Суммарные активные и реактивные нагрузки электропотребителей до и выше 1 кВ в целом по предприятию определяются суммированием соответвующих нагрузок всех цехов с учетом реактивной нагрузки освещения, потерь мощности в трансформаторах цеховых подстанций.

Потери мощности в трансформаторах цеховых трансформаторных подстанций рассчитываются по формулам:

 (11)

(12)

где , - соответственно активные и реактивные потери мощности в трансформаторе;

, - соответственно активные потери холостого хода и короткого замыкания, кВт;

, - соответственно ток холостого хода и напряжение короткого замыкания в%;

- коэффициент загрузки трансформатора, который определяется из соотношения:

; (13)

где - число трансформаторов;

Данные для вычисления потерь мощности в трансформаторах берем из таблицы 8.

Таблица 8

Данные принятых трансформаторов

Результаты расчетов сводим в таблицу 9.

Таблица 9

Расчетная нагрузка цехов, приведенные к стороне ВН

2.4 Определение расчетной нагрузки всего предприятия

Данный раздел выполняем в следующей последовательности:

1. Технико-экономические расчеты при выборе вариантов схем внешнего электроснабжения;

2. Технико-экономические расчеты при выборе вариантов схем внутреннего электроснабжения;

3. Выбор оптимального варианта схемы электроснабжения предприятия.

Для выбора рациональной схемы электроснабжения предприятия необходимо рассмотреть несколько вариантов и дать технико-экономическое обоснование наиболее целесообразного из них.

При числе вариантов более двух экономическая целесообразность того или иного варианта определяется по готовым расчетным затратам:

(23)

где - капитальные затраты на сооружение системы электроснабжения, т. р;

(24)

где - капитальные затраты на сооружение линий, т. р;

- капитальные затраты на установку высоковольтной аппаратуры, т. р;

- капитальные затраты на установку силовых трансформаторов, т. р;

Другие капитальные вложения сравниваемых вариантов принимаются одинаковыми.

- нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, принимаемый в энергетике 0. 15;

- годовые эксплуатационные расходы на систему электроснабжения, т. р;

(25)

где - годовые амортизационные расходы, т. р;

- годовые расходы на оплату потерь электроэнергии в элементах системы электроснабжения, т. р;

(26)

где , , - норма амортизационных отчислений соответственно на аппаратуру, трансформаторы, линии, т. р;

- годовой ущерб от перерывов электроснабжения.

4.1 Технико-экономические расчеты при выборе вариантов схем внешнего электроснабжения

4.1.1 Выбор вариантов схем внешнего электроснабжения

При выборе рациональной схемы внешнего электроснабжения предприятия учитываем категорию потребителей электроэнергии, потребляемую ими мощность, особенности технологии производства, климатические условия, загрязненность окружающей среды и другие факторы.

Все предприятия в зависимости от суммарной установленной мощности могут быть условно разделены на крупные (75-100МВт), средние (до75МВт) и малые (до 5МВт).

Данное предприятие относится к средним.

Основными источниками электроснабжения предприятия являются электростанция и сети энергосистемы.

Так как отсутствуют специальные требования к бесперебойности питания, компактное расположение нагрузки, то принимаем схему с одним общим приемным пунктом электроэнергии (ГПП). Так как есть нагрузки 1-й категории, то применяем секционные шины приемного пункта и питание каждой секции от отдельных линий.

Питание от энергосистемы осуществляем по двум линиям с установкой на подстанции на менее двух трансформаторов. Пропускная способность этих линий и трансформаторов должна обеспечить питание всех потребителей 1-й категории и основных нагрузок 2-й категории в послеаварийном режиме с учетом допустимой перегрузки при выходе из работы одного из этих трансформаторов.

В системах электроснабжения применяем глубокое секционирование всех звеньев системы от источника питания до сборных ими низкого напряжения трансформаторных подстанций.

