Для подстанции 35/10 кВ применяем контрольный кабель с аллюминиемыми жилами, ориентировочная длина 25 м, трансформаторы соединены в полную звезду, поэтому l_расч=l, тогда сечение

F_пров = (*l_расч )/ R_{пров доп} )

F_пров = 0,0283 (25/0,06) = 11,79 мм ²;

Принимаем три контрольных кабеля АКРВГ с жилами сечения 4мм².

Фактическое сопротивление проводов получим

R_{пров фак.}= (*l_расч )/ F)

R_{пров фак.}= (0,0283*25 )/ 4х3)=0,06 Ом

Фактическая вторичная нагрузка трансформатора тока

R_2ф= R_приб+ R_пров+ R_к=0,24+0,06+0,1 =0,4 Ом.

7.12 Выбор трансформатора напряжения на шинах 10 кВ

Принимаем трансформатор напряжения типа НТМИ-10 и проверяем

его по напряжению установки

U _уст U_ном кВ

10 = 10 кВ

7.13 Выбор ограничителя перенапряжений 10 кВ

Рисунок 7.13.1 ОПН-КР/TEL 10/11,5 УХЛ

Ограничитель выбираем по напряжению установки

U _уст U_ном кВ

10 = 10 кВ

8. МОНТАЖ ВАКУУМНОГО ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ

Выключатели в стационарном исполнении предназначены для замены маломасляных выключателей типа ВМПЭ-10, ВМГ-133 в любых типах распределительных устройств

Выключатели в виде выкатного элемента устанавливаются в КРУ типа К-104, К-59, КМ-1Ф. По своим присоединительным размерам и схемам управления взаимозаменяемы с выключателями ВК-10, ВКЭ-10.

Рисунок 8.1 - Стационарное исполнение ВБЧЭ 10

Рисунок 8.2 - Габаритно-установочные размеры

Монтаж высоковольтных выключателей.

Вакуумные выключатели обычно поставляются собранными на раме и отрегулированными. Поэтому их монтаж не отнимает много времени и состоит в закреплении рамы на основании, ревизии цилиндров, соединении с приводом и регулировки.

Вакуумные выключатели, расположенные в камерах КСО или шкафах КРУ, регулируют и ревизуют, как правило, на заводе, поэтому на месте монтажа только контролируют их совместную работу с приводом. При монтаже и регулировке предохранители в цепях управления выключателем должны быть сняты.

9. РАСЧЁТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

Распределительные сети 6-220 кВ промышленных предприятий обычно имеют простую конфигурацию и выполняются, как правило, радиальными или магистральными. Силовые трансформаторы подстанций на стороне низшего напряжения обычно работают раздельно. По этому промышленные электросети и электроустановки для своей защиты от повреждений и анормальных режимов в большинстве случаев не требуют сложных устройств релейной защиты. Вместе с тем особенности технологических процессов и связанные с ними условия работы и электрические режимы электроприёмников и распределительных сетей могут предъявлять повышенные требования к быстродействию, чувствительности и селективности устройств релейной защиты, к их взаимодействию с сетевой автоматикой: автоматическим включением резервного питания (АВР), автоматическим повторным включением (АПВ), автоматической частотной разгрузкой (АЧР).

Исходными данными определено произвести расчёт релейной защиты трансформаторов.

Согласно [3] для трансформаторов, устанавливаемых в сетях напряжением 6 кВ и выше, должны предусматриваться устройства релейной защиты от многофазных коротких замыканий в обмотках и на выводах, однофазных коротких замыканий в обмотке и на выводах, присоединённых к сети с глухозаземлённой нейтралью, витковых замыканий в обмотках, токов в обмотках при внешних КЗ и перегрузках, понижений уровня масла в маслонаполненных трансформаторах и в маслонаполненных вводах трансформаторов.

9.1 Защита от повреждений внутри кожуха и от понижений уровня масла

Тип защиты -- газовая, реагирующая на образование газов, сопровождающих повреждение внутри кожуха трансформатора, в отсеке переключателя отпаек устройства регулирования коэффициента трансформации (в отсеке РПН), а также действующая при чрезмерном понижении уровня масла. В качестве реле защиты в основном используются газовые реле. При наличии двух контактов газового реле защита действует в зависимости от интенсивности газообразования на сигнал или на отключение.

Типовыми схемами защиты предусматривается в соответствии с требованиями ПУЭ возможность перевода действия отключающего контакта газового реле (кроме реле отсека РПН) на сигнал и выполнения раздельной сигнализации от сигнального и отключающего контактов реле. Газовое реле отсека РПН должно действовать только на отключение.

При выполнении газовой защиты с действием на отключение принимаются меры для обеспечения надёжного отключения выключателей трансформатора при кратковременном замыкании соответствующего контакта газового реле.

Газовая защита установлена на трансформаторах ГПП и на внутрицеховых трансформаторах мощностью 630 кВА и более. Применяем реле типа РГУЗ-66.

Защита от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, может быть выполнена и с помощью реле давления, а защита от понижения уровня масла -- реле уровня в расширителе трансформатора.

