Разработка проекта электроснабжения

- Сбор информационных данных на энергообъекте для использования их при коммерческих расчётах.

- Сбор и передача информации на верхний уровень управления коммерческих расчётов.

- Формирование баланса производства и потребления электроэнергии.

- Оперативный контроль и анализ режимов потребления мощности и электроэнергии основными потребителями.

- Формирование статистической отчётности.

- Оптимальное управление нагрузкой предприятия.

- Прогнозирование электропотребления.

Преимущества АСКУЭ для промышленнго предприятия:

- АСКУЭ позволяет оперативно выявлять непроизводственные потери энергоресурсов, потери и хищения электроэнергии при передаче её субабонентам, обнаруживать несанкционированные подключения.

- АСКУЭ даёт объективную картину энергопотребления всех объектов предприятия в режиме, максимально приближенноу к реальному времени.

- Внедрение АСКУЭ снижает удельный вес платы за электроэнергию в себестомости продукции и тем самым благотворно влияет на рентрабельность предприятия.

- Наличие на предприятии АСКУЭ устраняет причины споров с энергосбытовыми организациями, поскольку данные со счётчиков одновременно поступают и к ним.

Рассмотрим, какие средства учета используются для решения вопросов АСКУЭ.

Согласно «Правил учета электрической энергии» (регистрационный номер Минюста РФ № 1182 от 24.10.96 г.), средства учета - совокупность устройств, обеспечивающих измерение и учет электроэнергии (измерительные трансформаторы тока и напряжения, счетчики электрической энергии, телеметрические датчики, информационно - измерительные системы и их линии связи) и соединенных между собой по установленной схеме. На рисунке 14.2 изображен фрагмент присоединения к сборным шинам подстанции одной отходящей линии. Учет всей электроэнергии осуществляется одним прибором учета электрической энергии (интеллектуальным микропроцессорным электросчетчиком), подключенным посредством трансформаторов тока (ТТ) и трансформатора напряжения (ТН). В одном корпусе практически располагается 4 электросчетчика, реализующие учет активной энергии к шинам, учет активной энергии от шин, учет потребления реактивной энергии, учет генерации реактивной энергии. Одно сочетание 7 проводников, подходящих к счетчику дает 5040 схем его включения, из которых только 4 правильные. При напряжениях 0,4 кВ, 110 кВ и выше используются 3 трансформатора тока и вероятность появления ошибок при сборке схемы возрастает. Это накладывает ответственность на достоверность учета электроэнергии. Информация от счетчика по цифровому или импульсному выводу поступает на устройство сбора и передачи данных (УСПД). Информацию от УСПД можно получить при помощи ЭВМ через модем или интерфейс RS-232, RS-485.

Рисунок 14.2 - Фрагмент присоединения к сборным шинам подстанции отходящих линий с обозначением средств учета электроэнергии

По принципу организации существующие АСКУЭ можно разделить на два типа: локальные (для отдельных энергообъектов или предприятий) и региональные (многоуровневые).

Локальные АСКУЭ выполняются на базе серийно выпускаемых технических средств и программного обеспечения. В состав технических средств АСКУЭ входят:

- счетчики электрической энергии, оснащенные датчиками-преобразователями, преобразующими измеряемую энергию в пропорциональное количество выходных импульсов или цифровой код;

- устройства сбора и передачи данных (УСПД), обеспечивающие сбор информации от счетчиков и передачу ее на верхние уровни управления.

- каналы связи с соответствующей каналообразующей аппаратурой для передачи измерительной информации. Опрос УСПД через модем требует подключения УСПД к телефонной сети и накладывает определенные требования к качеству линии. Опрос УСПД через интерфейс RS-232, RS-485 или другой стандартный интерфейс накладывает ограничения по удаленности УСПД от ЭВМ, производящей опрос (от нескольких метров
RS-232 до нескольких километров для RS-485 с дополнительным оборудованием). Для опроса необходимо соответствующее программное обеспечение;

- сервер опроса УСПД - ЭВМ, соединенная с УСПД или счетчиками электрической энергии (если они имеют соответствующий интерфейс); на ЭВМ устанавливается специализированное ПО, способное принимать данные от УСПД и сохранять их в базе данных результатов измерений;

- рабочие места технологов - ЭВМ, подключенные к локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия, в которой находится сервер опроса УСПД и сервер баз данных (БД). В этом случае сервер опроса УСПД и сервер БД определяются как узел локальной АСКУЭ.

15. Заземление и молниезащита ГПП

Расчёт защитного заземления ГПП

Все металлические части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции, должны надежно соединяться с землей.

В электрических установках заземляются: корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, вторичные обмотки измерительных трансформаторов, каркасы распределительных щитов, пультов, шкафов, металлические конструкции РУ, металлические корпуса кабельных муфт, металлические оболочки и броня кабелей и другие металлические конструкции, связанные с установкой электрооборудования. В качестве искусственных заземлителей применяются металлические стержни, уголки, полосы, погруженные в почву для надежного контакта с землей. Количество заземлителей определяется расчетом в зависимости от необходимого сопротивления ЗУ или допустимого напряжения прикосновения. Размещение искусственных заземлителей производится таким образом, чтобы достичь равномерного распределения электрического потенциала на площади, занятой электрооборудованием. Для этой цели на территории ОРУ прокладываются заземляющие полосы на глубине 0,5 - 0,7 м вдоль рядов оборудования и в поперечном направлении, образуя заземляющую сетку, к которой присоединяется заземляемое оборудование.

При пробое изоляции в каком-либо аппарате его корпус и заземляющий контур окажутся под некоторым потенциалом:

- ток однофазного замыкания на землю, А;

- сопротивление заземлителя, Ом

Растекание тока с электродов заземления приводит к постепенному уменьшению потенциала почвы вокруг них. Внутри контура заземления потенциалы выравниваются, поэтому, прикасаясь к поврежденному оборудованию, человек попадает под небольшую разность потенциалов (напряжение прикосновения), которое составляет некоторую долю потенциала на заземлителе:

где - коэффициент напряжения прикосновения, значение которого зависит от условий растекания тока с заземлителя и человека.

Согласно ПУЭ заземляющие устройства выше 1 кВ с эффективно заземлённой нейтралью выполняются с учётом сопротивления или допустимого напряжения прикосновения.

Расчёт по допустимому сопротивлению приводит к неоправданному расходу проводникового материала и трудозатрат при сооружении заземляющих устройст подстанций небольшой площадью, не имеющих естественных заземлителей.

Опыт эксплуатации распределительных устройств напряжением 110 кВ и выше позволяет перейти к нормированию напряжения прикосновения, а не величины . Обоснованием этого служат следующие соображения. В момент прикосновения человека к заземленному оборудованию, находящемуся под потенциалом, часть сопротивления заземлителя шунтируется сопротивлением тела человека и сопротивлением растекания тока от ступней в землю:



где - удельное сопротивление верхнего слоя земли, Ом м;

На тело человека фактически будет действовать напряжение:

где - падение напряжения в сопротивлении растеканию с двух ступней в землю, В.