При построении системы электроснабжения исходим из раздельной работы линий и трансформаторов, так как при этом снижаются уровни токов короткого замыкания, упрощаются схемы коммуникаций и релейной защиты.

Найдем рациональное нестандартное напряжение питающих линий по формуле:

(27)

где - расчетная активная мощность предприятия, МВт;

- расстояния от предприятия до точки подключения к источнику питания, км, км;

Из напряжений в ближайших пунктах электросистемы выбираем одно ниже, а другое выше величины рационального напряжения, для технико-экономического сравнения.

4.1.2 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

Главную понизительную подстанцию предприятия выполняем двухтрансформаторной. Выбор мощности трансформаторов ГПП производим на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы с учетом мощности компенсирующих устройств напряжением выше 1кВ. В послеаварийном режиме (при отключении одного трансформатора) для надежного электроснабжения потребителей предусматриваем их питания от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей с целью снижения нагрузки трансформатора может быть отключена.

При установке на ГПП двух трансформаторов номинальная мощность каждого из них определяется по условию:

(28)

где - номинальная расчетная мощность предприятия с учетом мощности компенсирующих устройств напряжением выше 1кВ;

(29)

где - мощность компенсирующих устройств напряжением выше 1кВ, кВар;

(30)

- коэффициент загрузки трансформатора, равный 0. 65;

(31)

В послеаварийном режиме оставшийся в работе трансформатор проверяем на допустимую перегрузку:

(32)

Расчетная полная мощность, передаваемая от источника питания при наличии ГПП, отличается от на величину потерь мощности в силовых трансформаторах ГПП и может быть определена по формуле:

(33)

где и определяются по формулам:

Для варианта N 1

.

Для варианта N 2

4.1.3 Расчет технико-экономических показателей вариантов схем

Максимальный ток линии:

(34)

Для определения мощности отключаемой выключателями, намечается расчетная точка КЗ (К-1), а затем составляется схема замещения для трех фазного КЗ в точке (К-1) и определяются параметры схемы замещения в относительных базисных единицах (при S_б и U_б).

Сопротивление системы в относительных базисных единицах.

(35)

где

(36)

Sc - из расчетных показателей.

Сопротивление трех обмоточного трансформатора в относительных базисных единицах определяется по выражению:

(37)

где U_{к% -} напряжение короткого замыкания в процентах между обмотками, по которым протекает ток повреждения.

Суммарное сопротивление цепи от источника питания до точки КЗ К - 1.

(38)

Мощность и ток отключаемые выключателями:

 (39)

(40)

Для варианта №1:

Мощность и ток отключаемые выключателями:

Для варианта №2:

Мощность и ток отключаемые выключателями:

4.1.4 Выбор сечения проводов питающих линий

Сечение проводов ВЛ выбираем минимально возможным из стандартных сечений, обеспечивающих работу проводников без перегрева выше допустимой температуры при расчетной максимальной нагрузке. При этом потери напряжения не должны превышать допустимой величины, а плотность тока в проводах должна соответствовать нормированному экономическому значению.

Выбор сечения проводов ВЛ по нагреву производится по условию:

(41)

где Iдоп - допустимая токовая длительная нагрузка на провод;

Iр - расчетная токовая нагрузка линии, равная получасовому максимуму нагрузки и определяется по формуле:

(42)

Выбор сечения проводников по экономической плотности тока производится для ВЛ напряжением с - 220 кВ. Экономическое сечение определяется из соотношения:

(43)

где Jэк - нормированное значение экономической плотности тока.

Сечение, полученное в результате расчета по экономической плотности тока, округляется до ближайшего меньшего стандартного сечения и проверяем по мере напряжения в нормальном и аварийном режиме при фактической нагрузке:

(44)

где Ip - расчетный ток линии, А;

- длина линии, км;

R₀, X₀ - удельное активное и реактивное сопротивление линии;

Cos , sin - соответствует коэффициенту мощности предприятия в период максимума нагрузки.

(45)

Сечение проходит по потери напряжения, если выполняется условие:

, (46)

(47)

Сводим полученные данные в таблицу 12.

