. Численность эксплуатационно-ремонтного персонала.

Наименование профессии

Штат по списку

Разряд

Система оплаты

Месяч. нор, час

Месяч. тариф, руб

Участок по эксплуатации электрооборудования

Электромонтер по ремонту и обслуживанию эл.оборудования

6

6

пп

152,3

3052

Электромонтер по ремонту и обслуживанию эл.оборудования

6

5

пп

152,3

2944

Участок по ремонту в/в электрооборудования, сетей, подстанций

Электромонтер по ремонту эл.оборудования (бриг.)

1

6

пп

152,3

4853

Электромонтер по ремонту эл.оборудования

8

6

пп

152,3

3774

Электромонтер по ремонту эл.оборудования

1

4

пп

152,3

2912

6.1 Расчет заработной платы, затрат на материалы и прочих расходов

Годовой фонд оплаты труда состоит из основной и дополнительной заработной платы.

Основная включает:

. Годовой тарифный фонд.

, (3.43.)

где Чрем- численность ремонтных рабочих, 10 чел; Спт- месячный тариф повременщиков, руб; Тном- годовой номинальный фонд времени одного рабочего, мес. Определим тарифный фонд заработной платы ремонтного персонала:


Определим тарифный фонд заработной платы эксплуатационного персонала:

Для повременщиков 25% от Згодптар - премии за без аварийную работу, за экономию электроэнергии.

. Доплаты всем за работу в ночное время - 25% от Згодптар.

. Доплата за работу в праздничные дни (работа примерно 30% рабочих эксплуатационников оплачивается в двойном размере, принимается праздничных дней 3% от числа дней в году).


Таблица 3.5. Расчет годового фонда оплаты труда.

Категория персонала

Раз- ряд

Числен ность, чел.

Месяч. тариф, руб

Год. тар. фонд, руб

Премии, доплаты, руб/год

Итого осн. з.п., руб/год






Прем.

Ночн.

Праздн.


Ремонтники

6

8

3774

362304

90576

90576


543456

Ремонтники

4

1

2912

34944

8736

8736


52416

Ремонтники (бриг)

6

1

4853

58236

14559

14559


87354

Эксплуатац.

6

6

3052

219744

54936

54936


329616

Эксплуатац.

5

6

2944

211968

52992

52992


317952

Всего


22





7911

1338705


Дополнительная заработная плата включает оплату отпусков и времени выполнения государственных обязанностей и составляет 7,5% от основной зарплаты.

Дополнительная заработная плата:


Отчисления на социальные нужды в соответствии с действующим законодательством:


где Ксоцн - единый социальный налог, равный 35,6%.

Стоимость необходимых материалов, запасных частей, полуфабрикатов, инструментов для ремонтов:

;

для эксплуатационного обслуживания:

,

где Згодремтар и Згодэксплтар - годовые тарифные фонды зарплаты ремонтных и эксплуатационных рабочих (табл. 2).

Прочие расходы, включающие внутрицеховые и общехозяйственные, определяются долей от суммы основной зарплаты:


6.1.1 Определение годовых амортизационных отчислений

Амортизационные отчисления определяются на основе норм амортизации и балансовой стоимости элементов системы электроснабжения.

Таблица 3.6. Амортизационные отчисления.

Наименование элементов системы электро-снабжения

Кол-во, шт. (км)

Стоимость единицы оборудо-вания, руб

Стоимость оборудо-вания, руб

Норма аморти-зации, о.е.

Годовые амортиза-ционные отчисления, Згодам, руб

Силовой трансформатор 80 МВ×А

2

11800000

23600000

10

2360000

Разъединитель 110 кВ

2

8400

16800

10

1680

Выключатель 10 кВ

18

72000

1296000

10

129600

Трансформатор тока

21

5265

110565

10

11056,5

Трансформатор напряжения

14

12600

176400

10

17640

Кабельные линии

14,58

215000

3134700

4,6

144196

Итого годовые амортизационные отчисления составляют:

2664173

6.1.2 Смета годовых эксплуатационных расходов

Таблица 3.7. Смета годовых эксплуатационных расходов.

№ п/п

Наименование статей расходов

тыс.руб

%

1

Основная и дополнительная зарплата электротехнического персонала

1439,1

27,8

2

Отчисления на социальные нужды

512,3

9,9

3

Стоимость материалов и запчастей

233,8

4,5

4

Амортизационные отчисления

2664,2

51,4

5

Прочие расходы

332,7

6,4

Итого

5182,1

100


6.1.3 Расчет платы за потребляемую энергию

Базовые потребители рассчитываются по одноставочному тарифу, размер оплаты рассчитывается по следующей формуле:

, (3.44.)

где tэ - одноставочный тариф за электроэнергию, коп/кВт×ч; Эподв - подведенная к потребителю электроэнергия, кВт×ч.


6.1.4 Расчет себестоимости потребляемой электроэнергии

Внутризаводская себестоимость потребляемой электроэнергии складывается из стоимости электроэнергии, оплачиваемой по установленному тарифу, и суммарных эксплуатационных расходов на содержание общезаводской части схемы электроснабжения.

Таблица 3.8. Расчет себестоимости потребляемой электроэнергии.

№ п/п

Показатели и статьи расходов

Единицы измерения

Значения показателей и величина расходов

1

Максимум электрической мощности, заявленной потребителем

кВт

79000

2

Количество электроэнергии, получаемой от энергосистемы

тыс. кВт×ч

657000

3

Число часов использования заявленного максимума

ч/год

8316

4

Ставка по тарифу

коп/кВт∙ч

25,32

5

Плата за потребленную электроэнергию

тыс. руб

166352

6

Годовые эксплуатационные расходы

тыс. руб

5182,1

7

Годовая себестоимость

тыс. руб

171534

8

Потери электроэнергии в заводских сетях

тыс. кВт×ч

49827

9

Количество электроэнергии, переданной на производственные нужды и освещение

тыс. кВт×ч

607173

10

Внутризаводская себестоимость 1 кВт×ч В том числе 10.1 тарифная составляющая 10.2 эксплуатационная составляющая

 руб/кВт×ч  руб/кВт×ч  руб/кВт×ч

 0,28  0,27  0,01


6.1.5 Технико-экономические показатели системы электроснабжения

Таблица 3.9. Технико-экономические показатели системы электроснабжения.

