Реконструкция электроснабжения западной части города Канска

 

Реферат


Дипломный проект на тему «Реконструкция электроснабжения западной части города Канска». В дипломном проекте рассматривался вопрос о выборе варианта реконструкции системы электроснабжения западной части города Канска. Проект выполнен по заказу МУП «КЭС» с соблюдением обязательных предъявляемых требований.

Введение

электроснабжение город нагрузка

Среди многочисленных отраслей народного хозяйства энергетика занимает ведущее положение.

Электроэнергия применяется во всех отраслях народного хозяйства. При этом уровне роста развития электрификации в общем виде отражается достигнутый технико-экономический потенциал любой страны.

Электроэнергетика является неотъемлемой частью промышленности, транспорта, сельского хозяйства, коммунального хозяйства населённых пунктов.

Главная задача энергетики - более полное удовлетворение потребностей народного хозяйства, повышение жизненного уровня населения. Это достигается путём повышения качества электроснабжения потребителей. Использование электроэнергии обуславливает существенное повышение производительности труда и является основой создания автоматизированных систем в разработке новых процессов и производств.

Существенное влияние на увеличение экономичности строительства и эксплуатации жилищно-коммунального хозяйства имеет выбор рациональных схем и методов электроснабжения. Широко применяются современные системы автоматики, а также простые и надёжные устройства защиты отдельных элементов электроснабжения. Всё это обеспечивает необходимое рациональное и экономное расходование электроэнергии во всех отраслях народного хозяйства.

Совершенствование систем электроснабжения и повышение уровня электрификации коммунальных , торговых и общественных предприятий и учреждений, наряду с электрификацией домашнего хозяйства имеет существенное значение в уменьшении затрат труда на обслуживание и самообслуживание населения, а также для улучшения состояния жилых помещений в плане санитарно-технических требований, оздоровления воздушных бассейнов населённых пунктов.

Совершенствование электроснабжения западной части города заключается в замене традиционных воздушных линий электропередачи с неизолированными проводами 0.38 кВ на линии с самонесущими изолированными проводами, что необходимо для увеличения надёжности, пропускной способности линий и снижения потерь электроэнергии. А также в замене старой схемы электроснабжения новой, более простой и современной.

1.Анализ существующей схемы электроснабжения


С застройкой частного сектора западной части г.Канска в 1950 - 60 годы была разработана схема электроснабжения посёлка и построена электрическая сеть обеспечивающая всех потребителей с перспективой до 1000 дворов. В основе расчётов при выборе мощности и количества силовых трансформаторов 6 / 0.4 кВ, сечения проводов и протяжённости линий 0.4 кВ,

Сечения кабелей и проводов ЛЭП 6 кВ, брался единичный потребитель с бытовой нагрузкой 2 кВт. И действительно в шестидесятые годы при печном отоплении и пищеприготовлении норма в 2 кВт с запасом покрывала осветительную нагрузку дома, утюг и редкий телевизор.

Построенная в шестидесятые годы электрическая сеть, состоящая из пяти КТП с трансформаторами 250 - 400 кВА, как основа существует и сегодня. Локальные реконструкции сводились к увеличению трансформаторной мощности на трансформаторных подстанциях до 400 кВА. Установки дополнительных КТП с частичным перераспределением нагрузки по сетям 0.4 кВ

В настоящее время западная часть г.Канска запитывается по двум кабельно-воздушным линиям 6 кВ от распределительного устройства 6 кВ подстанции «Городская». Существующая схема электроснабжения приведена на листе (1).

Всего в западной части установлено восемь комплектных трансформаторных подстанций (КТП) - 6/0.4 кВ тупикового типа с трансформаторами мощностью от 250 до 400 кВА.

Сети 0.38 кВ выполнены воздушными линиями, сечение проводов выполнено проводом А35 ¸ А 50, средняя длинна линии равна 400-500 метров.

Последние годы этот район интенсивно развивается, строятся новые коттеджи, расстраиваются старые дома, часть домов переходит с печного на электрообогрев. Появляется большое количество новой мощной бытовой техники. Соответственно резко увеличивается количество потребляемой электроэнергии.

В связи с резким увеличением потребления электроэнергии существующие сечения проводов не проходят ни по потерям напряжения, ни на отключение токов однофазного короткого замыкания, а мощности КТП не соответствуют нагрузкам.

Поэтому необходимо полностью пересмотреть схему электроснабжения западной части г.Канска.

2.Определение нагрузок на вводах к потребителям


.1 Определение электрической мощности для электрокотельных устанавливаемых в индивидуальных жилых домах


В связи с переходом части домов с печного на электроотопление и установкой индивидуальных электрокотельных требуется запроектировать нагрузки на электроотопление.

При отоплении жилых и общественных зданий и сооружений тепло расходуется на возмещение теплопотерь через строительные здания и ограждения, а также теплопотерь, вызываемых инфильтрацией (проникновением) наружного воздуха через не плотности в конструкциях и периодически открываемых дверях.

Теплопотери зданий принимают по типовым или индивидуальным проектам зданий, проектам систем отопления. [30].

Потребность в теплоте за планируемый период в этих случаях определяется по формуле [39].


(2.1).


Где: - потребность в теплоте на отопление за планируемый период ГДж (Гкал). - расчётная проектная часовая нагрузка на отопление здания при расчётной температуре наружного воздуха для данной местности МВт (Гкал/ч). - усреднённая расчётная температура внутреннего воздуха отапливаемых помещений, . - средняя температура наружного воздуха за планируемый период, . - расчётная температура наружного воздуха для проектирования отопления, . t - продолжительность работы системы отопления за планируемый период. 24- сутки, число часов работы централизованного отопления в сутки.


Для жилых и общественных зданий расположенных в местностях с ниже -31, принимают равной 20 . [30].

При отсутствии проектных данных расчётную часовую нагрузку на отопление вычисляют по формуле укрупнённых расчётов : [39].


ккал/ч (2.2).


Где: - полный строительный объём здания, . - удельная отопительная характеристика здания ккал/(м *ч*) [табл.2,лит6] . - поправочный коэффициент [табл3,лит6].

Так как проектные данные отсутствуют, обобщённо делим существующие дома на две группы: 1-я - одноэтажные с = 200 ; 2-я - двухэтажные (коттеджи), с = 400 .


) ккал/ч;

) ккал/ч;


Где: Q - расчётная часовая нагрузка на отопление для домов первой группы.

Q - расчётная часовая нагрузка на отопление для домов второй группы.

Электрическая мощность электрокотельной определяется по формуле:


; (2.3).

Где: - КПД электрокотельной, принимаемый равным 0.95.

кВт = 860 ккал/ч.


) кВт;

) кВт;


Где: Р- Электрическая мощность электрокотельной для домов первой группы.

Р- Электрическая мощность электрокотельной для домов второй группы.


2.2Определение нагрузки на вводе в жилой дом


Жилым домом при расчёте нагрузок считается одноквартирный дом или квартира в многоквартирном доме, имеющие отдельный счётчик электроэнергии.

Расчётную нагрузку для жилого дома или квартиры в многоквартирном доме определяют в зависимости от годового потребления электроэнергии. Методикой Горэнергопроекта установлено двадцать типовых вариантов нагрузок для этой группы потребителей.

Большинство домов данного района города это одноквартирные одноэтажные дома с электрическими плитами и печным отоплением общей площадью до двухсот кубических метров. Для них по [37] выбираем удельную расчётную электрическую нагрузку Рр = 7 кВт.

Часть таких домов перешло на электроотопление. Для них к расчётной нагрузке прибавляется нагрузка на электроотопление, равная для дома такого типа Р= 11 кВт (см.п. 2.1).

Р = Рр + Р (2.4). Р = 7 + 11 = 18 кВт.


Также в этом районе есть дома повышенной комфортабельности (коттеджи), с электроплитами площадью до 400 м. Для них по [37] выбираем удельную расчётную электрическую нагрузку Рр = 10.5 кВт. Прибавляем нагрузку на электроотопление , равную для дома такого типа Р= 19.5 кВт (см.п. 2.1).


Р = Рр + Р (2.4).

Р = 10.5 + 19.5 = 30 кВт.

3. Расчёт электрических нагрузок в сетях 0.38 кВ


Проектируемая схема электроснабжения представлена на листе 4 графической части проекта.

Трассы проектируемых линий намечались намеренно на плане данного района города с существующими линиями, нанесенными при обследовании города методом визуального трассирования.

Расчёт электрических нагрузок производится суммированием нагрузок на вводе или на участках сети с учётом коэффициентов одновремённости отдельно для дневного и вечернего максимумов нагрузки.

Расчётная вечерняя и дневная нагрузки на участке линии или на шинах трансформаторной подстанции находятся по формуле:


Рд=Ко*åРдj,кВт. (3.1)

Рв=Ко*åРвj,кВт. (3.2) [10]


Где:

Ко - коэффициент одновременности, который принимается в зависимости от уровня напряжения сети по таблицам 4.1-4.3[10].

Рдj,Рвj - дневной и вечерний максимумы нагрузок j го потребителя или j го участка сети.


Если нагрузки однородных потребителей отличаются по величине более чем в четыре раза, то суммирование их производится не с помощью коэффициента одновременности, а пользуясь таблицами 4.4-4.5. [10].

Расчётная вечерняя и дневная нагрузки по участкам линии или на шинах трансформаторной подстанции в таком случае будут находится по формуле:

Р = Р + DР (3.3)


Где:

Р - расчётная активная нагрузка, кВт.

Р - большая из слагаемых нагрузок, кВт.

DР - добавка к большей слагаемой нагрузке, кВт.


Также для определения мощности подстанции необходимо учитывать нагрузку уличного освещения [13].


.1 Расчёт электрических нагрузок коммунально-бытовых потребителей


В проектируемом районе все потребители являются коммунально-бытовыми, в частности одноквартирные жилые дома. Из за большого количества однотипных расчётов, расчёт произведён в электронной таблице Microsoft Excel. Пример расчёта приведён для линии 5, ТП №1. Расчётная схема линии приведена на рисунке 3.1. Результаты расчёта приведены в таблице (3.3).

К этой линии подключены 26 одноквартирных жилых дома. В точке 8 линия разветвляется, поэтому определим расчётные нагрузки по участкам линии, начиная с концов, при помощи коэффициентов одновременности и таблице суммирования неоднородных нагрузок [10].

Так как все потребители являются коммунально-бытовыми расчёт ведется только по вечернему максимуму нагрузок.


Рв=n*Ко*åРj (3.2)


Где:

n - количество домов;

Ко - коэффициент одновременности;

Рв - вечерний максимум нагрузок.


участок 1-2: Рв= n*Ко*Р = 4*0.75*7=21 кВт;

участок 2-3: Рв= n*Ко*Р = 6*0.56*7=23.52 кВт;

участок 3-4: Рв= n*Ко*Р = 8*0.47*7=26.32 кВт;

участок 4-5: Рв= n*Ко*Р = 11*0.42*7= 32.34 кВт;

участок 5-6: Рв= n*Ко*Р = 13*0.42*7= 38.22 кВт;

участок 6-8: Рв= n*Ко*Р = 14*0.42*7= 41.16 кВт;

участок 1-2: Рв= n*Ко*Р = 2*0.64*7=8.96 кВт;

участок 2-3: Рв= n*Ко*Р = 3*0.75*7= 15.75 кВт;

участок 3-4: Рв= n*Ко*Р = 5*0.56*7= 19.6 кВт;

участок 4-5: Рв= n*Ко*Р = 8*0.47*7=26.32 кВт;

участок 5-8: Рв= n*Ко*Р = 12*0.42*7=35.28 кВт;

участок 8-ТП: Рв=n*Ко* Р= 26*0.34*7= 61.88 кВт;


Так как нагрузки одноимённых потребителей не отличаются более чем в четыре раза, суммирование произведено с помощью коэффициентов одновременности.

Определяем полную мощность S, этого же участка по формуле:


S = Рв / cosj (3.4)


cosj принимаем как для ТП с коммунально-бытовой нагрузкой, cosj=0.93 [10].

участок 1-2: ;

участок 2-3: ;

участок 3-4: ;

участок 4-5: ;

участок 5-6: ;

участок 6-8: ;

участок 1-2: ;

участок 2-3: ;

участок 3-4: ;

участок 4-5: ;

участок 5-8: ;

участок 8-ТП: .

Определяем реактивную мощность Q, этих же участков по формуле:


(3.5)


участок 1-2:

участок 2-3:

участок 3-4:

участок 4-5:

участок 5-6:

участок 6-8:

участок 1-2:

участок 2-3:

участок 3-4:

участок 4-5:

участок 5-8:

участок 8-ТП:

Аналогично рассчитываются остальные линии. Результаты расчёта приведены в таблице (3.3).

Так как за расчетную нагрузку коммунально-бытовых потребителей взят вечерний максимум нагрузки, как наибольший, то необходимо учесть нагрузку наружного освещения [13]

Для ТП №1 считаем нагрузку на уличное освещение по формуле:


Росв=(0.1*n)+(å lуч)*Руд, кВт. (3.6)


Где:

- нагрузка одного осветительного прибора, Вт;

n - количество осветительных приборов;

lуч - длинна (растояние) участков линии в м;

Руд - удельная мощность, для проезжей части шириной 5-7 м, с покрытием простейшего типа и типа светильника - СПУ-200; Вт/м [12]


Росв=(100*63)+(420+390+330+150+360)*5.5*= 43.7 кВт.


.2 Выбор мощности комплектной трансформаторной подстанции


Комплектные трансформаторные подстанции 6/0.4кВ, которые часто называют потребительскими, предназначены для питания распределительных линий 0.38 кВ, в большинстве случаев трёхфазных четырёх проводных, с заземлённой нейтралью. Используются как однотрансформаторные, так и двухтрансформаторные КТП мощностью от 25 до 630 кВА, в большинстве случаев наружной установки.

Мощность комплектных трансформаторных подстанций для питания потребителей второй и третьей категории определяется в соответствии с рекомендациями по проектировать по экономическим интервалам нагрузки [37].

Интервалы экономических нагрузок составлены по условиям нормальной работы трансформаторов с учётом допустимых для них систематических перегрузок в соответствии с видом нагрузки, расчётным сезоном и его многолетней среднесуточной температурой.

Определяем расчетную мощность на шинах 0,4 кВ КТП №1


(3.7)

кВ


Для ТП с коммунально-бытовой нагрузкой, для вечернего максимума

cosj = 0.93 [18].


кВА (3.8)


По расчетному максимуму нагрузки (324кВА) для КТП №1принимаем трёхфазный двухобмоточный силовой трансформатор мощностью Sн = 400 кВА. [21].

Аналогично выбираются трансформаторы для остальных КТП. Результаты выбора и основные технические данные трансформаторов приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1. Основные технические данные трансформаторов.