Таблица 12

Сечения воздушной линии

4.1.5 Расчет технико-экономических показателей питающих линий

а) Капитальные затраты.

Стоимость двух ячеек отходящей линии с выключателями В1 и В2

[4, стр. 140-146].

(48)

Стоимость сооружения воздушной линии.

(49)

где Ков, Кол - соответственно, стоимость одной ячейки выключателя и одного километра двух цепной воздушной линии, т. р.,

Суммарные капитальные затраты:

(50)

б) Эксплуатационные расходы.

(51)

где Скл - стоимость потерь электроэнергии в линиях.

Сол, Сов - стоимость амортизационных отчислений от Кл и Кв соответственно, т. р.

Потери мощности в линиях.

(52)

Потери электроэнергии в линиях.

(53)

где _л - время максимальных потерь мощности в линии[2, с. 167 - 168].

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в питающих линиях.

(54)

Стоимость амортизационных отчислений.

(55)

где _{л в} - норма ежегодных отчислений для линий и выключателей соответственно, %

_л = 2, 4% _в = 6, 4%

4.1.6 Расчет технико-экономических показателей элементов ГПП

а) Суммарные затраты.

Стоимость двух трансформаторов при наружной установке.

(56)

Стоимость двух вводов с отделителями и короткозамыкателями, установленных в открытом распределительном устройстве (ОРУ).

(57)

где Кот и Коок - единичная стоимость трансформатора и одного ввода с отделителями короткозамыкателями, соответственно, т. р.

Суммарные капитальные затраты.

(58)

б) Эксплутационные расходы.

(59)

(60)

где Спт - стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах, т. р. ;

Сот, Соок - стоимость амортизационных отчислений от Кт и Кок, соответственно, т. р. ;

Приведенные потери мощности в трансформаторах составляют:

(61)

где Р`хх, Р`кз - приведенные потери активной мощности трансформатора при ХХ и КЗ, соответственно, кВт;

(62)

(63)

где Кип - коэффициент изменения потерь, учитывающийся в пределах [0. 02-0. 12].

Стоимость потерь в трансформаторах связи.

(64)

где Твкл - время включения трансформатора под напряжение, принимается обычно равным 8760 часов.

Суммарные ежегодные эксплутационные расходы.

(65)

Технико-экономические показатели варианта № 1.

1. Расчет технико-экономических показателей питающих линий.

а) Капитальные затраты.

Ков = 23, 72 т. руб.

Кол = 13, 5 т. руб.

Стоимость сооружения воздушной линии.

Суммарные капитальные затраты:

Стоимость амортизационных отчислений.

_л = 2, 4% _в = 6, 4%

Потери электроэнергии в линиях.

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в питающих линиях.

б) Эксплуатационные расходы.

2. Расчет технико-экономических показателей элементов ГПП.

а) Суммарные затраты.

Стоимость двух трансформаторов при наружной установке.

Кот = 28, 7 т. р.

Коок = 26, 72 т. р.

Стоимость двух вводов с отделителями и короткозамыкателями, установленных в открытом распределительном устройстве (ОРУ).

Суммарные капитальные затраты.

Приведенные потери мощности в трансформаторах составляют:

Стоимость потерь в трансформаторах связи.

б) Эксплутационные расходы.

Суммарные ежегодные эксплутационные расходы.

Технико-экономические показатели варианта № 2.

1. Расчет технико-экономических показателей питающих линий.

а) Капитальные затраты.

Ков = 6, 35 т. руб.

Кол = 10, 7 т. руб.

Стоимость сооружения воздушной линии.

Суммарные капитальные затраты:

Стоимость амортизационных отчислений.

_л = 2, 4% _в = 6, 4%

Потери электроэнергии в линиях.

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в питающих линиях.

б) Эксплуатационные расходы.

2. Расчет технико-экономических показателей элементов ГПП.

а) Суммарные затраты.

