Энергетическая сеть района

Тип:
Добавлен:

ВВЕДЕНИЕ

Развитие энергетики и электрификации в значительной мере определяет уровень развития всего государства.

В наше время нет ни одной отрасли народного хозяйства, в которой бы не использовалось в той или иной степени электрическая энергия. К важнейшим направлениям научно-технической революции относится замена физической энергии человека другими видами энергии и, главное, электрической. С этим и связано беспрерывное развитие электроэнергетики, а, значит, и систем электроснабжения. Наряду с общими тенденциями нельзя забывать об увеличении требований к энерго- и электросбережению вследствие сложившейся ситуации не только на Украине, но и во всем мире с топливно-энергетическими ресурсами, которых становится всё меньше.

При проектировании электроснабжения промышленного района необходимо учитывать требования к электрической сети, прежде всего по надежности электроснабжения и бесперебойности питания потребителей I категории. Важнейшую роль в этом играет релейная защита элементов сети. В проекте рассмотрена релейная защита трансформаторов проектируемой подстанции и даны рекомендации по ее исполнению.

При работе над дипломным проектом использованы директивные материалы и справочная литература по проектированию электрических систем и сетей, электрических станций и подстанций, а также учебная и научно-техническая литература по расчетам установившихся и переходных режимов электрических систем электроснабжения, расчетам параметров и выбору оборудования линий электропередачи и понижающих подстанций. Использованная литература указана в списке литературы.

Расчеты установившихся режимов сети выполнены на ПЭВМ по программе РРС-9, разработанной на кафедре электроснабжения городов ХНАГХ.

1. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННОГО РАЙОНА

трансформатор баланс реактивный мощность

1.1 Анализ электроснабжения промрайона. Постановка задачи

Промышленный район находится в Харьковской области и получает питание от Северной электрической системы через подстанцию 330/110 кВ ПС1. Мощность энергосистемы и автотрансформаторов ПС1 достаточны для покрытия потребностей района по активной мощности. Выдача реактивной мощности ограничена в режиме наибольших нагрузок на уровне Qсист ≤ 80 Мвар. В режиме наибольших нагрузок энергосистема поддерживает напряжение на шинах 110 кВ ПС1 U1нб = 117 кВ, в режиме наименьших нагрузок - U1нм = 118 кВ.

Промрайон характеризуется развитым сельскохозяйственным производством с большим количеством промышленных предприятий по переработке сельскохозяйственной продукции (сахарные заводы, спиртзаводы, хлебоприемные пункты и др.). Имеются предприятия химической и нефтеперерабатывающей промышленности, машиностроения и металлообработки, предприятия радиотехнической и электротехнической промышленности. Надежность электроснабжения промрайона имеет большое значение для экономики района.

Питание потребителей промрайона осуществляется через 6 понижающих подстанций, имеющих резервированное подключение к сети 110 кВ (рисунок 1.1). На расчетный период предусматривается ввод новой подстанции ПС8. Электрическая схема соединений эксплуатируемой сети 110 кВ и типы понижающих трансформаторов приведены на схеме (рисунок 1.2). Нагрузки подстанций и категории потребителей по надежности электроснабжения на расчетный период даны в таблице 1.1. Усредненное значение числа часов наибольшей нагрузки составляет для промрайона Тнб = 4500 час, потребление в режиме наименьших нагрузок - 40 % от максимального. Коэффициент попадания нагрузки промрайона в максимум энергосистемы Км = 0,9.

Коэффициенты разновременности максимумов активной и реактивной нагрузок подстанций КрмP = 0,9, КрмQ = 0,95.

В работе следует рассмотреть вопросы развития и реконструкции питающей сети 110 кВ на пятилетнюю перспективу. Целью проекта является выработка рекомендаций по этим вопросам.

В дипломном проекте должен быть решен ряд задач.

  1. Выбрать оптимальную схему развития электроснабжения с учетом существующей сети и перспектив развития промышленных районов.
  2. Проверить соответствия линий электропередач изменившимся потокам мощности, определить объемы реконструкций и строительства новых линий.
  3. Проверить соответствие мощности трансформаторов новым нагрузкам, провести замену трансформаторов на действующих подстанциях и выбрать трансформаторы на проектируемой подстанции.
  4. Выполнить анализ, установившихся режимов проектируемой сети.

М 1:300000

Таблица 1.1 - Электрические нагрузки сети

ПотребителиР, МВтQ, МварСостав потребителей по категориям, %IIIIIIПС211,35,4154540ПС318,08,9304030ПС423,89,0305020ПС57,83,4151570ПС612,16,0104050ПС74223205030ПС8 (проект)20,19,5206020Примечания:

- нагрузки приведены на стороне 10 кВ;

нагрузки даны для режима зимнего максимума;

1.2 Предварительная оценка развития сети 110 кВ промышленного района

Задачами предварительной оценки являются:

  • приближенный расчет баланса активной и реактивной мощностей , оценка необходимости компенсации реактивной мощности по условию баланса;
  • оценка пропускной способности линий, выявление в потребности реконструкции сети;
  • рассмотрение вариантов присоединения проектируемой подстанции (ПС 8).

1.2.1 Балансы активной и реактивной мощности

Для приближенной оценки балансов активной мощности примем потери активной мощности примем потери активной мощности 6% от суммарной нагрузки. Потребление активной мощности из системы (на линиях 110 кВ ПС 1) составит:

Pсист = КрмP +0,06(1.1)

где Pсист - мощность потребления из системы; Рni - активная нагрузка i-й подстанции; Крмр - коэффициент равномерности максимумов активной нагрузки; n - количество понижающих подстанций

Рсист = (0,9+0,06) (11,3+18+23,8+7,8+12,1+42+20,1) = 0,96·135,1 = 129,7 МВт.

Согласно заданию центр питания (ПС 1) обеспечивает необходимую активную нагрузку.

В балансе реактивной мощности учитывают все источники и потребители реактивной мощности:

Qсист + Qсист+= КрмQ++(1.2)

где Qсист - реактивная мощность, отпускаемая системой; Qку - мощность компенсирующих устройств; Qcj - зарядная мощность j-й линии; Qni - реактивная нагрузка i-й ПС; ∆Qтi - реактивные потери в трансформаторах i-й ПС; ∆Qлj - реактивные потери j-й линии; m - количество линий; КрмQ - коэффициент разновременности максимумов реактивной нагрузки.

Для приближенной оценки баланса считают, что генерация и потери реактивной мощности в линиях равны (≈), реактивные потери принимают 8 - 10 % от полной мощности нагрузки [2]. При этих допущениях оценим мощность компенсирующих устройств из условия баланса:

ку ≈ КрмQ+- Qсист(1.3)

= 5,4+8,9+9+3,4+6+23+9,5 = 65,2 Мвар;

= 0,1 Мвар;

Согласно (1.3.) Qку = 0,95·65,2+14,5-80 = -3,5 Мвар

Ввод компенсирующих устройств по условию баланса реактивной мощности не требуется.

