На двухобмоточных трансформаторах МТЗ должна обеспечить отключение только того выключателя, со стороны которого происходит короткое замыкание. На двухобмоточном трансформаторе это достигается путем установки отдельных защит и выбора выдержек времени. На трансформаторах мощностью более 1 МВА должна быть предусмотрена МТЗ с комбинированным пусковым органом позволяет выбрать ток срабатывания защиты Iс.з, А, без учета перегрузки трансформаторов по условию

Расчет максимальной токовой защиты.

Исходные данные для расчета:

Значение токов короткого замыкания:

- на стороне 10 кВ Iкз=8,17 кА.

Максимально-токовая защита на стороне 10 кВ

Ток срабатывания защиты определяется по формуле Iс.з.,А:

(43)

Кн=0,9-1,1 для реле РТ-40;

Кв=0,6-0,8 для реле РТ-40;

Ксз=1 коэффициент самозапуска.

(44)

Находится ток срабатывания реле Icз, А:

(45)

Коэффициент чувствительности Кч:

(46)

Т.к полученный коэффициент чувствительности К2 >1,5 требуемая чувствительность обеспечена.

Выдержка времени МТЗ выбирается на ступень селективности ?t

tm.мтз = tэл.макс + ?t,

tm.мтз = 0,7с.

Принимается реле типа РТ-40 предназначенное для использования в схемах МТЗ силовых тр-ров со следующей уставкой по току срабатывания 1,5-10 А

6.5 Максимально токовая защита от перегрузки

Определяется ток срабатывания защиты Iсз, А:

(47)

(48)

Находится ток срабатывания реле: А

(49)

Выбирается реле РТ-40, с пределами уставки на ток срабатывания от 1,5 до 6 А., реле времени типа РВ-142 с уставкой по времени tу=1,0-20с.

6.6 Газовая защита трансформатора

Обмотки большинства трансформаторов помещены в бак, залитый маслом, которое используется как для изоляции обмоток, так и для их охлаждения. При возникновении внутри бака электрической дуги к. з., а также при перегреве обмоток масло разлагается, что сопровождается выделением газа. Это явление и используется для создания газовой защиты.

Защита выполняется с помощью газового реле, установленного в трубе, соединяющей бак трансформатора с расширителем. Газовое реле состоит из кожуха и двух расположенных внутри него поплавков, снабженных ртутными контактами, замыкающимися при изменении их положения. Оба поплавка шарнирно укреплены на вертикальной стойке. Один из них расположен в верхней части, а второй -- в центральной. При слабом газообразовании (газ скапливается в верхней частей кожуха реле), а также при понижении уровня масла верхний поплавок опускается, что приводит к замыканию его контактов. При бурном газообразовании потоки масла устремляются в расширитель, что приводит к замыканию контактов обоих поплавков. Контакты верхнего поплавка носят название сигнальных, а нижнего -- основных контактов газового реле.

Движение масла через газовое реле, вызванное к. з. внутри бака трансформатора, обычно является толчкообразным: Поэтому замыкание основных контактов может быть ненадежным (перемежающимся), что учитывается, при выполнении схемы газовой защиты трансформатора. Достоинствами газовой защиты являются простота выполнения, срабатывание при всех видах повреждения внутри бака трансформатора, высокая чувствительность.

Однако газовая защита, естественно, не срабатывает при повреждениях вне бака трансформатора. Поэтому она не может быть единственной основной защитой трансформатора.

6.7 Автоматика

Автоматическое включение резерва /8,170/ предназначено для восстановления питания потребителей путем автоматического присоединения резервного источника питания при отключении рабочего, приводящего к обесточению электроустановок потребителей. Устройства АВР предусматривают в тех случаях, если при их применении возможно упрощение релейной защиты, снижение токов КЗ и удешевление аппаратуры за счет замены кольцевых сетей радиально-секционированными и т.п. На рисунке 7 приведена принципиальная схема устройства АВР трансформатора.

В исходном положении выключатели Q1, Q2, Q4 включены, Q3 отключен; промежуточное реле KL (реле однократного действия) получает питание. При КЗ в рабочем трансформаторе T1 под действием защиты отключаются выключатели Q1, Q2. При отключении Q1 его вспомогательный замыкающий контакт SQ1.2. разрывает цепь катушки реле KL1. Размыкающий вспомогательный контакт SQ1.1 подает «+» на реле KL2, которое включает выключатель Q3, воздействуя на катушку включения YAC3 привода выключателя Q3.

Если шины ПС1 останутся без напряжения, то Q1 и Q2 не отключатся и устройство АВР не подействует. Чтобы оно подействовало, имеется специальный пусковой орган минимального напряжения (KV1, KV2, KT1, KL3). В этом случае срабатывают реле минимального напряжения KV1, KV2 и подают питание на реле времени KT1. С выдержкой времени срабатывает реле KT1 и , воздействуя с помощью промежуточного реле KL3 на отключающие катушки YAT1 и YAT2 приводов выключателей Q1 и Q2, производит отключение этих выключателей. Далее схема работает аналогично описанному выше.

По истечении выдержки времени замыкающий контакт реле KL1.3 размыкается и катушка KL2 теряет питание.

Если резервный трансформатор Т2 был включен устройством АВР на устойчивое КЗ, то он отключится своей защитой и повторного его включения не произойдет (реле KL1 обеспечивает однократность действия устройства АВР).



Рисунок 5. Принципиальная схема устройства АВР

7. Организация строительства установки изомеризации легких фракций

7.1 Место размещения ТП

Место размещения подстанции выбирается вблизи центра электрических нагрузок.

Подстанция должна располагаться, как правило:

- на незатопляемых местах и участках, не подверженных размывам, оползням, обвалам и др.

- на площадках, рельеф которых не требует трудоемких и больших планировочных работ, дорогостоящих оснований и фундаментов зданий и сооружений.

Важным требованием при размещении ТП является обеспечение удобных заходов КЛ.

7.2 Общие указания по строительству ТП

В проекте приняты фундаменты на естественном основании. Основанием фундаментов служит слой ИГЭ-3.

Насыпной грунт состоит из щебня, строймусора, суглинка. Мощность слоя 0.5-3.9 м.

ИГЭ-3: Суглинок серовато- зеленый, от твердого до тугопластичного, непросадчный. Мощность слоя 3.0-10.0 м.

Нормативная глубина сезонного промерзания:

- для насыпных грунтов- 2.44 м;

- для суглинков - 1.65 м.

Степень агрессивного воздействия на бетон W8- неагрессивная.

Железобетонные и бетонные конструкции разработаны в соответствии с требованиями СНиП 2.03.01-84 «Бетонные и железобетонные конструкции».

