Электроснабжение сельского населённого пункта

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования Республики Беларусь

Учреждение образования

"Пинский государственный индустриально-педагогический колледж"

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине:

«Электроснабжению сельского хозяйства»

мощность напряжение замыкание короткий

Пинск 2014

Содержание

Введение

Определение расчетных мощностей на вводах потребителей

Определение количества и места расположения ТП

3 Прокладка трасс линий и определение

4 Определение допустимого отклонения напряжения

5Выбор сечения провода сети 0,38 кВ

6 Определение допустимой потери напряжения в сети 0,38 кВ

7 Проверка сети на отклонение напряжений у потребителей в рабочем режим

8 Расчет токов коротких замыканий

9 Выбор аппаратуры трансформаторных пунктов

10 Конструктивное устройство сети

11 Молниезащита линий электропередачи и ТП

12 Техника безопасности и охрана труда

13 Охрана окружающей среды и энергосбережение

Заключение

Список использованных источников



Введение

Электрификация, то есть производство, распределение и применение электроэнергии во всех отраслях народного хозяйства и быта населения один из важнейших факторов технического процесса.

Весь опыт развития электрификации показал, что надежное, высококачественное и дешевое электроснабжение можно получить только от крупных районных электростанций, объединенных между собой в мощные электрические системы. На крупных электростанциях районного масштаба с линиями передачи большого радиуса действия вырабатывается наиболее дешевая электроэнергия, прежде всего из-за высокой концентрации ее производства, а также благодаря возможности размещать электростанции непосредственно у дешевых источников энергии угля, сланцев, на больших реках.

Самый высокий показатель системы электроснабжения надежность подачи электроэнергии. В связи с ростом электрификации с/х производства, особенно с созданием в сельском хозяйстве животноводческих комплексов промышленного типа всякое отключение плановое, и особенно неожиданное, аварийное, наносит огромный ущерб потребителю и самой энергетической системе.

Электроснабжение производственных предприятий и населенных пунктов в сельской местности имеет свои особенности по сравнению с электроснабжением городов. Основные особенности: необходимость подводить электроэнергию к огромному числу сравнительно маломощных потребителей, рассредоточенных по всей территории; низкое качество электроэнергии; требования повышенной надежности и т.д.

Таким образом, можно сделать вывод о большом значении проблем электроснабжения в сельском хозяйстве. От рационального решения этих проблем в значительной степени зависит экономическая эффективность применения электроэнергии в сельскохозяйственном производстве.

1 Определение расчетных мощностей на вводах потребителей

Таблица1.1. Электрические нагрузки производственных, общественных и коммунально-бытовых потребителей

№ по порядку	Наименование объекта	№ шифра	Дневной максимум	Вечерний максимум	Коэффициент мощности
			Рд	Qд	Рв	Qв	cos	cos
1.Бытовая Нагрузка
1.	Жилые дома	610	20	30	150	374	0.9	0.93
2.Обществено-комунальная нагрузка 3.Производственная нагрузка
2.	Коровник привязного содержание с механизированной уборкой навоза на 100 коров	104	4	4	4	4	0.75	0. 85
3.	Телятник с родильным отделением на 120 телят	118	5	3	5	5	0.75	0.85
4.	Корма цех КРС 800-1000 тон.	132	58	45	50	45	0.75	0.78
5.	Свинарник маточник с электро обогревом	139	28	12	28	8	0.75	0.85
6.	Птичник на 8 тыс. цыплят	155	25	12	25	12	0.75	0.85
7.	Центральная ремонтная мастерская на 25 трокт.	379	45	40	25	20	0.75	0.80
8.	Маслобойка	353	10	7	1	-	0.80	0.85

9.	Кирпичный завод	368	20	17	6	4	0.75	0.80
10.	Котельная с четырьмя котлами ,,Универсал-6'' для отопления и горячего водоснабжение	386	28	20	28	20	0.85	0.9
11.	Зернохранилище с передвижными механизмами емкость 50 тон	311	10	10	5	3	0.70	0.75

Рассчитаем нагрузку уличного освещения. Выбираем к установке светильник СПО-200, удельной мощности 3Вт/м, в зависимости от типа дорог -местная и пешеходная, ширина 5…7 м

Р_{ул =} Р_{уд Ч} l, (1.1)

где P_уд - удельная нагрузка на 1погонный метр улицы принято по таблице «Нормы нагрузок уличного освещения сельских НП».

l=2200 м. - общая протяженность улиц.