.2.2 Выбор и проверка трансформаторов

На новой ПС6 требуется установка двух трансформаторов. Выбор их мощности производится из условия допустимой перегрузки на 40 % при отключении одного из них.

т.ном ³ Sni/1,4(1.4)

где Sni - мощность максимальной нагрузки подстанции.

На действующих реконструированных подстанциях выполнена проверка загрузки трансформаторов по коэффициентам загрузки:

где n - количество включенных трансформаторов на ПС.

Расчеты по выбору и проверке трансформаторов сведены в таблицу 1.2.

На ПС8 выбраны трансформаторы типа ТРДН-16000/110.

На действующих подстанциях замена трансформаторов и разгрузка потребителей не требуется. Коэффициент загрузки в нормальном режиме Кзн< 0,7, а в послеаварийном КзА< 1,4.

Таблица 1.2 - Выбор и проверка трансформаторов

№ п/пРасчетная величинаЕдиница измеренияОбозначениеПодстанцииПС 2ПС 3ПС 4ПС 5ПС 6ПС 7ПС 8Наибольшая нагрузка на стороне НН.МВАSni12.5220.0825,448,513,547,922,23Номинальная мощность и количество установленных трансформаторов.МВАn×Sт ном2×102×162×252×6,32×102×40-Номинальная мощность и количество устанавливаемых трансформаторов.МВАn×Sт ном------2×16Тип трансформаторов.--ТДНТДНТРДНТМНТДНТРДНТДНЗагрузка трансформаторов в нормальном режиме.-КНз0,620,630,50,670,670,60,7Загрузка трансформаторов в послеаварийном режиме.-КАз1,251,251,011,351,351,191,38Мощность отключаемых потребителей потребителей III категории.МВАSIIIразгр-------

1.2.3 Анализ вариантов развития сети

Промрайон имеет разветвленную питающую сеть 110 кВ. Рассмотрено три варианта подключения новой ПС 8 к сети, каждый из которых требует разную сумму капитальных вложений для его реализации и имеет разную стоимость эксплуатации. Выбор варианта - задача технико-экономическая. В данном подразделе требуется определить возможность технической реализации каждого из рассматриваемых вариантов.

Расчеты режимов выполнены по программе РРС-9. Кодировка сети для ввода в ЭВМ приведена в таблице 1.2.1, таблице 1.2.2, таблице 1.2.3. Нагрузки в узлах даны в таблице1.3. Конфигурация сети учитывает все рассматриваемые варианты. Расчет нормального или послеаварийного режимов по конкретному варианту производится при отключении ветвей, не используемых в данном расчете

I вариант - подключение ПС8 в рассечку в ВЛ 1-6 (рисунок 1.3). Требуется строительство двух ВЛ 110кВ суммарной длиной 11,4 км с проводами АС-240. Подстанция ПС8 вводится по проходной схеме (мостик).

Таблица 1.2.1 - Конфигурация сети

Номер ветвиНачало ветвиКонец ветвиR, ОмX, Омl, кмПровода1122,287,619AC-2402172,85,8828AC-1503172,85,8828AC-1504184,8816,540,7AC-2405231,34,611,5AC-2406341,55,313AC-2407455,041742AC-2408561,464,912,2AC-2409683,0810,425,7AC-240

Таблица 1.3 - Нагрузки в узлаx

Номер узла2345678Р, МВт11,218,023,87,812,14220,1Q ,Мвар5,48,99,03,46,0239,5II вариант - радиальное подключение ПС8 к подстанции ПС7 (рисунок 1.4). Требуется устройство двух ВЛ 7-8 длиной по 22 км. Подстанция ПС8 вводится по тупиковой схеме «два блока линия - трансформатор с выключателями и неавтоматической перемычкой» .

Сечение проводов ВЛ 7-8 выбираем по экономическим интервалам мощности. По каждой из линий ВЛ 7-8 проходят мощность Р8/2 = 10 МВт. Для двухцепных линий 110 кВ на железобетонных опорах в III районе по толщине стенки гололеда выбираем провода АС-120.

Схема ПС8 - тупиковая, на ПС7 требуется выключатель на цепях линии.

Таблица 1.2.2 - Конфигурация сети

Номер ветвиНачало ветвиКонец ветвиR, ОмX, Омl, кмПровода1122,287,619AC-2402172,85,8828AC-1503172,85,8828AC-1504166,622,355AC-2405231,34,611,5AC-2406341,55,313AC-2407455,041742AC-2408561,464,912,2AC-2409782,24,6222AC-12010782,24,6222AC-120

III вариант - подключение ПС8 в рассечку по одной линии в узле 9 к ВЛ 1-6. Другая линия ВЛ 1-8 будет расположения вдоль лини ВЛ 1-6 до центра питания ЭС. Таким образом мы укрепили существующую сеть с дополнительными ВЛ 1-8 и ВЛ 8-9.

Требуется строительство двух ВЛ 110 кВ от ПС8 до центра питания с длиной 40,7 км и от ПС8 до ВЛ 1-6 с длиною 5,7 км сечения провода АС-240.

Схема ПС8 - тупиковая, на ПС1 требуется ввод одной ячейки 110 кВ.

М 1:300000

Рисунок 1.3 - I вариант подключения ПС 8

Рисунок 1.4 - II Вариант подключения ПС 8

Рисунок 1.5 - III Вариант подключения ПС 8

Таблица 1.2.3 - Конфигурация сети

Номер ветвиНачало ветвиКонец ветвиR, ОмX, Омl, кмПровода1122,287,619AC-2402172,85,8828AC-1503172,85,8828AC-1504184,8816,540,7AC-2405231,34,611,5AC-2406341,55,313AC-2407455,041742AC-2408561,464,912,2AC-2409692,48,120AC-24010980,682,35,7AC-24011194,214,1735AC-240

В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов для I варианта рассмотрены отключения ВЛ 1-2 и ВЛ 1-8.Послеаварийные режимы проходят заметно тяжелее. Наибольшее снижение напряжения наблюдается при отключении ВЛ 1-8 на ПС2 - U2А = 78,72 кВ. Отключение напряжения на i-й подстанции находим по формуле

(1.6)

Для данного случая

По результатам анализа расчетов режимов I варианта можно сделать вывод, что I вариант - технически нереализуем.

Послеаварийные режимы в II варианте, отключения ВЛ 1-и ВЛ 7-8 проходят существенно легче, чем в I и II вариантах. II вариант - технически реализуем.

В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов для III варианта рассмотрены отключения ВЛ 1-2 и линии ВЛ 1-9, ВЛ 1-8. Перегруженных линий нет. Наибольшее снижение напряжения наблюдается при отключении ВЛ 1-2 на ПС2 - U2А = 94,06 кВ. Отключение напряжения на i-й подстанции находим по формуле (1.6).