Изготовление бетонных конструкций производить в соответствии с требованиями глав СНиП 3.03.01-87 «Несущие и ограждающие конструкции».

Контроль за качеством бетона выполнять в соответствии с ГОСТ 10180-90 «Бетоны. Методы определения прочности на сжатие и растяжение». Величина отпускной прочности бетона должна быть проектной.

Производство работ по возведению фундаментов вести в соответствии с требованиями глав СНиП 3.02.01-87 «Земельные сооружения, основания и фундаменты».

Для монолитных железобетонных конструкций принят бетон класса В15 по прочности; F75 по морозостойкости; W8 по водонепроницаемости. В качестве вяжущего использовать сульфатостойкий портландцемент. В качестве мелкого заполнителя использовать кварцевый песок (отмучиваемых частиц не более 1% по массе по ГОСТ 26633-91), в качестве крупного заполнителя- фракционированный щебень изверженных пород, гравий и щебень из гравия, отвечающий требованиям ГОСТ 26633-91 «Бетоны тяжелые и мекозернистые. Технические требования». Марка щебня не ниже 800, гравия и щебня из гравия- не ниже Др12. Воду для затворения бетонной смеси применять в соответствии с требованиями ГОСТ 23732-79.

В качестве рабочей арматуры принята арматура по ГОСТ 5781-82 класса А-1; А-3.

Сварку арматурных стержней выполнять согласно РТМ 393-94 «Руководящие технологические материалы по сварке и контролю качества соединений арматуры и закладных изделий железобетонных конструкций», ГОСТ 10922-90 «Арматура и закладные изделия, сварные. Соединения сварные арматуры и закладных изделий железобетонных конструкций. Общие технические условия», ГОСТ 14098-91 «Соединения сварные арматуры и закладных изделий железобетонных конструкций. Типы, конструкции и размеры».

Электроды принимать по ГОСТ 9467-75.

Под фундаментами выполнить бетонную подготовку из бетона класса В12.5, W8 толщиной 100 мм, с выносом за пределы фундаментов на 100 мм в каждую сторону бетона В12.5.

Бетонирование фундаментов вести с тщательным послойным вибрированием бетона.

Обратную засыпку выполнять среднезернистым песком, равномерными слоями (200- 300 мм), с послойным уплотнением до получения коэффициента уплотнения К=0,95.

7.3 Климатические и геологические условия

Климатические условия района строительства и эксплуатации:

- район строительства: г. Орск, Оренбургской области;

- температура воздуха наиболее холодной пятидневки: -34 ?С;

- сейсмичность менее: 6 баллов;

- нормативная глубина промерзания грунта для суглинков и глины: 165 см;

- расчетное значение веса снегового покрова- 2.4 кПа (240 кгс/м?);

- нормативное значение ветрового давления- 0.38 кПа (38 кгс/м?).

Инженерно-геологические данные приняты в соответствии с «Технологическим отчетом по инженерно- геологическим изысканиям», договор №6265/1, ЗАО «ОРЕНБУРГТИСИЗ» Орская комплексная экспедиция, г. Орск, 2007г.

Площадка строительства находится в пределах высокой надпойменной террасы р. Урал, переходящий в коренной склон отрогов Южного Урала на месте ранее снесенных производственных сооружений. Поверхность спланирована и покрыта асфальтом.

Осложняющие факторы:

1) расположение площадки на территории демонстрируемой установки;

2) верховодка на глубине 1,5-2,0 м, образованная за счет инфильтрации талых и поверхностных вод сквозь толщу насыпного грунта (щебень, строймусор) и аккумулированных на кровле суглинка, послужившей водоупором;

3) смешивание воды с технологическими продуктами;

4) повсеместное распространение горизонта нефтепродуктов к кровле древесных грунтов на глубинах 4,9-7,5 м.

Техногенные факторы:

1) обводнение с постепенным повышением уровня водоносного горизонта;

2) загрязнение верхней толщи грунтов нефтепродуктами.

Подземные воды на участке изысканий встречены на глубине 1,5-2,0 м, что соответствует абсолютным отметкам 224,33-223,63 м (устоявшийся уровень). Подземные воды носят локальный характер распространения, что позволяет отнести их к типу «верховодка».

По водородному показателю РН вода- среда слабощелочная. По химическому составу воды слабосолоноватые с минерализацией 1656 мг/дм?, жесткие. По отношению к бетону нормальной проницаемости на портландцементах по ГОСТу 101,78-85 подземные воды не обладают никакими видами агрессивности. По отношению к арматуре железобетонных конструкций по содержанию хлоридов и сульфатов в пересчете на хлориды- воды неагрессивны.

При выполнении земляных работ не допускается размыв, размягчение, разрыхление, промерзание грунтов основания. Выемку последнего слоя грунта толщиной 150 мм выполнить вручную непосредственно перед устройством и заливкой фундаментов.

В случае появления грунтовых вод и нефтепродуктов необходимо предусмотреть мероприятия по их понижению.

8. Размещение КТП

8.1 Назначение КТП

Комплектные двухтрансформаторные подстанции (КТП) предназначены для приема, распределения электрической энергии трехфазного переменного тока промышленной частоты 50Гц в сетях электроснабжения промышленных предприятий.

Нормальная работа подстанции обеспечивается в следующих условиях:

- высота над уровнем моря не более 1000 м;

- атмосферное давление от 86,6 кПа (650 мм рт. ст.) до106,7 кПа (800 мм рт. ст.);

- температура окружающего воздуха от - 25°С до + 40 °С;

- относительная влажность воздуха до 80% при температуре 20 °С;

- окружающая среда невзрывоопасная, пожаробезопасная, не содержащая токопроводящей пыли, химически активного газа и испарений.

8.2 Технические данные

Основные параметры КТП приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Основные параметры

Наименование параметра	2KTП
Мощность силового трансформатора, кВА	1600
Частота переменного тока, Гц	50
Номинальное напряжение на стороне высшего напряжения (ВН),кВ	6
Номинальное напряжение на стороне низшего напряжения (ВН),кВ	0,4
Номинальный ток сборных шин, кА: - устройства ввода со стороны высшего напряжения (УВН) - устройства распределительного со стороны низшего напряжения (РУНН)	0,4 2,31
Ток термической стойкости в течение 1с, кА: -УВН - РУНН	20 30
Ток электродинамической стойкости, кА: -УВН - РУНН	51 70
Сопротивление изоляции цепей, Ом, не менее: -УВН - РУНН	1000 1
Потери КТП (суммарные потери силового | трансформатора), кВт, не более	20,25

8.3 Конструктивное исполнение КТП

Конструктивно КТП состоит из:

- Устройства ввода высокого напряжения (УВН);

- Силовых трансформаторов;

- Распределительного устройства низкого напряжения (РУНН) 0,4 кВ

(типа КУСНН-0,4 кВ ТУ3434-008-05832917-2005), состоящее из набора шкафов:

- Шкаф низковольтный вводной -ШНВ;

- Шкаф низковольтный линейный -ШНЛ;

- Шкаф низковольтный секционный -ШНС;

- Шкаф учёта -ШНУ (по заказу);

Общий вид КТП представлен на рисунке 6.