Р_{ул =} Р_{уд Ч} l =3Ч2200= 6.6 кВт

Определим суммарную расчетную активную нагрузку всего населенного пункта Р_P

Делим все потребители по соизмеримой мощности на группы и определим расчетную нагрузку каждой группы по формуле:

Р_р.гр = К₀(1.2)

P_д. Ч _piK_д (1.3)

Р_в = К₀Ч_pi (1.4)

где К₀ - коэффициент одновременности; n- число потребителей в одной группе; Р_pi-расчетная нагрузка на вводе i-го потребителя; К_в - коэффициенты дневного и соответственно вечернего максимума.

Первая группа: жилые дома (20домов)

Расчетная нагрузка для дневного максимума:

Р_д1 = К₀ЧР_PiЧnЧК_д

Коэффициент одновременности принимаем К₀=0.34;

Коэффициент участия в дневном максимуме К_д =0.3;

Расчетная нагрузка на вводе выбирается на седьмой год Р_pi = 2.1 кВт

Р_д1 = 0.34Ч1.85Ч20Ч0.3=3.774кВт

Расчетная нагрузка для вечернего максимума:

Р_в1 =0.34*1.85*20*1=12.58

Вторая группа: Коровник привязного содержание с механизированной уборкой навоза на 100 коров, Телятник с родильным отделением на 120 телят, Птичник на 8 тыс. цыплят, Центральная ремонтная мастерская на 25 трокт.

Р_д2 = К₀*_д = 0.775*(4+5+25+45) = 61.22кВт

Р_в2 = К₀*_в = 0.775*(4+8+25+25) = 48.05кВт

Коэффициент одновременности для 4-х потребителей К₀ = 0.7 75

Третья группа: Кирпичный завод, Корма цех КРС 800-1000 тон.

Р_д3 = К₀*_д3 = 0.75*(58+20)= 58.5кВт

Р_в3 = К₀*_в3 = 0.75*(50+6) =42кВт

Коэффициент одновременности для 2-х потребителей К₀ = 0.75

Четвертая группа: Свинарник маточник с электрообогревном, Маслобойка, Котельная с четырьмя котлами ,,Универсал-6'' для отопления и горячего водоснабжение, Зернохранилище с передвижными механизмами емкость 50 тон.

Р_д4 = К₀*_д4 = 0.775*(28+28+10+10) =58.9 кВт

Р_в4 = К₀*_в4 = 0.775*(28+5+1+28) = 48.05кВт

Коэффициент одновременности для 4-х потребителей К₀ = 0.775

Суммируя расчетные нагрузки 4 групп воспользовавшись таблицей «Добавок к большей слагаемой при суммировании нагрузок в сетях 0.38кВт»

Группа 1.

Р_д = 2.6

Р_в = 8.71

Группа 2.

Р_д = 42.54

Р_в = 33.36

Группа 3.

Р_д = 41.84

Р_в = 29.64

Группа 4.

Р_д = 41.14

Р_в = 33.36

Р_тпд. = _д2+= _д3+= _д4= 42.54+41.84+41.14=125.52кВт

Р_тпв. = _д4+= _д3+= _д2+ _д1 =96.36кВт

Расчетная мощность ТП определяется по вечернему максимуму нагрузки, т.к. он больший.

С учётом наружного освещения расчетная мощность ТП:

Р_тп. = Р_тпв+ Р_р.ул. = 96.36+6.6=102.96кВт



2 Определение количества и места расположения ТП

Коэффициент мощности отдельных потребителей определили по таблице. Для жилых домов cosц_д = 0.9; cosц_в = 0.93.