Для данного случая

Отключение напряжения не превышает диапазон регулирования устройства РПН, ±16 %. С учетом того, что в послеаварийном режиме допускается дополнительное снижение напряжения у потребителей на 5 % (±10 %), можно говорить, что отключение напряжения близко к предельно допустимому. Для более точной оценки технической реализуемости варианта требуется выполнить расчета по регулированию напряжения с учетом потери напряжения в трансформаторах. Перегруженных линий в послеаварийных режимах третьего варианта нет.

Послеаварийные режимы в III варианте, отключения ВЛ 1-2 и ВЛ 1-9, ВЛ 1-8, проходят существенно легче, чем в I и II вариантах. III вариант - технически реализуем.

1.3 Технико-экономическое сравнение вариантов

Обоснование решений (рекомендаций) при проектировании электрических сетей осуществляется на основе технико-экономического сопоставления вариантов схем и параметров сети путем оценки их сравнительной эффективности [2]. Обоснование решений производится по минимуму затрат при условии, что сравниваемые варианты обеспечивают одинаковый (или требуемый) энергетический эффект.

З = К + Иt / Е,∙(1.7)

где З - дисконтные затраты ; К - капитальные вложения в строительство сети; Ен - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, Ен=0,12; И - ежегодные издержки производства;

При проведении технико-экономического сравнения сделано допущение, что стоимость оборудования, строительно-монтажных работ и эксплуатации изменились пропорционально по сравнению с приведенными в справочной литературе [4].

1.3.1 Капитальные вложения

Капитальные вложения в строительство подстанций и линий определены по укрупненным показателям элементов [4].

Расчет капитальных вложений приведен в табл. 1.6. Учтены затраты на элементы сети отличающиеся в разных вариантах по типу либо по количественным показателям.

1.3.2 Годовые издержки на эксплуатацию

Издержки на эксплуатацию (И) имеют две части: состовляющую пропорциональную капиталовлажениям (Ик) и затраты на возмещение потерь электроэнергии (И∆w). Составляющая Ик является отчислениями на амортизацию, ремонт и обслуживание оборудования

.(1.8)

Нормативные коэффициенты отчислений [4] составляют для ВЛ 35 кВ и выше на железобетонных опорах Рвл = 2,8%, для подстанций 35 и 110 кВ Рпс = 9,4%. Расчет Ик для рассматриваемых вариантов будет приведен в итоговой таблице технико-экономического сравнения.

Определим составляющую И∆w. Она зависит от годовых потерь электроэнергии в сети (∆w) и удельных затрат на возмещение потерь электрической энергии в сетях (Сэ):

И∆w = ∆W·Сэ .(1.9)

Таблица 1.6 - Расчет капитальных вложений

№ п/пЭлемент сетиЕд. изм.ОбозСтоимость единицы тыс грн.II вариантIII вариантКоличествоВсего стоимостьКоличествоВсего стоимостьПодстанции1Ячейки выкл. В ЦПшт7300--17300ОРУ 110 кВ ПС7:2Ячейка выключателей для реконструкциишт672316723--3Мостик с выключателями в цепях линийшт30000-1300004Два блока линия трансформатор с выключателямишт152001152005Всего по ПСКп2192337300Воздушные линииВЛ с проводами:6Двухцепнач линия с проводами АС-120км115022,032200--7Одноцепнаяс проводами АС-240км950--46,2437008Всего по ВЛКл32200437009Всего по сетиК5412381000

Для европейской части СНГ, при Тнб = 4500 час и коэффициенте попадания в максимум энергосистемы Кн = 0,9 найдем по графику [4, рис. 8.1] Сэ = f (τ/кM). Время максимальных потерь [5]

,(1.10)

час.

Определяем для τ/км = 2886 / 0,9 = 3207 час

Сэ = 2,4 ком / кВт·час = 0,024 тыс.грн / МВт·ч

Потери электроэнергии найдем через время наибольших потерь [5]:

∆W = ∆Pнб · τ , (1.11)

где ∆Рнб - потери мощности в сети в режиме наибольших нагрузок.

Для рассматриваемых вариантов

∆Р2нб = 7,57МВт (П1.2);

∆Р3нб = 7,03 МВт (П1.3).

Потери электроэнергии за год составят (1.12):

∆W2 = 7,57 ·2886 = 21847 МВт·ч;

∆W3 = 7,03 · 2886 = 20288 МВт·ч.

Издержки на возмещение потерь электроэнергии (1.10)

И∆wII = 21847 ·0,024 = 524 тыс.грн;

И∆wIII = 20288 ·0,024 = 487 тыс.грн.

.3.3 Итоги сравнения вариантов

Расчеты по формулам (1.8), (1.9) выполнены в таблице 1.7.

Более низкие издержки на эксплуатацию в III варианте не окупают большие затраты на строительство. Во II варианте приведенные затраты ниже.

Для дальнейшего рассмотрения выбираем II вариант развития сети, как оптимальный.

Таблица 1.7 - Итоговая таблица сравнения вариантов, тыс. грн.

№ п/пЭлемент затратОбозначениеII вариантIII вариантСтоимость учтенных элементов подстанцииКп2192337300Стоимость линийКл3220043700Суммарная стоимость сетиК5412381000Ежегодные отчисления на эксплуатацию подстанцийИкп725010750Ежегодные отчисления на эксплуатацию линийИкл22,436,9Ежегодные затраты на возмещение потерь электроэнергииИDW524487Ежегодные издержки производстваИ7796,411273,9Капитальные вложения, приведенные к одному годуИ/Ен6497093949Приведенные затратыЗ119093174949

1.4 Уточненные расчеты режимов

Целью раздела является анализ установившихся режимов работы спроектированной сети при наибольших и наименьших нагрузках, а также при наиболее тяжелых аварийных отключениях. Расчеты выполняются с уточненными параметрами схемы замещения сети и учетом потерь мощности в трансформаторах.

1.4.1 Схема замещения для уточненных расчетов

Использована схема замещения с параметрами, рассчитанными по удельными значениями сопротивлений и зарядной мощности [4]. Параметры схемы замещения определены по формулам

хл = х0 l /n;

rл = r0 l /n;(1.12)

Qc = q0 l n,

где rл, хл - активное и реактивное сопротивления; Qc - зарядная мощность линий;

r0, x0,q0 - соответствующие удельные параметры (на 1 км длины); l - длина линий, км; n - количество параллельных линий.

Расчет параметров схемы замещения выполнен в таблице1.8.

Для уменьшения количества узлов в схеме замещения нагрузки подстанций приводят к высокой стороне трансформаторов. С этой целью в нагрузке каждой подстанции(S pacr i) учитывают , наряду с нагрузкой на низкой стороне (S ni), потери в трансформаторах (∆S тi) и генерацию реактивной мощности подходящими линиями (). Для i-й подстанции

pacr i = Sni + ∆Sтi - j(1.13)

Потери в трансформаторах состоят из потерь в стали (∆Sст = ∆Рст + j∆Qст) и потерь в меди (∆Sм = ∆Рм + j∆Qм).