№ КТП Тип трансф-раНом.мощн S. кВА.Ном.напряжение Потери, кВт. Ток Х.Х %.Напряж К.З. %.Сх.группа соед.обм. В.Н. Н.Н.Х.Х К.З.КТП №1ТМ-400/6 400 6 0.4 1.05 5.5 2.1 4.5U/U r/UКТП №2ТМ-250/6 250 6 0.4 0.82 3.7 2.3 4.5U/U r/UКТП №3ТМ-250/6 250 6 0.4 0.82 3.7 2.3 4.5U/U r/UКТП №4ТМ-250/6 250 6 0.4 0.82 3.7 2.3 4.5U/U r/UКТП №5ТМ-250/6 250 6 0.4 0.82 3.7 2.3 4.5U/U r/UКТП №6ТМ-250/6 250 6 0.4 0.82 3.7 2.3 4.5U/U r/UКТП №7ТМ-250/6 250 6 0.4 0.82 3.7 2.3 4.5U/U r/UКТП №8ТМ-250/6 250 6 0.4 0.82 3.7 2.3 4.5U/U r/UКТП №9ТМ-400/6 400 6 0.4 1.05 5.5 2.1 4.5U/U r/UКТП№10ТМ-250/6 250 6 0.4 0.82 3.7 2.3 4.5U/U r/UКТП№11ТМ-250/6 250 6 0.4 0.82 3.7 2.3 4.5U/U r/UКТП№12ТМ-400/6 400 6 0.4 1.05 5.5 2.1 4.5U/U r/UКТП№13ТМ-400/6 400 6 0.4 1.05 5.5 2.1 4.5U/U r/U

.3 Выбор сечения и проводов линий


В целях, обеспечения надёжности электроснабжения потребителей электроэнергии, качества электроэнергии у потребителя, повышения производительности труда и сокращения сроков строительства линий в проекте используются самонесущие изолированные провода, СИП, марки «АМКА».

Так как по данной ВЛ осуществляется электроснабжение коммунально-бытовых потребителей используются пятипроводные СИП (одна жила используется для линии уличного освещения.

Сечение СИП выбирается с учётом следующих требований [6]:

. Сип не должны нагреватся сверх допустимой температуры при протекании по ним расчётного тока нагрузки

Imax £ Iдл.доп. ; (3.7).

Где: Imax - максимальный ток линии

Iдл.доп.- длительно допустимый ток, [табл 10.2, л 5].

. Отклонения напряжения на зажимах электроприёмников не должны превышать (-2.5+5%) для осветительной нагрузки и ±5% для силовой;

. Провода должны обладать достаточной механической прочностью.

Исходя из расчётной полной нагрузки проектируемого объекта и значения номинального напряжения рассчитывается ток линии по формуле:


Imax=S/(*Uн), А; (3.8)


Для примера выбираем сечение проводов линии фидера 5:

участок 1-2: Imax=S/ *Uн =22.58/(1.73*0.38)=34.3 А;

участок 2-3: Imax=S/ *Uн =25.29/(1.73*0.38)=38.42 А;

участок 3-4: Imax=S/ *Uн =28.3/(1.73*0.38)=42.99 А;

участок 4-5: Imax=S/ *Uн =34.77/(1.73*0.38)=52.83 А;

участок 5-6: Imax=S/ *Uн =41.09/(1.73*0.38)=62.44 А;

участок 6-8: Imax=S/ *Uн =44.25/(1.73*0.38)=67.24 А;

участок 1-2: Imax=S/ *Uн =9.63/(1.73*0.38)=14.63 А;

участок 2-3: Imax=S/ *Uн =16.93/(1.73*0.38)=25.73 А;

участок 3-4: Imax=S/ *Uн =21.07/(1.73*0.38)=32.02 А;

участок 4-5: Imax=S/ *Uн =28.3/(1.73*0.38)=42.99 А;

участок 5-8: Imax=S/ *Uн =37.93/(1.73*0.38)=57.63 А;

участок 8-ТП: Imax=S/ *Uн =66.53/(1.73*0.38)=102 А;

Аналогично рассчитываются токи остальных линий. Результаты расчёта приведены в таблице (3.3).

Согласно требованию ПУЭ ВЛ до 1 кВ , магистрали ВЛ следует выполнять СИП одного сечения. Сечения жил фазных проводов СИП ВЛ магистрали должны быть не менее 50 мм2.

По [табл 10.2, л 5] принимаем СИП марки АМКА 3*50+25+70.


.4 Определение потерь напряжения


Электрическая нагрузка вызывает потерю напряжения в элементах системы электроснабжения, определяемую как арифметическую разность напряжений на входе и на выходе элемента (в начале и в конце участка линии).

Расчёт потерь напряжения производится для определения показателей качества электроэнергии и конкретного отклонения напряжения от его номинального значения. [13].

Потеря напряжения в линии с одной нагрузкой на конце (а если линия имеет несколько участков с различной мощностью, то каждый участок рассматривается отдельно), определяется по формуле:


, В; (3.9)


Где:

P и Q - активная и реактивная мощности передаваемые по линии.

Rл и Хл - активное и реактивное сопротивление линии.

Uн - номинальное напряжение.

Активное сопротивление линии определяется по формуле:


Rл=r0*l, Ом. (3.10)


Где:

l - длинна линии (участка) км.

r0 - удельное электрическое сопротивление постоянному току при 200C, Ом/км.

Реактивное (индуктивное) сопротивление линии (участка) определяется по формуле:


Хл= х0* l, Ом.; (3.11)


Где:

l - длина линии (участка) км.

х0 - удельное индуктивное сопротивление одного километра длинны линии (участка), в зависимости от сечения проводов и среднего геометрического расстояния между ними.


По абсолютному значению потерь напряжения из за различного уровня номинальных напряжений, трудно судить о допустимости потерь напряжения, поэтому потери напряжения определённые по формуле, выражают в процентах от номинального напряжения [13] по формуле:


DU% = DU / Uн * 100%; (3.12)


Относительные потери напряжений считают приемлемыми, если они в нормальных режимах работы в сетях низкого напряжения не превышают 5 %, а в сетях высокого напряжения 8 %. Допустимые потери напряжения определяются наличием пускорегулирующих средств в сетях, напряжением на зажимах источника питания и допустимыми отклонениями напряжения от номинального на зажимах электроприёмников. [13].

В рамках проекта для наглядности и удобства немного видоизменим формулу:


В; (3.13)


Расчёт ведём на примере линии 5 ТП №1. Так как потребители на линиях имеют разную нагрузку, расчёт ведём по участкам.

Марка провода Амка 3*50+70+25. Для этой марки провода :

r0-удельное электрическое сопротивление постоянному току при 20 0C,


r0 =0.641 Ом/км. [табл.7.4, л5].


х0 - удельное индуктивное сопротивление одного километра длинны линии (участка).

х0 =0.101 Ом/км. . [табл.7.4, л5].

участок 1-2: = В;

участок 2-3: = В;

участок 3-4: = В;

участок 4-5: = В;

участок 5-6: = В;

участок 6-8: = В;

участок 1-2: = В;

участок 2-3: = В;

участок 3-4: = В;

участок 4-5: = В;

участок 5-8: = В;

участок 8-ТП:= В;


Аналогично рассчитываются потери напряжения остальных линий. Результаты расчёта приведены в таблице (3.3).

Определим потери напряжения выраженные в % от номинального напряжения для данной линии.

Сумма потерь напряжения на участках ветви линии до ТП будет равна:


å DU8-ТП =18.83 В.


Потери напряжения выраженные в % от номинального напряжения определяются по формуле:


% = %; (3.13)


Полученное отклонение напряжения допустимо для данного вида нагрузки.

Аналогично рассчитываются потери напряжения в остальных линиях.

3.5 Определение потерь энергии


Потери электрической энергии являются одним из основных технико-экономических показателей работы предприятий электросетей и энергосистемы [22].

Суммарные (отчетные) абсолютные потери электроэнергии (кВт-ч) определяются, как разность между электроэнергией, отпущенной в сеть, транзитной энергией (отданной из сети) и электроэнергией, отпущенной потребителям в месте ее продажи, включая производственные нужды энергосистемы.

Суммарные относительные потери электроэнергии отношение абсолютных потерь к величине отпущенной в сеть электроэнергии.

Суммарные потери включают в себя техническую и коммерческую составляющую.

Техническая составляющая потерь - электроэнергия, физически расходуемая в элементах сети при ее транспорте, - характеризуют техническое состояние сетей, схемы и режимы их работы и определяется расчетным путем.

В сети 0,4 кВ технические потери электроэнергии вычисляются в соответствии с методикой [23], при отсутствии достоверных данных принимаются равными 8% от отпуска энергии в сеть этого напряжения.

Отпуск в сеть 0,4 кВ равен отпуску в сеть 6-10 кВ за вычетом полезного отпуска в сети 6-10 кВ и технических потерь в сети 6-10 кВ.

Коммерческая составляющая потерь обусловлена:

. Недостатками систем учета электроэнергии:

неисправностью и погрешностями измерительных комплексов (трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, счетчики электроэнергии, датчики импульсов, сумматоры и их линии связи);

не одновременностью снятия показаний приборов учета;

договорным сдвигом за оплату потребленной электроэнергии;

определением количества электроэнергии, потребленной бытовыми потребителями, по величине её оплаты.

2.Хищениями электроэнергии.

Коммерческая составляющая потерь определяются как разность между фактическими отчетными потерями и техническими.

Потери энергии определяются как на стадии проектирования электрических сетей, так и при их эксплуатации. Существуют различные методы расчёта нагрузочных потерь. Наиболее распространённым является метод максимальных потерь, согласно которому потери энергии определяются по максимальной нагрузке и числу часов использования максимума нагрузок.

Наибольший ток, протекающий по линии в течении года, определяется по наибольшей мощности из дневного или вечернего максимума нагрузки[23]:


, А; (3.14)


Потери мощности в трёхфазной линии определяются по формуле:


, кВт; (3.15)


Где:

Rл - активное сопротивление участка линии, по которому протекает ток Imax.

R=r0*l, Ом.

Потери энергии в трёхфазной линии определяются по формуле:


DWт=DРmax*t, кВт*ч. (3.16)

Где:

t - время максимальных потерь, то есть время в течении которого электроустановка, работая с максимальной нагрузкой, имеет такие же потери, как и при работе по действительному графику нагрузок.

Значение времени потерь t можно определить для городских сетей из уравнения:


t=0.69*Тм-584 (3.17)


Где:

Тм - число часов использования максимума нагрузки. Тм =1825 ч [23].


t= 0.69*1825-584=675.25 ч.


Потери энергии в трансформаторе определяются по формауле:


DWт=8760+DPxx+DPкз*(Smax/Sн)2* t, кВт*ч. (3.18)


Где:

DPxx и DPкз - потери холостого хода и короткого замыкания трансформатора по каталогу.

Для упрощения вычислений потерь энергии в сетях 0.38 кВ в формулу потерь энергии подставим его составляющие в развёрнутом виде:


DWт=DРmax*t= 3*I2max*( r0*l)*t кВт*ч. (3.19)


Расчёт ведём на примере линии 5 ТП №1:

Время максимальных потерь t = 675.25 часов. Удельное электрическое сопротивление постоянному току 0.576 Ом/км. [23].

участок 1-2: =

= кВт*ч;

участок 2-3: =

= кВт*ч;

участок 3-4: =

= кВт*ч;

участок 4-5: =

= кВт*ч;

участок 5-6: =

= кВт*ч;

участок 6-8: =

= кВт*ч;

участок 1-2: =

= кВт*ч;

участок 2-3: =

= кВт*ч;

участок 3-4: =

= кВт*ч;

участок 4-5: =

= кВт*ч;

участок 5-8: =

= кВт*ч;


участок 8-ТП: =

= кВт*ч;


Аналогично рассчитываются потери энергии в остальных линиях. Результаты расчёта приведены в таблице (3.2).

Определим потери энергии в трансформаторе мощностью 400 кВА:


кВт*ч; (3.20)


Где:

Sном - номинальная мощность трансформатора. Раннее принят трансформатор Sном=400 кВ*А.

Smax - максимальная мощность передоваемая через трансформатор в течении года, Smax= 336.7 кВА.


DPxx =1.05 кВт., DPкз= 5.5 кВт [21].


Тогда потери энергии в трансформаторе составят:


DWт=8760* 1.05+5.5*(336.7/400)2*675.25=11818 кВт


Общие потери на трансформаторе КТП №1 составят:


DWоб = DWт + DWф1 + DWф2 + DWф3 + DWф4 +Wф5 кВт*ч (3.21)

DWоб = 11818+2452+1468+1314+1158+1285=19495 кВт*ч.


Общие потери энергии за год составят:


DWгод=Тм*Рmax, кВт*ч. (3.22)


Где:

Рmax - активная максимальная мощность на шинах.

Тогда потери энергии за год составят:


DWгод=Тм*Рmax= 1825* 320 =580788. кВт*ч.


Допустимые потери энергии определяются по формуле:


DW%=(DWоб / DWгод)*100% (3.23)

DW%=( 19495 / 580788 )*100%= 3.35 %


Полученное отклонение допустимых потерь не превышает допустимого значения.

Аналогично рассчитываются потери энергии для остальных КТП. Результаты расчёта приведены в таблице (3.2).


Таблица 3.2. Потери энергии

№КТПDWTDWф1DWф2DWф3DWф4DWф5DWобщDWгодDW%11181124521468131411581285194955807883.3529079226625108691035-157593485754.39394521569167020151964-166703431004.8541085917851569105622803053206224562504.551085919951412109820772077205184562504.4969770955141220772077-162913704754.3979101808364176118071409152503084254.9810859255217617764225-201734562504.429112872070629207034221818212965475003.881090695091355123214091585151593996753.791196211232106391114281255155104033253.8412114681606140940514051-225855657503.9913120501366158549515502-254546332754.01Итого2447825869638

4. Варианты реконструкции


Предложенный в этом разделе расчет основывается на сравнении технико-экономических показателей двух схем электроснабжения западной части г.Канска.

Последние годы данный район интенсивно развивается, строятся новые коттеджи, расстраиваются старые дома, часть домов переходит с печного на электрообогрев. Появляется большое количество новой мощной бытовой техники. Соответственно резко увеличивается количество потребляемой электроэнергии.

В связи с резким увеличением потребления электроэнергии существующие сечения проводов не проходят ни по потерям напряжения, ни на отключение токов однофазного короткого замыкания, а мощности КТП не соответствуют нагрузкам. У четырёх из восьми трансформаторов амортизационный износ составил 100% (40 лет работы).

Поэтому необходимо полностью пересмотреть схему электроснабжения 6 - 0.4 кВ западной части г. Канска.

Проектом предлагается два варианта реконструкции схемы электроснабжения посёлка:

1.Количество и мощности КТП оставить без изменения. С учётом увеличивающейся нагрузки необходимо увеличить сечение проводов линий, количество отходящих линий на КТП, где это возможно, а на других КТП - выполнить перегруппировку линий 0.4 кВ.

2.Увеличить количество КТП с восьми до тринадцати штук. Выполнить перераспределение питания потребителей.

Для принятия решения по выбору схемы электроснабжения западной части города проведем технико-экономический расчет этих вариантов.

5. Технико-экономическое сравнение вариантов


.1 Определение капитальных вложений по первому варианту


Для основных технико-экономических показателей, составим таблицу стоимости материалов и оборудования.


Таблица 5.1. Смета стоимости материалов и оборудования по состоянию на 01.01.2005г.