Таблица 2.1 Результаты расчетов нагрузок отдельных потребителей и групп однородных потребителей и их координаты

№ групп	Наименование потребителей	Расчетная мощность, кВт	Координаты нагрузок, м	Коэффициент мощности
		Рд	Рв	х	у	Cosцд	Cosцв
1	4 дома	2.11	7.02	12	4	0.9	0.93
2	2 дома	1.35	4.5	14	4	0.9	0.93
3	Коровник привязного содержание с механизированной уборкой навоза на 100 коров	4	4	15	4	0.75	0.85
4	Телятник с родильным отделением на 120 коров	5	8	16	4	0.85	0.90
5	Корма цех КРС 800-1000 тон	15	8	17.5	4	0.85	0.90
6	4 дома	2.11	7.02	9	4	0.90	0.93
7	4 дома	2.11	7.02	8	4	0.90	0.93
8	3 дома	1.73	5.76	7	4	0.90	0.93
9	3 дома	1.73	5.76	4	4	0.90	0.93
10	Масло бойка	10	1	3.5	4	0.85	0.90
11	Центральная ремонтная мастерская на 25 трак.	45	25	3	4	0.85	0.90
12	Птичник на 8 тыс. птиц	25	25	2	4	0.85	0.90
13	Свинарник маточник с электроподогревом	28	28	1	4	0.85	0.90
14	Котельная с четырьмя котлами Универсал-6 для отопление и горячего водоснабжения	28	28	10.5	7	0.85	0.90
15	Зернохранилище с передвижными механизмами емкость 50 тон	10	5	9	7	0.85	0.90
16	Кирпичный завод	3	10	7	6	0.85	0.90

Расчетная нагрузка группы из 2-х домов:

Р_д=k₀ P_pink_д

K_д =0.751.8523 = 8.3 кВт;

Р_в=k₀ P_pink_в

K_в=0.751.8521 = 2.7 кВт;

Расчетная нагрузка группы из 3-х домов:

Р_д = 0.641.8531 = 1 кВт;

Р_в = 0.641.8531 =3.5кВт;

Расчетная нагрузка группы из 4-х домов:

Р_д = 0.5851.8540.3 = 1.2кВт;

Р_в = 0.5851.8541 = 4.3 кВт;

Cosц_ср.вз.д = = =1.09;

Cosц_ср.вз.в = = = 1.1.;

Полная расчетная нагрузка на шинах ТП для дневного максимума:

S_p.д = А;

S_p.в = = А;

Число ТП для нанесенного пункта:

N_тп.д = 0.2 = 0.2 = 1.9;

N_тп.в = 0.2 = 0.2 = 14.12;

Т.к. N_тп = 1.2, принимаем одну трансформаторную подстанцию. Т.кнагрузка вечернего максимума больше, расчет координат подстанции ведем по аечернему максимуму.

Х = = = 12.43;

Y = =

= 14.3;

3 Прокладка трасс линий и определение нагрузок на участках линий 38кВ

В качестве электрических распределительных и питающих сетей используются воздушные линии. Конфигурация воздушных линий разработана в соответствии с планом населённого пункта на принципах кротчайшей сети и равномерности нагрузки по линиям.

Количество от ТП линий принимаем 3.

Определим суммарные эл. нагрузки по линиям 0.38кВ отдельно для дневного и вечернего максимумов нагрузки начиная с более удаленного от ТП участка.

В случае если значение нагрузок потребителей отличается менее чем в 4 раза, расчет производим по формуле:

(3.1)

где: к₀ - коэффициент одновременности

В противном случае суммирование нагрузок производится путем добавок к большей слагаемой нагрузке:

(3.2)

где: Р_{(д,в)макс} - наибольшаяиздневныхиливечернихактивныхнагрузок на вводе потребителярасчетногоучастка, кВт;

Р_(д,в) - добавка к большей слогаемой.