∆Sт = ∆Sст + ∆Sм(1.14)

Таблица 1.8 - Параметры схемы замещения линий

№ п/пПараметры линииЕдиницы измеренияОбозначениеЛинии1-71-22-33-44-55-66-17-8Протяженность линиикмl281911,5134212,25522Количество цепей, марка и сечение проводамм2n´F2´1502402402402402402402х120Удельное активное сопротивлениеОм/кмr00,20,120,120,120,120,120,120,249Удельное реактивное сопротивлениеОм/кмx00,4200,4050,4050,4050,4050,4050,4050,427Удельная зарядная мощностьМвар/кмq00,0360,03750,03750,03750,03750,03750,03750,0355Активное сопротивление линийОмrл2,82,281,31,55,41,466,62,74Реактивное сопротивление линийОмхл5,887,64,65,317,014,922,34,78.Зарядная мощностьМварQc1,0080,710,430,971,570,762,060,39

Расчет потерь произведен с использованием паспортных и расчетных данных трансформаторов.

∆Qст = n · ∆Qx(1.15)

где ∆Px, ∆Qx - потери холостого хода одного трансформатора; n - количество трансформаторов на ПС.

Расчет потерь в меди выполнен по формулам [5]:

∆Pм =

∆Qн = (1.16)

где ∆Рк - активные потери короткого замыкания; Uк - напряжение короткого замыкания; Sт ном - номинальная мощность трансформаторов.

Расчет нагрузок приведен в таблице 1.9.

1.4.2 Режим наибольших нагрузок

Информация для ЭВМ о конфигурации сети дана в таблице 1.10, нагрузки в узлах - в таблице1.11 при нормальной схеме работы (П2.1) не выходят за пределы допустимых значений: напряжения в узлах находятся в пределах от номинального до средне номинального значения, перегруженных линий нет.

В качестве наиболее тяжелых послеаварийных рассмотрим пять режимов: Отключение одной ВЛ 1-7 и отключение головных участков .

Наиболее тяжелым по загрузке линий оказался режим отключения одной ВЛ 1-2 (П2.1.1.). Переток активной мощности по оставшейся в работе ВЛ 1-9 составляет Р9-1А = 55,57 МВт при допустимой мощности по нагреву для проводов АС-240 Рдоп = 108,.8 МВт при температуре воздуха +250С. С учетом температуры воздуха на момент зимнего максимума (+50С) допустимую мощность можно увеличить на 20% (Рдоп+5 = 130,6 МВт). Этого достаточно для данного режима.

Таблица 1.9 - Расчетные нагрузки подстанций

№ п/пРасчетная величенаЕдиница измеренияОбозначениеПодстанцииПС2ПС3ПС4ПС5ПС6ПС7ПС8Количество и номинальная мощность трансформаторовМВАn´Sтном2´102´162´252´6,32´102´402´16Номинальное напряжение на стороне ВН трансформаторакВU1 ном115115115115115115115Потери активной мощности холостого ходаМВтDРХ0,0140,0190,0270,0110,0140,0360,019Потери активной мощности короткого замыканияМВтDРк0,060,0850,120,0440,060,1720,085Потери реактивной мощности холостого ходаМварDQХ0,070,1120,170,050,070,2600,112Напряжение короткого замыкания%Uк10,510,510,510,510,510,510,5Активное сопротивление обмоток трансформатораОмrт7,954,382,5414,77,951,44,38Реактивное сопротивление обмоток трансформатораОмхт13986,755,922013934,786,7Наибольшая активная нагрузка на стороне ННМВтРni11,31823,87,812,14220,1Наибольшая реактивная нагрузка на стороне ННМварQni5,48,993,46239,5Наибольшая полная нагрузка на стороне ННМВАSni12,5220,0825,448,513,547,922,2312.Потери активной мощности в магнитопроводах "n" трансформаторовМВтDРст0,0280,0380,0540,0220,0280,0720,03813.Потери активной мощности в обмотках "n" трансформаторовМВтDРм0,030,070,0620,040,050,120,08314Суммарные потери активной мощности в "n" трансформаторовМВтDРт0,0580,10,1160,0620,0780,1920,12115.Расчетная активная нагрузка подстанцииМВтРрасч i11,31823,87,812,14220,116.Потери реактивной мощности в магнитопроводах "n" трансформаторовМварDQст0,140,2240,340,10,140,520,22417.Потери реактивной мощности в обмотках "n" трансформаторовМварDQм0,0820,0830,0540,0950,0950,0750,10118.Суммарные потери реактивной мощности в "n" трансформаторовМварDQт0,220,30,390,1950,230,590,3519.Реактивная мощность, генерируемая линиями, отнесенная к шинам ВНМварS Qc/20,350,210,480,780,380,11,8920.Расчетная реактивная нагрузка подстанцииМварQрасч i5,278,998,912,815,8523,497,96

Таблица 1.10 - Конфигурация сети

Номер ветвиНачало ветвиКонец ветвиR, ОмX, Ом1122,287,62172,85,883172,85,884231,34,65341,55,36545,04177651,464,98166,622,39782,24,6210782,24,62

Таблица 1.11 - Нагрузки в узлах

Номер узла2345678Р, МВт11,31823,87,812,14220,1Q, МВт5,48,993,46239,5

Самое низкое напряжение зафиксировано на ПС 2 при отключении ВЛ 1-2, ВЛ 1-7 (П2.1.1). U2A = 92,29кВ, что соответствует отключению напряжения V2A =-16,1%. Данная величина входит за пределы регулирования устройства РПН, но с учетом возможности дополнительного снижения напряжения в послеаварийном режиме на 5%, удовлетворяет требованиям регулирования.

1.4.3 Режим наименьших нагрузок

При минимальных нагрузках мощности одного трансформатора достаточно для обеспечения потребителей. Отключение одного трансформатора приводит к двукратному снижению потерь мощности в стали и двукратному увеличению потерь в обмотках. В зависимости от величины нагрузки отключение одного трансформатора может приводить как к снижению, так и к увеличению суммарных потерь мощности в трансформаторах. Экономия на потерях мощности имеет место в том случае, если нагрузка снизилась и стала меньше критической Sкр [5].

В таблице 1.13 приведены расчеты целесообразности отключения одного трансформатора.

При определении целесообразности отключения трансформаторов учтено, что на блочных подстанциях эта операция плохо согласуется со схемой сети.

Расчет нагрузки подстанций, приведены к стороне ВН, выполнены с учетом отключения одного трансформатора. Расчетные нагрузки для ввода в ЭВМ показаны в таблице 1.14. Определение расчетных нагрузок с учетом отклонения трансформаторов в режиме летнего минимума приведено в таблице 1.15.