Стоимость двух трансформаторов при наружной установке.

Кот = 12, 35 т. р.

Коок = 11, 2 т. р.

Стоимость двух вводов с отделителями и короткозамыкателями, установленных в открытом распределительном устройстве (ОРУ).

Суммарные капитальные затраты.

Приведенные потери мощности в трансформаторах составляют:

Стоимость потерь в трансформаторах связи.

б) Эксплутационные расходы.

Суммарные ежегодные эксплутационные расходы.

4.2 Технико-экономический расчет при выборе схемы внутреннего электроснабжения

Намечаем два варианта схемы внутреннего электроснабжения:

Вариант. Радиальная схема.

Вариант. Смешанная схема.

Расчет ведем для напряжения 10 кВ. Предварительный выбор этого напряжения обусловлен тем, что он обеспечивает меньший расход цветного метала и экономию электроэнергию по сравнению с 6 кВ.

4.2.1 Определение расчетных нагрузок линий распределительной сети 6_35 кВ

Расчетные нагрузки линий распределительной сети 10 кВ для каждого варианта определяются по расчетным нагрузкам цеховых ТП со стороны ВН с учетом компенсации реактивной мощности.

Результаты расчетов нагрузок линий распределительной сети 10 кВ представлены в таблицу 13.

Таблица 13

Расчетные нагрузки линии сети

4.2.2 Определение сечения кабельных линий распределительной сети

Выбор сечения кабельных линий распределительной сети 10 кВ производим по технологической плотности тока.

(66)

где Jэк - нормированное значение экономической плотности тока, для кабельной линии Jэк = 1. 4 А/мм².

По допустимой нагрузке и по условию нагрева.

(67)

(68)

где К₁ - поправочный коэффициент, учитывающий число рядом лежащих кабелей и их взаимный нагрев.

К2 - поправочный коэффициент на температуру земли и воздуха.

Проверяем по потере напряжения.

(69)

• где Ip - расчетный ток линии, А;
• - длина линии, км;
• R₀, X₀ - удельное активное и реактивное сопротивление линии;
• Cos , sin - соответствует коэффициенту мощности предприятия в период максимума нагрузки.
• Таблица 14
• Расчетные сечения кабелей

Вариант схемы	№ линии	Назначение линии	К-во кабелей	Длина линий, км	Расчет нагрева на 1 кабель	Способ прокладки	Поправочный оэф.	Расчет нагрузки на 1 кабель.	Марка кабеля
					Ip, A	Iмах. р, А
								К1	К2	Iдоп, А	1, 3*Iдоп А
1	1	ГПП-ТП-1	2	0, 052	42, 43	55, 159	В траншее	0, 9	1	140	182	3*50
	2	ГПП-ТП-2	2	0, 153	34, 19	44, 447		0, 9	1	115	149	3*35

По допустимой нагрузке и по условию нагрева.

ГПП - ТП - 1: :

ГПП - ТП - 2: :

ГПП - ТП - 3: :

ГПП - ТП - 4: :

ГПП - ТП - 5: :

ГПП - ТП - 6: :

Проверяем по потере напряжения.

ГПП - ТП - 1:

ГПП - ТП - 2:

ГПП - ТП - 3:

ГПП - ТП - 4:

ГПП - ТП - 5:

ГПП - ТП - 6:

4.3 Расчет технико-экономических показателей вариантов схем внутреннего электроснабжения

Для сокращения расчетов исключим из рассмотрения трансформаторы цеховых ТП т. к. одинаковые элементы во всех вариантах.

Потери электроэнергии в линиях.

(70)

(71)

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в питающих линиях.