Средневзвешенные коэффициенты мощности расчетногоучастка, для дневного и вечернегомаксимумовнагрузки, определяютсяизвыражения:

(3.3)

Полную нагрузку для дневного и вечернего максимума определяем по формуле:

S_(д.в.) = ВА (3.4)

Таблица 3.1 Расчетная нагрузка на участках ВЛ 380/220В

Расчетный участок	Расчетная акт.нагрузка на участке Вт	Коэффициент мощности участка	Расчетная полная нагрузка на участке	K0
	Pд	Рв	cos	cos	Sд	Sв	K0
5-4	58	50	0.75	0.78	55.5	53.7	-
4-3	62.9	68.4	0.75	0.78	83.8	87.6	-
3-2	67.8	79.42	0.74	0.77	91.62	103.14	-
2-1	7.4	18.04	0.72	0.76	10.2	23.7	-
1	9.13	25.08	0.72	0.76	12.6	33.9	-
16-15	26	9	0.72	0.76	34.2	11.8	-
15-14	53.7	36.7	0.72	0.76	74.5	48.2	-
14	81.7	64.4	0.72	0.76	11.4	84.7	-
13-12	43.7	43.7	0.75	0.85	58.2	51.4	-
12-11	60.7	41.25	0.75	0.85	80.9	48.5	-
11-10	26	51	0.75	0.85	34.6	60	-
10-9	2.73	11.76	0.75	0.85	3.64	13.8	-
9-8	3.84	7	0.9	0.93	4.2	7.5	-
8-7	12.44	14.04	0.85	0.9	4.5	15.6	-
7-6	3.87	14.04	0.72	0.76	5.3	18.4	-
6	9.7	19.5	0.75	0.85	12.9	22.9	-

Участок 5-4

Активная нагрузка:

Р_{д. 5-4} = Р_д.4=58 кВт

Р_в5-4 = Р_в.4=50 кВт

Коэффициент мощности на участке для:

Cos_д5-4 = 0.75

Cos_в5-4 = 0.78

Полная нагрузка:

S_д.8-9= = =55.5кВ*А

S_в.8-9= = =53.7кВ*А

Участок 4-3

Активная нагрузка:

Р_{д. 4-3} = Р_д4-3+_д4-3=62.9кВ*А

Р_{в. 4-3} = Р_в4-3+_в4-3=68.4кВ*А

Коэффициент мощности на участке для:

Cos_д.4-3= = = 0.75

Cos_в.4-3 = = = 0.78

Полная нагрузка:

S_д.7-8= = =83.8кВ*А

S_в.7-8= = =87.6кВ*А

Участок 3-2

Активная нагрузка:

Р_{д. 3-2} = Р_д.3-2д3=7.4

Р_{в. 3-2} = Р_в.3-2+_в3=18.04

Коэффициент мощности на участке для:

Cos_д3-2 = = = 0.74

Cos_в.3-2 = = 0.77

Полная нагрузка:

S_д.7-6= = =91.62кВ*А

S_в.7-6= = =103.14кВ*А

Участок 2-1

Активная нагрузка:

Р_{д. 2-1} = Р_д.2-1+_д2=86.1

Р_{в. 2-1} = Р_в.2-1+_в2=68.3

Коэффициент мощности на участке для:

Cos_д.2-1= = = 0.72

Cos_в.7-6 = = 0.76

Полная нагрузка:

S_д2-1= = =119.5 кВ*А

S_в2-1= = =89.86кВ*А

Участок 1 ТП

Активная нагрузка:

Р_{д. тп1} = Р_д.тп1+_д1=9.13

Р_{в. тп} = Р_втп+_в1=25.08

Коэффициент мощности на участке для:

Cos_д.тп= = = 0.72

Cos_в.7-6 = = 0.76

Полная нагрузка:

S_д.= = =12.6кВ*А

S_в.= = =33.9кВ*А

Участок 16-15

Активная нагрузка:

Р_{д. 15-16}= Р_д.15-16+_д15= 26

Р_{в. тп} = Р_в.15-16+_в15= 9

Коэффициент мощности на участке для:

Cos_д.4-3= = = 0.72

Cos_в.15-16 = = 0.76

Полная нагрузка:

S_д.= = =34.2кВ*А

S_в.= = =11.8кВ*А

Участок 15-14

Активная нагрузка:

Р_{д. 15-14} = Р_д.15-14+_д14=53.7

Р_в15-14 = Р_в.15-14+_в14=36.7

Коэффициент мощности на участке для:

Cosд_.15-14 = = 0.72

Cosв_.15-14 = = 0.76

Полная нагрузка:

S_д.= = =74.5кВ*А

S_в.= = =48.2кВ*А

Участок 14 тп

Активная нагрузка:

Р_д. = Р_д2-1+_д1=81.7

Р_в. = Р_в.2-1+_в1=64.4

Коэффициент мощности на участке для:

Cos_д.2-1= = = 0.72

Cos_в.2-1 = = 0.76

Полная нагрузка:

S_д.= = =11.4кВ*А

S_в.= = =84.7 кВ*А

Участок 13-12

Активная нагрузка:

Р_д. = Р_д.14-13+_д13=43.7

Р_в. = Р_в.14-13+_в13=43.7

Коэффициент мощности на участке для:

Cos_д.13-12= = = 0.75

Cosв_.4-3 = = 0.85

Полная нагрузка:

S_д.= = =58.2кВ*А

S_в.= = =51.4кВ*А

Участок 12-11

Активная нагрузка:

Р_д. = Р_д.12+_д13+_д14=60.7

Р_в. = Р_в.12+_в13+_д14=41.25

Коэффициент мощности на участке для:

Cosд12_-11.== = 0.72

Cosв_.12-11 = = 0.76

Полная нагрузка:

S_д.= = =58.2кВ*А

S_в. = =51.4кВ*А

Участок 11-10

Активная нагрузка:

Р_д. = Р_д.11+_д11+_д12+_д12+_д11=26

Р_в. = Р_в.11+_в11+_д11++_д12++_д11=51

Коэффициент мощности на участке для:

Cos_д11-10.== = 0.75

Cos_в.11-10 = = 0.85

Полная нагрузка:

S_д.= = =34.6кВ*А

S_в. = =60кВ*А

Участок 10-9

Активная нагрузка:

Р_д.тп.-10 = Р_д10-9+_д9=2.73

Р_в.тп.-10 = Р_в10-9+_в9=58.3+3 = 11.76

Коэффициент мощности на участке для:

Cos_д.тп.-10= = = 0.72

Cosв_.тп.-1= 0.76

Полная нагрузка:

S_д. = =3.64кВ*А

S_в.==7.5кВ*А

Участок 9-8

Активная нагрузка:

Р_д.= 3.84

Р_в = 7

Коэффициент мощности на участке для:

Cosд_.8-7=0.9

Cos_в.8-7= 0.93

Полная нагрузка:

S_д.= = =2.33кВ*А

S_в.= = =2.25кВ*А

Участок 8-7

Активная нагрузка:

Р_д. = Р_д.6+_д7=12.44

Р_в. = Р_в.8+_в7=14.04

Коэффициент мощности на участке для:

Cosд_.16-15= = = 0.85

Cosв_.16-15 = = 0.9

Полная нагрузка:

S_д. = =4.5кВ*А

S_в. = =15.6кВ*А

Участок 7-6

Активная нагрузка:

Р_д.тп7.-6 Р_д.6+_д6=3.87

Р_в.тп.-15 = Р_в.7-6+_в6=14.04

Коэффициент мощности на участке для:

Cosд_.тп.-15= = = 0.85

Cosв_.тп.-15= 0.9

Полная нагрузка:

S_д. = =5.3кВ*А

S_в.==18.4кВ*А

Участок ТП-6

Активная нагрузка:

Р_д.тп.-6 Р_д.6+_д16=9.7

Р_в.тп.-15 = Р_в.6+_в16=19.5

Коэффициент мощности на участке для:

Cosд_.тп.-15= = = 0.85

Cosв_.тп.-15= 0.9

Полная нагрузка:

S_д. = =2.9кВ*А

S_в.==22.9кВ*А



4 Обоснование количества и мощности трансформатора вТП

Суммируя расчетные нагрузки всех 3-х групп получим расчетную нагрузку на шинах ТП без учета наружного освещения

Р_тп.д = Р_тп.д-1+ДР_тпд-14+ДР_тп.д-6 = 9.13+81.7+9.7 = 100.5 кВт;

Р_тп.в = Р_тп.в-1+ДР_тп.в-14+ДР_тп.в-6 = 25.08+64,4+19,5=109,02 кВт;