Наименование оборудования и материаловЕдиницы измеренияКоличествоСтоимость единицы оборудования, руб.Сумма, руб.КТП-400шт.4207668830672А 75км.115106401223600Опора с ж.б. приставкойшт.354000140000Итого ---2394272

Расчёт ведётся по методике изложенной в [41].

Согласно сметной стоимости материалов и оборудования найдем капиталовложения по формуле:


К= Коiмiтi +Кд, (5.1)


Где:

Коi - оптовая цена оборудования, руб.;

Кмi - затраты на монтаж и наладку оборудования, руб.;

Ктi - транспортно-складские расходы и наценки снабженческих организаций, руб.

Кд - затраты на демонтаж.;


Затраты на монтаж и наладку технологического оборудования определяем по следующей формуле:

Км =(0,2 - 0,25)*Ко (5.2)

Км = 0,25*2394272=598568 руб.


Транспортно-складские затраты определяем по формуле:


Кт =(0,1 - 0,12)*Ко (5.3)

Кт =0,12* 2394272=287312 руб.


Общие затраты на демонтаж определяем по формуле:


Кд =0,1*Ко (5.4)

Кд = 0,1*2298405 = 229840 руб.


Общие капиталовложения:


К=2394272 + 598568+ 287312+ 229840 =3509992 руб.


Далее определяем годовые эксплутационные расходы, связанные с обслуживанием нового оборудования по формуле:


И= Ипот + Изпамтррп (5.5)


Где: Ипот - затраты на покрытие потерь;

Изп - затраты на заработную плату обслуживающего персонала, руб./год;

Иам - амортизационные отчисления, руб./год;

Итр - затраты на текущий ремонт и обслуживание, руб./год;

Ирп - прочие затраты, руб./год


Затраты на покрытие потерь определяются по формуле:

Ипот = а * Эпо руб; (5.6)

Где: а - удельные затраты на потери электроэнергии, руб/кВт*ч;

Эпот - сумарные потери.


Ипот =0.38* 2295850 = 872423 руб;


Величина годовой суммы амортизации определяется в зависимости от балансовой стоимости оборудования и норм амортизации по формуле:


Иам =(кбам )/100 (5.7)


Где: кб - балансовая стоимость оборудования, руб.;

аам - норма амортизации по видам основных фондов,%, аам=5,7 % [42].


Иам =(4296227*5,7)/100=244884 руб.


Затраты на текущий ремонт и обслуживание оборудования определяем по формуле:


Итр =(кбтр )/100 (5.8)


Где: аам - норма амортизации на текущий ремонт и обслуживание, %, аам =3,2 % [42].


Итр =(4296227*3,2)/100= 137479 руб. (5.9)


Прочие расходы соответствуют 3 % от всей суммы затрат:


Ипр =3*(Изп+ Иам+ Итр)/100 (5.10)

Ипр =3*( 1333456 + 244884+ 137479 )/100 =51474 руб.

И = 872423+1333456+244884+137479+51474= 2639716 руб.


.2 Определение капитальных вложений по второму варианту


Для основных технико-экономических показателей, составим таблицу стоимости материалов и оборудования.


Таблица 5.2. Смета стоимости материалов и оборудования по состоянию на 01.01.2005г.

Наименование оборудования и материаловЕдиницы измеренияКоличествоСтоимость еди-ницы оборудования, руб.Сумма, руб.КТП-250шт.91678961511064СИП 3*50+25+70км.18.350734651348082Итого ---2859146

Согласно сметной стоимости материалов и оборудования найдем капиталовложения по формуле:


К= Коiмiтi +Кд, (5.1)


Где: Коi - оптовая цена оборудования, руб.;

Кмi - затраты на монтаж и наладку оборудования, руб.;

Ктi - транспортно-складские расходы и наценки снабженческих организаций, руб.

Кд - затраты на демонтаж.;


Затраты на монтаж и наладку технологического оборудования определяем по следующей формуле:


Км =(0,2 - 0,25)*Ко (5.2)

Км = 0,2*2859146=571.829 руб.

Транспортно-складские затраты определяем по формуле:


Кт =(0,1 - 0,12)*Ко (5.3)

Кт =0,1* 2859146=285914руб.


Общие затраты на демонтаж определяем по формуле:


Кд =0,1*Ко (5.4)

Ко - стоимость демонтируемого оборудования


Кд = 0,1*2616360 = 261636 руб.


Общие капиталовложения:


К=2859146 + 571829+285914 + 261636 =3978525руб.


Далее определяем годовые эксплутационные расходы, связанные с обслуживанием нового оборудования по формуле:

Далее определяем годовые эксплутационные расходы, связанные с обслуживанием нового оборудования по формуле:


И= Ипот + Изпамтррп (5.5)


Где: Ипот - затраты на компенсацию потерь

Изп - затраты на заработную плату обслуживающего персонала, руб./год;

Иам - амортизационные отчисления, руб./год;

Итр - затраты на текущий ремонт и обслуживание, руб./год;

Ирп - прочие затраты, руб./год

Затраты на покрытие потерь определяются по формуле:


Ипот = а * Эпот руб; (5.6)


Где: а - удельные затраты на покрытие потерь электроэнергии, руб/кВт*ч;

Эпот - суммарные потери.


Ипот =0.38* 1954795 = 742822 руб;


Величина годовой суммы амортизации определяется в зависимости от балансовой стоимости оборудования и норм амортизации по формуле:


Иам =(кбам )/100 (5.7)


где кб - балансовая стоимость оборудования, руб.;

аам - норма амортизации по видам основных фондов,%,аам=5,7 % [42].


Иам =(4627449*5,7)/100=263764 руб.


Затраты на текущий ремонт и обслуживание оборудования определяем по формуле:


Итр =(кбтр )/100 (5.8)


Где: аам - норма амортизации на текущий ремонт и обслуживание, %,

аам =3,2 % [42].

Итр =(4627449*3,2)/100= 148078 руб. (5.9)


Прочие расходы соответствуют 3 % от всей суммы затрат:

Ипр =3*(Изп+ Иам+ Итр)/100 (5.10)

Ипр =3*( 1333456 + 263764+ 148078 )/100 =52418 руб.

И = 742822+1333456+263764+148078+52418 = 2542538 руб.


Сумма годовых затрат сведена в таблицу 5.3.


.3 Расчёт заработной платы в РЭС Горэлекторсети обслуживающем западную часть г.Канска


Данный район находится в западной части города Канска и обслуживается организацией РЭС предприятия Горэлектросеть. Организационная структура управления энергохозяйством выглядит следующим образом:


Рисунок 5.1. Структура управления энергохозяйством


Тарифный фонд заработной платы эксплуатационных рабочих


ЗПэт = Сэт· rс·1880 = 7,45·35·1880 = 490210 руб, (5.11)

Где: -тарифная ставка эксплуатационных рабочих при повременной оплате, руб/ч;

rc-списочный состав рабочих; 1880 - действительный годовой фонд времени одного рабочего.

rc = 1,1· rя = 1,1·32 = 35 чел, (5.12)


Где: rя - явочный состав рабочих


rя = ?(Ткстр·Ксм)/Но = 27673,93/0,87·1000 = 32 чел, (5.13)


Где: Tкстр - среднегодовая трудоемкость ремонтных работ силового оборудования и сетей , чел.ч;

Ксм - сменность предприятия;

Hо - норма межремонтного обслуживания на 1 рабочего в смену (при нормальных условиях окружающей среды Ho=1000 ч.с);


,87-поправочный коэффициент при наличии ОРУ.


Для получения годового фонда заработной платы необходимо тарифный фонд увеличить, учитывая доплаты, относящиеся к часовому, дневному и годовому фондам:

премии


П = 0,25·ЗПэт = 0,25·490210 = 122552,5 руб; (5.14)


районный коэффициент


РК = 0,5· ЗПэт = 0,5·490210 = 245105 руб; (5.15)


ночные часы

НЧ = 0,047· ЗПэт = 0,047·490210 = 23039,87 руб; (5.16)


праздничные часы


ПД=2·Сэт·0,03·1880·0,5· rc=2·7,45·0,03·1880·0,5·35=14706,3 руб. (5.17)


Дневной фонд заработной платы


ДФЗП = ЗПэт+П+РК+НЧ+ПД = (5.18)

= 490210+122552,5+245105+23039,87+14706,3 = 895613,67 руб.


отпуска и выполнение государственных обязанностей


О = 0,075· ДФЗП = 0,075·895613,67 = 67171,03 руб. (5.19)


Начисления на социальные нужды


СН=0,385·(ДФЗП+О)=0,385·(895613,67+67171,03)=370672 руб. (5.20)


Годовой фонд заработной платы


ФЗП = ДФЗП+О+СН = 895613,67+67171,03+370672,11 = 1333456,81 руб. (5.21)

5.4 Выбор варианта реконструкции электроснабжения посёлка


Таблица 5.3 Сумма годовых затрат

ВариантСоставляющие капиталовложенияГодовые эксплутационные расходОбщие затратыКо Тыс. Руб.Км Тыс. Руб.Кт Тыс. Руб.Кд Тыс. Руб.К Тыс Руб.Иам Тыс Руб.Итр Тыс Руб.Ипр Тыс Руб Ипот Тыс РубИ Тыс. Руб.123945982872293509244137518722639228595712852613978263148527422542

Критерием оптимальности для сопоставления технических решений является вариант, дающий наибольший эффект. Выбирается вариант на основе технико-экономических расчётов по единой для всех отраслей народного хозяйства методике. В соответствии с этой методикой экономическим критерием оптимального варианта является минимум приведенных затрат, определяемых по формуле:


З = Ен*К + И ® min (5.22)


Где:

Ен - норма дохода на капитал, Ен=0.2;

К - единовременные затраты в сооружение объекта;

И - ежегодные эксплутационные расходы.

Минимум приведенных затрат для первого варианта:

З = 0.2*3509 + 2639 = 3340 тыс.руб;

Минимум приведенных затрат для второго варианта:


З = 0.2*3978 + 2542 = 3337 тыс.руб;

Сравнение вариантов показало, что З> З на 0.01 %, следовательно, варианты реконструкции электроснабжения западной части г.Канска являются равноэкономичными. Проектом предлагается для дальнейшей разработки второй вариант реконструкции электроснабжения данного района, потому что этот вариант предполагает применение новых технических решений и снижение потерь электроэнергии.

6. Расчёт токов нормального режима сети и токов к.з.


.1 Расчёт токов нормального режима сети


Для выбора электрооборудования необходимо рассчитать токи нормального режима работы сети и определить токи короткого замыкания.

Расчёт токов нормального режима. В нормальном режиме при 100% загрузке силовых трансформаторов по линиям 6кВ протекает ток [11]:


(6.1)


По линии 0.38 кВ:



6.2 Расчёт токов короткого замыкания


Расчёт проведём в относительных единицах при базисных условиях по методике изложенной в [11]. Принимаем Sб=100МВА, Uб равным напряжению ступени к.з.


Рисунок 6.1 - Расчётная схема сети.

Параметры схемы замещения:

  1. Система:

(6.2)


Sб - мощность трансформатора, МВА;

Iотк - номинальный ток отключения выключателя ВМПЭ - 6 [44].



  1. Линии:

(6.3) (6.4)


где Х0 - индуктивное сопротивление, Ом/км [5];

где r - активное сопротивление, Ом/км [5];

UСР.Н - номинальное среднее напряжение, кВ;

? - длина линии, км;



  1. Трансформатор:

(6.5)


UК% - напряжение короткого замыкания, %;


(6.6)


?PКЗ - потери мощности в трансформаторе, кВт;


(6.7)

Рисунок 6.2 - Схема замещения.


Результирующие сопротивления до соответствующих точек К.З.:


ХРЕЗ =ХС1+ХЛ1 = 0+j0,291 + 0+j2.23 = 0+j2.52

ZРЕЗ.К-1 = ХРЕЗ = 0+j2.52РЕЗ.К-2 = ХРЕЗ +ХТ =0+j2.52 + 3.43+j10.7=3.43 + j13.22РЕЗ.К-3 = ХРЕЗ +Хл1 =3.43+j13.22 + 72.1+j11.3=75.53+j24.52РЕЗ.К-4 = ХРЕЗ +Хл2 =3.43+j13.22 + 48+j7.57=51.43+j20.79РЕЗ.К-5 = ХРЕЗ +Хл3 =3.43+j13.22 + 84+j13.25=87.43+j26.47РЕЗ.К-6 = ХРЕЗ +Хл4 =3.43+j13.22 + 108.1+j17.04=111.53+j30.26РЕЗ.К-7 = ХРЕЗ +Хл5 =3.43+j13.22 + 96.1+j15.15=99.44+j28.37


Базисные токи:

(6.8)


Токи трёхфазного короткого замыкания в расчётных точках определяются по формуле:


(6.9)

;


Токи двухфазного короткого замыкания:


(6.10)


Ударные токи короткого замыкания:


(6.11)

Ку - приняты по [44].


6.3Расчет токов однофазного короткого замыкания.


Ток однофазного к. з. определяем по формуле [11]


,(6.12)


где - полное сопротивление трансформатора при замыкании на корпус, зависящее от мощности трансформатора и схемы соединения обмоток, Ом;- сопротивление метки фаза-ноль, Ом.

Сопротивление метки фаза-ноль определяем по формуле [11]


(6.13)


где и - удельные активные сопротивления фазного и нулевого проводов, Ом/км.

Определим токи однофазных к. з. при коротких замыканиях на концах ВЛ 0,38 кВ, отходящих от ТП-1.

Расчетная схема для определения токов однофазных к. з. приведена на рисунке 6.1, то есть остается неизменной.

Для трансформатора мощностью 400 кВА при соединении обмоток


- Ом [21].


Определяем ток однофазного к. з. в точке К-3

Сопротивление метки фаза-ноль в точке К-3 составит


Ом;

Ток однофазного к. з. в точке К-4 составит


Ом;


Ток однофазного к. з. в точке К-5 составит


Ом;


Ток однофазного к. з. в точке К-6


Ом;


Ток однофазного к. з. в точке К-7


Ом;


Расчет токов однофазного к. з. для других ТП проводим аналогично, результаты расчетов сводим в таблицы.


Таблица 6.1. Токи однофазного короткого замыкания для ТП №1

Точка к. з.Длина петли, кмСопротивление петли, ОмСопротивление трансформатора, ОмТок однофазного к. з., АК-30,180,1160,2461161К-40,120,0770,2461446К-50,210,1360,2461055К-6 К-70,27 0,240,175 0,1550,246 0,246894 967

7.Выбор аппаратуры защиты подстанций


7.1Выбор автоматических выключателей


Выбираем аппаратуру защиты для ТП №1. Для защиты отходящих линий 0,38 кВ принимаем автоматические выключатели (автоматы).

Выбор автоматов производим исходя из следующих условий [34]


,(7.1)


где - номинальное напряжение автомата, В; - напряжение сети.


,(7.2)


где - номинальный ток теплового расцепителя, А; - коэффициент надежности, учитывающий разброс по току срабатывания ( [12]).


,(7.3)


где - предельно допустимый ток отключения автомата, А; - ток трехфазного к. з. в месте установки предыдущего (считая от потребителя) аппарата защиты.