9.2 Защита от повреждений на выводах и от внутренних повреждений трансформатора

Для этой цели будем использовать продольную дифференциальную токовую защиту, действующую без выдержки времени на отключение повреждённого трансформатора от неповреждённой части электрической системы с помощью выключателя. Данная защита осуществляется с применением реле тока, обладающих улучшенной отстройкой от бросков намагничивающего тока, переходных и установившихся токов небаланса. Согласно рекомендациям [3] будем использовать реле с торможением типа ДЗТ-11. Рассматриваемая защита с реле ДЗТ-11 выполняется так, чтобы при внутренних повреждениях трансформатора торможение было минимальным или совсем отсутствовало. Поэтому тормозная обмотка реле обычно подключается к трансформаторам тока, установленным на стороне низшего напряжения трансформатора.

Произведём расчёт продольной дифференциальной токовой защиты трансформаторов ПГВ, выполненной с реле типа ДЗТ-11.

Для этого сначала определим первичные токи для всех сторон защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности:

(9.2.1)

где S_hom -- номинальная мощность защищаемого трансформатора, кВА;

u_{hom.cp --} номинальное напряжение соответствующей стороны, кВ. Ток для высшей стороны напряжения:



для низшей стороны напряжения:

Применяем трансформаторы тока с n_твн⁼50/5 и n_тнн=1000/5. Схемы соединения трансформаторов тока следующие: на высшей стороне Д, на низшей стороне -- Y.

Определим соответствующие вторичные токи в плечах защиты:

(9.2.2)

где К_сх -- коэффициент схемы включения реле защиты, который согласно [3] для ВН равен , для НН - 1.

Тогда с использованием выражения (9.2.2):

Выберем сторону, к трансформаторам тока которой целесообразно присоединить тормозную обмотку реле. В соответствии с [9] на трансформаторах с расщеплённой обмоткой тормозная обмотка включается на сумму токов трансформаторов тока, установленных в цепи каждой из расщеплённой обмоток.

Первичный минимальный ток срабатывания защиты определяется из условия отстройки от броска тока намагничивания:

(9.2.3)

где Котс-1,5 -- коэффициент отстройки.

I_с.₃=1,5·50,2=75,3 А.

Расчётный ток срабатывания реле, приведённый к стороне ВН:

Расчётное число витков рабочей обмотки реле, включаемых в плечо защиты со стороны ВН:

(9.2.4)

где Fcp=100 -- магнитодвижущая сила срабатывания реле, А.

Согласно условию W_bh ? W_BHpacn принимаем число витков W_BH =8, что соответствует минимальному току срабатывания защиты :

Расчётное число витков рабочей обмотки реле, включаемых в плечо защиты со стороны НН:



Принимаем ближайшее к W_HHpacч целое число, то есть W_HH=13.

Определим расчётное число витков тормозной обмотки, включаемых в плечо защиты со стороны НН:

(9.2.6)

где е=0,1 -- относительное значение полной погрешности трансформатора тока;

Дu-- относительная погрешность, обусловленная РПН, принимается равной половине суммарного диапазона регулирования напряжения;

б -- угол наклона касательной к тормозной характеристике реле типа ДЗТ-11, tg a=0,75. Для ТДН-4000/35 Дu=0,16

Согласно стандартного ряда, приведённого в [3], принятое число витков тормозной обмотки для реле ДЗТ-11 w_T=7.

Определим чувствительность защиты при металлическом КЗ в защищаемой зоне, когда торможение отсутствует. Для этого определим ток КЗ между двумя фазами на стороне НН трансформатора:

Коэффициент чувствительности:

(9.2.7)

> 2, что удовлетворяет условиям.

Определим чувствительность защиты при КЗ в защищаемой зоне, когда имеется торможение. Вторичный ток, подводимый к рабочей обмотке реле:

(9.2.8)

Вторичный ток, подводимый к тормозной обмотке:

Рабочая МДС реле:

(9.2.9)

F_раб=70.5·7=493.5А. Тормозная МДС рле:

F_ТОР=I_ТОР·W_ТОР, (9.2.10)

F_ТОР=2,1·7=14,7 A.

По характеристике срабатывания реле, приведённой в [10], графически определяем рабочую МДС срабатывания реле: F_c._p=100 A. Тогда коэффициент чувствительности:

 (9.2.11)

>1,5;что удовлетворяет условиям.

9.3 Защита от токов внешних многофазных КЗ

Защита предназначена для отключения внешних многофазных КЗ при отказе защиты или выключателя смежного повреждённого элемента, а также для выполнения функций ближнего резервирования по отношению к основным защитам трансформатора (дифференциальной и газовой). В качестве защиты трансформатора от токов внешних КЗ используются: 1 токовые защиты шин секций распределительных устройств низшего и среднего напряжений, подключенных к соответствующим выводам трансформатора;

2. максимальная токовая защита с пуском напряжения, устанавливаемая на стороне высшего напряжения защищаемого трансформатора.

Защита, установленная на стороне ВН, выполняется на двухобмоточных трансформаторах с двумя, а на трёхобмоточных с тремя реле тока. Реле присоединяются ко вторичным обмоткам ТТ, соединённым, как правило, в треугольник.

Непосредственное включение реле защиты от токов внешних КЗ в токовые цепи дифференциальной защиты не допускается.

Расчёт МТЗ.

Ток срабатывания защиты МТЗ-1 на стороне НН.