Рисунок 6 - Общий вид двухтрансформаторной однорядной КТП

КТП поставляются в полностью собранном виде или транспортными блоками, подготовленными для сборки на месте монтажа без разборки коммутационных аппаратов. Жгуты вторичных цепей поставляются комплектно.

Конструкция составных частей КТПНТ (транспортных блоков) обеспечивает на месте монтажа их сочленяемость. Конструкция и габаритно-установочные размеры указаны на рисунке 7.

УВН представляет собой металлооболочку закрытого исполнения, в которую, в зависимости от схемы, могут устанавливаться выключатель нагрузки типа ВНА-6 У2 с предохранителями типа ПКТ-6 У3 или любой другой выключатель нагрузки, обладающий аналогичными характеристиками.



Рисунок 7 - Конструкция и габаритно-установочные размеры

УВН изготавливается в исполнении:

Шкаф "глухого ввода", типа ВВ-1, в котором высоковольтные кабели присоединяются непосредственно к выводам силового трансформатора. Шкаф ВВ-1 закреплен на баке (кожухе) трансформатора. В дне шкафа имеются два отверстия для ввода кабелей сечением до 3x150 мм, которые закрепляются внутри скобами, применимыми для всех сечений.

В КТП применяются два вида конструкции каркасов: сборная (каркас собран из специальных стоек) и сварная (каркас сварен из металлических стоек, швеллеров и уголков).

Внутри каркаса закреплены выключатели, шины, аппаратура, приборы и механизм вторичной коммутации. В шкафах РУНН установлены автоматические выключатели: на вводе и на отходящих линиях - стационарного или выдвижного исполнения. Автоматические выключатели в шкафах расположены вертикально по высоте шкафа, каждый в своем отсеке, при этом обеспечивается взаимозаменяемость однотипных выключателей в любом отсеке.

УВН состоит из шкафа ШВВ и СУВН. Шкаф для подстанций мощностью 1600 кВА ШВВ представлен на рисунке 8.

СУНН при смешанной установке состоят из угловых, проходных, присоединительных и прямых секций, стыкующихся между собой болтовыми соединениями в транспортные группы.

Релейная аппаратура размещена в релейном шкафу.

На дверцах шкафов силового отсека установлены органы управления, индикации, измерительные приборы.

Рисунок 8 - Шкаф для подстанций мощностью 1600 кВА ШВВ (правый ввод)

8.4 Принцип работы и система защиты

Ввод КТПНТ со стороны высшего напряжения осуществляется непосредственным подключением снизу или сверху высоковольтного кабеля от питающей сети 6кВ к силовым трансформаторам или через шкаф ввода устройства высшего напряжения (УВН)/9/.

В УВН напряжение 6 кВ подается на ножи выключателей нагрузки шкафов ввода ШВВ. В шкафу ввода высокое напряжение через ножи выключателя нагрузки подается на предохранитель ПКТ, при этом предохранители ПКТ обеспечивают токовую защиту на стороне ВН.

Далее напряжение 6 кВ подается через устройство СУВН на силовой трансформатор. Устройство СУВН предназначено для осуществления механической и электрической связи между ШВВ и силовым трансформатором.

В РУНН напряжение 0,4 кВ через автоматический выключатель, трансформаторы тока шкафов ввода подается на сборные шины НН. От сборных шин через линейные автоматические выключатели ШЛНН обеспечивает подключение линий к потребителям электроэнергии.

Для питания УВН конструкция шкафа допускает подключение двух кабелей сечением до 3х150 мм2 через днище или силовых шин через верхнюю крышку.

Конструкция УВН обеспечивает его безопасное обслуживание. На двери устройства имеется смотровое окно для наблюдения за работой выключателя нагрузки. Предусмотрены соответствующие блокировки.

Для обеспечения безопасной работы обслуживающего персонала силовые шины, идущие от УВН до силового трансформатора и от силового трансформатора до отсека РУНН, располагаются в коробах, закреплённых на боковых стенках УВН и РУНН.

Оперативное обслуживание шкафов производится с фасада, доступ к ошиновке и кабельным присоединениям осуществляется с задней стороны шкафа. Для удобства обслуживания и монтажа предусмотрены двери, запираемые на замки.

ШВВ осуществляет отключение и включение силовой цепи 6кВ при помощи выключателя нагрузки или силового вакуумного выключателя. Отключенное положение ШВВ контролируется при помощи ножей заземления с сопутствующими блокировками, функции и назначения которых соответствуют НТД по безопасности.

Защита цепей силовых трансформаторов со стороны высшего напряжения выполняется при помощи предохранителей.

В целях обеспечения безопасной работы обслуживающего персонала и исключения ошибочных переключений на подстанции установлены защитные и блокировочные устройства на стороне ВН:

- блокировка, не допускающая включение ножей заземлителя при включенных ножах выключателя нагрузки;

- блокировка, не допускающая включение ножей выключателя нагрузки при включенных ножах заземлителя;

- блокировка, исключающая возможность открывания двери камеры КСО (шкафа УВН) при включенных ножах выключателя нагрузки и не допускающая их включение при открытой двери камеры КСО.

- блокировка, исключающая возможность подачи напряжения от РУНН через силовой трансформатор на включенные ножи выключателя УВН;

- блокировка, исключающая возможность открывания дверей УВН при включенном линейном разъединителе 6 кВ на концевой опоре;

- блокировка, исключающая возможность отключения и включения секционным разъединителем тока нагрузки;

- защита от однофазных коротких замыканий в РУНН с действием на отключение вводного выключателя с выдержкой времени для КТП с заземленной нейтралью;

- отключение вводного выключателя РУНН с выдержкой времени при исчезновении напряжения на данном вводе для КТП с заземленной нейтралью 0,4 кВ;

- защита цепей управления и цепей сигнализации автоматическими выключателями;

- защита от перегрузки с действием на сигнал;

- защита от несимметричного режима с действием на отключение вводного выключателя для КТП 1600 кВА с заземленной нейтралью 0,4 кВ.