В режиме наименьших нагрузок наибольшее напряжение наблюдается на ПС6, U6нм = 113,95 кВ. Согласно (1.6) отключение напряжения на шинах 110 кВ

Отключение напряжения находится в пределах диапазона регулирования РПН. Перетоков реактивной мощности из сети промрайона в энергосистему нет.

Таблица 1.13 - Целесообразное количество включенных трансформаторов

№ п/пРасчетная величинаЕдиница измеренияОбозначениеПодстанцииПС 2ПС 3ПС 4ПС 5ПС 6ПС 7ПС 81Наименьшая нагрузкаМВАSniнм58,0310,23,45,419,28,92Число и установленная мощность трансформаторовМВАn´ Sтном2×102×162×252×6,32×102×402×163Критическая мощность нагрузкиМВАSкр6,8310,716,74,456,825,910,74Целесообразное число включенных трансформаторовшт.n1111111

Таблица 1.14 - Нагрузки в узлах в режиме летнего минимума

Номер узла2345678Р, МВт4,527,29,523,124,9616,88,04Q, Мвар2,163,563,61,362,49,23,8

Таблица 1.15 - Минимальные расчетные нагрузки

№ п/пРасчетная величинаЕдиница измеренияОбозначениеПодстанцииПС2ПС3ПС4ПС5ПС6ПС7ПС8Количество и номинальная мощность трансформаторовМВАn´Sтном1016256,3104016Наименьшая активная нагрузкаМВтРniнм4,527,29,523,124,9616,88,04Наименьшая реактивная нагрузкаМварQniнм2,163,563,61,362,49,23,8Потери активной мощности в магнитопроводахМВтDРст0,0140,0190,0270,0110,0140,0360,019Потери активной мощности в обмоткахМВтDРм0,00750,010,0090,0060,00870,020,013Суммарные потери активной мощности в трансформаторахМВтDРт0,02150,0290,0360,0170,02270,0560,032Расчетная нагрузка подстанцийМВтРрасчнм4,547,239,563,144,9816,98,07Потери реактивной мощности в магнитопроводахМварDQст0,070,1120,170,050,070,260,112Потери реактивной мощности в обмоткахМварDQм0,130,210,220,0960,150,480,26Суммарные потери реактивной мощности в трансформаторахМварDQт0,20,3220,390,1460,220,740,37Реактивная мощность, генерируемая линиямиМварSDQс/20,350,210,480,780,380,11,89Расчетная реактивная нагрузкаМварQнмрасч2,013,673,510,732,249,842,28

1.4.4 Регулирование напряжения

Пределы регулирования определяются следующими требованиями: в режиме наибольших нагрузок в центре питания распределительной сети необходимо обеспечивать напряжение на 5 % выше номинального, в режиме наименьших нагрузок не выше номинального; в послеаварийных режимах допускается увеличение отклонения напряжения на 5 %. Таким образом, желаемое отклонение напряжения в режиме наибольших нагрузок составляет 5 %.

Определить возможность регулирования напряжения на ПС2 в режиме наибольших нагрузок и в послеаварийном режиме. Схема замещения представлена на рисунке 7.4.

Рисунок 1.6 - Схема замещения трансформаторов ПС2

Желаемое напряжение на шинах НН ПС определяется по формуле:

Найдём потери напряжения в трансформаторах по формуле:

Разница в потере напряжения определяется разными напряжениями U1i и отключением одного трансформатора в послеаварийном режиме.

Находим напряжение на стороне НН трансформаторов, приведенное к стороне ВН:

. :

Находим расчетное значение ответвлений:

Округляем значения ответвлений до ближайших стандартных. На ПС2 имеем предельное ответвление:

Найдём реальный коэффициент трансформации:

Найдём действительное значение напряжения на шинах НН:

Определяем отклонения напряжения:

На ПС2 диапазон регулирования напряжения достаточен в режиме наибольших нагрузок и в послеаварийном режиме. Так как на ПС2 наблюдаются наибольшие отклонения напряжения в проектируемой сети, то можно сделать вывод о достаточности диапазона регулирования напряжения устройствами РПН трансформаторов во всей сети.

Таблица 1.16 - Результаты расчёта

№ п/пРасчётная величинаЕд. изм.Обозн.Подстанции121Тип трансформаторов‒‒ТДНТДН2Количество трансформаторовnтi213Активное сопротивление обмоток трансформатораОмRтi7,951394Реактивное сопротивление обмоток трансформатораОмXтi7,951395Наибольшая активная нагрузка на стороне НН ПСМВтPni11,35,46Наибольшая реактивная нагрузка на стороне НН ПС с учетом мощности КУМварQni7,952,167Напряжение на стороне ВН ПСкВU1i92,29114,288Потери напряжения в трансформаторахкВΔUтi2,152,949Напряжение на стороне НН трансформаторов, приведенное к стороне ВНкВ94,14111,310Номинальное напряжение обмотки на стороне ВН трансформаторовкВU1т ном i11511511Номинальное напряжение обмотки на стороне НН трансформаторовкВU2т ном i111112Желаемое напряжение на шинах НН ПСкВU2жел i10,513Расчетная ступень регулирования-nрасч i-9,040,814Фактическая ступень регулирования-nрег i1-115Действительный коэффициент трансформации-Ктi11,0110,8216Напряжение на стороне НН ПСкВU2Дi9,6110,2917Отклонение напряжения%Vi41,9

В предварительных расчетах (n.1.2.1) был сделан вывод, что установка компенсирующих устройств по условию баланса реактивной мощности не требуется. Этот вывод требует проверки по результатам уточненных расчетов.

Потребление реактивной мощности из энергосистемы осуществляется от шин 110 кВ ПС 1 по линиям ВЛ 1-2, ВЛ 1-6, ВЛ 1-7. Суммарное потребление по этим линиям составляет в режиме наибольших нагрузок (П 2.1):

Qпотр = Q91 + Q98 + Q95 = 24,5+11,8+20,5 = 56,8 Мвар

Потребляемая сетью промрайона реактивная мощность в режиме наибольших нагрузок не превосходит величину, допустимую по режиму энергосистемы (Qсист = 80 Мвар).

Установка компенсирующих устройств по условию баланса реактивной мощности не требуется.

2. КОРОТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА

Сметная стоимость строительства - это сумма денежных средств, определена сметными документами в соответствии с проектной документацией. Правильно составлена сметная документация является основным неизменным финансовым документом на весь период строительства.

Начальным этапом сооружения электросетевых объектов является подготовка территории строительства. При этом производится снос объектов, перенос дорог, ЛЭП, водопровода, вырубка лесов и кустарника, находящихся на территории проектируемой электрической сети. Возмещение ущерба организациям и частным лицам, пострадавшим от износа.

Основными объектами строительства сети являются воздушные линии и подстанции. Стоимость ЛЭП определяется номинальным напряжением, сечением провода, видом опор, районом по гололеду.