 (9.3.1)

где К_о =1,2--коэффициент отстройки реле;

К_в=0,85--коэффициент возврата реле РТ-40;

К_сз=2,3--коэффициент самозапуска секции шин потерявшей питание;

Ток срабатывания защиты МТЗ-2 на стороне ВН:

(9.3.2)

Ток срабатывания реле на стороне ВН:

(9.3.4)

Коэффициент чувствительности МТЗ-2

(9.3.5)

Ток срабатывания реле МТЗ на стороне НН:

 (9.3.6)

Коэффициент чувствительности защиты в основной зоне:

(9.3.7)

Условие чувствительности выполняется.

Коэффициент чувствительности защиты в резервной зоне:

,

чувствительности защиты в резервной зоне обепечивается.

9.4 Защита от токов внешних замыканий на землю на стороне ВН

Защита предусматривается для трансформаторов с глухим заземлением нейтрали обмотки высшего напряжения при наличии присоединений синхронных электродвигателей в целях резервирования отключения замыканий на землю на шинах питающей подстанции и для ускорения отключения однофазного КЗ в питающей линии выключателями низшего напряжения трансформатора. Реле максимального тока защиты подключается к трансформатору тока, встроенному в нулевой вывод обмотки ВН трансформатора.

9.5 Защита от токов перегрузки

Согласно [3] на трансформаторах 400 кВА и более, подверженных перегрузкам, предусматривается максимальная токовая защита от токов перегрузки с действием на сигнал с выдержкой времени. Устанавливается на каждой части расщеплённой обмотки. Продолжительность срабатывания такой защиты должна быть выбрана примерно на 30% больше продолжительности пуска или самозапуска электродвигателей, получающих питание от защищаемого трансформатора, если эти процессы приводят к его перегрузке.

Расчёт тока срабатывания от перегрузки.

ток срабатывания от перегрузки равен:

(9.5.1)

где k_отс=1,05, для реле РТ-40.

K_в=0,85, коэффициент возврата реле РТ-40

ток срабатывания реле равен:

(9.5.2)

10. ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА

При проектировании систем электроснабжения сельских районов и в процессе их эксплуатации постоянно решают задачи выбора наиболее целесообразного варианта, т.е. с лучшими технико-экономическими показателями. К таким задачам относят выбор сечений проводов, мощностей трансформаторов подстанций, оптимального варианта развития сетей, мероприятий по снижению потерь электрической энергии, повышению надежности электроснабжения.

В данном проекте рассчитываются экономические показатели строительства подстанции «Колмаково» напряжением на 35/10 кВ с дмумя трансформаторами.

10.1 Общие положения

В связи с переходом отдельных производственных площадок из 3 категории во 2, а порой и в 1 возврасла необходимость в более качественном и надежном электроснабжении. На данном этапе работы подстанция 35/10 кВ «Колмаково» перегружена в результате чего возникла необходимость в её реконструкции. В результате реконструкции подстанции возрастает надежность электрооборудования, а увеличение мощности подстанции дает перспективы предприятиям дальнейшему росту и развитию.

При определении капитальных вложений учитывают следующие составляющие:

К= К_см+ К_об+ К_пр+ К_обор (10.1)

где: К_см- капитальные вложения на строительно-монтажные работы;

К_об- стоимость оборудования, транспортных средств, инвентаря;

К_пр- затраты на проектно-изыскательские и подготовительные работы;

К_обор- затраты на создание оборотных средств;

В связи с тем, что на нашем этапе, то есть на этапе дипломного проектирования, все составляющие данного уравнения предусмотреть очень сложно, поэтому мы затраты на проектно-изыскательские и подготовительные работы примем в размере 5 % от стоимости оборудования, а затраты на создание оборотных средств не будем учитывать вовсе.

Методика комплексной оценки эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса, рекомендует при выборе оптимального варианта кроме приведенных затрат учитывать также сопутствующие экономические эффекты, в качестве которых можно принимать ущербы от снижения надежности электроснабжения и качества электроэнергии, расход металла, удобство эксплуатации, экологические и социальные факторы. Во многих случаях указанные факторы по своей значимости не уступают основным экономическим показателям. Так, например, такие показатели, как качество электрической энергии и надежность электроснабжения, даже находясь в допустимых нормативных границах, все же для различных вариантов неодинаковы.

Величина ущерба от перерыва электроснабжения рассчитывается в двух случаях:

1. При разработке специальных технических и организационных мероприятий по повышению надежности электроснабжения потребителей.

2. При технико-экономическом сравнении вариантов схем электроснабжения с различной степенью надежности.

При возникновении аварии или других критических ситуаций на ПС ее потребители смогут получать электроэнергию от подстанции «Минусинская-Городская», поэтому при технико-экономическом обосновании реконструкции подстанции принимаем, что степень надежности остается неизменной. Для упрощения расчетов годовых приведенных затрат ущербом от перерыва в электроснабжении пренебрегаем.

10.2 Расчет капитальных затрат на строительство подстанции

Расчет капитальных затрат на строительство подстанции проводится по формуле (10.1).

Капитальные затраты на строительство подстанции складываются из затрат:

- демонтаж старого оборудования;

- приобретение и монтаж силовых трансформаторов;

- приобретение и монтаж электрической аппаратуры подстанции

Стоимость оборудования и затраты на монтажные работы должны определяться согласно локальной сметы, с учетом действующего уровня цен. В локальной смете необходимо учесть не только основное дорогостоящее техническое оборудование как: масляные и вакуумные выключатели, разъединители, трансформаторы и прочее, но и мелки расходные материалы как болты, гайки и др., что также достаточно сложно сделать на данном этапе, поэтому примем стоимость оборудования приблизительно, равной шести миллионам рублей.