Ток, протекающий через человека:

где - сопротивление тела человека, Ом;

В расчётах принимают ;

Опасность поражения зависит от тока и его длительности протекания через тело человека.

Зная допустимый ток, можно найти допустимое напряжение прикосновения:

Чем больше , тем большее напряжение прикосновения можно допустить. За расчетную длительность воздействия тока на человека принято:



где - время действия основной релейной защиты на стороне 110 кВ ГПП;

- полное время включения короткозамыкателя;

- полное время отключения на головном выключателе ВГТ-110II-40/2500 У1 линии 110 кВ подстанции энергосистемы.

Заземляющее устройство, выполненное по нормам напряжения прикосновения, должно обеспечить в любое время года ограничение до нормированного значения в пределах всей территории подстанции. Заземляющее устройство для установок 110 кВ и выше выполняется из вертикальных заземлителей, соединительных полос, полос, проложенных вдоль рядов оборудования, и выравнивающих полос, проложенных в поперечном направлении и создающих заземляющую сетку с переменным шагом. Расстояние между полосами должно быть не более 30 м. Сложный заземлитель (рисунок 15.1) заменяется расчетной квадратной моделью при условии равенства их площадей S, общей длины горизонтальных проводников, глубины их заложения t, числа и длины вертикальных заземлителей и глубины их заложения.

Площадь используемая под заземлитель подстанции:

Рисунок 15.1 - Замена расчётного заземлителя упрощённой моделью

а) Заземляющее устройство подстанции

б) Расчётная модель

, принимаем .

На подстанции прокладываются горизонтальные проводники () длиной .

Общая протяженность горизонтальных проводников сетки составляет:

.

- длина вертикальных заземлителей, м; .

В реальных условиях удельное сопротивление грунта неодинаково по глубине. Как правило, верхние слои имеют большее удельное сопротивление, а нижние, увлажненные слои - меньшее сопротивление. В расчетах многослойный грунт представляется двухслойным: верхний - толщиной , с удельным сопротивлением , нижний с удельным сопротивлением . Величины , , принимаются на основе замеров с учетом сезонного коэффициента .

Удельное сопротивление нижнего слоя грунта :.

Удельное сопротивление верхнего слоя грунта определим по выражению:

где - коэффициент сезонности, учитывающий увеличения удельного сопротивления верхнего слоя грунта в следствии сезонных изменений.

Толщина верхнего слоя грунта: .

Для находим допустимое напряжение прикосновения .

Коэффициент прикосновения определяется по выражению:

где - длина вертикальных заземлителей, м; .

- расстояние между вертикальными заземлителями, м; .

- параметр, зависящий от ;

- коэффициент, определяемый по и :

- Общая протяженность горизонтальных проводников сетки, м .

Определяем потенциал на заземлителе:

что в пределах допустимого (меньше 10 кВ).

Допустимое сопротивление заземляющего устройства:

где - ток однофазного замыкания на землю в РУ 110 кВ, А; .

- общая длина вертикальных заземлителей, м,

,

где - число вертикальных заземлителей, шт. шт.

.

Сопротивление заземлителя из сетки, уложенной на глубине t можно определить:

где - эквивалентное сопротивление грунта, Омм;

По табличным данным для и ,

, тогда

А - коэффициент, зависящий от отношения длины вертикальных электродов и .

, при

, при

где - длина вертикальных заземлителей.

при , тогда

Общее сопротивление сложного заземлителя:

,

что меньше допустимого .

Напряжение прикосновения:

,

что меньше допустимого значения .

Расчёт молниезащиты ГПП

Одним из важнейших условий бесперебойной работы ГПП является обеспечение надежной грозозащиты зданий, сооружений и электрооборудования.

Опасные грозовые перенапряжения в РУ подстанции возникают как при непосредственном поражении их молнией, так и при набегании на подстанцию грозовых волн с ВЛ, в результате поражения ВЛ молнией или удара молнией в вершину опоры или трос.

Защита от прямых ударов молнии предусматривается для всех ОРУ и открытых подстанций напряжением 20-500 кВ.

Защита ОРУ 110 кВ осуществляется молниеотводами, отдельностоящими и установленными на порталах. Молниеотвод состоит из металлического молниеприемника, который возвышается над защищаемым объектом и воспринимает удар молнии и токоотводящего спуска с заземлителем, через который ток молнии отводится в землю.

Защита зданий ЗРУ, имеющих металлическое покрытие кровли, выполняется заземлением этих покрытий.

Стержневые молниеотводы устанавливаются, как правило, на конструкциях ОРУ. Высота молниеотвода при этом определяется с учетом высоты несущих конструкций. При необходимости используются отдельно стоящие молниеотводы.

Токопроводящий спуск молниеотвода соединяется с заземляющим устройством ОРУ, если молниеотвод установлен на конструкции ОРУ. На расстоянии 3 м от стойки с молниеотводом установлены два вертикальных электрода заземления длиной 5 м. Отдельно стоящие молниеотводы имеют собственные заземлители.

Согласно ПУЭ от стоек конструкций ОРУ 110 кВ с молниеотводами обеспечивается растекание тока молнии по магистралям заземления в двух-трех направлениях. Место присоединения конструкции со стержневым молниеотводом к заземляющему контуру подстанции расположено на расстоянии более 15 м по магистралям заземления от места присоединения к нему трансформатора.

Защита подстанции от волн перенапряжений, набегающих с линий электропередачи, осуществляется ограничителями перенапряжения ОПН-110УХЛ1.

Защита открытых распределительных устройств ГПП осуществляется стержневыми молниеотводами. На высоте защищаемого объекта (наиболее выступающих элементов ОРУ) радиус действия молниеотвода определяется по формуле:



где h- высота молниеотвода, м;

- активная высота молниеотвода, м;

p - коэффициент для разных высот молниеотводов, равный: для молниеотводов при ; для молниеотводов при .

Принимаем четыре молниеотвода высотой . Наиболее высокими объектами на ГПП являются трансформаторы. Высота трансформаторов ТРДН-40000/110 равна 6,4 м.

Принимаем , тогда активная высота молниеотвода будет равна:

Схема защиты молниеотводами ГПП от прямых ударов молнии представлена на рисунке 15.2.

Наименьшая ширина зоны защиты определяется по выражению:

где а - расстояние между молниеотводами, м;

Зона защиты молниеотводов М1-М4:

где , .

Объект высотой внутри зоны защиты будет защищен, если выполняется условие:

где D - диагональ четырехугольника, м.

Проверяем условие :

.

Таким образом, вся территория ГПП на высоте защищена от прямых ударов молнии.

Стержневые молниеотводы М1, М2 выполняем на прожекторных мачтах ОРУ 110 кВ.

Стержневые молниеотводы М3, М4 выполняем отдельностоящими с собственными заземлителями.



Рисунок 15.2 - Защита ГПП от прямых ударов молнии

16. Организационно-экономическая часть

Определение капитальных затрат на приобретение и монтаж электрооборудования

Пересчёт цен 1984-го года в цены 2010-го проводим по формуле.