№ п/п

Показатели

Единицы измерения

Значения показателей

1

Суммарная установленная мощность электроустановок

кВт

124500

2

Заявленный максимум мощности

кВт

79000

3

Подведенная энергия

тыс. кВт×ч

657000

4

Приведенные затраты по выбранному варианту

тыс.руб

6064,3

5

Разница приведенных затрат в сравниваемых вариантах

%

12,7

6

Потери электроэнергии в системе электроснабжения

%

7,6

7

Капитальные затраты по схеме электроснабжения

тыс.руб

28334,5

8

Годовые затраты по эксплуатации и обслуживанию схемы электроснабжения

тыс.руб

171534

9

Численность персонала

чел

22

10

Внутризаводская себестоимость 1 кВт×ч

руб/кВт×ч

0,28


7. Экологические требования к проектируемому объекту

В данном разделе определен расчетный уровень дополнительной экологической нагрузки и возможное изменение существующей экологической обстановки в районе планируемого размещения объекта во время строительства и во время эксплуатации по наиболее вероятным направлениям воздействия: атмосферный воздух, поверхностные и подземные воды, условия землепользования и геологическая среда.

7.1 Воздействие объекта на территорию, условия землепользования и геологическую среду

В процессе строительства возможны воздействия проектируемого объекта на окружающую среду по нескольким направлениям: - изъятие земель сельскохозяйственного назначения в постоянное и временное пользование;

-  нарушение почвенно-растительного покрова

-        загрязнение атмосферного воздуха

         воздействие на растительный и животный мир

         потребление водных ресурсов для хозяйственно-бытовых нужд строительства.

         образование бытовых отходов

         образование производственных отходов

В постоянное пользование, на условиях долгосрочной аренды, испрашиваются земли под установку опор и КТП10/0,4кВ; во временное пользование - для организации строительства. При строительстве площади сельскохозяйственных угодий будут изыматься во временное пользование постепенно, по мере установки опор и монтажа провода.

Нарушение почвенно-растительного покрова при строительстве обусловлено устройством котлованов для установки опор и прохождением строительной техники. Загрязнение атмосферного воздуха происходит от выхлопных газов при работе строительной техники.

При строительстве ВЛ, при условии соблюдения всех проектных решений и строительных норм, изменения состояния и свойств грунтов не произойдет.

ВЛ10кВ, ВЛ0,38кВ и КТП 10/0,4кВ являются экологически чистыми объектами и в процессе эксплуатации негативного влияния на окружающую среду не оказывают.

В период эксплуатации ВЛ воздействие на почвенный покров будет оказываться только при выполнении профилактических и ремонтных работ. Но поскольку эти работы имеют эпизодический характер (2,3 дня в году) сколько-нибудь заметного вреда почвенному покрову они оказывать не будут.

7.2 Мероприятия по охране земель и восстановлению почвенно-растительного покрова

Использование земельных ресурсов в проекте обеспечивается изъятием земли в постоянное и временное пользование для сооружения проектируемых ВЛ10кВ и ВЛ0,38кВ на основании «Правил определения земельных участков для размещения воздушных линий электропередачи» (Постановление Правительства Российской Федерации от 11 августа 2003 г. № 486 г.Москва). Ущерб, наносимый сельскохозяйственному потребителю изъятием части его производственной земли, исчисляется на основе Постановления Совета Министров-Правительства РФ от 28 января 1993г. N77, утверждающее «Положение о порядке возмещения убытков собственникам земли, землевладельцам, землепользователям, арендаторам и потерь сельскохозяйственного производства».

Ущерб, наносимый сельскохозяйственному потребителю строительством проектируемых ВЛ10кВ и ВЛ0,38кв на участках огородов не определяется, т.к. установка опор и подвеска провода (на огородах) будет выполняться в до посевной и после уборочный период.

Для снижения техногенной нагрузки на почвы и нанесения наименьшего вреда окружающей среде в районе планируемого строительства проектом предусматривается: -при рытье котлованов под опоры снятие почвенно-растительного грунта и сохранение его в зоне временного отвода с последующим возвратом на прежнее место;

- лишний грунт, оставшийся от разработки котлованов по ВЛ10кВ «м-на» в количестве 997м3, разравнивается на месте, заполняя неровности рельефа, исключая тем самым заболачивания, размывы и засоления нарушенных земель;

- своевременная уборка отходов; -работы, связанные с повышенной пожароопасностью и взрывоопасностью, должны выполняться специалистами соответствующей квалификации; -запрещение мойки машин и механизмов на строительной площадке; -запрещение слива горюче - смазочных материалов вне специально оборудованных для этих целей мест, где исключается возможность загрязнения почв и вод; -заправка строительной техники топливом выполняется на территории рыбозавода из стационарных емкостей;

На характер восстановления нарушенных почв оказывают влияние мощность почвенного слоя и его генетические особенности. Чем мощнее почвенный слой, тем больше вероятность его сохранения и выше скорость его восстановления. Засыпка поверхности котлована должна выполняться хотя и перемешанным, но почвенным грунтом (гумусовым, смешанным или даже полугумусовым), что намного ускоряет восстановление через поселение и жизнедеятельность растений в направлении естественного хода процесса почвообразования. В связи с этим, засыпка поверхности котлована гравием, песком или каменистым грунтом, не допускается.

После окончания строительных работ, нарушенные земли необходимо привести в состояние, пригодное для дальнейшего использования, т.е. необходимо провести рекультивацию нарушенных земель. Рекультивация нарушенных земель осуществляется в два последовательных этапа: технический и биологический.

На техническом этапе рекультивации должны проводиться следующие работы:

уборка строительного мусора;

засыпка или выравнивание рытвин и ям (мероприятия по предотвращению эрозионных процессов в полосе строительства, включающие окончательную планировку бульдозером).

Биологический этап рекультивации осуществляется после полного завершения технического этапа и представляет собой комплекс агротехнических мероприятий по восстановлению нарушенных пахотных земель.

По окончании рекультивации земельные участки, которые были отведены во временное пользование, возвращаются прежнему владельцу в состоянии, пригодном для дальнейшего их использования по назначению.

Доставку конструкций и строительных материалов на трассу необходимо выполнять по существующим автодорогам.

7.3 Охрана атмосферного воздуха

В период эксплуатации ВЛ10кВ, ВЛ0,38кВ и КТП10/0,4кВ воздействия на атмосферный воздух оказываться не будет, так как являются экологически чистыми объектами.

Во время строительства при доставке сыпучих (инертных) материалов на объект строительства и при их разгрузке происходят выбросы пыли (расчеты приведены в приложении). Плата за загрязнение атмосферы от выбросов пыли определена на основании Постановления правительства №344 от 12 июня 2003г и составляет 289 рублей.

При работе техники происходит выброс газовоздушных смесей в атмосферу. Интенсивность выбросов зависит от количества работающей техники и количества сжигаемого топлива. Всего на строительстве задействовано 9 единиц техники, работающей на топливе. Из них 5 единиц с карбюраторными и 4 единицы с дизельными двигателями. На весь период строительства определено количество горючего для карбюраторных и дизельных двигателей внутреннего сгорания (бензина - 31,716 т; дизельного топлива - 24,77т). Результат расчета выбросов от работы строительных машин и механизмов приведен в приложении в таблице 4.1. Расчет выполнен из максимально возможных значений.