Смета на реконструкцию подстанции 35/10 кВ «Колмаково».

		На приобретение и монтаж электрооборудования для реконстукции системы электроснабжения
		Подстанция Колмаково
									Сметная стоимость всего:		3418065	руб.
									в том числе: оборудования:		3136810	руб.
									демонтажных и монтажных работ:	281255	руб.
	Шифр и	Наименование и характе-				Стоимость единицы.		Общая стоимость
№	номер	ристика оборудования	Еди-				Монтажные работы			Монтажные работы
	позиции	и монтажных работ.	ницы	Кол-			в том числе					в том числе
	прейску-		изме-	во.	Обору-	всего		эксплуатация машин	Обору-	всего		эксплуатация машин
	ранта и		рения		дования		з/пл	всего	в т.ч.	дования		з/пл	всего	в т.ч.
	ценника								зарплата					зарплата
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
		1 Материалы и оборудование на стороне 35 кВ
1		Трансформатор силовой ТМ-4000/35	узел	2	747900					1495800
2		Масляный выключатель ВТ-35-630	узел	2	73550					147100
3		Разъеденитель РНДЗ-2-35-1000	узел	6	28645					171870
4		Ограничитель перенапряжения
		ОПН-У-35/40,5	узел	2	14500					29000
		2 Монтажные работы на стороне 35 кВ
		Демонтаж трансформатора 1000 кВА	шт.	1		15678	3174	2826	917		31355	6348	5652	1835
5		Монтаж силового трансформатор
		ТМ-4000/35	узел	2		31355	6348	5652	1835		62710	12697	11303	3670
6		Монтаж масляного выключателя
		ВТ-35-630	узел	2		13123	1974	3019	898		26245	3948	6039	1796
7		Монтаж разъеденителя РНДЗ-2-35-1000	узел	6		4916	1084	1219	523		29497	6503	7316	3136
8		Монтаж ограничитель перенапряже-
		ния ОПН-У-35/40,5	узел	2		1974	550	1030	356		3948	1099	2059	712
		Демонтаж разрядников	комп.	2		987	275	515	178		1974	550	1030	356

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
		3 Материалы и оборудование на стороне 10 кВ
9		Распредеительное устройство 10 кВ для
		двухтрансформаторной подстанции на
		заглубленном фундаменте с односторонней
		укладкой плит УБК	комп.	1	714587					714587
10		Ограничитель перенапряжения
		ОПН-КР/TEL-10/11,5	узел	2	11690					23380
		4 Монтажные работы на стороне 10 кВ
11		Монтаж распредеительного устройства
		10 кВ для двухтрансформаторной
		подстанции на заглубленном фундаменте с
		односторонней укладкой плит УБК	комп.	1		40646	11148	7432	2563		40646	11148	7432	2563
12		Монтаж ограничитель перенапряже-
		ния ОПН-КР/TEL-10/11,5	узел	2		1974	550	1030	356		3948	1099	2059	712
		Демонтаж разрядников	комп.	2		987	275	515	178		1974	550	1030	356
		Итого оборудования и материал.								2581737
		Итого монтажных работ									200324	43394	42891	14779
		Начисления на зарплату									60097	13018		4434
		Транспортные расходы								322717
		Итого прямых затрат								2904454	260422	56412	42891	19213
		Накладные расходы										49079		16716
		Всего прямых и накладных затрат								2904454	260422	105491	42891	35929
		Плановые накопления								232356	20834	8439	3431	2874
		Итого сметная стоимость								3136810	281255	113930	46322	38803

10.3 Методика определения годовых эксплуатационных затрат в сетях электроснабжения

К годовым эксплуатационным издержкам относятся расходы, связанные с поддержанием электрических сетей в нормальном техническом состоянии, а также годовая стоимость износа и затраты на компенсацию потерь электрической энергии в элементах сети.

Годовые эксплуатационные отчисления определяются:

, (10.2)

где И_АМ - амортизационные отчисления, тыс. руб/год;

И_Т.Р.ОБС - затраты на текущий ремонт и обслуживание, тыс. руб/год;

И_ПОТ - затраты на компенсацию потерь электроэнергии, тыс. руб/год;

Величина амортизационных отчислений по элементам сети - подстанциям определяется:

, (10.3)

где - годовые амортизационные

отчисления по ТП, тыс. руб / год;

- капиталовложения в ТП, тыс. руб;

- норма амортизационных отчислений по подстанциям, %;

Издержки на обслуживание электрических сетей включают в себя стоимость израсходованного сырья и других материальных средств, заработную плату обслуживающего персонала, расходы на текущий ремонт и техническое обслуживание. Эти издержки определяются по элементам сети:

, (10.4)

где - норма на текущий ремонт и обслуживание ТП, %;

Нормы амортизации и нормы на текущий ремонт и обслуживание элементов сети приведены в таблице10.1.