Капитальные затраты на электрооборудование приведены в таблице 16.1.

Таблица 16.1 - Капитальные затраты на электрооборудование

Наименование и тип электрооборудования	Ед. изм.	Кол-во еди-ниц	Цена единицы оборудова-ния, руб	Стоимость монтажа и транспортировки, руб	Капитальные затраты на единицу оборудования, руб	Общие капитальные затраты, руб
Ячейка КРУ КМ-1 с трансформатором собственных нужд ТМ-63/10	шт.	2	79978,2	16263	96241,2	192482,4
КТП с одним трансформатором ТМЗ-1000/10	шт.	1	356439	197652,2	554091,2	554091,2
КТП с двумя трансформаторами ТМЗ-1000/10	шт.	6	619801	343691,4	963492,4	5780954
КТП с двумя трансформаторами ТМЗ-1600/10	шт.	9	968439,1	537017,8	1505457	13549112
Ячейка КРУ К-104М с выключателями BB/TEL-10 IНОМ = 630 - 1000 А.	шт.	42	83844,8	16263	100107,8	4204528
Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х95 в траншее	км	5,33	105528,8	36613,29	142142,1	757617,3
Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х120 в траншее	км	0,59	133299,5	46248,37	179547,9	105933,2
Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х185 в траншее	км	2,99	205503,5	71299,56	276803,1	827641,2
Ячейка КРУ КМ-1 со штепсельным разьединителем	шт.	3	31803,2	16263	48066,2	144198,6
Ячейка КРУ КМ-1 трансформатором напряжения НТМИ-10 и ограничителем перенапряжения ОПН-КР/TEL-10/11,5	шт.	6	44090,8	16263	60353,8	362122,8
Двигатели синхронные СТД-1000-2ЗУХЛ4	шт.	5	641314,3	192394,3	833708,6	4168543
Двигатели синхронные СТД-1600-2ЗУХЛ4	шт.	5	1026103	127965,1	1154068	5770340
Батареи конденсаторов УКМ-10,5-450	шт.	4	135160	27032	162192	648768

16.1 Определение амортизационных отчислений

Амортизационные отчисления определяются на основе существующих норм амортизации. Амортизационные отчисления определяются по формуле:

где - коэффициент (норма) амортизации, 1/год;

Результаты расчёта суммарных годовых аммортизационных отчислений представлены в таблице 16.2.

Таблица 16.2 - Суммарные годовые амортизационные отчисления

Наименование и тип электрооборудования	Общие капитальные затраты К, руб	Коэффициент амортизации, 1/год	Амортизационные отчисления, руб/год
Ячейка КРУ КМ-1 с трансформатором собственных нужд ТМ-100/10	192482,4	0,063	12126,4
КТП с одним трансформатором ТМЗ-1000/10	554091,2	0,063	34907,7
КТП с двумя трансформаторами ТМЗ-1000/10	5780954	0,063	364200,1
КТП с двумя трансформаторами ТМЗ-1600/10	13549112	0,063	853594,0
Ячейка КРУ КМ-1 с выключателями BB/TEL-10 IНОМ = 630 - 1000 А.	4204528	0,063	264885,2
Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х95 в траншее	757617,3	0,03	22728,5
Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х120 в траншее	105933,2	0,03	3178,0
Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х185 в траншее	827641,2	0,03	24829,2
Ячейка КРУ КМ-1 со штепсельным разьединителем	144198,6	0,063	9084,5
Ячейка КРУ КМ-1 трансформатором напряжения НТМИ-10 и ограничителем перенапряжения ОПН-КР/TEL-10/11,5	362122,8	0,063	22813,7
Двигатели синхронные СТД-1000-2ЗУХЛ4	4168543	0,074	308472,2
Двигатели синхронные СТД-16000-2ЗУХЛ4	5770340	0,074	427005,2
Батареи конденсаторов УКМ-10,5-450	648768	0,075	48657,6
ИТОГО			2503161,3

16.2 Расчет структуры ремонтного цикла

Для определения годовой трудоёмкости текущих и капитальных ремонтов определяется структура ремонтного цикла каждой единицы оборудования.

Плановая продолжительность ремонтного цикла и межремонтного периода определяются по формулам:

где - продолжительность ремонтного цикла, лет;

- продолжительность межремонтного периода, мес;

- коэффициент, определяется сменностью работы оборудования (равен 1, так как завод работает в две смены).

- коэффициент, учитывает наличие коллектора (равен 1, так как коллекторных машин нет).

- коэффициент использования оборудования, зависящий от отношения фактического коэффициента спроса к табличному (равен 1, так как для данноых цехов завода это отношение равно 1).

- коэффициент, учитывает категорию оборудования (для основного при расчёте , при расчёте ).

- коэффициент передвижных установок (равен 1, так как передвижных установок нет).

Результаты расчёта продолжительности ремонтного цикла и межремонтного периода приведены в таблице 16.3.

Таблица 16.3 - Таблица расчетных коэффициентов для определения структуры ремонтного цикла

Наименование и тип электрооборудования	, лет	, мес							, лет	, мес
Ячейка КРУ КМ-1 с трансформатором собственных нужд ТМ-100/10	12	36	1	1	1	0,85	0,7	1	10	24
КТП с одним трансформаторомТМЗ-1000/10	12	36	1	1	1	0,85	0,7	1	10	24
КТП с двумя трансформаторами ТМЗ-1000/10	12	36	1	1	1	0,85	0,7	1	10	24
КТП с двумя трансформаторами ТМЗ-1600/10	12	36	1	1	1	0,85	0,7	1	10	24
Ячейка КРУ КМ-1 с выключателями BB/TEL-10 IНОМ = 630 - 1000 А.	3	12	1	1	1	0,85	0,7	1	3	9
Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х95 в траншее	20	12	1	1	1	0,85	0,7	1	16	8
Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х120 в траншее	20	12	1	1	1	0,85	0,7	1	16	8
Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х185 в траншее	20	12	1	1	1	0,85	0,7	1	16	8
Ячейка КРУ КМ-1 со штепсельным разьединителем	3	12	1	1	1	0,85	0,7	1	3	9
Ячейка КРУ КМ-1 трансформатором напряжения НТМИ-10 и ограничителем перенапряжения ОПН-КР/TEL-10/11,5	3	12	1	1	1	0,85	0,7	1	3	9
Двигатели синхронные СТД-1000	9	9	1	1	1	0,85	0,7	1	8	6
Двигатели синхронные СТД-1600	9	9	1	1	1	0,85	0,7	1	8	6
Батареи конденсаторов УКМ-10,5-450	10	12	1	1	1	0,85	0,7	8	9	9

Количество плановых текущих ремонтов в структуре ремонтного цикла:

Результаты расчёта структуры ремонтного цикла оборудования приведены в таблице 16.4.