На основании «Постановления Правительства Российской Федерации № 344 от12 июня 2003 г. г. Москва», плата за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ от работающей на строительстве техники с учетом коэффициента экологической ситуации Кэк.сит.=2,8 (К=1,4 для территории Восточно - Сибирского экономического района РФ и К=2 для особо охраняемой территории) за весь период строительства составляет:

от дизельного топлива - 115,45руб.

от бензина - 173,39руб.

Контроль, за состоянием техники проводят ее владельцы, они же осуществляют плату за выбросы.

При разработке проекта производства работ (ППР) должен быть составлен график использования и передвижения строительных машин и механизмов. График составляется таким образом, чтобы исключить холостые перегоны техники, не связанные с непосредственным выполнением строительных работ. Для снижения неблагоприятного воздействия строительной техники на окружающую среду рекомендуется проведение комплексных мероприятий (оборудование автотранспорта нейтролизаторами для улавливания отработанных газов, переход на неэтилированный бензин, газ, антидымные присадки к топливу).

Проведение этих мероприятий позволит снизить выброс свинца на 50%, окиси углерода - в 5 раз.

Минимизация вредных выбросов может производиться за счет соблюдения условий технического осмотра транспорта, контроля 1 раз в месяц каждой автотранспортной единицы на токсичность отработавших газов. Машины и механизмы к работе должны допускаться в исправном состоянии.

По всей трассе ВЛ формируются удовлетворительные условия для самоочищения атмосферы: открытое воздушное пространство, линейный характер строительства, ветры северо-западного направления приводят к быстрому рассеиванию выделяемых строительной техникой веществ. Учитывая кратковременность работы двигателей, можно сделать вывод, что выбросы вредных веществ будут незначительными и кратковременными, не окажут влияния на общий фон и не вызовут экологических последствий.

7.4 Мероприятия по защите от физических воздействий

Согласно СНПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03 "Санитарно - защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов" санитарно-защитные зоны от воздействия электрического поля для ВЛ10кВ и ВЛ0,38кВ не устанавливаются.

 

7.5 Охрана поверхностных и подземных вод от истощения и загрязнения


Дополнительно к существующему, в м-не Московском увеличится водопотребление за счет хозяйственно-бытовых нужд работающих на стройке в объеме 414.0 м3 за весь период строительства, из расчета 25 литров на одного работающего в сутки (СНиП 2.04-01-85).

Водоснабжение на трассе осуществляется привозной водой, которая должна находиться в емкости из нержавеющей стали, объем которой принят из расчета хранения питьевой воды не более 2-х суток

На месте базирования бригады, во временном м-не строителей, предусмотрен надворный туалет, яма которого, после окончания строительства хлорируется и засыпается землей, надземная часть - разбирается.

Во время работы на трассе предусматривается применение биотуалета.

7.6 Охрана растительного и животного мира

ВЛ10кВ «Микрорайона».

Территория, по которой проходит ВЛ представлена скудной степной растительностью и пашней, поэтому незначительный ущерб дикому животному миру будет нанесен только в виде разрушения их нор.

Строительство ВЛ не принесет значительного ущерба птицам, за исключением пернатых хищников, которые могут погибнуть от электрошока, либо от ударов о провода, но принятие специальных мер поможет избежать этого.

Опоры ВЛ10кВ оснащаются защитными устройствами от птиц. Рекомендуется использовать холостые изоляторы на траверсах, препятствующие посадке птиц вблизи проводов.

ВЛ10кВ в микрорайоне и ВЛ0,38кВ проходят по населенной местности, поэтому ущерба растительному и дикому животному миру нанесено не будет.

Проектные решения приняты с максимальным смягчением негативных процессов, происходящих в природе по причине строительства.

Строительство и эксплуатация проектируемых ВЛ не окажут существенного влияния на окружающую среду и не вызовут опасных экологических последствий при соблюдении правил по строительству и эксплуатации, а также при выполнении намечаемых проектными решениями мероприятий по охране окружающей среды и компенсационных выплат за нанесенный ущерб.

Реализация планируемых решений, направленных на обеспечение потребителей надежным источником электроснабжения, не противоречит действующим нормативным документам в области охраны окружающей среды при условии выполнения намеченных природоохранных мероприятий и компенсационных выплат.

8. Безопасность жизни деятельности

Охрана труда на предприятии осуществляется в соответствии с «Правилами устройства электроустановок, а также согласно «Правил технической эксплуатации» (ПТЭ).

Эти правила имеют целью обеспечить надёжную, безопасную и рациональную эксплуатацию электроустановок и содержание их в исправном состоянии. Обслуживание действующих электроустановок, проведение в них оперативных переключений, организация ремонтных и наладочных работ и испытаний осуществляется специально подготовленным электротехническим персоналом. Электротехнический персонал должен ясно представлять себе особенности своего предприятия, всемерно укреплять и строго соблюдать трудовую и производственную дисциплину, знать и выполнять ПТЭ и ПТБ, инструкции и требования других нормативных актов. На каждом предприятии приказом администрации из числа ИТР энергослужбы предприятия должно быть назначено лицо, отвечающее за общее состояние энергохозяйства и обязанное обеспечить выполнение настоящих ПТЭ и ПТБ.

На каждом предприятии действует разработанная и утверждённая вышестоящей организацией энергетическая служба, установлены на основании типовых положений и отраслевых нормативов штаты электротехнического персонала, обеспечивающего эксплуатацию электроустановок в соответствии с требованиями настоящих ПТЭ и ПТБ. Взаимоотношения между энергетической службой и различными цехами, а также разделение обязанностей между электротехническим и техническим персоналом устанавливаются руководством предприятия в должностных инструкциях и положениях по согласованию с лицом, ответственным за энергохозяйство предприятия.

Весь персонал, обслуживающий электроустановки, проходит специальное обучение безопасным методам работы с последующей проверкой знаний ПТЭ и ПТБ с присвоением определённой квалификационной группы.

Государственный энергетический надзор осуществляется предприятиями государственного энергетического надзора и сбыта энергии.

1. Общие требования безопасности

-Эксплуатацию электроустановок осуществляет специально подготовленный электротехнический персонал. Для допуска к самостоятельной работе электромонтера необходимо выполнить следующие мероприятия:

Пройти медицинское обслуживание.

Пройти вводный инструктаж с оформлением необходимых документов.

Пройти инструктаж на рабочем месте с оформлением необходимых записей в журнале инструктажей на рабочем месте.