Активная нагрузка ТП с учетом уличного освещения

Р_тп = Р_тп.д+ Р_тп.в = 109,02+6.6 = 115,62 кВт;

Cosц_тп = = = 0.84;

Полная расчетная мощность ТП

S_тп = = = 137,6кВ*А

Выбираем трансформатор типа ТМГ-100/10 У1(ХЛ1)

Схема соединения Y/Y-0

Потери холостого хода 270 Вт

К.з. = 1970

Напряжение к.з. = 4.5%

Преимущество трансформаторов ТМГ

Тип трансформатора	Номинальнаямощность	Номинальноенапряжение	Схема и группасоединения обмоток	потери
		ВН	НН		Х.х	К.з
ТМГ-100/10У1 (ХЛ)1	100	6;10	0,23	У/Ун-0	270	1970
			0,4	У/Z-11		1970 2270 2270



Преимущества трансформаторов типа ТМГ производства Минского электротехнического заводаим. В.И. Козлова

Выпусктрансформаторов типа ТМГ освоен на МИНСКОМ электротехническом заводе им. В.И. Козлова в 1986 году по лицензии и на оборудованиифранцузскойфирмы «AlstomAtlantic».

В производстветрансформаторов типа ТМГ, как и в трансформаторах ведущихмировыхфирм по производствутрансформаторов, применен ряд техническихрешений, увеличивающихихнадежность и снижающихэксплуатационныезатраты.

Трансформаторыизготавливаются в герметичномисполнении с полнымзаполнением маслом, без расширителя и без воздушнойилигазовой подушки.

Контакт масла с окружающейсредойполностьюотсутствует, чтоисключаетувлажнение, окисление и шлакообразование масла.

Перед заливкой масла дегазируется, заливка его в бак производится в специальнойвакуум-заливочнойкамере при глубокомвакууме, чтообеспечиваетудалениеиз масла растворенного в немвоздуха, удалениеизизоляциивоздушных включений, тем самымпредотвращаетсяокисление масла, обеспечиваетсявысокаяэлектрическаяпрочностьизоляции трансформатором.

Масло в трансформаторах типа ТМГ практически не меняетсвоихсвойств в течениивсегосрокаслужбы трансформатора. Исключаетсянеобходимостьпроведенияиспытаний масла трансформаторов типа ТМГ как при иххранении так и при вводе в эксплуатацию и в процессэксплуатации.

Не требуетсяпроведениепрофилактических, текущих и капитальныхремонтов в течениевсегосрокаэксплуатации трансформатора.

Трансформаторы других типовтребуютдополнительногопроведенияиспытаний трансформаторного масла в процессехранения, ввода в эксплуатацию, эксплуатации, проведениятекущих и капитальныхремонтов.

Кроме того, трансформаторы ТМ дополнительнотребуютпроведениясистематическихосмотров для определениястепениувлажнениясорбентавоздухоосушителя. При насыщениисорбентавлагойтребуетсяегозамена на новыйили на регенерированный.

В трансформаторах типа ТМЗ при хранении и эксплуатациинеобходимосистематическиконтролироватьобязательноеналичиеизбыточногодавленияазота (необходимоегоподкачиватьдаже при наличииполнойгерметизации), т.квозможноснижениедавленияазота за счетпоглощенияего маслом.

Суммарныерасходы на выполнениевсехвышеизложенныхработ в течениесрокаэксплуатациитрансформаторов типа ТМ и ТМЗ достигают от 40 до 63 % полнойстоимости трансформатора ( в зависимости от егомощности).

Гофрированные баки трансформаторов типа ТМГ абсолютно безопасны и имеютвысокуюнадежность. Избыточноедавление в баках при эксплуатациитрансформаторов не превышает 0.18…0.23 кгс/ .

Перед запуском в серийноепроизводствогофрированные баки трансформаторов типа ТМГ подвергаютсямеханическимиспытаниям на цикличность для подтвержденияихресурсаработы на расчетныйсрокслужбы трансформатора - 30 лет (10000 циклов на воздействие максимального и минимального давлений).