Сигнализация:

- срабатывание защиты от однофазных замыканий на землю;

- срабатывание устройства АВР;

- положение всех выключателей НН;

- повышение давления и температуры масла в силовом трансформаторе;

- при отклонениях от нормального режима работы КТП варийное отключение выключателей НН;

Подключение силовых кабелей осуществляется на силовые сборки. Выход кабелей возможен как наверх, так и вниз. Подключение контрольных кабелей, жгутов и кабелей управления осуществляется на наборные блоки зажимов под винт. Возможно применение самозажимных клемм.

Ввод от аварийного источника электроэнергии в шкафы аварийного ввода осуществляется кабелем (медь или алюминий до 4х185) к шинам в нижней части шкафа.

В КТП выполнены электрические и механические блокировки, обеспечивающие безопасную работу обслуживающего персонала.

В двухтрансформаторных КТП предусмотрен автоматический ввод резерва (АВР), обеспечивающий отключение выключателя ввода НН и включение секционного выключателя при исчезновении напряжения на вводе или при исчезновении напряжения в одной из фаз (т.е. при возникновении несимметричного режима), в зависимости от исполнения схемы. Кроме того, АВР предусматривается при отключении выключателя одного из вводов по какой-либо причине (отключение встроенными в выключатель защитами, при ошибочной работе автоматики и т.д.)

Схема релейной защиты и автоматики выполняется в релейных отсеках шкафов и предусматривает все виды защит согласно ПУЭ. Режим работы - ручной или автоматический. В автоматическом режиме (режим АВР) предусмотрены два варианта- возврат в исходное положение в ручную или автоматически.

8.5 Указания к монтажу

Перед установкой КТП необходимо подготовить площадку и контур заземления.

Установка и монтаж КТП должны производится в соответствии с проектной документацией, требованиями СНиП и « Правил устройства электроустановок» (ПУЭ) на специально подготовленном фундаменте или утрамбованной площадке. Одновременно с подготовкой площадки должны быть выполнены кабельные каналы для подключения электрических приемников 0,4 кВ. После установки блоков КТП на фундамент, их следует соединить между собой болтами и установить на стык «конек» (для двухтрансформаторных подстанций).

После установки КТП следует смонтировать все монтажные изделия и электроаппаратуру, поставляемые комплектно с КТП в демонтированном на период транспортировки виде.

Заземление КТП следует выполнить в соответствии с ПУЭ стальными заземляющими проводниками.

Подключение вводов к РУ-ВН, установка и подключение трансформаторов к РУ-ВН и РУ-0,4 кВ, соединение сборных шин секций производятся только после окончательной установки и сборки КТП на месте ее дальнейшей эксплуатации.

Подключение жил кабеля к оборудованию производится после завершения всех монтажных работ и приемки КТП в эксплуатацию.

Кабели с алюминиевыми жилами, присоединяемые к зажимам РУ КТП, должны быть оконцованы кабельными наконечниками по ГОСТ 7387 или медно-алюминиевыми наконечниками по ГОСТ 8581.

8.6 Эксплуатация

Соблюдение правил техники безопасности является главным условием предупреждения производственного травматизма. Самые совершенные условия труда и новейшие технологические мероприятия по технической безопасности не смогут дать результаты, если рабочий не понимает их назначения. Знание производственных трудовых процессов ,применяемого оборудования, приспособлений, инструмента и безопасных способов и приемов в работе. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей являются обязательными.

Перед пуском в эксплуатацию КТП следует выполнить все необходимые проверки и регулировки установленного оборудованию и аппаратов в соответствии с инструкциями по монтажу и эксплуатации данной аппаратуры.

Эксплуатация и обслуживание КТП должны производиться в соответствии с «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей», «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей», инструкциями по эксплуатации аппаратуры, установленной в КТП, и местными эксплуатационными инструкциями.

Осмотры, чистка изоляции оборудования, планово - предупредительные ремонты и профилактические испытания проводиться в сроки, определяемые ПТЭ и местными инструкциями.

При осмотрах особое внимание следует обращать на состояние контактных соединений, исправность заземления, состояние изоляции: загрязненность, наличие трещин, следов разрядов и пр.

Загрязненную фарфоровую изоляцию следует очищать ветошью, смоченной в растворителе или бензине. Поверхность изоляторов после чистки вытирается насухо.

Ремонтные работы внутри КТП, как правило, выполняются при полном снятии напряжения с токоведущих частей и включенных заземляющих ножах.

Работы на сборных шинах могут выполняться только при отключенных коммутационных аппаратах и заземленных сборных шинах.

Включение автоматических выключателей (в РУ-0,4 кВ), отключенных защитой, следует выполнять в соответствии с «Инструкцией по эксплуатации» на данные выключатели.

С целью обеспечения длительной нормальной работы КТП аппаратура, установленная в ней, должна обслуживаться только в соответствии с инструкциями по ее эксплуатации

8.7 Выбор оборудования

Происходящая в последнее время перестройка производственных мощностей предприятий и сооружение новых распределительных сетей, а также переход на новые энергосберегающие технологии требует зачастую качественно другого подхода к выбору силовых трансформаторов. Всё более возрастающее значение сегодня уделяется вопросам пожарной безопасности и охраны окружающей среды, а также энергосбережения.

Компания предлагает сухие трансформаторы типов ТСЗГЛ с геофолиевой изоляцией. Установка таких трансформаторов позволяет полностью удовлетворить повышенные требования в части пожарной безопасности, взрывозащищенности и экологической чистоты.

Сухие трансформаторы ТСЗГЛ 1600 /10/ 0 , 4 Д/У кВА с геафолевой литой изоляцией обмоток с кожухом производства Минского электротехнического завода им. В. И. Козлова. Комплекты блоков катушек поставляются немецкой фирмой «SIEMENS TRANSZFORMATOR Kft.» хорошо себя зарекомендовали, работающими на:

- Промышленных предприятиях

- Электростанциях

- Объектах инфраструктуры

Сухие трансформаторы Минского ЭТЗ, не уступая по качеству сухим трансформаторам ведущих фирм мира, имеют стоимость на 15-20 % ниже. Сухие трансформаторы предназначены для работы в помещениях, в условиях умеренного климата (от плюс 40оС до минус 45оС). Относительная влажность воздуха 75 % при 15оС. Окружающая среда невзрывоопасная, не содержащая пыли в концентрациях, снижающих параметры изделий в недопустимых пределах. Высота установки над уровнем моря не более 1000 м. Сухие трансформаторы комплектуются обмотками фирмы «Siemens». Класс нагревостойкости обмоток F. Для изоляции обмоток используется эпоксидный компаунд с кварцевым наполнителем (геафоль). Дополнительно обмотки усилены стеклотканью, что исключает возникновение трещин в эпоксидном компаунде даже при перегрузке трансформаторов. Геафоль не оказывает вредного влияния на окружающую среду, не выделяет токсичных газов даже при воздействии дуговых разрядов. Благодаря такой изоляции обмотки не требуют технического обслуживания. Сухие трансформаторы могут работать в сетях, подверженных грозовым и коммутационным перенапряжениям, имеют низкий уровень шума, имеют высокую устойчивость к токам короткого замыкания. Сухие трансформаторы обеспечивают полную экологическую и пожарную безопасность, могут устанавливаться в местах, требующих повышенной безопасности (метро, шахтах, кинотеатрах, жилых и общественных зданиях), в местах с повышенными требованиями к охране окружающей среды (водозаборных станциях, спортивных сооружениях, курортных зонах), на промышленных предприятиях, металлургических комбинатах, химических производствах, электростанциях в непосредственной близости от центра нагрузки, что позволяет избежать издержек, связанных со строительством подстанций, обеспечивает экономию распределительных шин и кабелей низкого напряжения, уменьшает в них потери электроэнергии. Регулирование напряжения до 5 % ступенями 2,5 % осуществляется на полностью отключенном трансформаторе (ПБВ) путем перестановки перемычек. Для защиты от перегрева по заказу потребителя сухие трансформаторы комплектуются устройством тепловой защиты, управляемым термисторами, встроенными в обмотки НН. По заказу потребителя могут поставляться виброгасящие подкладки. Степень защиты сухих трансформаторов ТСЗГЛ -- IР 21. Схема и группа соединения обмоток -- Д/Ун-11, У/Ун-0, номинальное напряжение НН -- 400В. Признаки классификации и исполнения КТП приведены в таблице 5.

В качестве силовых выключателей в КТП могут использоваться аппараты выкатного исполнения: выключатели серии ВА производства ЗАО «Контактор» (г. Ульяновск) на токи от 100 до 1600 А;

Комплектация подстанции

Шкафом ввода высокого напряжения ШВВ-2У3. Габаритные размеры, мм -- 880х965х1925. Масса -- 320 кг.

Вводным устройством высокого напряжения ВВ-1У3 (глухой ввод). Масса -- 32 кг.

Трансформаторами ТСЗГЛ-1600/6/0,4УЗ

Таблица 5 - Признаки классификации и исполнения КТП

Признаки классификации КТП	Исполнения
По типу силового трансформатора	с трансформатором с геофолиевой изоляцией (ТСЗГЛ)
По способу выполнения нейтрали трансформатора на стороне НН	с изолированной нейтралью
По взаимному расположению изделий	однорядное
По числу применяемых трансформаторов	с двумя трансформаторами (2КТП)
По выполнению выводов отходящих линий	кабелем вниз или вверх
По климатическому исполнению и категории размещения	УЗ
По степени защиты оболочки	IP31 по ГОСТ 14254-80

Для двухтрансформаторных подстанций секционными шкафами ШНС-13УЗ Габаритные размеры, мм -- 600х1340х2290. Масса -- 625 кг

Шкафами отходящих линий ШНЛ-24,25У3

Габаритные размеры, мм -- 600х1340х2090. Масса -- 580 кг

Для двухтрансформаторных двухрядных подстанций шинопроводы с расстоянием между фасадами распредустройств НН -- 1800, 2300, 2800 мм. Масса -- 230 кг

Схема правого шкафа - зеркальное отражение схемы левого шкафа.

8.8 Расчет электрических нагрузок

Расчет электрических нагрузок для установки изомеризации легких фракций рассчитываем по методу упорядоченных диаграмм, с применением коэффициента расчётной нагрузки/1,121/.

Модуль сборки узла питания m определяется:

, (50)

где Pmax - максимальная номинальная мощность электроприемника подключенного к узлу питания, кВт;

Pmin - минимальная номинальная мощность электроприемника подключенного к узлу питания, кВт

Среднюю активную мощность для групп электроприемников , кВт вычисляют по формуле:

, (51)

Среднюю реактивную мощность для групп электроприемников , квар вычисляют по формуле:

, (52)

где - коэффициент использования электроприемника;

- сумма номинальных мощностей электроприемников, кВт

Средняя мощность для узла питания определяется суммированием средних активных и реактивных мощностей групп электроприемников.

Средневзвешенные значения коэффициента использования определяеют по формуле:

. (53)

Средневзвешенные значения коэффициента реактивной мощности определяют по формуле:

. (54)

Значение коэффициента расчетной нагрузки зависит от коэффициента использования ки данной группы приемников и эффективного числа электроприемников nэ, значение которого принимается в зависимости от ки и модуля сборки m:

При ки 0,2 и m 3

nэ = n; (55)

При ки 0,2 и m 3

. (56)

Активную расчетную нагрузку Рр., кВт вычисляют по формуле:

. (57)

Расчетную реактивную нагрузку Qр, кВар вычисляют по формуле:

При nэ 10

Qр = 1,1• Qсм; (58)

При nэ 10

Qр = Qсм; (59)

Полную расчетную мощность, кВА определяют:

(60)

Пример расчета:

Количество электроприемников: n =43

Установленная мощность:

кВт.

Сумма номинальных мощностей:

?Pн= 1954,8 кВт.

Коэффициент использования для компрессорной установки Ки= 0,77,

cos?/tan?: 0,84/0,63 /2,781/

Средняя мощность:

Pсм=0,77•1954,8=1518,36 кВт;

Qсм=1518,36•0,63 =956,56 кВар.

Модуль сборки:

Суммарная мощность смены для установки:

?Pсм= 1518,36 кВт;

?Qсм=956,52 квар.

Эффективное число электроприемников:

Средневзвешенное значение коэффициента использования:

Средневзвешенное значение коэффициента реактивной мощности:

Коэффициент расчетной нагрузки для и :

Расчетная активная нагрузка:

кВт.

Расчетная реактивная нагрузка:

кВар.

Полная расчетная нагрузка:

кВА.

Расчетный ток:

А.

8.9 Выбор марки и сечения КЛ

Выбор сечения кабельной линии от установки изомеризации легких фракций до ЦРП-3.

Выбор питающей лини производится по экономической плотности тока,мм2 :

(61)

где jэк - экономическая плотность тока/6, 75/

jэк = 1,4 А/мм2;

Iр. - наибольший ток в линии в нормальном режиме при наибольших нагрузках.

I= (62)

где S- расчетная нагрузка подстанции,

==37,76 А;

мм2

Принимаем провод марки АСБГ-325.

Проверка кабеля по условию нагрева в нормальном режиме.