Лица, не достигшие 18-летнего возраста, не могут быть допущены к самостоятельной работе в электроустановках.

До назначения на самостоятельную работу, связанною с эксплуатацией электроустановок, электромонтер обязан пройти производственное обучение на рабочем месте под руководством опытного работника сроком один месяц.

По окончании производственного обучения обучаемый должен пройти проверку знаний в объеме программы подготовки и в случае успешной сдачи экзаменов ему предоставляется соответственная группа по электробезопасности с выдачей удостоверения установленной формы.

После проверки знаний электромонтер должен пройти стажировку на рабочем месте в течении двух недель под руководством опытного работника, после чего он допускается к самостоятельной работе.

Электромонтер должен быть обучен приемам освобождения пострадавшего от действия электрического тока и правилам и приемам оказания первой медицинской помощи при ожогах, переломах, ушибах, обморожениях и т.д.

Электромонтер обязан соблюдать правила внутреннего трудового распорядка.

Принимать на работе и употреблять наркотические вещества и алкогольные напитки во время работы категорически запрещается.

Употреблять только питьевую воду из мест, предусмотренных для этой цели.

При получении микротравмы запрещается пользоваться случайными материалами. Не зная назначения лекарственных препаратов, находящихся в аптечке, употреблять их запрещается.

В течении рабочего времени электромонтер обязан работать в спецодежде, с применением средств защиты от поражения электрическим током.

Электромонтер получает спецодежду согласно перечню:

-костюм х/б (на один год)

-ботинки или сапоги (один раз в год)

-рукавицы х/б (один раз в месяц)

-каска

Электромонтер обязан пользоваться защитными средствами от поражения электрическим током.

8.1 Воздушные линии электропередачи Работы на опорах и с опорами

Работы по замене элементов опор, монтажу и демонтажу опор и проводов, замене гирлянд изоляторов ВЛ должны выполняться по технологической карте или ППР.

Подниматься на опору и работать на ней разрешается только после проверки достаточной устойчивости и прочности опоры, особенно ее основания.

Прочность деревянных опор должна проверяться замером загнивания древесины с откапыванием опоры на глубину не менее 0,5 м. Для определения прочности железобетонных опор и приставок должно проверяться отсутствие недопустимых трещин в бетоне, оседания или вспучивания грунта вокруг опоры, разрушения бетона опоры (приставки) с откапыванием грунта на глубину не менее 0,5 м.

На металлических опорах должно проверяться отсутствие повреждений фундаментов, наличие всех раскосов и гаек на анкерных болтах, состояние оттяжек, заземляющих проводников.

Необходимость и способы укрепления опоры, прочность которой вызывает сомнение (недостаточное заглубление, вспучивание грунта, загнивание древесины, трещины в бетоне и т.п.), должны определяться на месте производителем или ответственным руководителем работ.

Работы по укреплению опоры с помощью растяжек следует выполнять без подъема на опору, т.е. с телескопической вышки или другого механизма для подъема людей, с установленной рядом опоры, либо применять для этого специальные раскрепляющие устройства, для навески которых не требуется подниматься по опоре.

Подниматься по опоре разрешается только после ее укрепления.

Опоры, не рассчитанные на одностороннее тяжение проводов и тросов и временно подвергаемые такому тяжению, должны быть предварительно укреплены во избежание их падения.

До укрепления опор не допускается нарушать целость проводов и снимать вязки на опорах.

Подниматься на опору разрешается членам бригады, допущенным к верхолазным работам и имеющим следующие группы:

III - при всех видах работ до верха опоры;

II - при работах, выполняемых с отключением ВЛ, до верха опоры, а при работах на нетоковедущих частях неотключенной ВЛ - не выше уровня, при котором от головы работающего до уровня нижних проводов этой ВЛ остается расстояние 2 м. Исключение составляют работы по окраске опор .

Отдельные виды работ на высоте должны выполнять не менее 2 работников, имеющих группы, установленные настоящими Правилами для выполнения этих работ.

При подъеме на деревянную и железобетонную опоры строп предохранительного пояса следует заводить за стойку.

Не разрешается на угловых опорах со штыревыми изоляторами подниматься и работать со стороны внутреннего угла.

При работе на опоре следует пользоваться предохранительным поясом и опираться на оба когтя (лаза) в случае их применения.

При работе на стойке опоры располагаться следует таким образом, чтобы не терять из виду ближайшие провода, находящиеся под напряжением.

При замене деталей опоры должна быть исключена возможность ее смещения или падения.

Не разрешается откапывать сразу обе стойки опоры при замене одинарных и сдвоенных приставок П- и АП-образных опор. Следует заменить приставку на одной стойке опоры, закрепить бандажи и утрамбовать землю и только тогда приступать к замене приставок на другой стойке. Заменять сдвоенные приставки необходимо поочередно.

Не разрешается находиться в котловане при вытаскивании или опускании приставки.

Способы валки и установки опоры, необходимость и способы ее укрепления во избежание отклонения определяет ответственный руководитель работ. В случае применения оттяжек с крюками последние должны быть снабжены предохранительными замками.

Работа на одноцепной натяжной изолирующей подвеске допускается при использовании специальных приспособлений или лежа на ней и зацепившись ногами за траверсу для фиксации положения тела.

При работе на поддерживающей изолирующей подвеске строп предохранительного пояса должен быть закреплен за траверсу. Если длина стропа недостаточна, необходимо пользоваться закрепленными за пояс двумя страховочными канатами. Один канат привязывают к траверсе, а второй, предварительно заведенный за траверсу, подстраховывающий член бригады подает по мере необходимости.

При работе на натяжной изолирующей подвеске строп предохранительного пояса должен быть закреплен за траверсу или за предназначенное для этой цели приспособление.

На поддерживающих и натяжных многоцепных изолирующих подвесках допускается закреплять строп предохранительного пояса за одну из гирлянд изоляторов, на которой работа не ведется. Не допускается закреплять этот строп за гирлянду, на которой идет работа.

В случае обнаружения неисправности, могущей привести к расцеплению изолирующей подвески, работа должна быть прекращена.

Не разрешается при подъеме (или опускании) на траверсы проводов, тросов, а также при их натяжении находиться на этих траверсах или стойках под ними.

Выбирать схему подъема груза и размещать подъемные блоки следует с таким расчетом, чтобы не возникали усилия, которые могут вызвать повреждение опоры.

Окраску опоры с подъемом до ее верха могут с соблюдением требований Правил выполнять работники, имеющие группу II. При окраске опоры должны быть приняты меры для предотвращения попадания краски на изоляторы и провода (например, применены поддоны).