Для ограничениядавления в баках при перегрузкахтрансформаторы типа ТМГ мощностью от 16 до 63 кВ.Аснабжаютсяпредохранительным клапаном, в трансформаторах мощностью 100 кВ.А и вышевозможна установка электроконтакногомановакууметра. Для проверкиуровня масла трансформаторы типа ТМГ всехмощностейснабжаютсяпоплавковыммаслоуказателем.

Для регулирования напряжения трансформаторы снабжаются переключателями с автоматическимвнутреннимфиксаторомположений и контактами оптимальнойформы. Этитехническиерешенияисключаютвыходизстроятрансформаторов по причине короткого замыканиясекций обмоток, и тем самымобеспечиваетсяболеевысокаянадежностьтрансформаторовминскогоэлектротехническогозаводаим. В.И. Козлова по сравнению с трансформаторами, выпускаемыми другими производителями.

Круглая форма обмоток и ярмовые балки повышенойжесткости, выполненныеиз швелера, обеспечиваютустойчивостьтрансформаторов при коротких замыканиях.

Трансформаторы других производителейподверженыповреждениям при коротких замыканияхиз-заовальнойконструкции обмоток и недостаточножесткихярмовых балок, выполненныхизуголка.

Трансформаторы типа ТМГ соответствуетвсемроссийским стандартам, стандартам МЭК, сертифицированные на соответствиетребованиямбезопасностинормативныхдокументовГосстандартомРоссии. Система качествапредприятиясертифицированамеждународным органом по сертификации - «КЕМА», Голандия - соответствие МС ИСО 9001:2008 и национальным органом по сертификацииБелГИСС - на соответствие СТБ ISO 9001-2009

Более 800 тысячтрансформаторов типа ТМГ надежно и практически с нулевымиэксплуатационнымииздержкамиработают на промышленныхобектах, в городских и сельскихэлектросетях.



5-6 Выбор сечения проводов линий 380В. Проверка сети на отклонениенапряжений у потребителей в рабочем режиме

Исходя из минимума приведённых затрат для каждой площади сечения провода установлены интервалы экономически целесообразной передаваемой полной мощности. При этом учтены климатические условия района и конструктивные особенности линий.

В частности должны быть выбраны:

1.район климатических условий;

2.оптимальный радиус сетей 10 кВт;

3.оптимальное число и мощность ТП в населённых пунктах;

4.оптимальное число отходящих линий 10 и 0.38 кВ и их конструкция;

Кроме того, должны быть решены вопросы резервирования: местное или сетевое.

Площади сечения проводов, при которых приведённые затраты будут минимальными, рекомендуется выбирать по специально построенным графикам и таблицам, приведённых в Руководящих материалах по проектированию электроснабжения сельского хозяйства (РУМ №10, 1972г.) или специальной литературе.

Определим район климатических условий. Линия расположена в четвёртом климатическом районе. ?U_доп=7.5%

Определим эквивалентную мощность на участках. Коэффициент динамики роста нагрузки принимаем к_д=0,7.

Линия 1:

Эквивалентная мощность определяется по формуле:

S_экв.уч=S_учк_д (5.1)

S_{экв.ТП-6}= 22,9 • 0,7 = 16,03кВ•А

S_экв7-6= 18,4 • 0,7 = 12,88кВ•А

S_экв.8-7= 15,6 • 0,7 = 10,92кВ•А

S_экв.9-8= 17,5 • 0,7 = 12,25кВ•А

S_экв.10-9= 13.8 • 0,7 = 9,68кВ•А

S_экв.11-10= 60 • 0,7 = 42кВ•А

S_экв.12-11= 48,5*0.7 = 33.95кВ•А

S_экв.13-12= 51,7• 0,7 = 36,19кВ•А

По таблице экономических интервалов нагрузок при толщине стенки гололёда в =5мм находим число и марки проводов для всех участков.