Выбираем автомат для защиты линии №1 ТП №1. Определяем ток нагрузки по формуле [34]


,(7.4)


Принимаем , тогда



Для линии №1 кА. Принимаем кА. Ток срабатывания отсечки



Принимаем ток установки электромагнитного расцепителя


кА


Коэффициент чувствительности отсечки электромагнитного расцепителя


(7.5)


где - ток двухфазного к. з. в месте установки автомата.


кА.

Коэффициент чувствительности теплового расцепителя


,(7.6)


где - ток однофазного к. з. в наиболее удаленной точке защищаемого участка



Принимаем автоматический выключатель А3716ФУЗ, А.


.2 Выбор высоковольтных предохранителей


Выбираем предохранители на стороне высокого напряжения.

Номинальный ток плавкой вставки


,(7.7)

;

А.


Принимаем предохранители ПК-6/100, номинальное напряжение 6 кВ, номинальный ток плавкой вставки - 100 А; наименьший отключаемый ток - ; наибольшая отключаемая мощность - 200 МВА.

Аналогично выбираем аппаратуру защиты для других КТП. Принятые аппараты защиты приведены в таблице (7.1).


Таблица 7.1. Аппараты защиты

№ ТПМесто установкиТип аппаратаПримечания1Ввод 6 кВ Линия №1 Линия №2 Линия №3 Линия №4 Линия №5Предохранители ПК 6/100 Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3726ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3726ФУЗIН.вс=100 А IН.а=100 А IН.а=100 А IН.а=250 А IН.а=100 А IН.а=250 А2Ввод 6 кВ Линия №1 Линия №2 Линия №3 Линия №4Предохранители ПК 6/100 Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУ3IН.вс=60 А IН.а=100 А IН.а=100 А IН.а=80 А IН.а=80 А3Ввод 6 кВ Линия №1 Линия №2 Линия №3 Линия №4Предохранители ПК 6/100 Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗIН.вс=60 А IН.а=80 А IН.а=80 А IН.а=100 А IН.а=100 А4Ввод 6 кВ Линия №1 Линия №2 Линия №3 Линия №4 Линия №5Предохранители ПК 6/100 Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3726ФУЗIН.вс=60 А IН.а=100 А IН.а=80 А IН.а=100 А IН.а=100 А IН.а=250 А5Ввод 6 кВ Линия №1 Линия №2 Линия №3 Линия №4Предохранители ПК 6/100 Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗIН.вс=100 А IН.а=100 А IН.а=80 А IН.а=80 А IН.а=100 А6Ввод 6 кВ Линия №1 Линия №2 Линия №3 Линия №4Предохранители ПК 6/100 Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗIН.вс=60 А IН.а=60 А IН.а=80 А IН.а=100 А IН.а=100 А7Ввод 6 кВ Линия №1 Линия №2 Линия №3 Линия №4 Линия №5Предохранители ПК 6/100 Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗIН.вс=60 А IН.а=60 А IН.а=60 А IН.а=80 А IН.а=80 А IН.а=80 А8Ввод 6 кВ Линия №1 Линия №2 Линия №3 Линия №4Предохранители ПК 6/100 Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗIН.вс=60 А IН.а=100 А IН.а=80 А IН.а=80 А IН.а=100 А9Ввод 6 кВ Линия №1 Линия №2 Линия №3 Линия №4 Линия №5Предохранители ПК 6/100 Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3726ФУЗ Автомат А3716ФУЗIН.вс=100 А IН.а=100 А IН.а=100 А IН.а=80 А IН.а=250 А IН.а=100 А10Ввод 6 кВ Линия №1 Линия №2 Линия №3 Линия №4 Линия №5Предохранители ПК 6/100 Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗIН.вс=60 А IН.а=60 А IН.а=80 А IН.а=80 А IН.а=80 А IН.а=80 А11Ввод 6 кВ Линия №1 Линия №2 Линия №3 Линия №4 Линия №5Предохранители ПК 6/100 Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗIН.вс=60 А IН.а=80 А IН.а=60 А IН.а=60 А IН.а=80 А IН.а=60 А12Ввод 6 кВ Линия №1 Линия №2 Линия №3 Линия №4Предохранители ПК 6/100 Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3726ФУЗ Автомат А3726ФУЗIН.вс=100 А IН.а=100 А IН.а=100 А IН.а=250 А IН.а=250 А13Ввод 6 кВ Линия №1 Линия №2 Линия №3 Линия №4Предохранители ПК 6/100 Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3726ФУЗ Автомат А3726ФУЗIН.вс=100 А IН.а=100 А IН.а=100 А IН.а=250 А IН.а=250 А

8. Монтаж СИП


.1 Общие положения


До начала монтажа СИП должны быть выполнены следующие работы [5]:

подготовлена трасса воздушной линии электропередачи с самонесущими изолированными проводами (в дальнейшем ВЛИ);

собраны и установлены в проектное положение опоры;

выполнено устройство защит на переходах через инженерные сооружения;

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

доставлены на трассу барабаны с СИП и механизмы для раскатки. 1.

Монтаж СИП производится при температуре окружающего воздуха не ниже минус 20°С.

Работы по монтажу СИП выполняет бригада в следующем составе:

электромонтёр 5 разряда (бригадир) - 1 чел. ;

- электромонтёр 4 разряда - 1 чел. ;

- электромонтёр 3 разряда - 2 чел. ;

- шофер 5 разряда - 1 чел.

Все электромонтёры должны быть оснащены:

- каской строительной по ГОСТ 12.4.087-84;

поясом предохранительным по ГОСТ 12. 4. 089-86;

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

рукавицами по ГОСТ 12. 4. 010-75.

Для развозки по трассе ВЛИ линейной арматуры и бригадного инструмента используется бригадная машина, укомплектованная в обязательном порядке медицинской аптечкой и бачком для питьевой воды с кружкой.

Комплекты средств механизации, приспособлений и инструмента приведены в [таб.14.1, лит5]


.2 Раскатка СИП в анкерном пролете


Технология раскатки СИП предусматривает следующие виды работ [5]:

снятие обшивки с барабана;

- установка барабана с СИП на раскаточное устройство;

установка механизма для раскатки СИП на анкерной опоре;

раскатка троса-лидера с одновременной подвеской на опорах монтажных роликов;

-раскатка СИП в анкерном пролете.

Подготовка и условия выполнения раскатки.

До начала работ по раскатке СИП следует на расстоянии 10-15 м от анкерной опоры [лист7] подготовить площадку, установить и надежно закрепить на ней раскаточное устройство (колесно-кабельный транспортер или кабельные домкраты). Подкатить к раскаточному устройству барабан с СИП, подготовить комплект раскаточных роликов, перемотать из бухты на металлическую катушку трос-лидер. Состав комплекта раскаточных роликов и их количество зависят от числа промежуточных и анкерных опор в пролете. Развозка раскаточных роликов и бригадного инструмента по трассе производится бригадной машиной.

Бригада разделяется на два звена, которые ведут работы параллельно. Одно звено в составе двух электролинейщиков готовит к раскатке барабан с СИП, другое звено в составе трех электролинейщиков закрепляет на опоре механизм для раскатки СИП и производит раскатку троса-лидера с одновременной подвеской монтажных роликов и комплектов крепления поддерживающих зажимов на опорах монтируемого участка ВЛИ.

Два электромонтёра удаляют наружную обшивку, защищающую СИП при транспортировке. Поверхности щек барабана должны быть полностью освобождены от гвоздей и других острых предметов, способных повредить изоляцию СИП в процессе раскатки; в случае необходимости ремонтируют поврежденную обшивку щек барабана. Производится осмотр наружных витков провода; отмечаются обнаруженные повреждения изоляции для следующего ремонта. Разворачивают барабан с СИП относительно оси раскатки таким образом, чтобы после его установки на раскаточное устройство и в процессе раскатки провод сходил с верхней части барабана.

Лебедкой, смонтированной на раме колесно-кабельного транспортёра, устанавливают барабан. При установке на кабельные домкраты в отверстия щек барабана вставляется ось вращения, которая закрепляется в ложементах домкратов. Барабан поднимают над поверхностью земли одновременным вращением грузовых винтов домкратов.

После установки на раскаточное устройство с барабана сматывают вручную в сторону раскатки 10-15 м СИП, проверяют плавность вращения барабана и надежность его закрепления на раскаточном устройстве.

Звено электромонтёров устанавливает на анкерной опоре специальную раму и закрепляет ее цепными стяжками, позволяющими регулировать длину крепления в зависимости от размеров сечения охватываемой конструкции. Грубая регулировка длины цепного крепления производится перестановкой звеньев цепи на крюке рамы, а окончательное закрепление на опоре производят резьбовым соединителем с гайкой-барашком, закрепленным на раме и соединенным с цепью. На раме устанавливают и закрепляют бензиновый двигатель и катушку с тросом-лидером.

Раскатку троса-лидера в анкерном пролете с подвеской монтажных роликов и поддерживающих зажимов производят два электролинещика, которых сопровождает бригадная машина, перевозящая комплект роликов, бригадный инструмент и линейную арматуру.

Подъем троса, подвеска роликов и поддерживающих зажимов производятся по мере продвижения вдоль анкерного пролета от механизма раскатки к барабану с СИП. У очередной опоры укладывают трос-лидер в монтажный ролик, один из электролинейщиков поднимается на опору и закрепляет ролик с тросом на крюке промежуточной опоры; другой в это время удерживает трос-лидер. На крюках промежуточных опор закрепляются монтажные ролики с одним роликом и двумя раздвижными щеками.

На анкерных опорах устанавливают сдвоенный монтажный ролик, который закрепляется на стойке опоры выше крюка посредством цепной стяжки и резьбового соединителя с гайкой барашком.

По окончании раскатки троса-лидера электролинейщикина свободный конец СИП надевают раскаточный чулок [лист7]. Для этого один электролинейщик сжимает чулок, в результате чего диаметр чулка увеличивается, а другой электролинейщик вставляет свободный конец СИП в чулок. После освобождения от сжимающего усилия раскаточный чулок плотно охватывает конец пучка СИП. Для более надежного соединения чулка с проводом накладывают два бандажа из изоляционной ленты. К грузовому кольцу чулка крепят трос-лидер и проверяют надежность выполненного соединения.

После проверки готовности к раскатке СИП дается команда на запуск двигателя раскаточного механизма. Обязанности между членами

бригады распределяются следующим образом: один электролинейщик регулирует работу бензомоторного двигателя и следит за равномерностью намотки троса-лидера на катушку раскаточного механизма, другой следит за плавностью вращения барабана с СИП, остальные электромонтёры наблюдают за прохождением узла соединения троса-лидера с СИП через монтажные ролики. Команды об остановке процесса раскатки в случае необходимости передаются электролинейщику, находящемуся у раскаточного механизма. Процесс раскатки продолжается до тех пор, пока весь трос-лидер не навьется на металлическую катушку раскаточного механизма, а узел соединения троса с монтажным чулком не приблизится вплотную к катушке. Бензомоторный двигатель останавливают, СИП прикрепляют к анкерной опоре капроновым канатом или временным анкером, после чего освобождают от монтажного чулка трос-лидер и снимают с СИП монтажный чулок.

В процессе раскатки не допускается трение СИП о поверхность земли, металлические и железобетонные элементы опор. Скорость раскатки СИП не должна превышать 5 км/час.


.3 Натяжение и закрепление СИП в анкерном пролете


В процессе натяжения и закрепления СИП в анкерном пролете выполняют следующие работы [5]:

установка анкерного зажима и закрепление СИП на первой анкерной опоре;

натяжение СИП и закрепление его на второй анкерной опоре; закрепление СИП на промежуточных опорах.

По монтажным таблицам [таб.14.3, лит5], в зависимости от температуры окружающего воздуха, сечения подлежащего монтажу СИП, и расстановки опор в анкерном пролёте определяют величину усилия, с которым будет натягиваться СИП.

Закрепление СИП на первой анкерной опоре производят следующим образом. Один злектролинейщик удерживает раскатанный СИП вручную, а второй отвязывает капроновый канат, удерживающий раскатанный СИП от обратного проскальзывания в анкерный пролет. Затем он закрепляет один конец капронового каната на СИП непосредственно около анкерного зажима, другой конец закрепляет на своем монтерском поясе и поднимается на анкерную опору. Наверху конец каната перебрасывают через крюк опоры и подтягивают вверх конец СИП с анкерным зажимом. Находящийся на земле электролинейщик помогает, вытягивая СИП за свободный конец каната. Когда анкерный зажим окажется в непосредственной близости от крюка анкерной опоры, его надевают на крюк, отвязывают от СИП капроновый канат.

Натяжение СИП, и закрепление его на второй анкерной опоре производится после того, как все члены бригады переходят к анкерной опоре, около которой установлен барабан с СИП. Один электролинейщик, захватив анкерный зажим, ручную лебедку с динамометром, отделительные клинья, временный анкер и секторные ножницы, поднимается на анкерную опору и закрепляет на опоре ручную лебедку как можно ближе к оси закрепления монтируемого СИП, а временный анкер - несколько выше узла крепления монтажных роликов.

Остальные члены бригады вручную, с усилием до 500 Н на одного рабочего вытягивают, СИП из анкерного пролета, навивают его на барабан с остатками провода и устанавливают барабан на тормоз.

Электромонтёр, находящийся на опоре, возможно дальше

от оси опоры (в сторону анкерного пролета) выделяет из общего пучка СИП несущий нулевой провод и закрепляет на нем монтажный зажим ручной лебедки [лист7]. Ручной лебедкой производится вытягивание СИП, при этом показания динамометра сравниваются с проектным

значением тягового усилия. Если весь тяговый трос ручной лебедки намотан на барабан, а усилие тяжения по динамометру ниже требуемых по условиям монтажа, процесс повторяют снова. На некотором расстоянии от опоры с помощью отделительных клиньев выделяют несущий провод, закрепляют на нём монтажный зажим временного анкера, снимают с несущего провода монтажный зажим ручной лебедки и, отмотав предварительно с барабана лебедки несколько витков тягового троса, переставляют монтажный зажим лебедки на несущий провод СИП, возможно дальше в сторону анкерного пролета и т. д. Процесс натяжения повторяют необходимое количество раз. Допускается натягивать СИП, с усилием, превышающим проектное значение примерно на 5% с учетом удлинения СИП через несколько часов после окончания монтажа за счет освобождения от деформаций, возникающих при намотке и хранении на барабане. Визуально (по стрелам провеса оценивают качество натяжки СИП в анкерном пролете, после чего провод, как правило, оставляют «отвисеться»).

Для закрепления СИП на промежуточной опоре с помощью разделительных клиньев выделяют из пучка СИП несущий провод. 3атем приподняв провод, отводят с крюка опоры наружную подвижную щеку ролика и снова опускают провод в ручей ролика. Стальной щеткой зачищается, а затем смазывается участок несущего провода в месте установки поддерживающего зажима. При закреплении зажима провод укладывают на основание корпуса (типа "лодочки"), надев сверху прижимную планку и затягивают крепежный болт. [лист7].