8.2 Работы по монтажу проводов (СИП)

Монтаж СИП рекомендуется производить с соблюдением технологий, приведенных в действующих технических и методических документах, с применением специальной линейной арматуры, механизмов, приспособлений и инструмента, при температуре окружающего воздуха не ниже минус 20O С. При этом необходимо соблюдать следующие основные требования:

• тщательно подготовить трассу ВЛ, выполнить расчистку просеки, удалив деревья или крупные ветви, мешающие установке опор, раскатке и регулировке проводов;

• при сооружении ВЛ взамен пришедшей в негодность по той же трассе конструкции старой линии должны быть демонтированы до начала установки новых опор;

• принять меры для исключения повреждения изолирующего покрытия проводов при их раскатке и регулировке, исключить касание земли, бетонных и металлических конструкций, крупных ветвей деревьев;

• раскатку проводов производить под тяжением;

• монтаж проводов рекомендуется поручать специально обученным бригадам строительномонтажных или эксплуатационных организаций;

• строго соблюдать монтажные усилия и стрелы провеса при регулировке проводов, не допускать перетяжку проводов.

8.3 Подготовительные работы

До начала сооружения линии должны быть выполнены следующие работы:

• подготовлена трасса ВЛИ;

• собраны и установлены в проектное положение опоры;

• выполнено устройство защит на переходах через инженерные сооружения;

• на вводах в здания установлена необходимая арматура для анкерного крепления проводов вводов;

• доставлены на трассу барабаны с СИП и механизмы для их раскатки. Монтажные работы рекомендуется выполнять бригаде в следующем составе:

• электролинейщик 5 разряда (бригадир);

• электролинейщик 4 разряда - 1 человек;

• электролинейщик 3 разряда - 2 человека;

• шофер 5 разряда - 1 человек. Все электролинейщики должны быть оснащены:

• строительной каской по ГОСТ 12.4.087-84;

• предохранительным поясом по ГОСТ 12.4.089-86;

• монтерскими лазами по ТУ 34-09-10129-89;

• рукавицами по ГОСТ 12.4.010-75.

8.4 Транспортировка СИП

Барабаны должны храниться и транспортироваться в вертикальном положении. Барабаны с проводом нельзя бросать при разгрузке из транспортных средств. При перемещении барабанов с СИП следует избегать контактов с острыми предметами, например, когда используется вилочный погрузчик. При резке жил проводников или жгута в целом рекомендуется использовать секторные ножницы С 32. После разрезания на свободные концы жгута СИП следует наложить хомуты Е 778 или электрическую изоляционную ленту, чтобы предотвратить дальнейшее его раскручивание или ослабление. Не следует удалять обшивку с барабана прежде, чем он будет установлен для раскатки СИП. При перемещении барабана по земле следует катить его в направлении, обозначенном стрелкой на боковой стороне барабана. При раскатке СИП с барабана направление его вращения должно быть противоположным. Не следует хранить барабаны на мокрой почве, в песчаных или влажных местах. Не следует сбрасывать СИП на землю, а затем поднимать его и закладывать в ролик, раскатка СИП осуществляется с барабана.

Технология раскатки СИП предусматривает следующие виды работ:

• установка барабана;

• установка механизма для раскатки СИП у анкерной опоры;

• раскатка каната-лидера по роликам;

• связь между тросом и СИП;

• раскатка СИП;

• натяжение и закрепление СИП в анкерном пролёте;

• регулировка СИП;

• установка зажима подвески на несущей нулевой жиле.

8.5 Раскатка

Раскатка вручную:

Раскатка СИП сечением токопроводящей жилы сечением до 50 мм2 может осуществляться вручную на ограниченных участках ВЛИ (до 100 м) и пролётами до 50 м. Механическая раскатка:

После проверки готовности к раскатке СИП дается команда на запуск двигателя раскаточного механизма. Обязанности между членами бригады распределяются следующим образом: один электролинейщик на линии регулирует работу бензомоторного двигателя и следит за равномерностью намотки каната-лидера на катушку раскаточного механизма, другой - следит за плавностью вращения барабана с СИП, остальные наблюдают за прохождением узла соединения каната-лидера с СИП через раскаточные ролики. В случае необходимости команды об остановке раскатки передаются электролинейщику, находящемуся у раскаточного механизма. Процесс раскатки продолжается до тех пор, пока весь канат-лидер не навьется на металлическую катушку раскаточного механизма, а узел соединения каната с раскаточным чулком не приблизится вплотную к катушке. Бензомоторный двигатель останавливают, СИП прикрепляют к анкерной опоре капроновым тросом или временным анкером, после чего освобождают от чулка канат-лидер, а затем СИП. В конце раскатки, когда СИП прошел последний ролик, необходимо оставить свободный конец жгута длиной, достаточной для электрического соединения проводов. С целью беспрепятственного прохождения всего СИП через ролики, особенно на первой и на угловых опорах, следует внимательно и осторожно выполнять все технологические операции. В процессе раскатки не допускается трение СИП о поверхность земли, металлические и железобетонные элементы опор, зданий и сооружений. Скорость раскатки СИП не должна превышать 5 км/ч.

Рис.2.4.Раскатка кабеля.

Рис.2.5.

8.6 Безопасная эксплуатация ТП

Трансформаторная подстанция (ТП) служит для приема эл. энергии, её преобразования и распределения потребителям. Трансформаторные подстанции городского и сельского назначения не нуждаются в постоянном дежурном персонале и обслуживаются по графику ремонтными бригадами, оперативно - ремонтным персоналом. Эксплуатация ТП сводится к своевременному плановому осмотру и ремонту эл.оборудования, в поддержании постоянного соответствия правилами технической эксплуатации и ТБ.

1.        силовых трансформаторов

2.      распределительного устройства 0,4 - 6 - 10 кВ.

.        выключателей нагрузки

.        разъединителей

.        разрядников

.        низковольтного оборудования

.        контура заземления

.        эл.освещения

Ремонт строительной части ТП и асфальтобетонных площадок около ТП проводится по мере необходимости по дефектным ведомостям, составляемым мастером и утвержденным начальником района. При осмотре распределительных пунктов и ТП проверяют:

состояние подъездов, проходов к ТП

исправность ограждений, дверей, оконных и вентиляционных проемов

наличие предупредительных плакатов и надписей, исправность дверных замков, состояние крыши, потолка, стен, пола.

состояние контактов (по их внешнему виду)

отсутствие течи масла из маслонаполненных аппаратов, уровень масла и целостность масломерных стекол

характер гудения трансформаторов и отсутствие посторонних звуков (разрядов, потрескивания)

температуру масла в трансформаторах (по термометру)

состояние и исправность изоляторов (отсутствие трещин, запыленности)

состояние концевых заделок кабелей (отсутствие течи массы, целость фарфоровых втулок, состояние окраски)

состояние окраски шин и оборудования

состояние контура защитного заземления

исправность осветительной проводки и эл.ламп.