Таблица 16.4 - Результаты расчётов структуры ремонтного цикла электрооборудования

Наименование и тип электрооборудования	Структура ремонтного цикла	, лет	, мес	, шт
2	3	4	5	6
Ячейка КРУ КМ-1 с трансформатором собственных нужд ТМ-100/10	К-Т1-Т2-Т3-Т4-К	10	24	4
КТП с двумя трансформаторами ТМЗ-630/10	К-Т1-Т2-Т3-Т4-К	10	24	4
КТП с двумя трансформаторами ТМЗ-1600/10	К-Т1-Т2-Т3-Т4-К	10	24	4
Ячейка КРУ КМ-1 с выключателями BB/TEL-10 IНОМ = 630 - 1000 А.	К-Т1-Т2-Т3-К	3	9	3
Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х95 в траншее	К-Т1-…-Т23-К	16	8	23
Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х120 в траншее	К-Т1-…-Т23-К	16	8	23
Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х150 в траншее	К-Т1-…-Т23-К	16	8	23
Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х185 в траншее	К-Т1-…-Т23-К	16	8	23
Ячейка КРУ КМ-1 со штепсельным разьединителем	К-Т1-Т2-Т3-К	3	9	3
Ячейка КРУ КМ-1 трансформатором напряжения НТМИ-10 и ограничителем перенапряжения ОПН-КР/TEL-10/11,5	К-Т1-Т2-Т3-К	3	9	3
Двигатели синхронные СТД-1000	К-Т1-…-Т15-К	8	6	15
Двигатели синхронные СТД-1600	К-Т1-…-Т15-К	8	6	15
Батареи конденсаторов УКМ-10,5-450	К-Т1-…-Т11-К	9	9	11

16.3 Расчет годовой трудоемкости текущих и капитальных ремонтов

Расчет численности ремонтного и обслуживающего персонала

На базе структур ремонтного цикла определяется годовая трудоёмкость текущих и капитальных ремонтов каждой единицы оборудования:

где m - количество позиций однотипного оборудования;

n_i - количество единиц однотипного оборудования;

- трудоёмкость капитального ремонта единицы оборудования, чел.час;

- трудоёмкость текущего ремонта единицы оборудования, чел.час;

- продолжительность ремонтного цикла, лет.

- продолжительность текущих ремонтов в году.

Результаты расчёта годовой трудоёмкости текущих и капитальных ремонтов электрооборудования приведены в таблице 16.5.

Таблица 16.5 - Годовая трудоёмкость текущих и капитальных ремонтов электрооборудования

Наименование и тип электрооборудования	, шт	, шт	, чел.час	, чел.час	, чел.час	, чел.час
Ячейка КРУ КМ-1 с трансформатором собственных нужд ТМ-100/10	2	4	63	28	12,6	22,4
КТП с одним трансформатором ТМЗ-1000/10	1	4	440	88	44,0	35,2
КТП с двумя трансформаторами ТМЗ-1000/10	6	4	440	88	264,0	211,2
КТП с двумя трансформаторами ТМЗ-1600/10	9	4	650	132	1950,0	1584,0
Ячейка КРУ КМ-1 с выключателями BB/TEL-10 IНОМ = 630 - 1000 А.	42	3	30	10	78,8	78,8
Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х95 в траншее	5,33	23	145	45	48,3	344,8
Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х120 в траншее	0,59	23	145	45	5,3	38,2
Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х185 в траншее	2,99	23	145	45	27,1	193,4
Ячейка КРУ КМ-1 со штепсельным разьединителем	3	3	25	10	25,0	30,0
Ячейка КРУ КМ-1 трансформатором напряжения НТМИ-10 и ограничителем перенапряжения ОПН-КР/TEL-10/11,5	6	3	28	10	56,0	60,0
Двигатели синхронные СТД-1000	5	15	175	36	109,4	337,5
Двигатели синхронные СТД-1600	5	15	175	36	109,4	337,5
Батареи конденсаторов УКМ-10,5-450	4	11	220	60	97,8	293,3

Численность ремонтного персонала определяется на базе годовой трудоёмкости текущих и капитальных ремонтов электрооборудования.

Численность ремонтного персонала для выполнения капитальных ремонтов:



Численность ремонтного персонала для выполнения текущих ремонтов:

где и - необходимое количество ремонтных рабочих для выполнения капитальных и текущих ремонтов электрооборудования, чел;

и - суммарные годовые трудоёмкости капитальных и текущих ремонтов по всему электрооборудованию, чел.час;

- годовой эффективный фонд рабочего времени одного рабочего, час; .

- коэффициент выполнения норм; для ремонтного персонала ; для обслуживающего персонала .

Суммарная численность ремонтного персонала:

где - суммарная трудоёмкость текущих и капитальных ремонтов по всему электрооборудованию.

Численность обслуживающего персонала определяется на базе годовой трудоёмкости технического обслуживания электрооборудования, которая исчисляется в процентах от годовой трудоёмкости текущих ремонтов.

где - количество смен работы оборудования, ;

Численность обслуживающего персонала:

Результаты расчёта численности ремонтного и обслуживающего персонала приведены в таблице 16.6.

Таблица 16.6 - Численность ремонтного и обслуживающего персонала

Название профессии рабочих	, , чел.час	, час	, о.е.	Количество рабочих, чел.
Ремонтный персонал	4753,7	1800	1,1	3
Обслуживающий персонал	581,6	1800	1	1

16.4 Определение общего годового фонда заработной платы ремонтного и обслуживающего персонала

Заработную плату ремонтного и обслуживающего персонала определяем на основании степени сложности установленного оборудования и средних тарифных разрядов для ремонта и обслуживания электрооборудования.

Фонд основной заработной платы определяем путём умножения плановой трудоёмкости соответствующих работ на часовую тарифную ставку среднего разряда.

Основная заработная плата определяется по формуле:

где - годовая трудоёмкость технического обслуживания, чел.час;

- часовая тарифная ставка;

МРОТ =4330 руб./мес.?25,77руб./час - минимальный размер оплаты труда, если в месяце 21 восьмичасовой рабочий день;

Т_К - средний тарифный коэффициент по таблице 16.6.

Часовые тарифные ставки рабочих подсчитываются исходя из ставок рабочих первых разрядов сдельщиков и повременщиков соответственно (таблица 16.7).

Таблица 16.7 - Часовые тарифные ставки рабочих

Разряд	Часовая тарифная ставка, руб	Тарифные коэффициенты Тк
	Сдельщики	Повременщики
1	141,74	128,85	1
2	154,49	140,45	1,09
3	171,50	155,91	1,21
3,5	180,00	163,64	1,27
4	188,51	171,37	1,33
5	212,60	193,28	1,5
6	242,37	220,33	1,71

Для обслуживающего персонала (повременщики) принимаем тарифный разряд - 4. Тогда тарифная часовая ставка данного разряда руб.

Основная заработная плата обслуживающего персонала:

где - годовая трудоёмкость технического обслуживания, чел.час;

- часовая тарифная ставка 4-го разряда повременщиков, руб.

К основной заработной плате прибавляется дополнительная заработная плата в размере 15% от основной и единый социальный налог 26% от суммы основной и дополнительной зарплаты.

Для ремонтного персонала (сдельщики) принимаем тарифный разряд - 5. Тогда тарифная часовая ставка данного разряда руб.