Оценка капитальных вложений в подстанцию производится суммированием следующих составляющих: распределительных устройств, трансформаторов, компенсирующих устройств и реакторов, постоянной части вы- расходов.

Объекты подсобного хозяйства и обслуживающего назначения находятся на территории подстанции, в них входят: здания управления и обслуживания, масло хозяйства, склады и другие сооружения.

Объекты транспорта и связи предназначены для обслуживания подъездов и дорог на подстанциях, а также здания обслуживания транспорта и связи.

Наружные сети и сооружения включают: водопроводы, канализацию, котельные и газификацию.

Благоустройство территории включает в себя следующие мероприятия: вертикальная планировка, устройство дорожек и подсыпаний, озеленение, ограждение и освещение территории подстанции.

Прочие работы и затраты определяются территорией и спецификой района, продолжительностью и сложностью строительства, научно-исследовательскими работами в ходе работ и доплатами за подвижную работу.

Содержание дирекции и технический надзор обусловлен сложностью строительства, а также большим числом различных предприятий, строительных бригад, смежников и поставщиков, занятых в производственном процессе.

Правильность и точность составления сводного сметного расчета стоимости строительства является определяющим вопросом при расчетах затрат на строительство новых, расширения и реконструкции электрической сети. В настоящее время в Украине существует сложная экономическая ситуация, которая в первую очередь влияет на государственные объекты энергетики, что подчеркивает актуальность данных расчетов.

В данном разделе бакалаврской работы делается расчет сметной стоимости сооружения электрической сети с учетом почти всех выше указанных расходов. Расчет сооружения подстанции ведется по укрупненной стоимости подстанции за вычетом расходов не связанных с капитальными вложениями в подстанцию. Учет этих расходов ведется в самом смете стоимости сооружения электрической сети.

Электрическая сеть 110 кВ, проектирование развитие и реконструкция которой выполняется в работе, состоит из 8 ПС 110 кВ, связанных воздушными линиями 110 кВ.

Питание электрической сети 110 кВ осуществляется от следующих источников питания: ПС1

2.1 Сметная стоимость строительство электросетевого объекта

Расчет сметной стоимости электросетевых объектов электрической сети 110 кВ выполняется в виде сводного сметного расчета. С начала необходимо найти расходы в базовых показателях в 1991р.Кошторисний расчет в этом случае имеет следующие составляющие:

. Подготовка территории строительства согласно состоит (2.1):

с расходов на вырубку леса и поросли, а также с затрат на устройство Лежнев дорог вдоль ВЛ;

По расходам на отвод земли под строительство ПС.

где Зпод.баз. - Суммарные затраты на подготовку строительства в базовых показателях (тыс.руб.); Квируб.i - базовый показатель расходов на вырубку леса и поросли впро-дл i-й ПЛ (определятся по табл.1 Приложения); Кдор.i - базовый показатель расходов на устройство лежневой дороги в течение i-й ПЛ (определятся по табл.1 Приложения); Li - длина i-й ВЛ (определятся из раздела «Проектирование электрической сети» бакалаврской работы); NВЛ - количество ВЛ; Nпс - количество ПС; Котвод.земли.i - базовый показатель расходов на отвод земли под строительство i-й ПС.

Для расчета затрат на подготовку строительства составляются таблицы 2.1.

Таблица 2.1 - Сумма расходов на подготовку строительства ВЛ базовых показателях

Вели-чинаОд.вим.Линий7-8LіКм22Квируб.iтыс. руб.83,6Кдор.iтыс. руб.330Сумматыс. руб.413,6

Таблица 2.2 - Сумма расходов на подготовку строительства ПС в базовых показателях

Вели-чинаОд. вим.ПодстанцииПС8Котвод.земли.iтыс. руб.1,4Сумматыс. руб.1,4

. Основные объекты строительства.

К основным объектам строительства относятся:

а) Воздушные линии 110 кВ;

б) Подстанции 110 кВ;

Согласно литературе для определения капитальных вложений в систему электроснабжения используются укрупненные показатели стоимости элементов электрических сетей.

Расчет основных объектов строительства производиться согласно (2.2)

где Зосн.баз. - Суммарные затраты на основные объекты строительства в базовых показателях (тыс.руб.); Косн.ВЛ.i - базовый показатель расходов на основные объекты строительства i-й ПЛ (определятся по таблице3 Приложения); Li - длина i-й ПЛ (определятся из раздела «Проектирование электрической сети» бакалаврской работы); К ВРУ.В.i - базовый показатель расходов на устройство ВРУ высокого напряжения i-й ПС (определятся по таблице 4 Приложения); К ВРУ.С.i - базовый показатель расходов на устройство ВРУ среднего напряжения i-й ПС (определятся по таблице 4 Приложения); К ЗРУ.Н.i - базовый показатель расходов на устройство ЗРУ низкого напряжения i-й ПС (определяются по таблице 4); К ТΣ.i - базовый показатель затрат на монтаж трансформаторов i-й ПС (определятся по таблице 5; N т.I - количество трансформаторов на i-ой ПС (определятся из раздела «Проектирование электрической сети» бакалаврской работы). Для расчета затрат на основные объекты строительства составляются таблицы 2.3 и 2.4.

Таблица 2.3 - Сумма расходов на основные объекты строительства ВЛ базовых показателях

Вели-чинаОд. вим.Линий7-8LіКм22nц(Fр)шт.2х(120)Косн.ПЛ.iтыс. руб .64Клтыс. руб .1408Сумматыс. руб .1408

Таблица 2.4 - Сумма расходов на основные объекты строительства ПС в базовых показателях

ВеличинаОдин. вимір.ПС8Шифр схеми ВРУ ВН--110-4KВРУ.В(КВРУВ. Р)тыс. руб.130Шифр схеми ВРУ СН----nЛ.СШт--KВРУ.Стыс. руб.--Шифр схеми ЗРУ НН10-2nЛ.НШт9KЗРУ.Нтыс. руб.41.4nТ · SН.Тшт·МВА2*16KТΣ(KТΣ.Р)тыс. руб.344KПтыс. руб.515,4ΣKПтыс. руб.515,4

. Постоянные затраты при строительстве ПС. Расходы учитываются только для ПС проказники приведены в таблицу 2.6.

(2.3)

где постоянными. - Суммарные постоянные затраты на строительство ПС в базовых показ-никах (тыс.руб.); Кпидг.та.благ.i - базовый показатель расходов на благоустройство и подготовку строительства i-й ПС (определятся по таблице 2.6 Приложения); КЗПК - базовый показатель расходов на общих станционный пункт управления и объекты обеспечения собственными потребностями i-й ПС (определятся по таблице 2.6 Приложения); Кенерг.i - базовый показатель расходов на объекты энергетического хозяйства (компрессорные) i-й ПС (расчет не делается в связи с использованием элегазовых выключателей на новых подстанциях); Кпидгс.обсл.i - базовый показатель расходов на объекты подсобного и обслуживающего назначения (подъездные и внутренние дороги) i-й ПС (определятся по таблице 2.6 Приложения); Ктранс.звязк.i - базовый показатель расходов на объекты транспортного хозяйства и связи i-й ПС (определятся по таблице 2.6 Приложения). Кзовн.мереж.i - базовый показатель расходов на внешние сети и сооружения водоснабжения i-й ПС (определятся по табл. 6); Кинш пост.i - базовый показатель других расходов постоянной составляющей при строительстве i-й ПС (определятся по таблицы 2.6). Для расчета затрат на постоянную составляющую стоимости строительства ПС составляется таблица 2.5.