показания измерительных приборов, контролирующих напряжение и нагрузку

состояние маслоочистительных устройств (термосифонных фильтров)

состояние и соответствие диспетчерских наименований. При обнаружении неисправностей производится запись в журнале дефектов и сообщается диспетчеру ОДС и начальнику РЭС.

8.7 Мачтовые (столбовые) ТП и КТП

При работах на оборудовании мачтовых и столбовых ТП и КТП без отключения питающей линии напряжением выше 1000 В разрешаются лишь те осмотры и ремонты, которые возможно выполнять, стоя на площадке и при условии соблюдения расстояний до токоведущих частей, находящихся под напряжением, указанных в табл. 1.1. Если эти расстояния меньше допустимых, то работа должна выполняться при отключении и заземлении токоведущих частей напряжением выше 1000 В.

Допуск к работам на мачтовых ТП и КТП киоскного типа независимо от наличия или отсутствия напряжения на линии должен быть произведен только после отключения сначала коммутационных аппаратов напряжением до 1000 В, затем линейного разъединителя напряжением выше 1000 В и наложения заземления на токоведущие части подстанции. Если возможна подача напряжения со стороны 380/220 В, то линии этого напряжения должны быть отключены с противоположной питающей стороны, приняты меры против их ошибочного или самопроизвольного включения, а на подстанции на эти линии до коммутационных аппаратов наложены заземления.

На мачтовых трансформаторных подстанциях, переключательных пунктах и других устройствах, не имеющих ограждений, приводы разъединителей, выключателей нагрузки, шкафы напряжением выше 1000 В и щиты напряжением до 1000 В должны быть заперты на замок.

Стационарные лестницы у площадки обслуживания должны быть сблокированы с разъединителями и заперты на замок.

8.8 Обеспечение электробезопасности

Основные положения по защитным заземлениям. Заземлением какой - либо части электроустановки или другой установки называют преднамеренное гальваническое соединение этой части с заземляющим устройством. Защитным заземлением называют заземление частей электроустановок с целью обеспечения электробезопасности. Защитное заземление применяют в сетях напряжением до 1 кВ с изолированной нейтралью и в сетях напряжением выше 1 кВ как с изолированной, так и с заземленной нейтралью. Заземляющим устройством называют совокупность заземлителя и заземляющих проводников. Заземлителем называют проводник или совокупность металлически соединенных между собой проводников, находящихся в соприкосновении с землей. Заземляющим проводником считают проводник, соединяющий заземление части с заземлителем. В зависимости от места размещения заземлителя относительно заземляемого оборудования различают два типа заземляющих устройств: выносное и контурное. Выносное заземляющее устройство характеризуются тем, что заземлитель его вынесен за пределы площадки, на которой размещено заземляемое оборудование, или сосредоточен на некоторой части этой площадки. Поэтому выносное заземление называют также сосредоточенным. Контурное заземляющее устройство характеризуется тем, что его одиночные заземлители размещают по контуру (периметру) площадки, на которой находится заземляемое оборудование, а также внутри этой площадки. Такое заземление также называют распределенным, так как часто одиночные заземлители распределяют по всей площадке равномерно. Заземлители могут быть двух видов: искусственные, предназначенные исключительно для целей заземления, и естественные - находящиеся в земле металлические предметы иного назначения. Для искусственных заземлителей применяют обычно вертикальные и горизонтальные электроды. В качестве естественных заземлителей используют проложенные в земле водопроводные трубы, металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, находящихся в соприкосновении с землей.

8.9 Установка заземления

Устанавливать заземления на токоведущие части необходимо непосредственно после проверки отсутствия напряжения.

Переносное заземление сначала нужно присоединить к заземляющему устройству, а затем, после проверки отсутствия напряжения, установить на токоведущие части.

Снимать переносное заземление необходимо в обратной последовательности: сначала снять его с токоведущих частей, а затем отсоединить от заземляющего устройства.

Установка и снятие переносных заземлений должны выполняться в диэлектрических перчатках с применением в электроустановках напряжением выше 1000 В изолирующей штанги. Закреплять зажимы переносных заземлений следует этой же штангой или непосредственно руками в диэлектрических перчатках.

Не допускается пользоваться для заземления проводниками, не предназначенными для этой цели.

8.10 Установка заземлений в распределительных устройствах

В электроустановках напряжением выше 1000 В заземляться должны токоведущие части всех фаз (полюсов) отключенного для работ участка со всех сторон, откуда может быть подано напряжение, за исключением отключенных для работы сборных шин, на которые достаточно установить одно заземление.

При работах на отключенном линейном разъединителе на провода спусков со стороны ВЛ независимо от наличия заземляющих ножей на разъединителе должно быть установлено дополнительное заземление, не нарушаемое при манипуляциях с разъединителем.

Заземленные токоведущие части должны быть отделены от токоведущих частей, находящихся под напряжением, видимым разрывом. Видимый разрыв может отсутствовать в случаях, указанных в п. 3.1.2

Установленные заземления могут быть отделены от токоведущих частей, на которых непосредственно ведется работа, отключенными выключателями, разъединителями, отделителями или выключателями нагрузки, снятыми предохранителями, демонтированными шинами или проводами, выкатными элементами комплектных устройств.

Непосредственно на рабочем месте заземление на токоведущие части дополнительно должно быть установлено в тех случаях, когда эти части могут оказаться под наведенным напряжением (потенциалом). Переносные заземления следует присоединять к токоведущим частям в местах, очищенных от краски.

В электроустановках напряжением до 1000 В при работах на сборных шинах РУ, щитов, сборок напряжение с шин должно быть снято и шины (за исключением шин, выполненных изолированным проводом) должны быть заземлены. Необходимость и возможность заземления присоединений этих РУ, щитов, сборок и подключенного к ним оборудования определяет выдающий наряд, распоряжение.

Допускается временное снятие заземлений, установленных при подготовке рабочего места, если это требуется по характеру выполняемых работ (измерение сопротивления изоляции и т.п.).

Временное снятие и повторную установку заземлений выполняют оперативный персонал, либо по указанию выдающего наряд производитель работ.

Разрешение на временное снятие заземлений, а также на выполнение этих операций производителем работ должно быть внесено в строку наряда «Отдельные указания» (приложение № 4 к настоящим Правилам) с записью о том, где и для какой цели должны быть сняты заземления.