Определяется расчетный ток одного кабеля p, А:

p= (63)

где n- число запараллеленных кабелей в одну линию,

Ip==37,76 А,

Определяется ток одного кабеля в послеаварийном режиме , А:

(64)

А;

(65)

где К п.- поправочный коэффициент/10,77/;

К t.- температурный коэффициент;

Iдл.доп.- длительно допустимый ток, протекающий по проводу и не вызывающий нагрева.

Iдл.доп.= 90 А,

К п.= 1,

К t.= 1,

Iдл.доп. = 90=90 А.

Проверка условия по нагреву в нормальном режиме:

Iдл.доп. Iр; (66)

90 А> 37,76 А.

Проверка по условию нагрева в послеаварийном режиме.

Определяем коэффициент аварийной перегрузки в зависимости от способа прокладки, длительности минимума и коэффициента предварительной нагрузки:

(67)



Определяем допустимый ток кабеля в послеаварийном режиме, А:

(68)

где Кав= 1,35,

А.

Проверяется выполнение условия по нагреву в послеаварийном режиме:

(69)

121,5 А> 75,52 А.

Проверка выбранного сечения по допустимой потере напряжения:

(70)

(71)

где Рр, Qр- расчетные нагрузки кабельной линии;

R, Х- сопротивления кабельной линии.

R= rol= 1.94 0,8= 1,552 Ом/км;

Х= хоl= 0,113 0,8= 0,1064 Ом/км;

=15 В < 5%

Проверка кабеля на термическую стойкость , мм2:

(72)

где С - коэффициент изменения температуры /1,53/,

I?=4700- установившееся значение тока короткого замыкания,

tпр = 1,075 - приведенное время срабатывания защиты,

мм2,

Ближайшее наименьшее стандартное сечение кабеля: мм2 АСБГ - 3 х 50 мм2

9. Экономическая часть

Данный проект относится к числу тактических, бизнес-идея которых уже сформулирована, он включен в бизнес-план предприятия и преследует цели снижения производственных затрат, замены морально и материально устаревшего оборудования. Исходя из текущего состояния оборудования ЦРП-3, при проведении модернизации планируется получение следующего эффекта:

- за счет расширения РУ-6 кВ появляется возможность подключить ТП вновь строящегося объекта без больших экономических затрат, связанных со строительством промежуточной ТП, и образованием резерва в составе 6 дополнительных ячеек;

- за счет улучшения надежности и отказоустойчивости, связанных с заменой устаревшего оборудования на более современное;

- за счет снижения затрат на обслуживание, так как вакуумные выключатели требуют меньше трудозатрат при периодическом обслуживании;

- за счет загрузки трансформаторов до необходимого уровня.

В данной работе в рамках рассматриваемого проекта модернизации ЦРП-3 используется упрощенный вариант планирования работ по разработке и проведению модернизации и состоит из следующих стадий и этапов:

- оценка трудоемкости научно-исследовательских и проектировочных работ;

- составление сметы затрат на выполнение НИР и подготовку технорабочего проекта;

- определение стоимости оборудования и составление сметной документации на закупаемое оборудование;

- оценка трудоемкости строительно-монтажных и пусконаладочных работ.

- составление сметы затрат СМР и ПНР, выполняемых сторонними организациями.

9.1 Калькуляция себестоимости этапа НИР и ОКР

Смета затрат на проведение НИР состоит из следующих пунктов калькуляции:

1) Материалы. Сюда можно отнести затраты на бумагу и другую канцелярию, электронные носители, и т.п. Примем для данного проекта расходы - 1 пачка бумаги А4 по цене 150 руб., 0,2 пачки бумаги А3 по цене 250 руб., различная мелочь, типа дискет, скрепок и файлов. Получаем 150+0,2·250 = 200 руб.

2) Расходы на оплату труда. В производстве данных НИР могут быть задействованы инженер-системотехник, инженер-программист, инженер-электроник и ведущий инженер проекта. Для простоты, их тарифные ставки примем усредненно, из расчета 110 руб./час, при 8-и часовом рабочем дне. В эту ставку включены основная и дополнительная заработные платы. За 42 рабочих дня это составит 110·8·42= 36 960,00 руб.

3) Отчисления на социальные нужды. Размер отчислений во внебюджетные фонды производится по единому социальному налогу, который составляет 26% от суммы основной и дополнительной заработной платы. При принятом общем фонде заработной платы 36 960,00руб получаем 9 609,60 руб.

4) Командировочные расходы. Затраты на командировку двух человек на 3 дня - двух инженеров, для изучения объекта, смежных систем, разработки и согласования технического задания. Примем суточные 600 руб., оплата гостиницы - 2500 руб./сут, билеты - 1500 руб. в один конец. В результате получаем 2·3·(600+2 500)+4·1 500=24 600 руб.

5) Прочие прямые расходы. Затраты на телефонные разговоры, факс, электронную почту и интернет - для поиска технической информации, консультаций и согласования. Телефонные разговоры - 2 руб./мин, в день по 20мин. Почта + интернет - 590 руб./месяц за безлимитный тариф. В результате получим 2·20·42+590·42/22=2 806,36 руб.

6) Накладные расходы. Зависят от структуры и нормативов конкретной организации, проводящей НИР. Ориентировочно примем 6% от расходов по другим пунктам калькуляции.

В результате получаем таблицу 6 калькуляции себестоимости НИР:

Таблица 6 -Себестоимость НИР и ОКР

Статья	Затраты
Материалы	200,00р.
Командировки	24 600,00р.
Прочие прямые расходы	2 806,36р.
Накладные расходы (4%)	1104,25р.
Оплата труда+соцналог	46 569,60р.
Итого	75280,21р.

9.2 Определение стоимости оборудования

Определение стоимости и составление сметы на закупку оборудования, необходимого для замены устаревшего, сводится к определению рыночной стоимости одной единицы изделия и стоимости доставки до заказчика, т. е. предприятия ОАО «Орскнефтеоргсинтез». В результате проведенного анализа рынка электрооборудования, предлагаемого различными компаниями, были выбраны следующие типы и модели:

1) Замена отводных ячеек РУ 6 - кВ: тип К - 5900 компании «Инфотон»

2) Замена выключателей РУ - 6 кВ: тип BB/TEL-10-20/1000 У2 «Таврида Электрик»

Замена выключателей РУ - 10 кВ: тип BB/TEL-10-20/1000 У2 «Таврида Электрик»

Денежные затраты на доставку оборудования до заказчика будут включены в стоимость договора и будет составлять примерно 7% от стоимости оборудования.

Для наглядности, все затраты на покупку оборудования сводим в таблицу 7.