Закрепление СИП на угловых промежуточных опорах

рекомендуется производить следующим образом. На опоре выше монтажного ролика закрепляют с одной стороны ручную лебедку, с другой временный анкер. По обе стороны от монтажного ролика с помощью двух отделительных клиньев выделяют участки несущего

провода и устанавливают на один из них монтажный зажим тягового троса ручной лебёдки, а на другой - монтажный зажим временного анкера. Ручной лебёдкой СИП подтягивают настолько, чтобы на участке между двумя монтажными зажимами можно было установить поддерживающий зажим и закрепить его на крюке опоры. Технология установки и закрепления поддерживающего зажима описана ранее.


.4 Монтаж ответвлений к вводам в здание


В процессе монтажа ответвлений к вводам в здание выполняются следующие операции [5]:

раскатка СИП ответвлений;

установка анкерного зажима;

закрепление СИП ответвлений на опоре и здании.

К месту монтажа ответвления подвозят бухту или катушку СИП ответвления, подготавливают к монтажу анкерные зажимы и инструмент.

Монтаж ответвлений от СИП магистрали к вводам в здание выполняют два электролинейщика. С бухты или катушки вручную отматывают СИП ответвления между опорой и зданием. Стальной щеткой зачищают место установки анкерного зажима на несущем неизолированном проводе и покрывают его смазкой. Устанавливают анкерный зажим, поднимают провод на опору и навешивают анкерный зажим на крюк опоры.

Другой поднимается к крюку, установленному в стене здания, натягивает провод ответвления, отмечает на нем место крепления

второго анкерного зажима. Замерив расстояние от крюка места соединения проводов ответвления с внутренней проводкой, элек- тролинейщик секторными ножницами обрезает провод от бухты, зачищает место установки анкерного зажима, устанавливает его и закрепляет на стене здания. На СИП накладывают полиэтиленовые бандажи, располагая их с обеих сторон анкерного зажима.


.5 Установка ответвительных зажимов


Присоединение ответвлений с применением СИП выполняют ответвительными зажимами, [лист7].

На предохранительных футлярах ножом отрезают часть выступов с расчетом, чтобы образовавшиеся в футляре отверстия были равны диаметрам соединяемых проводов. Выбор необходимой арматуры производят по проекту на монтаж ВЛИ.

Соединение смонтированных проводов на опоре выполняет, как правило, один электролинейщик. Перед установкой зажима из СИП магистрали с помощью отделительных клиньев выделяют токоведущую жилу или несущий нулевой провод. С целью равномерного распределения нагрузки по фазам ВЛИ выбор нужной токоведущей жилы осуществляют по специальной маркировке, имеющейся на их изоляции.

При монтаже ответвлений с применением "прокалывающих" зажимов, изоляцию с проводов магистрали и ответвления не удаляют.

Шестигранным или динамометрическим ключом вывинчивают стяжной болт зажима настолько, чтобы в образовавшееся между прокалывающими зубцами пространство свободно вошел выделенный провод магистрали. В пространство между прокалывающими зубцами с другой стороны стяжного болта зажима вводят провод СИП ответвления. При необходимости лишний провод отрезают

секторными ножницами. На нижний выступ зажима надевают держатель и шестигранным или динамометрическим ключом завинчивают стяжной болт с усилием, указанным в таблице для данного типа зажима. Смонтированный зажим помещают в предохранительный

футляр (если этого требует конструкция зажима) и вынимают отделительные клинья. Расстояние между двумя смежными зажимами ответвления должно составлять 15-20 см.

При монтаже ответвительного зажима на неизолированном несущем проводе место установки зажима зачищают стальной щеткой и покрывают смазкой. Ответвительные зажимы поступают на объект, как правило, с очищенными и смазанными контактными поверхностями. Технология их установки аналогична описанной выше.

При монтаже ответвительных зажимов с гладкими контактными поверхностями изоляцию с токоведущих жил СИП предварительно удаляют. С этой целью изолированный провод СИП выделяют с помощью отделительных клиньев, к месту установки прикладывают монтируемый зажим и монтерским ножом наносят две метки на изоляции. С помощью монтерского или кабельного ножа снимают изоляцию, стальной щеткой зачищают металлическую поверхность и покрывают смазкой. На конце присоединяемого провода ответвления на такой же длине снимают изоляцию, зачищают металлическую поверхность жилы и покрывают смазкой. Установку зажима производят по технологии, описанной выше.

По обеим сторонам полностью смонтированного ответвления, нарасстоянии 15-20 см от крайних ответвительных зажимов на магистральный СИП накладывают скрепляющую ленту.

9. Экологичность проекта


Технический прогресс, неся несомненные блага человечеству, порождает одновременно ряд серьезных проблем, одна из которых - экологическая.

Экологическая напряженность возникла не сегодня, она только усилилась в последние годы до весьма высокого уровня. Опасность сложившегося положения тем более велика, если учесть, что 95% продовольствия человечества получает с земель и только 5% из мирового океана [29].

Интенсивная производственная деятельность человека и упадок культуры нашего общества отрицательно сказывается на экологическом состоянии водо-земельных ресурсов. Ежегодно вследствие эрозии, опустынивания, тотсификации из оборота выпадают миллионы гектар сельскохозяйственных угодий [20].

Крупная экологическая проблема - загрязнение водо-земельных ресурсов. Красноярск является одним из крупных городов. Население города приближается к 1 млн. человек, в связи с чем постоянно возрастает количество отходов, производимых населением.


.1 Основные источники загрязнения в западной части г.Канска


В данном районе основными местами загрязнения являются жилые дома, гаражи, магазины и т.п.

На подстанциях имеются масляные трансформаторы и вследствие их неисправности может происходить утечка масла. Поэтому под трансформаторами выкопаны специальные маслоприёмные ямы. К сожалению они не решают проблемы, потому что собранное отработанное трансформаторное масло всё равно как правило просто выбрасывается . Такого рода загрязнения оставляют после себя и автомобили.

Также в этом районе расположены множество источников твёрдых бытовых отходов (ТБО), которые собираются в контейнеры и организованно вывозятся на городскую свалку.

Часть сточных вод данного района направляется на городские очистные сооружения по канализационным трассам, а часть собирается в специальные герметичные накопители (септики) и вывозится на специально оборудованных машинах. К сожалению далеко не все септики имеют герметичную конструкцию. Из за упадка культуры нашего общества и в целях экономии на вывозе сточных канализационных вод, многие специально раз герметизируют септики, в результате чего канализация попадает в грунтовые воды.


.2 Технологии решения проблем


Сегодня существуют технологии, позволяющие решить ряд перечисленных проблем.

Например - отработанное трансформаторное масло. Уже давно существуют технологии по его регенерации ( переработке отработанного трансформаторного масла с целью его повторного использования). И предприятие (Горэлектросеть) обслуживающее электрические сети данного района активно внедряет эти технологии. Применение подобных технологий на сегодняшний день осложнено отсутствием на предприятии финансовых возможностей.

Проблему, с попаданием канализационных стоков индивидуальных жилых домов, не подключённых к центральной канализационной системе, в грунтовые воды можно решить методом контроля. Но к сожалению у наших экологических служб хватает проблем более глобального характера, и не остаётся сил и средств на решение этой проблемы.

Таким образом, экологическое положение страны в целом, не позволяет надеяться на скорое решение экологических проблем.

.3 Факторы негативного влияния подстанций на окружающую среду


Так как в западной части города установлены КТП с трансформаторами небольшой мощности то отсутствует факт травмирования людей шумом или электромагнитным излучением зоны. Основным негативным фактором на подстанции влияющим на окружающую среду является трансформаторное масло.

Все то, что производится, потребляется и добывается рано или поздно превращается в отходы. Отходы в зависимости от токсичности химических веществ, содержащихся в них, проявляют различную степень воздействия на окружающую среду и могут быть: чрезвычайно опасными, высоко опасными, умеренно опасными, малоопасными. Отработанное трансформаторное масло следует отнести к высоко опасным загрязнителям.

При размещении отходов негативное воздействие их часто сопровождается нарушением ландшафта с изменением отдельных элементов геологической среды, загрязнением воздушного бассейна, вод суши, подземных вод, истощением их ресурсов и деградацией водных экостстем, а так же загрязнением и деградацией почв, приводящих к истощению ресурсов растительного и животного мира.

В зависимости от степени экологического неблагополучия в местах образования и размещения отходов наблюдаются изменения природной среды и деградация естественных экосистем, нередко приводящие к изменению среды обитания и состояния здоровья человека.

В законе Российской Федерации «Об охране окружающей природной среды» (ст. 38) записано, что участки территории РФ, где в результате хозяйственной или иной деятельности происходит устойчивое отрицательное изменение в окружающей природной среде, угрожающее здоровью населения и состоянию естественных экологических систем, объявляются зонами чрезвычайной экологической ситуации

На территории России ежегодно образуются миллионы тонн технологических нефтехимических жидких отходов. Большую их часть не используют т.к. часть их собирается в накопителях, часть выбрасывается в атмосферу и сливается в канализацию или водоемы, засоряя и отравляя окружающую среду. Утилизацию и обезвреживание большей части таких отходов должны проводить предприятия на которых они образуются, поскольку как правило такие предприятия имеют необходимые средства для утилизации отходов.

Городские власти должны создать законодательную базу и систему контроля, которые исключали бы возможность выброса нефтехимических отходов в окружающую среду.

Отработанное трансформаторное масло можно использовать как компонент топлива для котельных в любых соотношениях после отстоя воды и механических примесей.

Объемы масла на подстанции не велики, нефтеперерабатывающие заводы расположены далеко от пункта, что делает перевозку масла для переработки не рентабельной..

Подстанция не обладает таким количеством масла, которое при аварии способно создать угрозу экологического бедствия. Так же этот вопрос не вызывает опаски еще и по тому факту, что квалифицированный обслуживающий персонал ведет постоянный контроль за состоянием оборудования на подстанции.


.4 Охрана среды при сооружении ВЛ


Сооружение ВЛ, как и любая другая производственная деятельность человека, наносит ущерб окружающей среде. Это выражается в повреждении верхнего плодородного слоя земли, вырубке деревьев и кустарников, потраве сельскохозяйственных культур, нарушении устойчивости поверхностного слоя грунта в полупустынных и вечной мерзлоты в тундре и лесотундровой зоне, а также гибели птиц, вредном влиянии сильных электромагнитных полей на здоровье людей и животных.

Самый значительный ущерб природе наносит отчуждение под ВЛ пахотных земель (исключение их из севооборота). Поэтому, как правило, для сооружения ВЛ отводят земли, непригодные для сельского хозяйства. В исключительных случаях ВЛ прокладывают через поля, причем ее трасу обычно располагают вдоль дорог, оврагов и других разграничителей. При этом ширина полосы земли в ненаселенной местности, отводимая на период строительства В Л, составляет не более 8 - 17 м, а площадь дополнительных участков в местах сборки и установки опор - не более 150 - 800 м2 (для В Л 1 -220 кВ). В населенной местности эти размеры обуславливаются проектом.

На участках отвода полосы ВЛ должны приниматься меры по сохранению плодородия земли. При рытье котлованов и траншей верхний слой грунта следует до начала работ срезать и сдвигать в кучи, а после окончания работ укладывать на место (рекультивировация земли). Повреждение плодородного слоя можно уменьшить, применяя машины и механизмы с небольшим удельным давлением на грунт, а также производя работы в зимний период. Правильный выбор времени строительства ВЛ (например, после уборки урожая) позволяет избегать потравы сельскохозяйственных культур.

Особое внимание окружающей среде должно уделяться при производстве работ в зоне вечной мерзлоты. Уничтожение растительности, удерживающей влагу и закрывающей грунт от прямых солнечных лучей, нарушает устойчивость поверхностного слоя земли, увеличивает глубину сезонного промерзания и оттаивания грунта и, как следствие, приводит к выпучиванию (выталкиванию) фундаментов и опор. При этом заметное пучение грунта, т. е. увеличение его объема при замерзании, обычно происходит до глубины 2 м. Еще большие нарушения естественного природного равновесия возникают при тепловом способе бурения скважин для свай. Поэтому в первую очередь необходимо организовать транспортировку грузов строго по дорогам, так как мерзлые и заболоченные грунты необратимо деформируются при интенсивном движении гусеничных машин, и ограничить тепловые способы разработки котлованов.

При транспортировке материалов по трассе нельзя ломать кусты и деревья, повреждать поверхностный слой земли, загрязнять почву продуктами отработки машин и механизмов. Чтобы исключить оползни грунта на склонах, следует применять косогорные опоры с разной длиной стоек и оттяжек, что позволяет отказаться от выравнивания грунта в месте установки опор. Уменьшение ширины просек вблизи опор значительно сокращает вырубку деревьев. Такие просеки могут быть криволинейными или ступенчатыми. Для сохранения птиц, садящихся на провода и вьющих гнезда в местах их крепления на опорах, устраивают специально противо птичьи заградители, насесты, площадки для гнезд в безопасных местах.

Вредное влияние сильных электромагнитных полей ВЛ высокого и сверхвысокого напряжения уменьшают, размещая их провода на такой высоте, при которой напряженность электрического поля не превышает допустимую (15 и 5 кВ/м - соответственно в ненаселенной и населенной местности, 10 кВ/м - на пересечениях дорог). Поэтому ВЛ сверхвысокого напряжения, как правило, сооружают не ближе 250 - 300 м от границ населенных пунктов.

Для сохранения окружающих ландшафтов при сооружении ВЛ необходимо совершенствовать конструкции опор с эстетической точки зрения, а также располагать их на трассе так, чтобы они как можно меньше выделялись на местности и гармонировали с ней.

Очень большой ущерб окружающей среде наносят пожары, обычно возникающие в весенне-летний период. Поэтому при сооружении ВЛ значительное внимание следует уделять противопожарным мероприятиям. Необходимо, чтобы просеки строящихся ВЛ были расчищены от сухого валежника, хвороста, кустарника и других горючих материалов, места разведения костров - окопаны канавами, а невывезенные штабеля древесины и порубочных остатков - окаймлены минерализованной полосой шириной 1 м (с полностью удаленным до минеральных слоев почвы растительным грунтом). В жилых поселках, на территориях складов и мест стоянок машин и механизмов необходимо иметь полные комплекты средств пожаротушения (огнетушители, помпы, багры, ведра и др.).

После завершения строительно-монтажных работ территория строительства ВЛ должна быть приведена в состояние, пригодное для использования по прямому назначению.


.5 Материальное стимулирование природной деятельности


Материальное стимулирование, то есть обеспечение заинтересованности, выгодности для предприятия и его работников природоохранной деятельности, предлагает не только мер поощрения, но и наказания.