В электроустановках, конструкция которых такова, что установка заземления опасна или невозможна (например, в некоторых распределительных ящиках, КРУ отдельных типов, сборках с вертикальным расположением фаз), должны быть разработаны дополнительные мероприятия по обеспечению безопасности работ, включающие установку диэлектрических колпаков на ножи разъединителей, диэлектрических накладок или отсоединение проводов, кабелей и шин. Перечень таких электроустановок утверждается работодателем и доводится до сведения персонала.

В электроустановках напряжением до 1000 В операции по установке и снятию заземлений разрешается выполнять одному работнику, имеющему группу III, из числа оперативного персонала.

В электроустановках напряжением выше 1000 В устанавливать переносные заземления должны два работника: один - имеющий группу IV (из числа оперативного персонала), другой - имеющий группу III; работник, имеющий группу III, может быть из числа ремонтного персонала, а при заземлении присоединений потребителей - из персонала потребителей. На удаленных подстанциях по разрешению административно-технического или оперативного персонала при установке заземлений в основной схеме разрешается работа второго работника, имеющего группу III, из числа персонала потребителей; включать заземляющие ножи может один работник, имеющий группу IV, из числа оперативного персонала.

Отключать заземляющие ножи и снимать переносные заземления единолично может работник из числа оперативного персонала, имеющий группу III.

8.11 Установка заземлений на ВЛ

ВЛ напряжением выше 1000 В должны быть заземлены во всех РУ и у секционирующих коммутационных аппаратов, где отключена линия. Допускается:

ВЛ напряжением 35 кВ и выше с ответвлениями не заземлять на подстанциях, подключенных к этим ответвлениям, при условии, что ВЛ заземлена с двух сторон, а на этих подстанциях заземления установлены за отключенными линейными разъединителями;

ВЛ напряжением 6 - 20 кВ заземлять только в одном РУ или у одного секционирующего аппарата либо на ближайшей к РУ или секционирующему аппарату опоре. В остальных РУ этого напряжения и у секционирующих аппаратов, где ВЛ отключена, допускается ее не заземлять при условии, что на ВЛ будут установлены заземления между рабочим местом и этим РУ или секционирующими аппаратами. На ВЛ указанные заземления следует устанавливать на опорах, имеющих заземляющие устройства.

На ВЛ напряжением до 1000 В достаточно установить заземление только на рабочем месте.

Дополнительно к заземлениям, указанным в п. 3.6.1 настоящих Правил, на рабочем месте каждой бригады должны быть заземлены провода всех фаз, а при необходимости и грозозащитные тросы.

При монтаже проводов в анкерном пролете, а также после соединения петель на анкерных опорах смонтированного участка ВЛ провода (тросы) должны быть заземлены на начальной анкерной опоре и на одной из конечных промежуточных опор (перед анкерной опорой конечной).

Не допускается заземлять провода (тросы) на конечной анкерной опоре смонтированного анкерного пролета, а также смонтированного участка ВЛ во избежание перехода потенциала от грозовых разрядов и других перенапряжений с проводов (тросов) готового участка ВЛ на следующий, монтируемый, ее участок.

На ВЛ с расщепленными проводами допускается в каждой фазе заземлять только один провод; при наличии изолирующих распорок заземлять требуется все провода фазы.

На одноцепных ВЛ заземление на рабочих местах необходимо устанавливать на опоре, на которой ведется работа, или на соседней. Допускается установка заземлений с двух сторон участка ВЛ, на котором работает бригада, при условии, что расстояние между заземлениями не превышает 2 км.

При работах на изолированном от опоры молниезащитном тросе или на конструкции опоры, когда требуется приближение к этому тросу на расстояние менее 1 м, трос должен быть заземлен. Заземление нужно устанавливать в сторону пролета, в котором трос изолирован, или в пролете на месте проведения работ.

Отсоединять и присоединять заземляющий спуск к грозозащитному тросу, изолированному от земли, следует после предварительного заземления троса.

Если на этом тросе предусмотрена плавка гололеда, перед началом работы трос должен быть отключен и заземлен с тех сторон, откуда на него может быть подано напряжение.

Переносные заземления следует присоединять на металлических опорах - к их элементам, на железобетонных и деревянных опорах с заземляющими спусками - к этим спускам после проверки их целости. На железобетонных опорах, не имеющих заземляющих спусков, можно присоединять заземления к траверсам и другим металлическим элементам опоры, имеющим контакт с заземляющим устройством.

В электросетях напряжением до 1000 В с заземленной нейтралью при наличии повторного заземления нулевого провода допускается присоединять переносные заземления к этому нулевому проводу.

Места присоединения переносных заземлений к заземляющим проводникам или к конструкциям должны быть очищены от краски.

Переносное заземление на рабочем месте можно присоединять к заземлителю, погруженному вертикально в грунт не менее чем на 0,5 м. Не допускается установка заземлителей в случайные навалы грунта.

На ВЛ напряжением до 1000 В при работах, выполняемых с опор либо с телескопической вышки без изолирующего звена, заземление должно быть установлено как на провода ремонтируемой линии, так и на все подвешенные на этих опорах провода, в том числе на неизолированные провода линий радиотрансляции и телемеханики.

На ВЛ, отключенных для ремонта, устанавливать, а затем снимать переносные заземления и включать имеющиеся на опорах заземляющие ножи должны работники из числа оперативного персонала: один, имеющий группу IV (на ВЛ напряжением выше 1000 В) или группу III (на ВЛ напряжением до 1000 В), второй - имеющий группу III. Допускается использование второго работника, имеющего группу III, из числа ремонтного персонала, а на ВЛ, питающих потребителя, - из числа персонала потребителя.

Отключать заземляющие ножи разрешается одному работнику, имеющему группу III, из числа оперативного персонала.

На рабочих местах на ВЛ устанавливать переносные заземления может производитель работ с членом бригады, имеющим группу III. Снимать эти переносные заземления могут по указанию производителя работ два члена бригады, имеющие группу III.

На ВЛ при проверке отсутствия напряжения, установке и снятии заземлений один из двух работников должен находиться на земле и вести наблюдение за другим.

Требования к установке заземлений на ВЛ при работах в пролете пересечения с другими ВЛ, на одной отключенной цепи многоцепной ВЛ, на ВЛ под наведенным напряжением и при пофазном ремонте.

Рис.2.6 Пример установки заземлений на ВЛ 10 кВ.

В соответствии с п.3.6.1 настоящих Правил переносное заземление установлено на опоре, оборудованной заземляющим устройством (заземления на рабочем месте не показаны):

- источник питания; 2 - опора; 3 - ответвления; 4 - рабочее место (участок работы)

8.12 Состав бригады по обслуживанию электрооборудования

Численность бригады и ее состав с учетом квалификации членов бригады по электробезопасности должны определяться исходя из условий выполнения работы, а также возможности обеспечения надзора за членами бригады со стороны производителя работ (наблюдающего).