Таблица 7 - Затраты на покупку оборудования

Наименование оборудования	количество, ед.	стоимость 1 ед., тыс. руб.	стоимость всего, тыс. руб.
Ячейки	24	270	6480
Выключатели 6 кВ	12	120	1440
Выключатели 10кВ	14	120	1680

9.3 Составление сметы затрат СМР и ПНР

Проведение монтажных работ планируется провести силами электроцеха ОАО «Орскнефтеоргсинтез» при участии представителя производителя. Стоимость шеф-монтажных и пуско-наладочных работ следует предусмотреть при заключении договора на покупку оборудования и включить в стоимость заказа.

Стоимость шеф-монтажных и пуско-наладочных работ составит примерно 3% от стоимости оборудования.

В связи с большим объемом и трудоъемкостью работ примерная продолжительность монтажных и пуско-наладочных процедур составит одну неделю (7 дней).

Со стороны подразделений электроцеха ОАО « Оркнефтеоргсинтез» предполагается задействовать порядка 6 работников электро-монтажного подразделения, 2 работников ИТР, спецтехнику. В состав спецтехники планируется включить следующие единицы: один грузовой автомобиль (один водитель), один кран (один водитель, он же крановщик), один погрузчик (один водитель).

Для простоты, их тарифные ставки примем усредненно, из расчета 110 руб./час, при 8-и часовом рабочем дне. В эту ставку включены основная и дополнительная заработные платы.

9.4 Проведение монтажных и пуско-наладочных работ

Проведение пуско-наладочных работ осложнено необходимостью бесперебойного питания потребителей в момент монтажных работ по замене ячеек РУ-6 кВ и выключателей. Это вполне осуществимо за счет дублирования отходящих линий распределительного устройства. Но в этом случае есть вероятность, что может произойти обрыв в питании потребителей по каким-либо причинам.

В связи с этим необходимо составить график проведения работ, кокторый будет включать в себя различные этапы и последовательные связи между ними. Примерный вариант проведения монтажных и пуско-наладочных работ имеет следующие этапы:

1) Подготовительные работы: проведение организационных работ, согласований между структурными подразделениями предприятия, осмотр и уборка места проведения работ, подготовка необходимых приспособлений;

2) Доставка оборудования, необходимого инструмента и техники к месту проведения работ;

3) Проведения монтажа первой половины оборудования (отключение одной секции РУ - питание потребителей осуществляется от второй секции): демонтаж старого оборудования, монтаж нового, пуск в работу;

4) Проведение монтажа второй половины оборудования (отключение второй секции РУ - питание потребителей осуществляется от первой секции, т.е. вновь установленного оборудования): демонтаж старого оборудования, монтаж нового, пуск в работу;

5) Проверка правильности установки и подключения оборудования, подведение итогов, уборка мусора.

Если последовательность этих работ выполнена в полном объеме и не произошло никаких непредвиденных или аварийных ситуаций, то можно считать проведение монтажных и пуско-наладочных работ успешными.

Последовательность проведения монтажных работ для РУ-6 кВ и РУ-10 кВ идентичны.

9.5 Определение основных технико - экономических показателей

Выбор нового оборудования определяется минимальными приведёнными затратами:

, (73)

где Е - нормативный коэффициент экономической эффективности,

Е= 0,12;

? К - капиталовложения на оборудование, тыс. руб.;

?И - годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб.

, (74)

где - стоимость ячеек РУ 6(10) кВ,тыс. руб.,

- стоимость выключателей на 6 (10) кВ,

тыс. руб.

Вторая составляющая расчётных затрат - годовые эксплуатационные издержки - определяется на основании выражения:

, (75)

(76)

где Ра - норма амортизации,

Ра = 6,4% - для выключателей и ячеек,

тыс. руб.,

тыс. руб.

Данный вариант подтверждает целесообразность модернизации ЦРП- 3

Для строительства новой ТП с понижающими трансформаторами 10/6 кВ и объединения ее с установкой изомеризации необходимо затратить более 20 млн. рублей. Этот вариант крайне дорог и требует больших технических затрат.

Таблица 8 - Сметная стоимость оборудования

Наименование оборудования, работ	Единицы измерения	Количество	Сметная стоимость, тыс. рублей
			за единицу	общая
			оборудование	монтаж	в т.ч. ЗП	оборудование	монтаж	в т.ч. ЗП
					основная	Эксплуатация машин			основная	эксплуатация машин
Демонтаж ячеек РУ 6 кВ	шт.	18	-	50	0,88	0,22	-	900	15,84	3,96
Монтаж ячеек типа К-5900 РУ 6 кВ	шт.	24	270	75	0,88	0,22	6895,8	1650	19,36	4,84
Демонтаж масляных выключателей РУ 6 кВ	шт.	12	-	25	0,55	0,11	-	300	6,6	1,32
Монтаж вакуумных выключателей РУ 6 кВ	шт.	12	120	30	0,44	0,11	1440	360	5,28	1,32
Демонтаж масляных выключателей РУ 10 кВ	шт.	14	-	25	0,55	0,11	-	350	7,7	1,54
Монтаж вакуумных выключателей РУ 10кВ	шт.	14	120	30	0,44	0,11	1680	420	6,16	1,54
Итог							9060	3980	60,94	14,52

9.6 Определение коэффициента эффективности и срока окупаемости

При модернизации электроустановок сравнение вариантов производится по формулам/11,11/:

(77)

(78)

где Зс и Зн - приведенные затраты соответственно на старую и на модернизируемую установку с новым оборудованием;

?Кс - затраты на капитальный ремонт старой немодернизируемой части;

Кн - капитальные вложения в новое оборудование при модернизации;

Кл - ликвидационная стоимость демонтируемого оборудования при реконструкции;

?Кс = 7120 тыс. руб.;

Кн = 9600 тыс. руб.;

Кл = 2200 тыс. руб.;

Сс и Сн - текущие затраты сравниваемых вариантов соответственно по старой и по модернизируемой частям:

(79)

(80)

где Еа.к.с - коэффициент амортизации на капитальный ремонт старого оборудования; Еа.н - коэффициент амортизации на новое оборудование;

Еа.к.с = 0,063/11 ,12/ С/с и С/н - ежегодные текущие затраты производства, но без амортизационных отчислений;

С/с = 569,6 тыс. руб.; С/н = 513,6 тыс. руб.

Определяем текущие затраты сравниваемых вариантов соответственно по старой и по модернизируемой частям:

тыс. руб.;

тыс. руб

Определяем приведенные затраты соответственно на старую и на модернизируемую установку с новым оборудованием:

тыс. руб.;

тыс. руб.