Основная заработная плата ремонтного персонала:

где - Годовая трудоёмкость текущих и капитальных ремонтов, чел.час; - часовая тарифная ставка 5-го разряда повременщиков, руб.

К основной заработной плате прибавляется дополнительная заработная плата в размере 15% от основной и единый социальный налог 26% от суммы основной и дополнительной зарплаты.

Общий фонд заработной платы обслуживающего персонала:

Общий фонд заработной платы ремонтного персонала:

Затраты на материалы определяются пропорционально основной заработной плате на соответствующий вид ремонта или технического обслуживания по следующим формулам:

1) на капитальный ремонт ;

2) на текущий ремонт ;

3) на техническое обслуживание ;

где , , - соответственно заработная плата на капитальный, текущий ремонты, техническое обслуживание.

, , - коэффициенты пропорциональности равные ; ; .

Результаты расчётов стоимости материалов заносим в таблицу 16.8.

Таблица 16.8 - Суммарная стоимость материалов для капитального, текущего ремонтов и технического обслуживания

Наименование и тип электрооборудования	, чел.час	, чел.час	, чел.час	Разряд работы	ЧТСр, руб/ час	ЧТСо, руб/ час	, руб	, руб	, руб
				Рем	Обс
Ячейка КРУ КМ-1 с трансформатором собственных нужд ТМ-100/10	12,6	22,4	4,48	5	4	212,6	171,4	2678,8	4762,2	767,9
КТП с одним трансформатором ТМЗ-1000/10	88,0	70,4	14,08	5	4	212,6	171,4	18708,8	14967,0	2413,3
КТП с двумя трансформаторами ТМЗ-1000/10	88,0	70,4	14,08	5	4	212,6	171,4	18708,8	14967,0	2413,3
КТП с двумя трансформаторами ТМЗ-1600/10	845,0	686,4	137,28	5	4	212,6	171,4	179647,0	145928,6	23529,8
Ячейка КРУ КМ-1 с выключателями BB/TEL-10 IНОМ = 630 - 1000 А.	410,0	410,0	82,00	5	4	212,6	171,4	87166,0	87166,0	14054,8
Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х95 в траншее	31,8	227,1	45,41	3,5	4	188,5	171,4	5994,3	42808,4	7783,3
Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х120 в траншее	16,3	116,4	23,29	3,5	4	188,5	171,4	3072,6	21941,4	3991,9
Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х185 в траншее	25,4	181,1	36,23	3,5	4	188,5	171,4	4787,9	34137,4	6209,8
Ячейка КРУ КМ-1 со штепсельным разьединителем	25,0	30,0	6,00	5	4	212,6	171,4	5315,0	6378,0	1028,4
Ячейка КРУ КМ-1 трансформатором напряжения НТМИ-10 и ограничителем перенапряжения ОПН-КР/TEL-10/11,5	56,0	60,0	12,00	5	4	212,6	171,4	11905,6	12756,0	2056,8
Двигатели синхронные СТД-1000	109,4	337,5	67,50	5	4	212,6	171,4	23258,4	71752,5	11569,5
Двигатели синхронные СТД-1600	109,4	337,5	67,50	5	4	212,6	171,4	23258,4	71752,5	11569,5
Батареи конденсаторов УКМ-10,5-450	97,8	293,3	58,67	5	4	212,6	171,4	20792,3	62355,6	10056,0
Итого:								405293,9	591672,6	97444,3

Общие затраты на материалы определяются:

Общие ежегодные затраты на ремонт и обслуживание:

Определение стоимости потерь электроэнергии

Стоимость потерь электроэнергии, годовые потери электроэнергии, средние потери активной мощности рассматриваемого элемента электрооборудования, стоимость 1 кВт ч электроэнергии, относительное время использования максимума потерь определяются по формулам, приведённым в разделе 6.

а) Потери активной мощности в кабельных линиях определяются:

где - ток, протекающий в линии в нормальном режиме, А.

- сопротивление кабельной линии, Ом:

где - длина кабельной линии, км;

- удельное сопротивление кабеля, Ом/км;

- число кабельных линий, питающих электроустановку, шт;

Потери активной мощности в кабельных линиях представлены в таблице 16.9.

Таблица 16.9 - Потери активной мощности в кабельных линиях

№ п/п	Наименование и тип электрооборудования	, км	, Ом	, Ом	, А	, шт	, кВт
1	Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х185 ГПП - КТП-3	0,48	0,162	0,078	221,703	2	22,932
2	Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х120 КТП-3 - КТП-2	0,13	0,245	0,032	147,802	2	4,175
3	Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х95 КТП-2 - КТП-1	0,20	0,312	0,062	73,901	2	2,045
4	Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х95 ГПП - КТП-4	0,41	0,312	0,128	46,188	2	1,637
5	Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х95 ГПП - КТП-5	0,39	0,312	0,120	46,188	2	1,558
6	Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х95 ГПП - КТП-6	0,40	0,312	0,125	92,376	2	6,390
7	Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х95 КТП 6 - КТП 7	0,16	0,312	0,050	46,188	2	0,639
8	Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х95 ГПП - КТП-8	0,09	0,312	0,028	73,901	2	0,918
9	Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х120 ГПП - КТП-9	0,07	0,245	0,016	147,802	2	2,097
10	Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х95 КТП-9 - КТП-10	0,06	0,312	0,019	73,901	2	2,097
11	Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х185 ГПП - КТП-11	0,29	0,162	0,047	221,703	2	0,623
12	Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х120 КТП-11 - КТП-12	0,10	0,245	0,025	147,802	2	13,861
13	Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х95 КТП-12 - КТП-13	0,10	0,312	0,031	73,901	2	3,277
14	Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х95 ГПП - КТП-14	0,36	0,312	0,112	46,188	1	1,016
15	Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х95 ГПП - КТП-15	0,27	0,312	0,084	46,188	2	0,717
16	Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х185 ГПП - РП	0,73	0,162	0,117	161,658	2	1,075
17	Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х95 ГПП - КТП-16	0,11	0,312	0,034	46,188	2	18,346
18	Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х95 СД 5.1 - СД 5.5	0,22	0,312	0,069	92,376	5	0,435
19	Кабель силовой 10 кВ ААШв 3х95 СД 9.1 - 9.5	0,08	0,312	0,025	57,735	5	8,832
20	Кабель силовой 10 кВ 2хААШв 3х185 ГПП - ДСП	0,09	0,081	0,007	461,880	2	1,250
ИТОГО						100,781

б) Потери мощности в трансформаторах определяются:

где - потери мощности холостого хода трансформатора, кВт;

- потери мощности короткого замыкания, кВт;

- коэффициент загрузки трансформатора, о.е;

- число трансформаторов, шт;

Потери активной мощности в трансформаторах 10/0,4 кВ представлены в таблице 16.10.