Член бригады, руководимой производителем работ, должен иметь группу III, за исключением работ на ВЛ выполнять которые должен член бригады, имеющий группу IV.

В бригаду на каждого работника, имеющего группу III, допускается включать одного работника, имеющего группу II, но общее число членов бригады, имеющих группу II, не должно превышать трех.

Оперативный персонал, находящийся на дежурстве, по разрешению работника из числа вышестоящего оперативного персонала может привлекаться к работе в бригаде с записью в оперативном журнале и оформлением в наряде.

Список литературы

1. Будзко И.А., Зуль Н.М. Электроснабжение сельского хозяйства. 2-е издание, перераб. и доп. - М.: Агропроиздат, 1990.-496 с.

. Мультимедиа учебник. Электроснабжение сельского хозяйства. Иркутск, ИрГСХА, 2005.

. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Учеб. Пособие для вузов. -М.: Энергоатомиздат, 1987. -368 с.: ил.

. Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред. Ю.Г. Барыбина и др.-М.: Энергоатомиздат, 1990, - 576 с.

. Нормы технологического проектирования электрических сетей сельскохозяйственного назначения. НТПС-88.

. Справочные материалы для проектирования воздушных линий электропередачи напряжением 0,38 кВ с СИП. АООТ РОСЭП. - М.: 2001.

. СНиП 23-05-95 Естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования. - М.: Стройиздат, 1996.

. Справочная книга для проектирования электрического освещения./ Под ред. Г.М. Кнорринга. - Л.: Энергия, 1976.

. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. -М.: Энергоатомиздат, 1989.-292 с

. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование для станций и подстанций: Учебник для техникумов. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.: ил.

. Крюков В.И., “Справочник по эксплуатации электроустановок жилых домов” - М.: Стройиздат, 1984 г.

. Районная электрическая сеть. Методические указания к курсовому проекту по дисциплине «Электроэнергетика». Составили Прокопчук К.И., Акишин Л.А. Иркутск, ИрГТУ, 2002.

. Правила устройства электроустановок. - М.: Энергоатомиздат, 1998

Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование для станций и подстанций: Учебник для техникумов. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.: ил.

. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций: Учебное пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 640 с.: ил.

. Практикум по электроснабжению сельского хозяйства / Под ред. И.А. Будзко. -2-е изд., перераб. и доп.-М.: Колос, 1982. -319 с.

. Л.И. Васильев, Ф.М. Ихтейман, С.Ф.Симоновский, Г.Н. Катович, А.Р. Артемьев. Курсовое и дипломное проектирование сельского хозяйства. -2-е изд., перераб. и доп. -М.: Агропромизда, 1989. - 159 с.

. Андреев В.А. Релейная защита, автоматика и телемеханика в системах электроснабжения: Учебник для студентов вузов спец.

. «Электроснабжение промышленных предприятий, городов и сельского хозяйства». - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Высш. шк., 1985. -391 с., ил.

. Черонобровов Н.В. Релейная защита. Учебное пособие для техникумов. Изд. 5-е, перераб. и доп. -М.: Энергия, 1974. -680 с., ил.

. Кожемякин В.А. Монтаж силового электрооборудования промышленных предприятий. -М.: Энергоатомиздат, 1987. -224 с.: ил.

. Князевский Б.А., Трунковский Л.Е. Монтаж и эксплуатация промышленных электроустановок: Учеб. для вузов по спец. «Электроснабжение промышленных предприятий, городов и сельского хозяйства». -2-е изд., перераб. и доп. - М.: Высш. шк., 1984. -175 с., ил.

. Стандарт организации «Инструкция по безопасному производству работ электромонтажниками на объектах электроэнергетики» СО-34.03.151-2004 - М.: ЗАО «Энергетические технологии», 2004.

. Ополева Г.Н. “Проектирование систем электроснабжения” - Учебное пособие, ч.1 Иркутск: Изд-во Иркут. гос. ун-та, 2004. - 200с.

. Ополева Г.Н. “Проектирование систем электроснабжения” - Учебное пособие, ч.2. Иркутск: Изд-во Иркут. гос. ун-та, 2004. - 252с.

. Коган Ф.Л. “Правило технической эксплуатации электрических станций и сетей” - учебное пособие, М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2004. - 352с.: ил.

. “Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) М43 при эксплуатации электроустановок” - Москва: Омега-Л, 2007 - 152 с.

Нейман В.В. “Релейная защита и автоматика СЭС” - Иркутск 2006

. Бондаренко С.И., Нейман В.В. “Релейная защита и автоматика” - метод. указания для дипломного проектирования, Иркутск: ИрГТУ, 2006 -48с.

. Бондаренко С.И., Чумаков В.М., Самаркина Е.В. “Электроснабжение. Дипломное проектирование” - Иркутск: ИрГТУ, 2004. - 55с.

29. Автоматизированные информационно-измерительные сис- темы коммерческого учета электрической энергии (мощно сти) субъекта ОРЭ: Техн. требования. Решение наблюда- тельного совета НП «АТС». 2004.

. Автоматизированные системы контроля и учёта электро- энергии и мощности (АСКУЭ) в энергосистемах и на пред- приятиях. Владимир: ЗАО ИТФ «Системы и технологии», 2003.37 с.

. Александров Ю. Л., Коливаба В. И. Анализ организации внутреннего энергетического рынка в странах Европейского Союза // Современное состояние, проблемы и перспективы * развития российской экономики. Вторые Кондратьевские чтения: Материалы науч.-практ. конф. / ИГЭУ. Иваново,: 1999. С. 87-93.

. Арвеладзе Р. Д., Оганезов В. Л. Тарифы на электроэнергию в энергокомпании Hydro Quebec // Энергетик. 1998. № 12. С. 87-93.

. Вьюнов В. С, Смирнов О. В. Исследование графиков нагруз- ки региональной энергосистемы // Актуальные проблемы электроэнергетики: Тез. докл. науч.-техн. конф. / НГТУ. Н. Новгород, 1999. С. 43-44.

. Геогшди В. X. Особенности внедрения АСКУЭ на дейст- вующей ТЭС // Электро. 2001. № 3. С. 38-41.

. Гош Д. Электронный счётчик пройденного пути, не допус- кающий искажений показаний // Электроника. 1988. > № 14/15. С. 44-45.

. Гук М. Аппаратные средства локальных сетей: Энциклопе- дия. СПб.: Питер, 2002. 576 с.

. Гуторцев А. Л, Комплексная автоматизация энергоучёта на. промышленных предприятиях и хозяйственных объектах Цщ Современные технологии автоматизации. 1999. № 3. С. 3-5.


Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!