(72)

Таблица 15

Технико-экономические показатели внутреннего электроснабжения

Вариант схемы	№ л	Назначение линии	Марка кабеля	Длина линий, км	Стоимость 1км линии.	Капитальные затраты.	к%	Сол, т. р.	Rл, Ом	Рл, кВт	Скл, т. р.
1	1	ГПП-ТП-1	3*50	0, 0120	2, 85	0, 03432	6, 4	0, 08	0, 258	0, 01	20, 62
	2	ГПП-ТП-2	3*35	0, 4072	2, 57	1, 04657	6, 4	0, 081	0, 443	0, 36	615, 40

Таблица 16

Высоковольтные аппараты

Вариант схемы	Номер линии	Тип аппарата	К-во, шт.	Стоимость 1 аппарата, тыс. руб.	Капитальные затраты, тыс. руб.	в, %	Сов, т. руб. /год
1	1	ВММ-10- 400/10	2	2, 65	5, 3	9, 3	0, 5
	2	ВММ-10-400/10	2	2, 65	5, 3	9, 3	0, 5

Таблица 17

Трансформаторы

Вариант схемы	Тип	К - во, шт.	Стоимость 1 трансформатора, тыс. руб.	Капитальные затраты, тыс. руб.	в, %	Cат, Т. р.	Сп. т., т. р. /г
1	ТМ - 630	5	2, 88	34, 56	9, 3	0, 54	5, 76

4.4 Экономическая оценка надежности вариантов схем электроснабжения

При проектировании и эксплуатации электроустановок важным вопросом является оценка составляемых вариантов схем электроснабжения предприятия.

Вопрос об экономической оценке надежности связан с народнохозяйственным ущербом (У), вызываемый аварийным нарушением электроснабжения. С увеличением надежности электроснабжения этот ущерб снижается, но возрастают капитальные затраты.

При параллельном соединении цепей следует иметь в виду, что системы электроснабжения имеют малое значение вероятности отказа и поэтому уже две параллельные линии от разных источников или с разными трассами являются высоконадежными (У=0). Поэтому в электроснабжении промышленных предприятий в подавляющем большинстве случаев ограничиваются двумя параллельными линиями, состоящими каждая из общепринятых элементов (масляные выключатели, ЛЭП, трансформаторы и т. п.).

4.5 Выбор оптимального варианта схем электроснабжения

Выбор оптимального варианта схемы внешнего электроснабжения производим путем суммирования приведенных затрат, результат сводим в табл. 16.

Таблица 16

Сведение сравнения вариантов схем внешнего электроснабжения.

Варианты схем электроснабжения промышленного предприятия.	Суммарные технико-экономические показатели, тыс. руб.
	К	Сэ	У
Сеть с ГПП при напряжении 110/10 кВ.	5670, 74	129, 79	338, 36
Сеть с ГПП при напряжении 35/10 кВ.	16471, 48	633, 51	494, 02

В результате технико-экономических расчетов принимаем схему внешнего электроснабжения завода от системы напряжением 110/10 кВ, с сооружением ГПП 110/10 кВ, и установкой трансформатора ТМ 4000/110.

4.6 Краткое описание принятой схемы электроснабжения

Внешнее электроснабжение осуществляется от районной подстанции, энергетической системы по двум ЛЭП - выполненной проводами АС - 95 подвешенной на железно-бетонных опорах.

На территории предприятия в близи границы расположена ГПП, которая состоит из ОРУ - 110 кВ, силовых трансформаторов и РУ - 10 кВ.

ОРУ - (открытое распределительное устройство) состоит: из разъединителя типа РЛНД - 2 - 110/1000, отделителя ОД - 3 - 110 т / 630, короткозамыкателя типа КЗ - 110М.

Оборудование устанавливается на железобетонных фундаментах. Силовые трансформаторы типа ТМ 4000/110 устанавливаются на железобетонных фундаментах, они связаны с РУ 10 кВ, которое принимают наружной установки типа КРУН - 2 - 10 - 20-УЗ. Основным коммутационным аппаратом является ВМП - 10 М. Цеховые ТП устанавливают внутри цехов предприятия.

Питание ТП осуществляется от РУ - 10 кВ кабелем АСБГ, цех №1 от ТП - 1, цех № 3 от ТП - 2, цех № 7 от ТП - 3, цеха № 2, 5, 9 от ТП - 4, цеха № 4, 8, 10 от ТП - 5 и цех № 6 от ТП 6.