Таблица 10.1 - Нормы амортизации и нормы на текущий ремонт и обслуживание элементов электрических сетей[14]

Наименование элементов	Нормы амортизации , %	Нормы на текущий ремонт и обслуживание амортизации , %
Силовое электротехническое оборудование и распределительные устройства подстанций напряжением 110, 35, 10 кВ	4,4	4,0

тыс. руб/год;

тыс. руб/год;

Затраты на компенсацию потерь электроэнергии определяются:

, (10.5)

где C - тариф на электрическую энергию, С = 1,04 руб/(кВт ·ч);

ДW - суммарные потери электроэнергии в трансформаторе подстанции 35/10 кВ «Колмаково», кВт ·ч;

Потери энергии в трансформаторе определяются:

ДW_тр= 8760ЧДP_хх+ДP_кзЧ Чф, кВт ч (10.6)

где ДP_хх, ДP_кз- потери холостого хода и короткого замыкания трансформатора ТМ 4000/35 взяты из справочника Б.Н.Неклепаева ;

S_маx- максимальная полная мощность, передаваемая через один трансформатор в течение года, кВА

S_н- номинальная мощность трансформатора, кВА

ДW_тр=8760Ч5,6+33,5ЧЧ2500=123593 кВт ч

И_пот=1,04Ч123593=128,536 тыс.руб./ год

Годовые эксплуатационные издержки составляют:

тыс. руб.

На основе технических данных проектируемой подстанции и расчетов экономических показателей составляем итоговую таблицу технико - экономических показателей.

Таблица10.2 - Технико - экономические показатели проектируемой подстанции 35/10 кВ «Колмаково»

Наименование показателя	Значение
1	2
Количество и мощность трансформаторов, шт*кВ·А	2х4000
Капиталовложения в подстанцию, тыс. руб:	3418,065
Годовые эксплуатационные расходы, тыс. руб/год: в т.ч. на амортизацию: на техническое обслуживание и ремонт: на компенсацию потерь электроэнергии:	415,65 150,39 136,72 128,536

10.4 Организованная структура районных электрических сетей (РЭС)

Управление техническим обслуживанием и ремонтом сетей 0,4-20 кВ сосредоточено в РЭС, которые считаются производственными подразделениями ПЭС. Совпадение границ РЭС с административными границами районов облегчает взаимодействие организаций с органами управления сельским хозяйством района. Для выполнения оперативного обслуживания и ремонтов в РЭС создаются ремонтно-эксплуатационные участки и специализированные бригады.

Рисунок 2.1 - Варианты организации структур ЭТС

Организационные структуры РЭС устанавливаются ПЭС в зависимости от специализации персонала и местных условий. На рис. 6.4 приведены две организационные структуры РЭС. В первом случае оперативное и эксплуатационное обслуживание сетей 0,4-10 кВ и подстанций 35-110 кВ осуществляется персоналом участков РЭС. На участках предусмотрено выполнение капитальных ремонтов ВЛ 0,4-10 кВ. Во втором случае в РЭС централизованы оперативно-эксплуатационное обслуживание подстанций 35-110 кВ, капитальный ремонт сетей 0,4-10 кВ, а оперативное и эксплуатационное обслуживание этих сетей выполняется выездными бригадами. В РЭС сконцентрированы бригады по комплексному ремонту трансформаторных подстанций, профилактическим испытаниям оборудования, защитных средств. В рамках участков, как правило, проводятся эксплуатационные работы на ВЛ и ТП 0,4-20 кВ.

Техническое и организационное руководство районами в части ремонтов и эксплуатационных работ принимает на себя служба РЭС, признанная структурным производственным подразделением

ПЭС. Службе вменяется в обязанность проведение множества мероприятий:

- планирование совместно с РЭС сроков капитальных ремонтов и эксплуатационных работ;

- анализ надежности работы сетей, разработка совместно с

РЭС противоаварийных мероприятий и контроль за их исполнением;

- составление и корректировка местных инструкций по ремонту и эксплуатации ВЛ 0,4-20 кВ и ТП;

- контроль за соблюдением правил техники безопасности, расследование на месте причин несчастных случаев;

- составление сводных заявок на инструмент, механизмы и машины, материалы и оборудование, а также формирование их резервного запаса.

10.5 Планирование мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту электрических сетей

В процессе эксплуатации элементы оборудования и ЛЭП изменяют свои свойства сообразно--времени работы, нагрузкам и среде, в которой востребовано упомянутое оборудование. При этом утрачиваются прочность, способность противостоять воздействующим нагрузкам, вследствие чего многократно возрастает опасность отказа. На время эксплуатации рекомендуется разработать перечень мероприятий по обеспечению работоспособности объектов, как-то:

- определение рациональных правил, объемов и сроков проведения предупредительных работ;

- выполнение расчетов расхода и запасов материальных ресурсов (оборудования, запасных частей и материалов), востребуемых для проведения ремонтов, разработка способов снижения расходов и запаса ресурсов;

- выявление оптимальной численности работников для технического обслуживания и ремонтов, рациональной организации управления действиями персонала.

Организация и последовательность проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту установлены комплексом положений и норм, зафиксированных в Правилах технической эксплуатации (ПТЭ). Упомянутый комплекс норм и положений формирует систему технического обслуживания, направленную на обеспечение предусмотренных технической документацией качества и надежности изделий. В ПТЭ система технического обслуживания электроустановок определена как система планово-предупредительного ремонта (ППР), имеющая целью предупреждение недопустимого снижения прочности и своевременную замену дефектных элементов. Система ППР предусматривает проведение плановых и внеплановых ремонтов и мер по обслуживанию элементов.