Таблица 16.10 - Потери мощности во всех трансформаторах 10/0,4 кВ проекта

Тип трансформатора	, кВт	,кВт	, о.е.	,шт.	, кВт
ТМЗ-1600/10	3,3	16,5	0,8	18	249,480
ТМЗ-1000/10	2,45	11,0	0,8	13	123,370
ТМ-40/10	0,49	1,97	0,8	2	3,502
ИТОГО:					392,422

в) Потери мощности в синхронных электродвигателях определяются:

где - число синхронных двигателей, шт;

- коэффициент загрузки синхронного двигателя, о.е;

- потери мощности холостого хода синхронного двигателя, кВт;

Для двигателей выше 100 кВт:

- номинальные нагрузочеые потери синхронного двигателя, кВт;

Для двигателей выше 100 кВт:

Номинальные потери для синхронных двигателей определяются по формуле:

где - номинальная мощность синхронного двигателя, кВт;

- номинальный КПД синхронного двигателя, %;

- номинальные потери синхронного двигателя от реактивной нагрузки, кВт;



где - удельные потери активной мощности на 1 кВар реактивной нагрузки синхронного двигателя, кВт/кВар (лежат в диапазоне 0,01-0,04).

- номинальная реактивная мощность синхронного двигателя, кВар.

Потери активной мощности в синхронных двигателях 10 кВ представлены в таблице 16.11.

Таблица 16.11 - Потери мощности во всех синхронных двигателях 10 кВ проекта

Тип синхронного двигателя	кВт		,кВар	, %	кВт/ кВар	, кВт	кВт	кВт	кВт	о.е.	, шт.	кВт
СДНЗ-1600	1600	-0,48	-768	92,0	0,03	23,04	116,090	63,850	52,241	0,7	2	167,06
СДНЗ-1000	1000	-0,48	-480	91,1	0,03	14,4	83,295	45,812	37,483	0,7	2	119,86
ИТОГО:												286,92

Максимальные суммарные потери активной мощности:

Средние потери активной мощности:

Годовые потери электроэнергии:

Стоимость потерь электроэнергии:

16.5 Технико-экономические показатели для оборудования и сетей 10 кВ

Расчёт технико-экономических показателей для оборудования и сетей 10 кВ приведён в таблице 16.12.

Таблица 16.12 - Расчёт технико-экономических показателей проекта

№ п/п	Показатели	Условное обозначение	Единицы измерения	Численное значение	% от З
1	Капитальные затраты		руб	38957265	-
2	Годовые приведённые капитальные затраты		руб/год	7674581,2	54,69
3	Амортизационные отчисления		руб/год	2503161,3	17,84
4	Зарплата ремонтного персонала		руб/год	1464412,4	10,44
5	Зарплата обслуживающего персонала		руб/год	144420,1	1,03
6	Стоимость материалов на обслуживание и ремонт	СМ	руб/год	1094410,8	7,80
7	Затраты на обслуживание и ремонт		руб/год	2703243,3	19,26
8	Стоимость годовых потерь электроэнергии		руб/год	1152533,7	8,21
9	Годовые издержки эксплуатации		руб/год	6358938,3	45,31
10	Годовые приведённые затраты		руб/год	14033519,5	100

17. Безопасность и экологичность проекта

В данном разделе дипломного проекта разрабатываются мероприятия по экологичности и безопасности для проектируемого оборудования ГПП 110/10 кВ автомобильного завода.

17.1 Анализ опасных и вредных факторов

В состав ГПП входят открытое распределительное устройство напряжением 110кВ (ОРУ-110кВ), закрытое распределительное устройство напряжением 10кВ (ЗРУ-10кВ), два силовых трансформатора 110/10 кВ, марки ТРДН-40000/110 мощностью 40 МВА каждый. ГПП соединяется с энергосистемой двумя воздушными линиями 110кВ, выполненными проводом марки АС-150/24.

Сеть 110 кВ работает в режиме с заземленной нейтралью, сеть 10 кВ работает в режиме с изолированная нейтралью.

Оборудование ОРУ 110 кВ:

- элегазовые выключатели ВГТ-110;

- разъединители РГ.1-110/1000У1 и РГ.2-110/1000У1;

- трансформаторы тока TG-145;

- заземляющие разъединители ЗОН-110 -;

- ограничители перенапряжений ОПНп-110УХЛ1.

На территории подстанции расположено здание, в котором находятся общеподстанционный пункт управления (ОПУ), ЗРУ-10кВ, аккумуляторная, конденсаторная и подсобные помещения.

ЗРУ 10 кВ включает следующее основное оборудование:

- высоковольтные выключатели ВВ/TEL-10;

- трансформаторы тока ТОЛ-10;

- трансформаторы напряжения НТМИ-10;

- трансформаторы собственных нужд ТМ-40/10;

- ограничители перенапряжений ОПН-КР/TEL-10УХЛ2.

- щит собственных нужд со шкафом управления оперативным током типа ШУОТ-2403-3372 - 1 шт.

Питание потребителей осуществляется кабельными линиями марки ААШВ, проложенными по эстакадам.

При эксплуатации электрооборудования ГПП на обслуживающий персонал могут воздействовать следующие опасные и вредные факторы согласно положения ССБТ ГОСТ 12.0.003-74 «Опасные и вредные производственные факторы. Классификация»:

- движущиеся машины и механизмы; подвижные част производственного оборудования; передвигающиеся изделия, заготовки, материалы;

- повышенная или пониженная температура поверхностей оборудования, материалов;

- повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;

- повышенный уровень шума на рабочем месте;

- повышенный уровень вибрации;

- повышенная или пониженная влажность воздуха;

- повышенная или пониженная подвижность воздуха;

- повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека;

- повышенный уровень электромагнитных излучений;

- повышенная напряженность электрического поля;

- повышенная напряженность магнитного поля;

- отсутствие или недостаток естественного света;

- недостаточная освещенность рабочей зоны;

- повышенная пульсация светового потока.

- острые кромки, заусенцы и шероховатость на поверхностях заготовок, инструментов и оборудования;

- расположение рабочего места на значительной высоте относительно поверхности земли (пола).

Источниками загрязнения в процессе эксплуатации оборудования и при аварийных ситуациях являются маслонаполненные аппараты, утечка масла из которых может привести к загрязнению окружающей среды (силовые трансформаторы, трансформаторы собственных нужд). Возможно загрязнение территории отходами, повышенный уровень электромагнитного излучения, повышенный уровень шума.

17.2 Микроклимат в производственном помещении

Оптимальные и допустимые параметры воздуха рабочей зоны в помещениях определяются по СанПиН 2.2.4.548-96 «Санитарно-гигиенические требования к микроклимату производственных помещений».

Микроклимат в помещении определяется следующими параметрами:

- температура воздуха t (⁰C);

- температура поверхностей t_п (⁰C).

- относительная влажность воздуха ? (%);

- скорость перемещения воздуха в рабочей зоне V (м/с);

- интенсивностью теплового излучения (Вт/м²).

Параметры микроклимата, приведены в таблице 17.1.

В ОПУ выполняются работы категории Iб. К категории Iб относятся работы с интенсивностью энергозатрат 140-174 Вт, производимые сидя, стоя или связанные с ходьбой и сопровождающиеся некоторым физическим напряжением.