Таблица 2.5 - Сумма расходов на постоянную составляющую стоимости строительства ВЛ в базовых показателях

ВеличинаОдин. вимір.ПС8Шифр схеми ВРУ ВН--110-4Кпідг.та.благ.iтыс. руб.42КЗПКтыс. руб.59Кенерг.iтыс. руб.--Кпідгс.обсл.iтыс. руб.34Ктранс.звязк.iтыс. руб.51Кзовн.мереж.iтыс. руб.8Кінш пост.iтыс. руб.25Kпост.тыс. руб.219Зпостійнітыс. руб.219

Переход от базовых до реальных показателей затрат производиться с помощью такого подхода:

Структура капитальных вложений в электросеть объекты определяется по трем составляющим:

Строительно-монтажные работы;

Оборудование;

Другое.

При этом согласно удельный вес строительно-монтажных работ, оборудования и прочих расходов в электросетевые объекты определяется согласно таблице 2.7.

Для определения капитальных вложений в элементы системы электроснабжения составляются таблицы 2.6 и 2.7 коэффициент приведения затрат в базовых ценах 1991г. к текущим ценам 2015. отмечается 19,39тис.грн. / тыс.руб. для оборудования 21,25тыс.грн. / тыс.руб для строительно-монтажных работ и 28,47тис.грн. / тыс.руб. для других расходов.

Таблица 2.6 - Капитальные вложения в объекты строительства в текущих ценах 110-330кВ

ОбъектВеличинаОдин. вимір.ОбщиеБМРОборудованиеДругиеВЛСумма расходов в базовых ценах.тыс. руб1821,61530,1146146Коэффициент приведения затраттыс.грн./ тыс.руб--21,2519,3928,47Сумма расходов в текущих ценахтыс. грн39502,132514,62830,944156,62ПССумма расходов в базовых ценах.тыс. руб516,8222,22268,725,84Коэффициент приведения затраттыс.грн./ тыс.руб--21,2519,3928,47Сумма расходов в текущих ценахтис. грн10667,94722,25210735,7

. Временные здания и сооружения. Согласно [1] разделяются на расходы при строительстве ВЛ 3,2% от стоимости здания и 3,6% от стоимости здания для ПС.

. Проектные и исследовательские работы определяются по (2.4).

,(2.4)

где ЗпроектПЛ. - Суммарные затраты на проектирование ВЛ текущих ценах (тыс.); ЗпроектПС. - Суммарные затраты на проектирование ПС в текущих ценах (тыс.); КпроектПЛ.змин.и - базовый условно переменный показатель затрат на проектирование i-й ПЛ (определятся по таблице 8 Приложения); КпроектПЛ.пост.и - базовый условно постоянный показатель затрат на проектирование i-й ПЛ (определятся по таблице 8 Приложения); КпроектПС.пост.и - базовый условно постоянный показатель затрат на проектирование i-й ПС (определятся по таблице 9 Приложения); Кен - коэффициент увеличения затрат на проектирование энергетических объектов, согласно равна 1,07; Краб.пр.i - коэффициент увеличения затрат на выполнение рабочего проекта, согласно равна 1,1; Ккилк.ц - коэффициент увеличения затрат на проектирование багатоцепних ВЛ, согласно [12] равна 0,25 на каждую дополнительную цепь ВЛ (то есть для двух цепных ВЛ равна 1,25); КПРВ - показатель приведения расходов базовых цен 1990г. к текущим ценам 2013. Согласно [12] равна 7,77 * 1,4783 = 11,49 тыс.грн / тыс.руб.

Для расчета затрат на проектирование сетевых объектов составляется таблица 2.7

Таблица 2.7 - Сумма расходов на расходов на проектирование

Вели-чинаОд. вим.Линий7-8Lікм22nц(Fр)шт.2х(120)КпроектПЛ.змін.ітыс.руб.0,107КпроектПЛ.пост.ітыс.руб.1,06Ккілк.ц-1,25Кен-1,07Краб.пр.i-1,1Кпрвтыс.грн./ тыс.руб.11,49ЗпроектПЛтыс. грн..57,7Вели-чинаОд. вим.ПС8КпроектПС.змін.ітыс. руб.--КпроектПС.пост.ітыс. руб16,36Кен-1,07Краб.пр.i-1,1Кпрвтыс.грн./ тыс.руб.11,49ЗпроектПСтыс. грн..221,25

. Содержание дирекции, технических и авторский надзор общепринято определять 25% от п.5.

. Прочие работы и затраты. Согласно [9] определяются 1% от затрат на 1-4.

. Подготовка эксплуатационных кадров - расчет не делается в связи с тем, что производиться монтаж типового оборудования и персонал вспомогательной подготовки не требует.

. Возвращенные суммы. Суммы определяются 60% от затрат на п.4. и учитываются со знаком минус.

. Налог на добавленную стоимость определяется как 20% от суммы

Таблица 2.8 - Сводный сметный расчет

НаименованиеСметная стоимость тыс. грн.БМРОборудованиеДругиеОбщая1. Подготовка территории строительстваВЛ7382,76641,57942,08966,33ПС12,814,111,9928,92 Основные объекты строительстваВЛ25132,821843206.930531,8ПС4709,55196,7733,710639,93 Постоянные затраты при строительстве2001,12208,1311,74520,9Вместе с 1-339238,9610244,481045,454687,834 Временные здания и сооруженияВЛ------977ПС------383Вместе с 1-456047,95 Проекты и исследовательские работыВЛ------57,7ПС------221,256 Содержание дирекции, технический и авторский надзор------69,77. Прочие работы и затраты560,48 Подготовка эксплуатационных кадров--------9 Непредвиденные работы------1681,4Всего по сметному расчету------58638,35В том числе суммы подлежащих возврату-------816Вместе по сметному расчету57822,35Налог на добавленную стоимость 20%11727,67Всего с НДС 20%69550

3. ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

3.1 Общие вопросы охрана труда

Охрана труда - это система законодательных актов, социально-экономических, организационных, технических, гигиенических и лечебно профилактических мероприятий и средств, что обеспечивают безопасность, сохранение здоровья и работоспособности человека в процессе труда .

Безопасность труда - это состояние условий труда, при котором исключено влияние на работающих опасных и вредных производственных факторов.