Система ППР предполагает, что элемент имеет один или более параметров §((-), которые прогнозируют отказ в момент достижения упомянутыми параметрами граничного значения §гр. Причем означенные параметры реально контролировать путем измерения, осмотра или иным способом. В качестве контролируемых параметров привлекаются внутренние характеристики элементов, как-то: износ, коррозия металла, загнивание древесины, величина раскрытия трещин в железобетоне, электрическое сопротивление контактов и изоляции и т.д., а также показатель наработки, возраст, измеряемые в годах, часах и др.

10.6 Организация оперативно-эксплуатационного обслуживания электрических сетей

Под оперативным обслуживанием электросетей понимают проведение совокупности мер:

- ликвидацию перерывов электроснабжения потребителей и других нарушений режима работы путем переключений в схеме сети;

- проведение доступных нетрудоемких ремонтов; выполнение плановых переключений для подготовки рабочих мест по заявкам ремонтных или других подразделений ПЭС;

- осуществление в экстренных случаях допуска к работе и надзора за безопасным ведением работ.

Оперативное обслуживание подстанций 35 кВ и выше осуществляется круглосуточно дежурными сменами в составе двух или, при наличии стационарных заземляющих ножей, одного дежурного. На опорных подстанциях, где размещены диспетчерские пункты ПЭС, районов или групп подстанций, оперативное обслуживание осуществляется дислоцированным на них дежурным персоналом. С опорных подстанций осуществляется также контроль за состоянием подстанций без постоянного дежурного персонала. Опорных подстанций в электросети обычно 10-15% от общего их числа.

На подстанциях, расположенных в труднодоступных местах или на значительном расстоянии от диспетчерских пунктов, предусматривается дежурство работника на дому. Подстанции, расположенные в районах с цивилизованной сетью дорог и оборудованные аварийно-предупредительной телесигнализацией, обслуживаются выездными оперативными бригадами (ОВБ). В качестве базовой опорной подстанции выбирается подстанция, расположенная при РПБ, с теплым гаражом в центре обслуживаемой зоны. ОВБ оснащается автомашиной, радиостанцией, необходимыми инструментами и нормативно-справочной документацией по схемам подстанций и зонам работы радиостанции. Оперативное руководство ОВБ осуществляет диспетчер ПЭС или РЭС, а административное и техническое - начальник группы подстанций.

Оперативное обслуживание сетей 0,4~20 кВ в целом организуется так же, как и подстанций 35 кВ и выше. При организации оперативного обслуживания электросетей следует учитывать:

- плотность электросетей, состояние связи, дорог и обеспеченность соответствующим транспортом;

- ожидаемое количество аварийных и плановых выездов в приемлемом радиусе обслуживания;

- возможности оперативного персонала изучить схемы сетей, трассы линий, расположение обслуживаемых объектов и основных потребителей электроэнергии.

Оперативное обслуживание призвано обеспечить требования норм к допустимым длительностям перерывом электроснабжения потребителей.

Оперативные работы выполняются оперативными (ОВБ) или оперативно-эксплуатационными (ОЭВБ) выездными бригадами. ОВБ специализированы на оперативной работе, а ОЭВБ наряду с оперативными выполняют и другие работы на закрепленном участке. К таким работам относятся: участие в работах бригад централизованного ремонта, согласование отключений с потребителями, осмотры сетей, взятие проб и доливка масла в трансформаторы, надзор за работами и т.д.

Управление оперативной работой в целом осуществляется диспетчерскими службами, а непосредственное управление - дежурными диспетчерами. Круглосуточное оперативно-диспетчерское управление работой электростанций и электросетей имеет целью обеспечить удовлетворение потребителей электроэнергией установленного нормами качества при максимально возможной экономичности работы энергосистемы.

11. БЕЗОПАСНОСТЬ ПРОЕКТА

Общие сведения.

Охрана труда - это система законодательных, социально -экономических, технических, гигиенических и лечебно - профилактических мероприятий и средств, обеспечивающих безопасность и сохранение здоровья трудящихся в процессе труда, их право на труд и отдых.

Охрана труда ставит своей целью снижение производственного травматизма, профессиональной заболеваемости рабочих, служащих путем создания здоровых и безопасных условий труда. Для достижения этой цели государство разработало и утвердило законодательство об охране труда.

11.1 Анализ условий труда и характеристика объекта

Понизительная подстанция “Колмаково” напряжением 35/10 кВ расположена в Знаменском районе на северной окраине села Колмаково. Подстанция расположена в районе, где средняя температура воздуха самой холодной пятидневки составляла -40С, климат умеренный. Максимальная температура воздуха летом +40С, а минимальная зимой -50⁰С. Среднегодовая температура составила 0⁰С. Загрязнённость атмосферы имеет вторую степень, так же второй район по гололёду и третий район по ветру. Снеговой покров достигает 0,39 м. Что касается грунта, то это супесь твёрдая без грунтовых вод, с глубиной промерзания 2,0 м. Сейсмическая устойчивость равна шести баллам. Подстанция находится в районе с годовой интенсивностью грозовой деятельности равной 40-60 часов.