Таблица 17.1 - Допустимые параметры микроклимата помещения

Период года	Категория работ по уровню энерго-затрат, Вт	Температура воздуха, оC	Температура поверхностей, оС	Относительная влажность воздуха, %	Скорость движения воздуха, м/с
Холодный	Iб	19-24	18-25	15-75	0,2
Теплый	Iб	20-28	19-29	15-75	0,3

Для обеспечения параметров микроклимата в помещениях ГПП согласно СНиП 41-01-2003 «Отопление, вентиляция и кондиционирование» применяются системы отопления и вентиляции, приведённые в таблице 17.2.

Таблица 17.2 - Системы отопления и вентиляции

Помещение	Система отопления	Система вентиляции
ОПУ	Электропечи	Приточно-вытяжная
ЗРУ	Не предусматривается	Аварийная (дымовая) вытяжная с пятикратным воздухообменом
Подсобные помещения	Водяное	Естественная
Аккумуляторная	Водяное	Приточно-вытяжная с подогревом приточного воздуха
Конденсаторная	Не предусматривается	Естественная

17.3 Производственное освещение

Во всех производственных помещениях принимают соответствующий вид освещения (естественное или искусственное) и систему освещения (общее или комбинированное).

Необходимую освещённость определяют по СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение» в зависимости от характеристики зрительной работы (наименьшего размера объекта различения), фона, контраста и системы освещения.

Для освещения подстанции применяем следующие виды освещения: рабочее, аварийное, охранное. В качестве рабочего освещения ОПУ применяем систему искусственного общего освещения, выполненную светильниками типа ЛСП02 с люминесцентными лампами.

Наружное освещение подстанции осуществляется прожекторами «Сириус», устанавливаемыми на прожекторных мачтах. Охранное освещение выполняется светильниками типа РКУ 01-200 и включается вручную с наступлением темноты, минимальная освещенность 3 люкс.

В таблице 17.3 приведены значения оптимальной освещённости помещений.

Таблица 17.3 - Освещение в помещениях подстанции

Помещение	Разряд зрительной работы	Освещенность. лк	Тип лампы
Помещение щитов (ОПУ) при постоянном пребывании людей: - фасад щита, - задняя сторона щита, - Пульт управления	IVг VI IVг	200 75 150	ЛЛ ЛЛ ЛЛ
Помещения РУ: - фасад, - задняя сторона.	IVг VI	100 75	ЛЛ ЛЛ
Подсобные помещения	VI	75	ЛЛ
Помещение статических конденсаторов	IVг	100	ЛЛ
Помещение для аккумуляторов	VI	50	ЛН

17.4 Мероприятия по борьбе с вредными воздействиями вибрации и шума

Нормирование шума производится по СН 2.2.4/2.1.8.562-96 «Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой застройки» в зависимости от вида трудовой деятельности по предельному спектру уровней звукового давления, дБ, или эквивалентному уровню звукового давления

Источниками вибрации и шума на подстанции являются: магнитная система трансформаторов, высоковольтные выключатели и электордвигатели вентиляции.

Классификация шума:

- по происхождению - электромагнитный, механический, аэродинамический;

- по временным характеристикам постоянный.

Таблица 17.4 - Уровни звукового давления на рабочих местах

Рабочие места	Уровни звукового давления, дБ, в октавных полосах со среднегеометрическими частотами, Гц	Уровни звука, дБА
	31,5	63	125	250	500	1000	2000	4000	8000
В помещениях диспетчерской службы с речевой связью по телефону	96	83	74	68	63	60	57	55	54	65

Вибрация нормируется по Санитарным нормам СН 2.2.4/2.1.8.566-96 «Производственная вибрация, вибрация в помещениях жилых и общественных зданий» величиной виброскорости (м/с), виброускорения (м/с²) и их логарифмическими уровнями (дБ) в зависимости от вида вибрации и частоты (Гц) (таблица 17.5). Вид вибрации - общая, технологическая «б».

Таблица 17.5 - Предельно-допустимые значения виброскорости

Среднегеометрические частоты полос, Гц	Предельно допустимые значения виброскорости, дБ
	Технологическая типа «б»
1,0	-
2,0	100
4,0	91
8,0	85
16,0	84
63,0	84
Корректированные и эквивалентные корректированные значения и их уровни	84

Нормируемые параметры шума для трансформатора определены по ГОСТ 12.2.024-76 ССБТ «Шум. Трансформаторы силовые масляные. Нормы и методы контроля».

Для трансформатора ТРДН-40000/110/10 мощностью 40 МВА допустимое значение среднего уровня звука 76 дБА.

17.5 Расчёт шума, создаваемого силовым трансформатором

Источником шума являются: система охлаждения и трансформатор. Шум, создаваемый трансформатором, рассчитывается по формуле:

L^m_ра=0,009N_т+71

где L^m_ра - корректированные уровни звукового давления трансформаторов с выключенным охлаждением, дБА;

N_т - мощность трансформатора, МВА

МВА

L^m_ра =0,00940+71=71,36 дБА

Шум, создаваемый системой охлаждения, рассчитывается по формуле:

L^А_ра = L¹_ра +10lg(n)m

где L^А_ра - скорректированный уровень звукового давления системы охлаждения, дБА;

L¹_ра - скорректированный уровень звукового давления одного охлаждающего устройства, дБА

Вид системы охлаждения: Д - L¹_ра = 89 дБА

m - количество охлаждающих устройств в системе;

n = 2 при навесном исполнении системы охлаждения на боковой поверхности.

L^А_ра = 89+10lg(2)1=89,3 дБА

Суммарный уровень звукового давления (L_ра, дБА) определяется:

L_ра=10lg(10^0,1Lmра+10^0,1LАра)

L_ра=10lg(10^0,171,36 +10^0,189,3)=89,4 дБА

Допустимое значение шума по ГОСТ 12.2.024-76 ССБТ «Шум. Трансформаторы силовые масляные. Нормы и методы контроля» L_а.доп=76 дБА. Расчётное значение шума больше допустимого:

89,4 дБА 76 дБА.

17.6 Защита персонала от электромагнитных излучений промышленной частоты

Источниками, создающими электромагнитные излучения промышленной частоты на ГПП являются: открытое распределительное устройство (ОРУ), питающая воздушная линия 110кВ и др.

В соответствии с СанПиН 2.2.4.1191-03 "Электромагнитные поля в производственных условиях" установлены допустимые уровни напряженности электрического и магнитного полей.

Предельно допустимые уровни напряженности электрического поля:

- при напряженности до 5 кВ/м допускается пребывание в течение рабочего дня (8 час).

- при напряженности 5-20 кВ/м допустимое время пребывания вычисляют по формуле:

,

где Т - допустимое время, час, Е - электрическая напряженность, кВ/м.

Это допустимое время может быть реализовано одноразово или дробно в течение дня. В остальное рабочее время напряженность не должна превышать 5 кВ/м.

- при напряженности 20-25 кВ/м время пребывания не должно превышать 10 мин.

- при напряженности более 25 кВ/м допускается пребывание только в средствах защиты.