4.7 Расчет токов короткого замыкания

Для выбора и проверки электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих частей по условиям КЗ в проекте производится расчет токов КЗ.

Принимаются базисные условия: S_б и U_б. Тогда базисный ток определится как

I_б = S_б / (U_б), А (73)

I_б = 575 / (*117) =2, 83, к А (Для U = 110 кВ) ;

I_б = 575 / (*37, 5) =9, кА (Для U = 35 кВ) ;

I_б = 575 / (*11. 5) =28, 86, кА (Для U = 10 кВ) ;

Расчет сопротивлений схемы замещения в относительных единицах при базисных условиях производится по формулам:

, (74)

- сопротивление воздушной линии 110 кВ

, (75)

, Ом (76)

- сопротивление трансформатора ГПП

(77)

- сопротивление кабельной линии ГПП-РУ-1

, (78)

, (79)

Определение токов КЗ в расчетных точках производится в следующем порядке:

- сопротивление от источника питания до точки КЗ К-1

X₁ = X₁ + X₂ + X₃; r₁ = r₂, (80)

X₁ = 1, 45 + 182, 46+ 9, 6=193, 51

r₁ = 231, 868 Ом

Ом

если r₁ < X₁, то активным сопротивлением линии пренебрегают; начальное значение периодической слагающей тока КЗ

I” = I_б / Z_1, (81)

I” = 28, 86 / 302=95, 56, A

ударный ток КЗ

i_y = K_y. I”, (82)

где K_y - ударный коэффициент, принимаемый по справочным данным или рассчитанный по выражению:

(83)

i_y = 1. 72_. 95, 56 = 232. 44, A

- наибольшее действующее значение тока КЗ за первый период от начала процесса КЗ

, (84)

- мощность трехфазного к. з. для времени

S_кз. =^. S_с / Z_1; (85)

, (86)

S_кз. =575 000/302 = 1903, кВА_;

Выбираем выключатель:

Для выключения после цеховой ТП.

Для U = 35 кВ: ВМП - 35П; Uн = 35 кВ; Iн = 1000 А;

Для U = 110 кВ: У- 110 - 2000Б - 50; Uн = 110 кВ; Iн = 1000 А;

4.8 Выбор аппаратуры высокого напряжения

А). Выбор выключателей Q и Q по номинальным данным; Uн = 110 кВ.

Выбираем выключатель: МКП - 110Б - 1000/630 - 20;

Б). Выбор разъединителей по номинальным данным:

Выбираем разъединитель РЛНО - 110 Л / 1000.

В). Выбор отделителей по номинальным данным:

Выбираем отделитель ОДЗ - 2 - 110М /1000.

Г). Выбор короткозамыкателя по номинальным данным:

Выбираем короткозамыкатель КЗ 110 М.

Таблица 17

Сравнение расчетных и каталожных данных вариантов аппаратуры.

Наименование аппаратуры.	Расчетные данные	Каталожные данные
	Uсети, кВ	Iмах, А	Uн, кВ	Iн, А	Iдин, А
Выключатель	110	24, 6	110	1000	20
Разъединитель	110	124, 9	110	1000	31
Отделитель	110	124, 9	110	1000	31
Короткозамыкатель	110	--------	---------	-------	40

В качестве ОРУ принимаем шкафы типа с наружной установкой

КРУН - 2 - 10 - 20 - УЗ.

4.9 Решение по конструктивному выполнению, компоновке ГПП

ГПП состоит из ОРУ 110 кВ, силовых трансформаторов, РУ - 10 кВ, ОРУ состоит из РЛНО, ОДЗ, КЗ; оборудование устанавливают на железобетонных фундаментах. Силовые трансформаторы типа - ТМТ 4000/110 установлены на фундаментах на открытом воздухе. Основными коммутационными аппаратами является ВМ - 10. В ОРУ 110 кВ, ошиновку выполняют проводами АС.