К мерам материального поощрения относятся такие, как:

  • установление налоговых льгот (сумма прибыли, с которой взимается налог, уменьшается на величину, полностью или частично соответствующую природоохранных затратам);
  • освобождение от налогообложения экологических фондов и природоохранного имущества;
  • применение поощрительных цен и надбавок на экологически чистую продукцию;
  • применение льгот на кредитования предприятий, эффективно осуществляющих ООПС (снижение процента за кредит или беспроцентное кредитование).
  • К мерам материального наказания относятся:
  • введение специального добавочного налогообложения экологически вредной продукции, выпускаемой с применением экологически опасных технологий;
  • штрафы за экологические правонарушения. Предприятия только тогда охотно займутся природоохранной деятельностью, когда будет разработан и повсеместно внедрен такой механизм стимулирования, при котором соблюдается следующее равенство:

,(9.1)

,(9.2)


Где:

- затраты предприятия на природоохранную деятельность;

- прибыль от утилизации отходов;

- льготы по налогообложению;

- кредитные льготы;

- надбавка к цене;

- плата за сверхнормативное использование ресурсов природы;

- плата за сверхнормативное загрязнение окружающей среды;

- плата за размещение отходов в окружающей среде;

- штрафы;

- дополнительное налогообложение.


Элементы формулы (9.1) должны увеличивать доход, остающийся в распоряжении предприятия в случае проведения эффективной природоохранной деятельности, а элементы формулы (9.2) снижать его, когда предприятия пытаются экономить на природоохранной деятельности. То и другое должно превышать затраты, необходимые для осуществления ПОД в достаточном объеме.

Меры стимулирования в виде дополнительного премирования или, наоборот, лишении премии, вручении ценных подарков и других мер поощрения и наказания по результатам природоохранной деятельности должны быть предусмотрены и для отдельных работников предприятия, непосредственно принимающих в ней участие.


.6 Заключение


При разработке проекта учтены требования законодательства об охране окружающей среды.

В процессе строительства и эксплуатации запроектированных низковольтных сетей не оказывается вредного воздействия на окружающую среду (воздух, воду, недра, почву и фауну).

Земельные участки для размещения опор низковольтных сетей не изымаются в соответствии с «Нормами для отвода земель для электрических сетей напряжением 0,4-500 кВ» (СН 465-74).

В связи с применением новых технологий (использование СИП) вырубки зелёных насаждений, для реконструкции, монтажа и дальнейшей эксплуатации линий электропередач, не потребовалось.

Охрана окружающей среды обеспечивается конструктивными решениями типовых проектов, в связи с чем дополнительные мероприятия по охране природы не требуются.

10. Безопасность проектных решений


Проектируемые электрические сети предполагается внедрить и эксплуатировать Канской Горэлектросетью - РЭС в западной части г.Канска.

Для обеспечения безопасности и здоровья людей проводится система организационных и технических мероприятий.


.1 Общие требования безопасности. [45]


К работе электромонтером по обслуживанию подстанций и распределительных сетей 10-6-0,4кВ (электромонтёр оперативно-выездной бригады (ОВБ)) допускаются лица, не моложе 18 лет, прошедшие медицинский осмотр и признанные годными к выполнению вышеуказанной работы. В дальнейшем периодические медицинские осмотры проходятся 1 раз в 2 года (приказ Министерства здравоохранения и медицинской РФ от 14.03.96г № 90);

Электромонтер ОВБ при приеме на работу должен пройти вводный инструктаж. Инструктаж проводит инженер-инспектор по ТБ в специально оборудованном кабинете;

С вновь принятым, а также при переводе из одного подразделения в другое или же при изменении характера работы внутри подразделения, проводится первичный инструктаж на рабочем месте.

Первичный инструктаж электромонтера ОВБ проводит начальник РЭС или заместитель начальника РЭС.

Электромонтер ОВБ проходит не реже 1 раза в месяц повторные инструктажи, которые проводит диспетчер смены. Внеплановые инструктажи проводятся по мере необходимости;

До назначения на самостоятельную работу, электромонтер должен пройти:

  • необходимую теоретическую подготовку
  • производственное обучение на рабочем месте
  • стажировку на рабочем месте
  • проверку знаний правил техники безопасности, правил технической эксплуатации, должностных и производственных инструкций и других документов, определенных должностной инструкцией
  • дублирование под руководством и наблюдением опытного электромонтера ОВБ или диспетчера.
  • До назначения на самостоятельную работу в качестве старшего лица ОВБ после прохождения всех этапов подготовки по пункту 1.5. дополнительно должен пройти:
  • аттестацию в центральной экзаменационной комиссии предприятия.
  • Допуск к этапам подготовки (обучение, стажировка, дублирование) оформляется распоряжением по РЭС с указанием сроков и лиц, ответственных за конкретный этап подготовки;
  • После проверки знаний электромонтер ОВБ получает удостоверение, в котором должны быть указаны присвоенная группа по электробезопасности и права на выполнение специальных работ (работа с фазировочником, с радиостанцией и т.п.).
  • Электромонтер ОВБ, находясь на рабочем месте, должен иметь при себе удостоверение.
  • Порядок дублирования электромонтера ОВБ:
  • В течении срока дублирования электромонтер ОВБ должен пройти две противоаварийные тренировки с элементами пожаротушения. Во время дублирования за все действия дублера, отвечает в равной степени как работник, ответственный за дублирование, так и сам дублер.
  • После прохождения всех ступеней подготовки по п. 1.5. и 1.6. электромонтер ОВБ может приступить к самостоятельной работе. Допуск к самостоятельной работе в качестве электромонтера ОВБ оформляется распоряжением по РЭС, а в качестве старшего лица ОВБ, прошедшего аттестацию, распоряжением по предприятию.
  • Электромонтер ОВБ, допускаемый к верхолазным работам, в течении 1 года должен работать под непосредственным надзором опытного рабочего, назначенного распоряжением по РЭС.
  • К выполнению самостоятельных верхолазных работ электромонтер ОВБ допускается, если он признан годным к верхолазным работам медкомиссией и имеет стаж верхолазных работ не менее 1 года и тарифный разряд не ниже третьего.
  • При нарушении требований настоящей инструкции в зависимости от характера нарушений может быть проведен внеочередной инструктаж или внеочередная проверка знаний;
  • При оперативном обслуживании подстанций и распределительных сетей 10-6-0,4кВ могут иметь место следующие опасные и вредные производственные факторы:
  • - повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека при приближении на расстояние менее допустимого к неизолированным токоведущим частям и элементам оборудования, находящегося под напряжением, а также при перемещении и работе в зонах растекания тока замыкания на землю, влияния электрического поля и наведенного напряжения
  • Таблица 10.1 Допустимые расстояния до токоведущих частей, находящихся под напряжением (в метрах) [45]

Напряжение, кВРасстояние от людей и применяемых ими инструментов и приспособлений от временных огражденийРасстояние от механизмов и г/п машин в рабочем и транспортном положениях, от стропов, грузозахватных приспособлений и грузовДо 1кВ на ВЛ0,61,0В остальных электроустановкахНе нормируется (без прикосновения)1,06-35кВ0,61,0110кВ1,01,5220кВ2,02,5

  • расположение рабочего места на значительной высоте относительно поверхности земли;
  • недостаточная освещенность рабочей зоны при работе в помещении или на улице в темное время суток, а также при аварийных ситуациях в случае отсутствия напряжения в сети освещения;
  • повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны, а также поверхностей оборудования при выполнении работ вне помещений;
  • повышенная или пониженная влажность воздуха, а также сильный ветер при работе вне помещений;
  • брызги кислоты (щелочи) при обслуживании аккумуляторных батарей;
  • движущиеся машины и механизмы при проезде и переходе к рабочему месту, при работе на подстанциях, РП, ТП и ВЛ 10-6-0,4кВ, перемещение грузов грузоподъемными механизмами;
  • разрушение конструкций и элементов оборудования в процессе выполнения оперативных переключений в аварийной ситуации;
  • вращающиеся части машин и механизмов;
  • загазованность воздуха рабочей зоны при пожаре и перекрытиях изоляции оборудования при коротких замыканиях;
  • электрический разряд при молнии;
  • электрическая дуга при коротких замыканиях;
  • падение предметов с высоты;
  • открытое пламя при возгорании оборудования;
  • скользкие поверхности грунта и пола;
  • открытые водоемы (реки, пруды, озера);
  • острые кромки инструмента, оборудования.

Для защиты от воздействия опасных и вредных факторов необходимо применять соответствующие средства защиты и спецодежды согласно действующим отраслевым нормам.

Для защиты от прохождения тока через тело человека, служат электрозащитные средства, диэлектрические перчатки, боты, галоши, ковры, подставки, накладки, колпаки, переносные заземления и стационарные заземляющие ножи, указатели напряжения для фазировки, слесарно-монтажный инструмент с изолирующими рукоятками, ограждения, плакаты и знаки безопасности.

При работе на высоте более 1,3м над уровнем земли, пола, площадки и расстоянии менее 2м от границы перепада по высоте, необходимо применять предохранительный пояс, при необходимости со страхующим канатом или ограждать рабочее место временными ограждениями.

При недостаточной освещенности рабочей зоны следует применять дополнительное местное освещение.

При замене предохранителей под напряжением, необходимо защищать глаза очками или лицо маской. Для защиты органов дыхания при пожаре в закрытой установке, необходимо использовать противогазы (в т.ч. и шланговые).

В помещениях с действующим электрооборудованием (за исключением щитов управления - релейных и им подобных), в закрытых и открытых распределительных устройствах, колодцах, коллекторах, траншеях, а также при работе на ВЛ необходимо пользоваться защитной каской.

Переключения должны производиться наиболее безопасным способом (по телемеханике, дистанционно, находясь под защитными козырьками, при выведенном АПВ, с …. Минимального числа людей и т.д.).

При пересечении водоемов, необходимо применять спасательные пояса и жилеты.

При тушении пожаров и возгораний необходимо пользоваться первичными средствами пожаротушения (огнетушителями, песком и т.д.), противогазами.

При передвижении на территории предприятия и города и нахождении на рабочих местах, необходимо выбирать наиболее безопасный маршрут и расположение.

Электромонтеры ОВБ получают спецодежду, спецобувь по следующим нормам износа (несгораемой спецодеждой):

костюм хлопчатобумажный- 12 месяцев

рукавицы хлопчатобумажные- 1 месяц

рукавицы меховые- 24 месяца

сапоги кирзовые- 18 месяцев

телогрейка- 24 месяца

брюки ватные- 24 месяца

каска- 24 месяца

плащ прорезиненный- дежурный

сапоги резиновые- дежурные


Таблица 10.2 Нормы индивидуальных и бригадных средств защиты.

№№ п/пНаименование средства защитыТип, ГОСТ, ОСТ, ТУ и т.п.Примечание (местонахождение)1.Изолирующая штанга:- оперативная 110кВШО-110 У4 Гост 20494-90, ТУ16-538.229-74 ТЭМЗ, БЭМЗНа ПС 110кВ- для наложения заземления 110кВШЗП-110кВ Гост 20494-90 ТЭМЗ, БЭМЗ«- оперативная 35кВШО-35 У4 ТУ 16-538.231-74 Гост 20494-90 ТЭМЗ, БЭМЗНа ПС 35кВ- для наложения заземления 35кВШЗП-35У1 ТУ 16-538.232-74 ТЭМЗ, БЭМЗ«- оперативная 10кВШО-10 ТУ 16-538.054-70Бригада ОВБ- для наложения заземления 10кВШЗП-10 ТУ 16-538.054-70 БЭМЗ«2.Указатели напряжения:110кВУВН-90 Гост-20493-75 ТУ24-04-981-76 СвердловскэнергоремонтНа ПС 110кВ35кВУВН-90 ТУ-34-3823-71На ПС 35кВУВНБ 6-35кВ ТУ-34-3827074 Ростовский завод средств автоматики«6-10кВУВН-10 ТУ 34-3031-75«3.Указатели напряжения для фазировки 6-10кВУВНФ-10 ТУ 34-13-3898-76 ДЭМЗ Гост 20493-90Бригада ОВБ4.Указатели напряжения до 1000ВТУ 25-04-846-78 МИН-1«5.Диэлектрические перчаткиТУ 38-106.359-79 ТУ 38-105.977-76«6.Диэлектрические ботыГост 13385-78 №13«7.Изолирующие накладки:6-10кВ до 1000ВИзготовлены Горэлектросетью согласно Правил применения испытания средств защиты (1997г)8.Переносные заземления сечением 90, 70, 50, 25мм2««9.Наброс на ВЛ 0,4-10кВТУ 34-28-17005-78«10.Указатель повреждения кабеля (УПК-01Н; УПК-6/10, УПС)Техническое описание и инструкция по эксплуатации ООО Электротехразработка и др.«11.Плакаты и знаки безопасностиГост 12.4.026-76 Правила применения испытания средств защиты (1997г)«12.ПротивогазФ-221, ГП-5, ПШ-1«13.ОгнетушительОУ-5 (10) Гост 7276-69«14.Аптечка медицинскаяКомплект«15.МегомметрМ4100/5«16.Очки защитныеЗН Р1 Гост 12.4.013-85 Гост 12.4.001-80«17.Предохранительный монтерский поясГост 12.089-86 ТУ 36-2103-78«18.Когти монтерскиеГост 14331-77 ТУ 34-2412-77«19.Канат страховочныйГост 12.3.107-83Индивидуальная20.Каска защитнаяГост 124.128-83 ТУ 39/22-8-9-2-72Индивидуальная21.РукавицыГост 12.4.010-7522.Клещи электроизмерительные Ц 4501Гост 9071-79Бригада ОВБ23.Клещи электроизмерительные Ц 90-«-«24.Временные огражденияГост 12.4.059-89На ПС, РП

Применяемые средства защиты и спецодежда должны соответствовать требованиям стандартов и техническим условиям на их изготовление.

При работе с легко воспламеняющимися жидкостями (ЛВЖ), необходимо соблюдать правила пожарной безопасности: не курить, не пользоваться открытым огнем, не допускать во время работы вблизи ЛВЖ искрения, в том числе при коммутации в цепях электрического тока.

При зарядке аккумуляторных батарей пользоваться защитными очками, кислотостойкими перчатками, спецодеждой.

Необходимо пользоваться при работе с острыми и режущими предметами рукавицами.

Запрещается приближаться на опасное расстояние к не огражденным вращающимся частям машин и механизмов.

При приближении грозы прекращаются работы на ОРУ, ВЛ на линейных вводах и коммутационных аппаратах ЗРУ, КЛ, непосредственно подключенных к ВЛ. Запрещается во время грозы находиться под высокими деревьями, настилами и т. д.

Во время выполнения работ следует воздерживаться от курения. Курить разрешается только в специально отведенных местах.

При несчастном случае следует немедленно приступить к оказанию первой помощи, вызвать «скорую помощь» самостоятельно или сообщить диспетчеру о случившемся, который должен вызвать «Скорую помощь», сообщить о случившемся диспетчеру и руководству РЭС. Необходимо уметь правильно оказывать помощь пострадавшему до прибытия медицинского персонала, проводить искусственное дыхание и непрямой массаж сердца, останавливать кровотечения и перевязывать раны, оказывать помощь при ожогах, переломах, отравлениях, утоплении и т. д., а также принять меры к сохранению обстановки, при которой произошел несчастный случай, если это не угрожает жизни людей и безаварийной работе оборудования.

О замечаниях, неисправностях оборудования, приспособлений и инструмента, представляющих опасности для себя и окружающих, необходимо сообщать диспетчеру и руководству РЭС и без его разрешения к работе не приступать.