Таблица 17.6 Предельно допустимые уровни напряженности магнитного поля

Время пребывания (час)	Допустимые уровни напряженности магнитного поля, Н [А/м] при воздействии
	общем	локальном
1 и менее	1600	6400
2	800	3200
4	400	1600
8	80	800

Таблица 17.7 - Допустимые значения электрической напряженности для различных видов местности

Вид местности	Допустимая напряженность электрического поля, кВ/м:
Ненаселенная местность	15
Населенная местность	5
Жилая застройка	1,5

Таблица 17.8 - Размер санитарно-защитной зоны (расстояние от крайних проводов ЛЭП до ближайших зданий)

Напряжение, кВ	Размер санитарно-защитной зоны, м
110	10

17.7 Расчёт напряженности электрического поля, создаваемого воздушными линиями электропередач

Напряженность электрического поля (Е, кВ/м), создаваемого ЛЭП на поверхности земли, при горизонтальном расположении фаз определяется выражением:

где С - ёмкость единицы длины линии, Ф/м;

U - номинальное напряжение, кВ (U=110кВ);

₀ = 8,8510^-12 кл/нм, диэлектрическая постоянная;

Н - высота подвеса провода, м (Н=10м [1]);

D₀ - расстояние между проводами, м (3,0м [1]);

X - расстояние до расчетной точки, м

X=А+В

где А - размер санитарно-защитной зоны, м (10 м для ЛЭП-110кВ);

В - расстояние между проводами фаз, м (3 м для ЛЭП-110кВ).

X=10+3,0=13,0 м.

Ёмкость единицы линии:

Где d - диаметр провода, м

где S - сечение ВЛЭП, мм² (S=70мм²)

Е=0,34 кВ/м

Вывод: на расстоянии санитарно-защитной зоны напряженность электрического поля под ЛЭП не превышает допустимой для жилой застройки:

0,34 кВ/м1,5 кВ/м.

Меры защиты от поражения электрическим током

В процессе эксплуатации электрооборудования ГПП существует вероятность поражения электрическим током в следствии:

- прикосновения к токоведущим частям, находящимся под напряжением;

- прикосновения к металлическим корпусам, которые оказались под напряжением в случае пробоя изоляции;

- ошибочной подачи напряжения при ремонте электрооборудования;

- возникновения шагового напряжения;

- приближения на недопустимо малое расстояние к токоведущим частям;

- наведенного напряжения ВЛ.

Условия внешней среды в помещении ЗРУ нормальные. В отношении опасности поражения электрическим током согласно ПУЭ ОРУ 110 кВ, как территория размещения наружных электроустановок (ЭУ), является особо опасным помещением. ЗРУ 10 кВ тоже является особо опасным помещением. По ГОСТ 12.2.007.0-75 «Изделия электротехнические. Общие требования безопасности» оборудование ОРУ-110кВ относится к I классу электротехнических изделий по сбособу защиты человека от поражения электрическим током. ЗРУ-10кВ имеет I класс безопасности.

Мероприятия по обеспечению электробезопасности разрабатываются в соответствии с ГОСТ 12.1.019-79* ССБТ «Электробезопасность. Общие требования» и ПУЭ, Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок ПОТ РМ-016-2001, ГОСТ 12.4.026-76 ССБТ «Цвета сигнальные и знаки безопасности».

Для защиты от поражения электрическим током в нормальном режиме должны быть применены по отдельности или в сочетании следующие меры защиты от прямого прикосновения:

- основная изоляция токоведущих частей:

В ОРУ 110 кВ изоляция токоведущих частей выполняется стеклянными изоляторами. Количество подвесных изоляторов ПС6-А в гирляндах для напряжения 110кВ 8 штук. Изоляция токоведущих частей ЗРУ 10кВ осуществляется с помощью опорных изоляторов НШ-10, ОНШ-10. Кабели и провода имеют бумажную, резиновую или пластмассовую изоляцию.

- ограждения и оболочки;

В ОРУ 110 кВ применяются два вида ограждения - внешнее и внутреннее. Внешнее ограждение имеет высоту 2,4 м. Внутреннее ограждение служит для выделения зон ОРУ, находящихся под высоким напряжением, и имеет высоту 1,6м. Ограждение установлено сетчатым, с сеткой 25х25 мм. Сетки имеют отверстия размером 15х15мм, а также приспособления для запирания их на замок.

- размещение вне зоны досягаемости;

Токоведущие части ОРУ 110 кВ не имеют внутренних ограждений, т.к. они расположены над уровнем планировки на высоте 3600 мм. Трансформаторы и аппараты 110кВ, у которых нижняя кромка фарфора изоляторов расположена над уровнем планировки на высоте 2500мм, не ограждаются. Неизолированные токоведущие части ЗРУ 10кВ защищены от случайных прикосновений, при расположении их на уровне менее 2500мм от пола, путем помещения их в камеры со сплошным металлическим ограждением толщиной не менее 1мм или ограждения сетками. Высота прохода под ограждением - 2м.

Расстояния от токоведущих частей до элементов ОРУ указаны в таблице 17.9.

Таблица 17.9 - Наименьшие расстояния в свету от токоведущих частей до различных элементов ОРУ (подстанций) в свету

Наименование расстояний	Изоляционное расстояние, мм, для напряжения, кВ
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до заземленных конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2 м	900
Между проводами разных фаз	1000
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до постоянных внутренних ограждений высотой 1,6 м, до габаритов транспортируемого оборудования	1650
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и неотключенной верхней	1650
Oт неогражденных токоведущих частей до земли или до кровли зданий при наибольшем провисании проводов	3600
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях, а также между токоведущими частями разных цепей по горизонтали при обслуживании одной цепи и неотключенной другой, от токоведущих частей до верхней кромки внешнего забора, между токоведущими частями и зданиями или сооружениями	2900
От контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки, присоединенной ко второму контакту	1100

Расстояния от токоведущих частей до элементов ЗРУ указаны в таблице 17.10.

Таблица 17.10 - Наименьшие расстояния в свету от токоведущих частей до различных элементов ЗРУ

Наименование расстояний	Изоляционное расстояние, мм, для напряжения, кВ
	10
От токоведущих частей до заземленных конструкций и частей зданий	120
Между проводниками разных фаз	130
От токоведущих частей до сплошных ограждений	150
От токоведущих частей до сетчатых ограждений	220
Между неогражденными токоведущими частями разных цепей	2000
От неогражденных токоведущих частей до пола	2500
От неогражденных выводов из ЗРУ до земли при выходе их не на территорию ОРУ и при отсутствии проезда под выводами	4500
От контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки, присоединенной ко второму контакту	150

Для защиты от поражения электрическим током в случае повреждения изоляции должны быть применены следующие меры защиты при косвенном прикосновении:

- защитное заземление.

Заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований к его сопротивлению, должно иметь в любое время года сопротивление не более 0,5 Ом с учетом сопротивления естественных и искусственных заземлителей. Расчёт сопротивления заземляющего устройства приведён в главе 12.1.