Коэффициент эффективности Ео и срок окупаемости То дополнительных капитальных вложений в модернизацию вычисляются по формулам:

(81)

(82)

;

лет.

Реконструкция экономически целесообразна при следующих соотношениях показателей:

или , или (83)

Где Ен =0,12 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений; Тн - нормальный срок окупаемости:

(84)

лет.

, , .

10 Безопасность и экологичность проекта

10.1 Расчет заземляющего устройства

Расчетный ток замыкания на землю на стороне 10 кВ определяем по формуле/12,295/:

(85)

где U - линейное напряжение сети, кВ;

lк.л. - длина электрически связанных кабельных линий, км;

lк.л. = 130 км.

А.

Требуемое сопротивление растеканию заземлителя, который принимаем общим для установок 10 и 6 кВ, согласно требованиям ПУЭ Rз , Ом:

(86)

Ом.

Требуемое сопротивление искусственного заземлителя Rи, Ом определяется:

(87)

где Re - сопротивление растеканию естественного заземлителя, Ом.

Ом

Тип заземлителя выбираем контурный, размещенный по периметру подстанции. Предварительную схему заземлителя наносим на план подстанции с ее основными размерами. При этом, вертикальные электроды размещаем на расстоянии а = 5 м один от другого.

Уточняем параметры заземлителя путем поверочного расчета. Из предварительной схемы видно, что в принятом нами заземлителе суммарная длина горизонтального электрода Lг. = 150 м, уложенного в землю на глубине to = 0,8 м, количество вертикальных электродов n = 30 шт., диаметром d = 12 мм.

Рисунок 9 - предварительная схема заземлителя

Определяем расчетные сопротивления растеканию электродов - вертикального Rв и горизонтального Rг по формулам, Ом:

(88)

(89)

где ?расч. - удельное сопротивление грунта, Ом. м;

lв - длина вертикальных стержневых электродов.

Ом;

Ом.

Принятый нами заземлитель контурный и n = 30 шт., а отношение а/lв = 5/5=1, /11,106/ коэффициенты использования электродов заземлителя - вертикальных ?в. =0,45, горизонтального ?г. =0,25.

Сопротивление растеканию принятого группового заземлителя R, Ом определяется:

(90)

где Rв, Rг - сопротивления растеканию вертикального и горизонтального электродов, Ом;

n - число вертикальных электродов.

Ом.

Это сопротивление меньше требуемого, но так как разница между ними невелика (0,36 Ом) и она повышает условия безопасности, принимаем этот результат как окончательный.

10.2 Молниезащита

Защита от прямых ударов молнии выполняется молниеотводами стержневого вида /11,307/. Зона защиты одиночного молниеотвода показана на рисунке 11.

Радиус защиты r х. на высоте h х. = 7 м защищаемого объекта для молниеотводов с высотой h= 28 м определяют из формулы:

(91)

где ha - активная высота молниеотвода, м:

(92)

м;

;

м.

Радиус основания на уровне земли ro, м определяется:

(93)

м.



1 - молниеотвод; 2 - образующая поверхности зоны защиты; 3 - площадь защиты, замкнутая окружностью с радиусом rx.

Рисунок 10 - Зона защиты одиночного молниеотвода

10.3 Безопасность труда

Оценим опасные и вредные факторы, воздействующие на персонал обслуживающий 10/6 кВ ЦРП-3, и меры по предотвращению этих факторов.

При эксплуатации объекта возможны следующие опасные факторы:

поражение электрическим током при прикосновении к токоведущим частям;

поражение электрическим током при прикосновении к токоведущим частям нормально не находящихся под напряжением;

влияние электромагнитного поля на организм;

поражение электрическим током при работе с неисправным инструментом и средств индивидуальной и коллективной защиты;

поражение обслуживающего персонала, находящегося в зоне растекания электрического потенциала при замыкании на землю;

возможность падения персонала с высоты;

возможность поражения персонала при проведении коммутационных операций;

Для предотвращения влияния опасных факторов на персонал, необходимо предусматривать следующие мероприятия:

персонал должен действовать согласно ПТБ при работе в электроустановках; должна проводится ежегодная проверка знаний, инструктаж по технике безопасности;

при невозможности ограничения времени пребывания персонала под воздействием электрического поля необходимо применить экранирование рабочих мест: экраны над переходами, экранирующие козырьки и навесы над шкафами управления, вертикальные экраны между выключателями на ОРУ 500 кВ, съёмные экраны при ремонтных работах.

установка заземляющего контура, заземление и зануление оборудования;

соблюдение расстояний до токоведущих частей;

выполнение организационно технических мероприятий для безопасного проведения работ.

Рассмотрим расчёт заземляющего устройства.

В пределах территории подстанции возможно замыкание на землю в любой точке. В месте перехода тока в землю, если не предусмотрены особые устройства для проведения тока в землю, возникают значительные потенциалы, опасные для людей, находящихся вблизи. Для устранения этой опасности на подстанции предусматривают заземляющие устройства [2], назначение которых заключается в снижении потенциалов до приемлемых значений.

На площадке РУ вдоль рядов оборудования, подлежащего заземлению, укладываем проводники в землю на глубине 0,8 м. Предусматриваем также проводники в поперечном направлении. Таким образом, образуется сетка с квадратными или прямоугольными ячейками. Сетку дополняют некоторым числом вертикальных проводников.

При пробое изоляции в каком-либо аппарате его корпус и заземляющий контур окажутся под некоторым потенциалом . Растекание тока с электродов заземления приводит к постепенному уменьшению потенциала почвы вокруг них. Внутри контура заземления потенциалы выравниваются, поэтому, прикасаясь к повреждённому оборудованию, человек попадает под небольшую разницу потенциалов (напряжение прикосновения). Напряжение шага, т.е. разность потенциалов между двумя точками, расположенными на расстоянии 0,8 м, внутри контура также невелико и равно .

Вспомогательными заземлителями являются металлические предметы любого назначения, так или иначе соединенных с землей, например, стальных каркасов зданий, арматуры железобетонных оснований, труб любого назначения и т.п. Использование вспомогательных заземлителей экономически целесообразно, поскольку они уменьшают сопротивление ЗУ в целом.

К основному заземлителю в общем случае присоединяют:

вспомогательные заземлители;

нейтрали генераторов, трансформаторов, подлежащих заземлению в соответствии с принятой системой рабочего заземления;

разрядники и молниеотводы;

металлические части электрического оборудования, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжением при повреждении изоляции, например основания и кожухи электрических машин, трансформаторов, аппаратов, токопроводов, металлические конструкции РУ, ограждения и т.п.;

вторичные обмотки измерительных трансформаторов, нейтрали обмоток 380/220 В силовых трансформаторов.

...