Необходимо соблюдать следующие гигиенические требования:

мыть руки с мылом перед принятием пищи и курением;

не применять для мытья рук бензин, керосин и различные растворители;

не применять пищу на рабочем месте (кроме комнаты приема пищи);

спецодежду и средства индивидуальной защиты содержать в чистоте и хранить их отдельно от домашних и личных вещей.

Недопустимо распитие спиртных напитков и принятие наркотиков во время работы, на территории и в помещениях предприятия, а также появление на работе в нетрезвом состоянии или в состоянии наркотического опьянения.

Необходимо соблюдать установленные Правилами внутреннего трудового распорядка предприятия время начала и окончания работы, а также время перерыва для отдыха и питания. Запрещается работа в течении двух смен, Заступающий на смену работник должен быть отдохнувшим, здоровым и иметь хорошее самочувствие.

Каждый электромонтер ОВБ должен соблюдать все требования настоящей инструкции.

За нарушение требований данной инструкции, виновные могут быть привлечены к дисциплинарной ответственности. Если нарушение связано с причинением имущественного ущерба предприятию, то виновный несет материальную ответственность в установленном законом порядке.

За нарушения требований данной инструкции, повлекших причинение вреда здоровью человека или его смерть, виновные могут быть привлечены к уголовной ответственности.


10.2 Предотвращение аварийных ситуаций в системе электроснабжения западной части г. Канска


Оперативный электротехнический персонал для предотвращения аварий в системе электроснабжения данного района проводит периодические и внеочередные осмотры действующих силовых и осветительных установок, коммутационных аппаратов, трансформаторов, систем защиты и автоматики, а также производит оперативные переключения для бесперебойного питания электроприемников.

В процессе эксплуатации производится их плановый ремонт, проверка сопротивления и испытаний изоляции электрических машин, аппаратов, кабелей. Для этого имеются специальные службы: служба ВЛ, служба П/ст, служба КЛ 6 кВ, служба КЛ 0,4 кВ, служба РП-ТП, служба изоляции, служба релейной защиты. Кроме этого проводятся небольшие по объему работы по предупреждению и ликвидации мелких аварий и неполадок.

В РЭС имеется оперативно - диспетчерская группа ОДГ, где круглосуточно дежурит диспетчер, у которого находятся инструкции по предотвращению и планы ликвидации аварий (нарушений) в электрических и тепловых сетях, составленные на основе типовых планов и инструкций энергосистемы.

Инструкции и планы ликвидации аварий в системе электроснабжения включают в себя вопросы оповещения, разведки места аварии, мероприятия по спасению людей и оказанию помощи по эвакуации их в безопасные места, локализации и ликвидации последствий аварий.

При получении информации о нарушении работы электрооборудования диспетчер высылает на место аварии оперативно-выездную бригаду ОВБ. В ее состав сходят: старший в бригаде электромонтер с группой по электробезопасности не ниже 4; второе лицо - шофер с группой не ниже 3. Они на основании инструкций и планов ликвидации аварий определяют объект и вид нарушения, наличие опасности для людей и сохранности оборудования; организуют охрану или усиливают контроль, снижают нагрузку или отключают оборудование, сообщают диспетчеру об аварии, а тот в свою очередь принимает решение о ликвидации.

С целью поддержания готовности спецформирований к действиям в аварийных ситуациях и при отказах систем автоматики проводятся занятия и противоаварийные тренировки с анализом действий оперативно- ремонтного электротехнического персонала при подобных авариях.

ОВБ снабжается автомашиной, электроинструментом с изоляционными рукоятками, штангами всех видов, указателями напряжения, измерительными и изолирующими клещами, диэлектрическими перчатками, ботами и ковриками, переносными заземлениями и закоротками; расходными и ремонтно-строительными материалами, средствами радиосвязи, оборудованием для резки и сварки металлоконструкций; лебедкой и т.д.

Если авария произошла ночью, в выходные или праздничные дни, то члены ОВБ определяют, можно ли устранение аварии отложить до выхода на работу необходимых служб. Если же аварию необходимо устранить в кратчайшие сроки, то вызывается аварийно-восстановительная служба (АВС) горэлектросети, которая находится на дежурстве круглосуточно и ежедневно.

Все изменения в схемах питания отмечаются в оперативной документации.

Для примера рассмотрим ликвидацию аварии на трансформаторной подстанции.

Если трансформатор отключился действием максимальной токовой защиты и при этом потеряли электропитание потребители, а АПВ и АВР отказали в действиях или действия их не успешны, то оперативно-ремонтный персонал с группой по электробезопасности не меньше 4 включает в работу отключившийся трансформатор без осмотра самого трансформатора и оборудования распределительного устройства, потерявшего напряжение. Подача напряжения производится при включенном положении выключателя всех электрических цепей, которые питались от шин, и в момент исчезновения напряжения автоматически не отключались. В случае неуспешного ручного включения трансформатора под нагрузку производится его осмотр, а также осматривается все оборудование. При осмотре проверяется положение указателей срабатывания защит отходящих кабельных линий, поскольку причиной отключения трансформатора может быть не отключенное короткое замыкание на одной из них. Отказавший в работе выключатель кабельной линии отключают и, при отсутствии других повреждений, включают трансформатор в работу, т. е. под нагрузку. При этом соблюдают безопасное расстояние и пользуются электрозащитными изолирующими средствами.

Восстановительные работы в аварийных случаях в электроустановках, не терпящих отлагательства, разрешается выполнять без наряда, по распоряжению с записью в оперативный журнал; оперативному персоналу в электроустановках напряжением выше 1000В - двум лицам с группами 3 и 4; ремонтному персоналу под наблюдением оперативного персонала, если выписка наряда задерживается; ремонтному персоналу под наблюдением и ответственностью административного персонала, обслуживающего эту электроустановку с группой не ниже 5, при напряжении до 1000В - не ниже 4.

Если нет лиц, имеющих право выдачи нарядов, то наряд могут выписывать лица с 4 группой из оперативного или ОВБ персонала, утвержденных руководством РЭС.


.3 Обеспечение безопасности при эксплуатации линий электропередачи напряжением 0.38 кВ с СИП


.3.1 Общие требования [6]:

При эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 0,38 кВ со скрученными вокруг неизолированного нулевого несущего провода изолированных фазных проводов ВЛИ 0,38 кВ должны соблюдаться действующие "Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок" (ПТБ) и "Правила применения и испытания средств защиты, используемых в электроустановках, технические требования к ним".

В процессе эксплуатации работы на ВЛ 0,38 кВ могут производиться с отключением линии или без отключения (под напряжением).

Под напряжением могут выполняться работы:

по замене опор и их элементов, поддерживающей и другой арматуры для крепления проводов на опорах и других несущих конструкциях;

по перетяжке проводов;

по замене соединительных, ответвительных и натяжных зажимов;

по присоединению и отсоединению ответвлений к электроприемникам;

по замене участков или восстановлению изоляции отдельных фазных проводов при нарушении ее целостности, за исключением случаев повреждения проводов (их изоляции), требующих замены участка проводов целиком.

С отключением линии должны производиться работы по замене жгута проводов целиком, работы с разъединением или соединением одного или нескольких проводов на линиях, проходящих во взрыво- и пожароопасных зонах (вблизи складов горюче-смазочных материалов, мазутохранилищ, бензоколонок, газораспределительных станций и т. п.).

При необходимости работы с отключением, на отдельном проводе допускается производить отключение не всей линии, а только провода, на котором предусматривается выполнение работ; провод отключается со всех сторон, откуда может быть подано напряжение, и заземляется на месте производства работ.

Отключенный провод выявляется по маркировке на изоляции. Заземляющий проводник, следует присоединять к изолированному проводу мощью специального ответвительного зажима, обеспечивающего прокалывание изоляции провода. Установка заземления производится в следующей последовательности: заземляющий проводник присоединяется к заземляющему устройству, на проводе фазы устанавливается ответвительный зажим, указателем напряжения через ответвительный зажим производится проверка отсутствия напряжения, в ответвительном зажиме закрепляется свободный конец заземляющего проводника. Работа выполняется в диэлектрических перчатках.

При выполнении работ на фазных проводах под напряжением необходимо в зоне работ изолировать нулевой провод и металлическую арматуру применением изолирующих накладок и колпаков.

Бригада, производящая работы на ВЛ 0,38 кВ, должна быть укомплектована: средствами индивидуальной защиты, заземляющими устройствами, слесарно-монтажным инструментом с изолированными ручками, специальным технологическим оснащением - натяжным устройством, приспособлениями и лебедками для раскатки провода, монтажными клиньями из изоляционного материала, ножом для разделки

изоляции, набором инструментов для монтажа зажимов, зажимами ответвительными и принадлежностями, предусмотренными технологическими инструкциями (картами); средствами связи с диспетчером.


.3.2 Требования связанные с организацией работ [6]

Работу под напряжением разрешается производить при следующих атмосферных условиях:

температура воздуха - от минус 20°С до плюс 40°С,

скорость ветра - не более 10 м/с,

отсутствие грозы,

-отсутствие инея, гололеда на опорах (если работы выполняю подъемом на опоры).

В зависимости от влажности воздуха и осадков возможность проведения работ устанавливается следующим образом:

при незначительных осадках (слабый и моросящий дождь); можно начинать и выполнять до конца; при сильном дожде, густом тумане, снегопаде работу не следует начинать, но начатую операцию можно завершить.

Лица, организующие и выполняющие работы под напряжением, должны пройти курс обучения, иметь записи в графе "Свидетельство на право производства специальных работ" квалификационного удостоверения.

Бригада, выполняющая работы под напряжением, должна состоять не менее чем из двух человек: производителя работ, имеющего допуск к верхолазным работам, и члена бригады - электромонтера верхового. Электромонтер низовой допускается к работам в бригаде, состоящей из трех человек - производителя работ, электромонтера верхового и электромонтера низового.

Наряд на производство работ под напряжением выдается для каждого

участка работы отдельно. Допускается выдавать, один наряд на несколько ВЛ для поочередного оформления допуска в наряде на каждом рабочем месте.

Лица, выполняющие работы под напряжением, должны иметь и применять:

все члены бригады - защитные каски;

производитель работ и электромонтер верховой - очки защитные, пояс предохранительный, диэлектрические перчатки и брезентовые рукавицы для их механической защиты, диэлектрическую "обувь;

электромонтер низовой очки защитные, диэлектрические перчатки и брезентовые рукавицы для их механической защиты, диэлектрическую обувь;

Работа под напряжением должна быть прекращена в случаях:

отключения линии из-за ошибки, допущенной бригадой при выполнении работы;

обнаружения неисправностей в применяемых при работах технических средствах;

-обнаружения дефектов на линии, нарушений технологии или выявления других обстоятельств, угрожающих безопасности работающих.


10.4 Правила пользования оборудования, приспособлений и инструмента


Работать на переносных лестницах и стремянках можно, если не требуется проводить натяжение проводов, поддерживать тяжелые предметы, а также запрещается применять ручной инструмент.

При переносе лестницы вдвоем, необходимо нести ее наконечниками назад. При переносе лестницы одним работником, лестница должна находиться в наклонном положении так, чтобы передний конец ее был поднят над землей не менее чем на 2м.

Работая с приставкой лестницы, необходимо стоять на ступеньках, расположенных на расстоянии более 1м от верхнего ее конца. Устанавливать приставную лестницу следует под углом менее 75о к горизонтали, в противном случае верхняя часть лестницы должна быть дополнительно закреплена.

Не допускается поднимать и отпускать груз по приставной лестнице и оставлять на ней инструмент.

Работы с двух верхних ступенек стремянок допускается при наличии у стремянок перил или упоров. На ступеньках приставной лестницы или стремянки, можно находиться только одному человеку. Лестницу нельзя устанавливать на ступени маршей лестничной клетки.

При работе с подвесных, приставных и раздвижных лестниц на высоте более 1,3м, следует применять предохранительный пояс, который закреплять за конструкцию сооружения или лестницу, если она надежно прикреплена к конструкции.

При проведении кратковременных работ на высоте 1,3м и выше от уровня пола (рабочей площадки) без подмостей и лестниц, необходимо применять предохранительный пояс при необходимости со страхующим канатом. При этом необходимо знать место подъема, а также место и способ крепления каната.

В электроустановках применяются средства индивидуальной защиты:

каски защитные

очки и щитки защитные

противогазы

рукавицы, спецодежда (из несгораемой ткани)

пояс предохранительный и канат страховочный

когти монтерские.

При работе инструментом ударного действия, необходимо пользоваться защитными очками для защиты глаз от вредных частиц.

Отвертка должна выбираться по ширине рабочей части (лопатки), зависящей от размера шлица в головке шурупа или винта.

Размеры зева (захвата) гаечных ключей, не должны превышать размеров головок болтов (граней гаек) более чем на 0,3мм. При наличии зазора между плоскостями губок и головок болтов и гаек, недопустимо применять какие-либо прокладки.

Разрешается использовать ручной инструмент с заостренными концами (напильники, шиберы и др.), если на его рукоятках имеются металлические бандажные кольца.


10.5Правила использования средств защиты


Для защиты от напряжения электрическим током, воздействия электрической дуги следует применять электрозащитные средства, которые подразделяются на основные и дополнительные.

Основными электрозащитными средствами можно прикасаться к токоведущим частям, находящимся под напряжением. Дополнительные электрозащитные средства, должны применяться совместно с основными. Они также защищают от напряжения прикосновения и шага.

В электроустановках выше 1000В к основным электрозащитным средствам относятся: изолирующие штанги, электроизмерительные клещи, указатели напряжения, указатели повреждения кабеля.

- к дополнительным, диэлектрические перчатки, боты, коврики и колпаки, изолирующие накладки, переносные заземления, набросы, оградительные устройства.

В электроустановках до 1000В к основным электрозащитным средствам относятся: изолирующие штанги, электроизмерительные клещи, указатели напряжения, диэлектрические перчатки, слесарно-монтажный инструмент с изолирующими ручками

- к дополнительным - диэлектрические галоши, коврики, переносные заземления, изолирующие накладки, ограничительные устройства, плакаты и знаки безопасности, замки и запоры.

При использовании основных средств защиты достаточно применять одно дополнительное, за исключением случаев освобождения пострадавшего от действия тока в электроустановках, когда для защиты от напряжения шага необходимо применять также боты или галоши ( в электроустановках выше 1000В).

Электрозащитными средствами необходимо пользоваться в электроустановках напряжением не выше того, на которое они рассчитаны. В электроустановках напряжением выше 10кВ можно применять указатели на напряжение 6-10кВ, закрепленных на изолирующих штангах, соответствующих напряжению электроустановки. Пользоваться можно только средствами защиты, у которых не истек срок очередного испытания.

Изолирующие средства защиты и приспособления в процессе хранения, перевозки и работы должны быть защищены от увлажнения, загрязнения и механических повреждений. В открытых электроустановках ими можно пользоваться только в сухую погоду. В случае отсырения их необходимо изъять из употребления.

Изолирующие накладки разрешается применять в электроустановках напряжением до 10кВ для предотвращения случайного прикосновения к токоведущим частям в тех случаях, когда нет возможности оградить место работы щитами. В электроустановках до 1000В накладки можно применять также для предотвращения ошибочного включения рубильников.