Таблица 11.1 Характеристика условий труда на объекте. [16]

Наименование помещения	Санитарный класс помещения	Класс взрывоопасно-сти по ПУЭ	Категория производства по пожарной опасности	Класс помещения по опасности поражения электрическим током по ПУЭ
1	2	3	5	6
Трансфор- маторная п/ст 35/10 кВ		В-Iг	П-I I I	Открытая электро-установка относится к особоопасным помещениям

Анализ опасностей (опасных и вредных факторов) на объекте до и после внедрения проектных решений.

Горение и взрыв возникают либо вынужденно от искры, либо в результате воспламенения горючей смеси, а также нагрева изоляции, деталей аппаратов, а также токоведущих контактов.

Результаты анализа опасных веществ, находящихся на подстанции, представлены в таблице11.2

Таблица 11.2 Характеристика опасных веществ

Наименова- ние вещества	Агрегатное состояние	Характерисуноктика воздействия на организм человека	ПДК, Мг/м3	Класс опасности по ГОСТ 12.1.005-86
1	2	3	4	5
Масло трансформаторное	Жидкое	Токсичное	5	Б

Результаты анализа свойств пожароопасных веществ, находящихся на подстанции, представлены в таблице 11.3

Таблица 11.3 Свойства пожароопасных веществ

Наимено- вание вещества	Агре- гатное состо- яние	Плот- ность, г/м3	Температура, °С	Пределы вос- пламенения, °С	НКПВ, г/м3
			воспламенение	самовос-пламенение	ниж- ний	верх- ний
1	2	3	4	5	6	7	8
Масло трансфор- маторное	Жидкое	0,7	250	300	422	563	-

В процессе проведения практических исследований на месте выявлен ряд мер по предотвращению возникновения пожара, а также поражения электрическим током:

1 Для защиты персонала от поражения током при повреждении изоляции применены следующие защитные средства:

-заземление металлоконструкций, нормально не находящихся под напряжением

-выравнивание потенциалов

-защита от выноса потенциала

-для питания ламп переносного и местного значения предусмотрены розетки напряжением 12 В.

2 Мероприятия по взрывопожаробезопасности:

Подстанция укомплектована противопожарными средствами защиты (огнетушители ОУ-5); электрозащитными средствами которые регулярно испытываются в специализированной лаборатории, так же регулярно проводятся выездными бригадами испытания изоляции и заземления.

Один раз в квартал проводятся противоаварийные и противопожарные тренировки. Дежурный электромонтёр обеспечивается 1 раз в 2 года спец. одеждой (выдана в июне 2001 г.).

Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждении трансформаторов выполняется сеть маслопроводов со сбросом масла в открытый бетонный маслоуловитель, расчитаный на задержания полного объёма масла одного трансформатора. Маслоотводы выполняются из асбестоцементных труб диаметром 150 мм и длинной 23 м. Кроме этого предусмотрено ещё ряд мер:

-установка железобетонных опор на вводах и железобетонных плит.

-молниезащита

-газовая защита трансформаторов

-пожарный инвентарь и прочие средства пожаротушения

Тушение пожара предусматривается выездом аварийных бригад Каратузского РЭС и местной пожарной бригады, расположенной в селе Колмаково.

Для вызова пожарной бригады используется телефонный выход на сеть минсвязь.

11.2 Меры безопасности, учтенные при проектировании п/ст.

С охраной труда тесно связана молниезащита, потому что от прямого удара молнии возникают пожары на производстве и в быту, которые угрожают не только материальным ценностям, но и жизни людей.

От знания, понимания и правильного выполнения инженерами - электриками требований электробезопасности при проектировании, монтаже, эксплуатации электроустановок зависит безопасность всех лиц, пользующихся этими электроустановками.

Приняты проектные решения в соответствии с нормами и правилами, инструкциями и государственными стандартами, включая правила безопасности при эксплуатации при эксплуатации электропроводок и правила взрывопожаробезопасности, требования которых учитывают условия безопасности труда предупреждение травматизма, профессиональных заболеваний, такие как:

11.2.1 Защита от прямых ударов молнии [3]

Молниезащитой называется комплекс различного рода мероприятий и средств, для их осуществления, обеспечивающих безопасность людей, сохранность зданий и сооружений, оборудования и материалов от прямых ударов молнии, электромагнитной и электростатической индукции, а также от заноса высоких потенциалов через металлические конструкции и коммуникации.

Прямой удар молнии очень опасен для людей, зданий и сооружений в следствии посредственного контакта канала молнии с поражаемыми объектами. Убытки только от пожаров и взрывов, вызванных этим явлением, в ряде случаев колоссальные. Прямой удар молнии также может производить сильные механические разрушения, приводя в негодность чаще всего дымовые трубы, мачты, вышки, а иногда и стены зданий. Вместе с тем расчеты показывают, что затраты на осуществление молниезащитных мероприятий приблизительно в 1,5 раза меньше стоимости сгоревших за пять лет зданий и сооружений.