5. Безопасность и экологичность проекта

Электрическая энергия является основой функционирования всех современных жизненно необходимых технических систем и объектов промышленности, сельского хозяйства, транспорта, коммунального хозяйства, сферы обслуживания и быта; создания и обеспечения комфортных условий существования и жизнедеятельности людей.

Для обеспечения подачи электроэнергии в необходимом количестве и соответствующего качества от энергосистем к промышленным объектам, установкам, устройствам и механизмам служат системы электроснабжения промышленных предприятий, состоящие из сетей напряжением до 1000 В и выше и трансформаторных, преобразовательных и распределительных подстанций.

Электроустановки потребителей электроэнергии имеют свои специфические особенности; к ним предъявляются определенные требования: надежность питания, качество электроэнергии, резервирование и защита отдельных элементов. При проектировании систем электроснабжения прядильно-ткацкой фабрики в технико-экономическом аспекте осуществлен выбор напряжений, определены электрические нагрузки, выбран тип, число и мощность цеховых трансформаторных подстанций, виды защит трансформаторов, систем компенсации реактивной мощности и способы регулирования, обеспечивающие необходимый уровень безопасности, экологичности и устойчивости электроэнергетического производства и электроустановок.

5.1 Идентификация и анализ опасных и вредных факторов, условий и причин их проявления в электроустановках ГПП 110/10 кВ

ГПП предназначена для преобразования и распределения электроэнергии и состоит из трансформаторов и другой вспомогательной аппаратуры, по условиям электробезопасности относится к электроустановкам выше 1000 В.

Электроснабжение машиностроительного завода производится от ГПП 110/10 кВ. Электроустановка относится ко второй категории по условиям электробезопасности по напряжению выше 1000 В, т. е. перерыв электроснабжения электроприемников приводит к массовым простоям рабочих механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности завода.

ГПП - электроустановка закрытого типа, защищена зданием от атмосферных воздействий.

Работы в электроустановках требуют больших физических и нервно-психологических затрат в связи с повышенной опасностью обслуживающего персонала, отвечающего за надежность электроснабжения предприятия и сохранность сложного и дорогостоящего оборудования. Опасность поражения током на ГПП усугубляется тем, что наличие напряжения на токоведущих частях н обнаруживается органами чувств человека дистанционно без применения специальных приборов.

Согласно ПУЭ по степени опасности поражения людей электрическим током ГПП приравнивается к особо опасным помещениям. Доступ в помещение ГПП возможен только для обслуживающего персонала.

Высоковольтные сети и подстанции выполнены на напряжение 10 кВ переменного тока частотой 50 Гц и эксплуатируются в режиме с изолированной нейтралью. Отходящие линии 10 кВ выполнены кабелем.

Наименьшее допустимое расстояние, на которое разрешается приближаться людям к токоведущим частям для 10 кВ - 0, 6 м, машинам и механизмам для 10 кВ - 1 м.

При приближении человека или механизма к токоведущим частям, находящимся под напряжением на расстояние менее допустимого возможно случайное возникновение электрической дуги. При прохождении электрического тока через тело человека, он оказывает тепловое, электролитическое, биологическое, механическое, психологическое действие.

Тепловое действие проявляется в виде ожогов участков кожи, перегрева различных органов, а также возникающих в результате перегрева разрывов кровеносных сосудов и нервных волокон.

Электролитическое действие приводит к электролизу крови и других, содержащихся в организме растворов, что приводит к изменению их физико-химических составов, а значит, и к нарушению нормального функционирования организма.

Биологическое действие электрического тока проявляется в опасном возбуждении живых клеток и тканей организма. В результате такого изменения они могут погибнуть.

Механическое действие поражения электрическим током - электрические удары и местные электрические травмы. Местными электрическими травмами являются поражения тканей и органов электрическим током: ожоги, электрические знаки, электрометализация кожи, механические повреждения и электроофтальмия.