Устанавливать на токоведущие части накладки, если в их конструкции не предусмотрены изолирующие рукоятки или держатели, необходимо с применением средств защиты.

Следует оберегать изолирующие накладки от увлажнения и загрязнения.

Средства защиты из резины в процессе работ должны быть защищены от воздействия масел, бензина и других разрушающих резину веществ, а также от прямого воздействия солнечных лучей и теплоизлучения нагревательных приборов.

В электроустановках напряжением выше 1000В, необходимо пользоваться диэлектрическими перчатками при работе с изолирующими штангами (кроме измерительных), штангами для наложения заземления и электроизмерительными клещами. Держать штанги необходимо за рукоятки до ограничительного кольца или упора.

При работе в диэлектрических перчатках, их края нельзя повертывать, рукава одежды должны частично находиться внутри перчаток. При пользовании перчатками в холодное время дня допускается надевать их на тонкие шерстяные или хлопчатобумажные перчатки.

При пользовании клещами для измерения в целях напряжение выше 1000В, переключать пределы измерения встроенного прибора следует сняв клещи с токоведущих частей. При измерениях, клещи следует держать на весу. Расстояние между изолированными жилами кабеля, должно быть не менее 250мм.

В электроустановках выше 1000В пользоваться указателем напряжения и указателем напряжения для проверки совпадения фаз, необходимо в диэлектрических перчатках.

Указатель напряжения выше 1000В, следует подносить к токоведущим частям на расстояние, необходимое для появления свечения лампы. Прикасаться указателем к токоведущим частям следует только в том случае, если при приближении лампа не светится. Для лучшего наблюдения за свечением лампы при работе на ярком дневном свете, следует использовать затенитель.

При пользовании однополюсным указателем напряжения, следует иметь в виду то, что возможно свечение сигнальной лампы указателя от наведенного напряжения.

В электроустановках до 1000В не допускается применение «контрольных» ламп (патрон с лампой накаливания и двумя проводниками) для проверки отсутствия напряжения в связи с опасностью травмирования электрической дугой и осколками стекла.

Переносные заземления, подлежащие установке на токоведущие части, необходимо перед установкой осматривать. При разрушении контактных соединений, повреждений более 5% проводников, их расплавлении или обрыве жил и т. п., переносные заземления следует изъять из употребления.

Устанавливать и снимать переносные заземления, а также закреплять их зажимы необходимо в диэлектрических перчатках, применяя изолирующую штангу в установках выше 1000В.

Устанавливая переносные заземления, сначала необходимо присоединить их к земле, а затем после проверки отсутствия напряжения установить на токоведущие части.

Зажимы переносного заземления, должны быть закреплены в местах, очищенных от краски. При снятии переносного заземления необходимо снять его с токоведущей части, а затем отсоединить от земли.

Установленные при подготовке рабочих мест заземления, плакаты и ограждения необходимо сохранять на местах их установки. Временно снятие и повторную установку заземлений, необходимо выполнить в соответствии с указаниями в наряде.

При работе под напряжением до 1000В, необходимо применять инструмент с изолирующими рукоятками в качестве основного средства защиты.

Оградительные устройства (щиты), необходимо устанавливать так, чтобы они препятствовали выходу персонала из помещения в случае возникновения опасности.

При применении защитных очков с запотевающими стеклами, их внутренние поверхности следует предварительно смазать специальным составом, предохраняющим стекло от запотевания.

Необходимо уметь пользоваться противогазом (в том числе шланговым). После пользования противогазом, его необходимо продезинфицировать.

Правила безопасной эксплуатации транспортных средств и механизмов. Правила проезда и прохода на рабочее место, передвижения на рабочем месте.

При наблюдении за перемещением по ОРУ подстанций и трансформаторных средств и механизмов, необходимо следить за тем, чтобы их выдвижные части находились в транспортном положении, а люди только в кабине.

При проезде, установке и работе автомобилей и грузоподъемных машин расстояния от подъемных и выдвижных частей до токоведущих частей, находящихся под напряжением, должны быть не менее указанных в табл. 10.1.

При работах в ОРУ подстанций и по ВЛ, автомобили (в том числе и пожарных команд) и грузоподъемные машины на пневмоколесном ходу, необходимо заземлять. Прикасаться к корпусу машины следует только после ее заземления.

При работе г/п машин и механизмов, нельзя находиться под поднимаемым грузом, корзиной телескопической вышки, а также в непосредственной близости (ближе 5м) от натягиваемых проводов (тросов) упоров, креплений и работающих механизмов.

Посадку и высадку электромонтеров, необходимо выполнять при полностью остановленном и заглушенном двигателе автомашины ОВБ.

Входить и выходить в автомашину ОВБ необходимо справа (со стороны тротуара) .

Перевозить электромонтеров необходимо только в кабинах с исправными запорами дверей.

Передвигаясь пешком на рабочее место и в пределах рабочего места, электромонтеры должны выбирать наиболее безопасный маршрут, избегать скользких и неровных поверхностей грунта, полов и перекрытий.


.6 Расчёт заземления трансформаторной подстанции


Заземление электроустановок - это преднамеренное соединение электроустановок с заземляющим устройством с целью сохранения на них достаточно низкого потенциала и обеспечения нормальной работы системы в выбранном режиме. [28]

Защитное заземление - заземление всех металлических частей установки, которые нормально не находятся под напряжением, но могут оказаться под ним при нарушении изоляции. Защитное заземление выполняется для того, чтобы повысить безопасность эксплуатации, уменьшить вероятность поражения людей и животных электрическим током в процессе эксплуатации электрических установок [15].

Заземляющее устройство состоит из заземлителя, располагаемого в земле, и проводника, соединяющего заземляемый элемент установки с заземлителем. Заземлитель может состоять из одного или нескольких вертикальных или горизонтальных электродов и характеризуется сопротивлением, которое окружающая земля оказывает стекающему току. Сопротивление заземлителя определяется отношением потенциала заземлителя к стекающему с него току [15].

Расчёт заземления производится для определения количества стержневых заземлителей, которые должны быть размещены по намеченному конструкциями контуру.

Сопротивление заземляющего устройства нейтрале трансформатора 0,38 кВ должно быть не более 4 Ом, поэтому это требование является определяющим для расчёта Rз £ 4 Ом, [28].

Заземляющее устройство выполняем вертикальными стержнями длиной 5 м и диаметром 12 мм на расстоянии 0,5 м друг от друга заглублёнными на 0,7 м от поверхности земли и связанными между собой стальной полосой с площадью сечения 40 х 4 мм2.

Вертикальные стержни забиваются по контуру на расстоянии 1 м от площади занимаемой оборудованием подстанции, [15]

Расчётное сопротивление грунта с учётом сезонного коэффициента кс для вертикальных электродов, [15]


(10.1)


где r - удельное сопротивление грунтов, r = 90 Ом*м;

кс - сезонный коэффициент удельного сопротивления грунта, кс = 2


Ом*м.


Для горизонтальных полос связи кс = 5


Ом*м.


Сопротивление стержня


; (10.2)


где l - длинна заземлителя, м;

t - глубина заложения заземлителя (для вертикальных электродов - расстояние от поверхности земли до середины электрода), м;

d - диаметр заземлителя

Ом.


Сопротивление полосы связи


; (10.3)

56,44 Ом,


где l - длина заземлителя, м; l = 2*3,5+2*2,3=11,6 м


Необходимое число вертикальных заземлителей по формуле



(округляем до целого числа)


Эти 10 стержней располагаем по периметру подстанции, тогда расстояние между вертикальными электродами



где nт - число вертикальных стержней.


Проведём сначала расчёт заземляющего устройства без учёта сопротивления горизонтальных соединительных полос (идёт в запас расчёта).

Определим действительное число вертикальных электродов с учётом коэффициента экранирования при n = 10 и a/l =1,16/5=0,23, по справочнику определим hВ = 0,56 [15].

Тогда nД


.


Проведём проверочный расчёт, определим hВ при n = 18 и a/l = 11,6/18/5=0,13, hВ = 0,44.


< 4 Ом.


Определим действительное число вертикальных электродов с учётом присоединённого сопротивления горизонтальных полос Rг, [15].

Сопротивление полосы в контуре из 10 электродов


Ом.


где hГ = 0,34 определено по справочнику [15], при n = 10 и a/l = 0,13.


Тогда действительное число стержней


; (10.4)


где Rз - сопротивление заземляющего устройства, Rз = 4 Ом


Принимаем к монтажу 20 стержней и выполняем проверочный расчёт при n =20, a = 11,6/20 = 0,58 м, а/l = 0,58/5 =0,116 и hВ = 0,5, hг = 0,27


Ом


что меньше требуемых 4 Ом. Таким образом, мы имеем 20 заземляющих штырей.

Список литературы


  1. Пястолов А.А, Вахрямеев А.Л. Эксплуатация и ремонт электрооборудования. - М.: Колос, 1993 - 335с.
  2. Назаренко А.А. Система электро-теплоснабжения села. - М.: Механизация и электрификация сельского хозяйства, 1993. №10 - с. 14 - 15.
  3. Правила устройства электроустановок / Минэнерго СССР. - 6-е изд, перераб. и доп. - Красноярск, 1998. - 656 с.
  4. Курсовое и дипломное проектирование по автоматизации технологических процессов. / Под ред. Ф.Я. Изаков, В.Р. Казадаев. - М.: Агропромиздат, 1988. - 367с.
  5. Комплект нормативно-технической документации, на проектирование сооружение и эксплуатацию ВЛ 0.38 кВ с СИП «АМКА»./А.О. ОРГРЭС - М.: 1995 - 112с./
  6. Правила устройства ВЛ напряжением до 1 кВ с самонесущими изолированными проводами. /А.О. ОРГРЭС - М.: 1995 - 23с./
  7. Михальчук А.Н. Спутник сельского электрика. - М.: Росагропроихдат, 1998. - 254с.
  8. Белорусов Н.И., Саокян А.Е., Яковлева А.И. Электрические кабели провода и шнуры: Справочник - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 536с.
  9. Мартынеко И.И., Тищенко Л.П. Курсовое и дипломное проектирование по комплексной электрификации и автоматизации. - М.: Колос, 1978. - 223с.
  10. Качанов И.Л. Курсовое и дипломное проектирование. - М.: Агропроиздат, 1990. - 351с.
  11. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению предприятий. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 368 с.
  12. Булатов А. С. Экономика. - М.: Юристъ, 2001. - 896 с.
  13. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов / Под. ред. В.М. Блок. - М.: Высшая школа, 1990. - 383 с.
  14. Правила эксплуатации электроустановок потребителей и Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. - 4-е изд., перераб. и доп. - Красноярск Главэнергонадзор, 1998 - 656 с.
  15. Охрана труда / Под ред. Б.А. Князевского. - М.: Высшая школа, 1982. - 311 с.
  16. Луковников А.В., Шкрабам В.С. Охрана труда. - М.: Агропромиздат, 1991. - 319 с.
  17. Безопасность жизнедеятельности/ Под Общ. ред. С.В. белов,- М.: Высшая школа,1999.
  18. Б.И. Зотов, Н.М. Куплеватский. Охрана труда в агропромышленном производстве. Справочник, Росагропромиздат 1991-318с.
  19. Экономика природопользования / Под ред. Т.С. Хачатурова. - М.: Издательство МГУ, 1991. - 271 с.
  20. Яншин А.Л., Мемза А.И.. Уроки экологических просчетов. - М.: Мысль, 1991. - 429 с.
  21. ГОСТ 21.613-88 Силовое электрооборудование. Рабочие чертежи. - М.: Издательство стандартов, 1998.
  22. ГОСТ 13109-93 Электрическая энергия. Требования к качеству электроэнергии. - М.: Издательство стандартов, 1995.
  23. Правила пользования электрической и тепловой энергией, издание 5 переработанное и дополненое. М.: Энергоатомиздат 1992 112с.
  24. ГОСТ 21.614-88 Изображения условные графические электрооборудования, проводок на плане. - М.: Издательство стандартов, 1988.
  25. ГОСТ 2.105-95 Общее требования к текстовым документам. - М.: Издательство стандартов, 1995
  26. Справочник проектировщика/Под ред. Старовертова М. М.,1977.
  27. СНиП 21-01-97 Пожарная безопасность зданий и сооружений.-М.:Госстрой России ,1997
  28. ПУЭ. Правила устройства электроустановок. -М.: Главэнергонадзор России . Энергосервис, 1998.
  29. Реакция организма человека на воздействие опасных и вредных производственных факторов: Справочник : в 2 т. - М.: Изд-во стандартов. 1990.
  30. СНиП 11-35-76. Котельные установки. М.: Стройиздат. 1997.
  31. Бузников Е.Ф. производственные и отопительные котельные . М.: Энергоатомиздат,1984
  32. Электротехнический справочник :Т.2 Электротехнические устройства / Под общ. ред. И.Н. Орлова- М.: Энергоиздат,1986.
  33. Справочник по автоматизированному электроприводу / Под общ. ред. В.А. Елисеева- М.: Энергоиздат, 1983.
  34. Каталог электрооборудования. 07.00.10-83. Выключатели автоматические серии А -М.: Информэлектро, 1987.
  35. Каталог электрооборудования. 07.00.04-81. Выключатели автоматические серии АЕ 20 (модернизированные) -М.: Информэлектро, 1981.
  36. Каталог электрооборудования. 07.39.01-78. Предохранители плавкие типа ПР-2 М.: Информэлектро, 1978.
  37. Сырых Н.Н. Эксплуатация сельских электроустановок -М.: Агропромиздат, 1986.
  38. Курсовое и дипломное проектирование по автоматизации технологических процессов./ Под ред. Ф.Я. Изаков, В.Р. Казадаев. - М.: Агропромиздат, 1988. - 367с.
  39. Методические указания для расчёта отопления и вентиляции. Красноярск Гражданпролект 1997.
  40. Прейскурант № 15-05 Оптовые цены на трансформаторные подстанции, трансформаторы комплектные и реакторы. . - М.: 1980, 22с.
  41. Справочник сметчика по электрическим сетям. /Г.Д. Гофман. - М.: Энергоатомиздат 1985г, 124с.
  42. Сметное нормирование и ценообразование. /П.Е. Комаровский. - М.: Финансы и статистика, 1989г, 299с.
  43. Прейскурант на строительство городских электрических сетей /ПЭС - 78 выпуск 1. - М.: Стройиздат 1980г, 148с.
  44. И.И. Алиев Электротехнический справочник. Издание четвёртое, исправленное. - М.: РадиоСофт 2001,383с.
  45. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. Пот РМ-016-2001, РД 153-34.0-03.150-00, РИПЭЛ плюс 2001г, 160с.

Реферат Дипломный проект на тему «Реконструкция электроснабжения западной части города Канска». В дипломном проекте рассматривался вопрос о выб

Больше работ по теме:

Предмет: Физика

Тип работы: Диплом

Новости образования

КОНТАКТНЫЙ EMAIL: MAIL@SKACHAT-REFERATY.RU

Скачать реферат © 2018 | Пользовательское соглашение

Скачать      Реферат

ПРОФЕССИОНАЛЬНАЯ ПОМОЩЬ СТУДЕНТАМ