Техника безопасности - это система организационных мероприятий и технических средств, что предотвращают влияние на работающих опасных производственных факторов.

Так как производственный и эксплуатационный персонал электроэнергетических систем связан с обслуживанием электроустановок, стоит обратить внимание на определение понятия электробезопасности.

Электробезопасность - это система организационных и технических мероприятий и средств, что обеспечивает защиту людей от вредного и опасного влияния электрического тока, электрической дуги, электромагнитного поля и статического электричества.

Тема дипломной работы «Электроснабжение промышленного района».

С целью обеспечения безопасного обслуживания электроустановок в электроэнергетической системе (ЭЭС) или в ее подразделах разрабатывается и утверждается система управления охраной труда (СУОТ). Она предусматривает подготовку, принятие и реализацию решений по осуществлению организационных, технических, санитарно-гигиенических и лечебно - профилактических мероприятий, направленных на обеспечение безопасности, сохранения здоровья и работоспособности человека в процессе труда.

3.2 Влияние электрических сетей на окружающую среду, меры по ее защите

Влияние электрических сетей на окружающую среду определяется влиянием электрического поля, использованием земельных ресурсов, нарушением природных ландшафтов.

Электромагнитное поле в электроустановок возникает при наличии напряжения на токоведущих частях, а магнитное - при прохождении тока по этим частям.

Принято считать, что при малых частотах электрическое и магнитное поля не связаны, и их можно рассматривать отдельно, как и предоставленное ими влияние на биологической объект.

Вредное действие магнитного поля на биологический объект проявляется при напряженности в 150-200 А/м.

Негативное действие на организм человека электромагнитных полей обусловлено электрическим полем; биологическим влиянием магнитного поля можно пренебречь.

Биологическая активность электрического поля проявляется при длительном и систематическом пребывании человека в электрическом поле и может привести к нарушению функционального состояния центральной нервной и сердечно - сосудистой систем.

Таким образом, электрическое поле ВЛ - это вредный, биологический активный фактор, что влияет на человека и окружающую природную среду.

Это влияние чувствуется в основном на ВЛ сверхвысокого напряжения (СВН). В связи с этим напряженность электрического поля под проводами ВЛ СВН нормируется и контролируется в пределах охраняемой зоны.

Факторы влияния электрического на человека:

непосредственное влияние, что проявляется при пребывании в электрическом поле;

влияние электрического зарядов, что возникают при прикосновении к изолированным от земли конструкциям, корпусам машин и механизмов на пневматическом ходу и протяжных проводниках или при прикосновении человека, изолированного от земли, к растениям, заземленным конструкциям и другим заземленным объектам;

влияние тока, что проходит через человека, который будет перебывать в контакте с изолированными предметами, машинами, механизмами, протяженными проводниками - тока стекания.

Степень опасности каждого из отмеченных факторов растет с увеличением напряженности электрического поля.

Напряженность электрического снижается в меру удаления от воздушной линии.

3.3 Защитные меры по электробезопасности

Электробезопасность должна обеспечиваться:

конструкцией электроустановок;

техническим способами и средствами защиты;

организационными и техническими мероприятиями.

Технические способы и средства защиты, что обеспечивают электробезопасность, должны устанавливаться с учетом:

номинального напряжения, рода и частота тока электроустановок;

способа электроснабжения;

режима нейтрала источника питания;

вида выполнения;

возможность снятия напряжения из токоведущих частей;

характера возможного прикосновения человека к цепям тока;

возможности приближения к токоведущим частям;

видов работ.

Для обеспечения электробезопасности должны применяться отдельные или в соединении следующие технические способы и средства:

защитное заземление;

зануление;

выравнивание потенциалов;

малое напряжение;

электрическое деление сетей;

защитное отключение;

изоляция токоведущих частей;

компенсация токов замыкания на землю;

ограждающие устройства;

предупредительная сигнализация, блокировка, знаки безопасности;

средства защиты и предохранительные приспособления.

3.4 Мероприятия безопасности при производстве работ в электроустановках

Работы в электроустановках подразделяются:

на выполняемые со снятием напряжения;

под напряжением на токоведущих частях;

без снятия напряжения на нетоковедущих частях.

К работе со снятием напряжения относятся работы, при которых из токоведущих частей снято рабочее напряжение.

К работам под напряжением на токоведущих частях относятся работы, которые выполняются не посредственно на этих частях с применением средств защиты.

В электроустановках выше 1000 В, а также на ВЛ до 1000 В к этим же работам относятся работы, которые выполняются на расстояниях от токоведущих частей меньших указанных в ПУЕ-2010.

Средства защиты могут служить для изоляции человека от токоведущих частей или от земли.

К работам без снятия напряжения на нетоковедущих частях относятся работы:

выполняемые за постоянными и временными ограждениями, на корпусах оборудования, на поверхности оболочек кабелей;

на расстояниях от не ограждённых токоведущих частей больше указание в ПУЭ.

В электроустановках запрещается приближение людей, механизмов и грузоподъемных машин к неогражденным токоведущем частям, что находятся под напряжением, на расстояние меньше указанного в ПУЕ-2010.

При работе с применением электрозащитных средств (изолирующие штанги и клещи, клещи электроизмерений, указатели напряжения) допускаются приближение человека к токоведущим частям на расстояние, определяемое длиной изолирующей части этих средств.

Запрещается касаться без применения изолирующих средств защиты к изоляторам оборудования, что находится под напряжением.

В электроустановках запрещается работать в согнутом положении, если при выпрямлении расстояние к токоведущим частям будет меньше указанного в ПУЕ-2010. В электроустановках электростанции и подстанции 6-110 кВ при работе возле неогражденных токоведущих частей запрещается располагаться так. Чтобы эти части находились сзади или по бокам.

В электроустановках электростанций, подстанций и ВЛ до 1000 В при работе под напряжением на токоведущих частях выше 42 В необходимо :

выполнять работу не менее чем двум лицам, из которых производитель работ должен иметь группу IV, последние - группу III;

защитить расположенные вблизи рабочего места другие токоведущие части, что находятся под напряжением, к которым возможно случайное прикосновение.

Переносные заземления, наложенные на токоведущие части, должны бать отделены от токоведущих частей, которые находятся под напряжением, видимым разрывом и отстоять от них на расстояниях, указанных в ПУЕ-2010. Заземление следует налагать в местах, очищенных от краски.

Места присоединения переносных заземлений к заземленной проводке или к заземленным конструкциям должны быть приспособлены для их закрепления.

В электроустановках до 1000 В при работах с снятием напряжения на сборных шинах РП, щитов, складов на эти шины необходимо налагать заземление. Необходимость и возможность наложения заземления на присоединения этих РП, щитов, складок и на оборудование, получающее от них питание, определяет наряд, что выдается, распоряжение. В электроустановках выше 1000 В:

включать и отклю

Copyright © 2018 WorldReferat.ru All rights reserved.