Защитное действие молниеотвода основано на свойстве молнии, поражать наиболее высокие и хорошо заземленные металлические сооружения. Благодаря этому свойству более низкое по высоте защищаемое здание практически не поражается молнией, если оно входит в зону защиты молниеотвода. Зоной защиты молниеотвода называется часть пространства, примыкающая к нему и с достаточной степенью надежности (не менее 95 %) обеспечивающая защиту сооружений от прямых ударов молнии. Наиболее часто для защиты зданий и сооружений применяют стержневые молниеотводы. Молниеприемник стержневого молниеотвода представляет собой вертикально расположенный стальной стержень любого профиля длиной 2-15 м и площадью поперечного сечения не менее 100 мм², укрепленный на опоре, расположенной, как правило, не ближе 5 м от защищаемого объекта. Молниеприемник соединяют с заземлителем токоотводом, выполненным из стальной проволоки диаметром не менее 6 мм, а в случае прокладки токоотвода в земле -- не менее 10 мм.

Для защиты открытых распределительных устройств и подстанций от прямых ударов молнии применяются стержневые молниеотводы.

Защитные свойства стержневого молниеотвода характеризуется зоной защиты, под которой понимают пространство вокруг молниеотвода, где поражение защищаемого объекта атмосферным разрядом маловероятно.

Определяем высоту молниеотвода

r_x = 1,6h(h-h_x/h+h_x),где

r_x-расстояние до объекта от молниеотвода, м

r_x=22м

h_x-высота защищаемого объекта, м

h_x=4м

Молниеотвод предполагается установить на концевой опоре ВЛ-35 кВ

22 = 1,6h(h-4/h+4),откуда

22h+88=1,6h²-6,4h

Преобразуем это выражение в квадратное уравнение:

1,6h²-28,4h-88=0

Решая квадратное уравнение, находим h

h=b+b²+4ac/2a

h=28,4+28,4²+4*1,6*88/2*1,6=28,4+37/3,2=20,5 м

Принимаем молниеотвод высотой 20 метров

Определяем наибольший радиус защиты

r_x=k_x*h_a,где

k_x-коэффициент защиты, предельное значение при высоте молниеотвода меньше 30м k_x=1,6

h_a-активная высота молниеотвода, м

h_a=h-h_х,где

h-высота молниеотвода, м

h_х- высота защищаемого объекта, м

h_a=20 - 4 =16 м

r_x = 1,6 * 16 = 25,6 м

Следовательно, распредустройство находящееся на расстоянии 22м от молниеотвода высотой 20 м входит в зону его защиты.

Рисунок 11.1 - Защитная зона одиночного стержневого молниеотвода, где h-полная высота молниеотвода, h_x-высота защищаемого объекта, h_a-активная высота молниеотвода, r_x-радиус защиты молниеотвода, -защитный угол молниеотвода

11.2.2 Защитное заземление

Защитным заземлением называют преднамеренное электрическое соединение с землей или ее эквивалентом металлических нетоковедущих частей электроустановок, которые могут оказаться, под напряжением. Заземляют все электроустановки, работающие при номинальном напряжении переменного тока более 50 В, постоянного и выпрямленного тока более 120 В (кроме светильников, подвешенных в помещениях без повышенной опасности поражения электрическим током на высоте, более 2 м при условии изоляции крючка для подвески светильника пластмассовой трубкой).

Область применения защитного заземления: сети напряжением до 1000В --трехфазные трехпроводные с изолированной нейтралью, однофазные двухпроводные, изолированные от земли, а также двухпроводные постоянного тока с изолированной средней точкой обмоток источника тока; сети переменного и постоянного тока с любым режимом нейтральной или средней точки обмоток источников тока напряжением свыше 1000 В. Заземляющее устройство состоит из заземлителя и проводника, соединяющего металлические части электроустановок с заземлителем. В качестве искусственных заземлителей применяют заглубляемые в землю стальные трубы, уголки, штыри или полосы; естественных -- уложенные в земле водопроводные или канализационные трубы, кабели с металлической оболочкой (кроме алюминиевой), обсадные трубы артезианских колодцев и т.п. Принцип действия защитного заземления заключается в снижении до безопасных значений напряжений прикосновения и шага в случае появления электрического потенциала вследствие замыкания тока на металлические корпуса электрооборудования, разряда молнии или других причин. Так как сопротивление тела человека значительно больше сопротивления заземляющего устройства, то сила тока, протекающего через человека, оказывается намного меньшей, чем сила тока, стекающего на землю через заземлитель. Однако в этом случае полностью опасность поражения током не исключают, что относят к первому недостатку защитного заземления.

Второй недостаток -- значительное увеличение опасности поражения током при обрыве в цепи заземляющего устройства или ослаблении крепления заземляющего проводника. Третий недостаток проявляется в трехфазных сетях с изолированной нейтралью при хорошем состоянии изоляции двух фаз электроустановки и пробое изоляции третьей. В этом случае напряжение первых двух фаз относительно земли возрастает с фазного до линейного, что может вызвать повреждение изоляции в другой электроустановке со своим защитным заземлением. Возникает большой ток замыкания на землю, близкий по значению к току короткого замыкания двух фаз. Напряжение на корпусах обеих электроустановок зависит от линейного напряжения и приводит к появлению опасности поражения током даже при нормативных значениях сопротивления заземляющих устройств.

Каждую электроустановку следует присоединять к заземляющей магистрали отдельным проводником. Последовательное соединение заземляемых частей не допускается. Соединения должны быть надежными, обычно их выполняют сваркой или с помощью болтов...