Участок ТП-6 3ЧА-50+А-50

Участок 7-6 3ЧА-16+А-16

Участок 8-7 3ЧА-16+А-16

Участок 9-8 3ЧА-16+А-16

Участок 10-9 3ЧА-25+А-25

Участок 11-10 3ЧА-25+А-25

Участок 12-11 3ЧА-25+А-25

Участок 13-12 3ЧА-25+А-25

Пользуясь номограммой определяем потери напряжения на участках по формуле:

?U_уч.% = ?U_уд.• S_уч. • l_уч. • 10^-3 % (5.2)

?U_тп-6= 29.5 • 0.43 • 0,05 = 1 %

?U_7-6= 0,4 • 28.7 • 0,05 = 0,5 %

?U_8-7= 0,41 • 28.7 • 0,05 = 0.54 %

?U_9-8= 0,78 • 24.6 • 0,05 = 0,95 %

?U_10-9=0,81 • 5.25 • 0,05 = 0,21 %

?U_11-10= 1.3 • 1.3 • 0,075 = 0,12 %

?U_12-11= 1.3 • 0.84 • 0,05 = 0,054 %

?U_13-12= 1.3 • 1.3 • 0,05 = 0,084 %

?U_ТП14 = 1+0,5+0.54+0,95+0,21+0,12+0,054+0,084 = 3,45%

Потеря нагрузки на первой линии составляют 3,45%.

3,45<7,5% - условие выполняется.

Линия 2:

Определим эквивалентную мощность на участках. Коэффициент динамики роста нагрузки принимаем к_д=0,7.

S_{экв.ТП-1} = 33,9 • 0,7 = 23,73кВ•А

S_экв.2-1= 23,7 • 0,7 = 16,59кВ•А

S_экв3-2= 103,14 • 0,7 = 72,1кВ•А

S_экв.4-3= 87,6• 0,7 = 60,69кВ•А

S_экв.1-2 = 53,57 • 0,7 =37,4кВ•А

По таблице экономических интервалов нагрузок при толщине стенки гололёда в =5мм находим число и марки проводов для всех участков.

Участок ТП-1 3ЧА-35+А-35

Участок 2-1 3ЧА-35+А-35

Участок 3-2 3ЧА-25+А-25

Участок 4-3 3ЧА-25+А-25

Участок 5-4 3ЧА-25+А-25

Пользуясь номограммой определяем потери напряжения на участках:

?U_тп-1= 0.3+0.9+0,84+0,84+0,7 = 3,58%

?U_2-1= 15 • 1.3 • 0,05 = 0.9 %

?U_3-2= 14 • 1.2 • 0,05 = 0,84 %

?U_4-3= 14 • 1,2• 0,05 = 0,84 %

?U_5-4= 11 • 1,3 • 0,05 = 0,7 %

Потеря нагрузки на второй линии составляют 3,58%.

3,58<7,5% - условие выполняется.

Линия 3:

Определим эквивалентную мощность на участках. Коэффициент динамики роста нагрузки принимаем к_д=0,7.

S_{экв.ТП-14} = 84,7• 0,7 = 59,29кВ•А

S_экв.14-15 = 48,2 • 0,7 =33,74кВ•А

S_экв.15-16 = 11,8 • 0,7 = 8,26кВ•А

По таблице экономических интервалов нагрузок при толщине стенки гололёда в =5мм находим число и марки проводов для всех участков.

Участок ТП-14 3ЧА-16+А-16

Участок 15-14 3ЧА-16+А-16

Участок 16-15 3ЧА-16+А-16

Пользуясь номограммой определяем потери напряжения на участках :

?U_ТП-14 = 9.86 • 11,6 • 0,1= 1.3 %

?U_14-15 = 7.56 • 0.81 • 0,05= 0,3 %

?U_16-15 = 6.37 • 0,8 • 0,05= 0,25 %

?U_ТП-14 = 1.3+0,3+0,25 =1,90%

Потеря нагрузки на третьей линии составляют 1,90%.

1,90<7,5% - условие выполняется.

Таблица 6.1 Выбор проводов по участкам ВЛ 380/220 В

участок	мощность	длина	Предварительный расчет
	активная	полная	эквивалентная		Марка провода	Потери на участке
						На участке	От начала линии
6-7	1.1	1.2	0.84	50	А-16+А-16	0.054	0.054
7-8	1.7	1.88	1.3	50	А-16+А-16	0.084	0.13
8-9	1.71	1.88	1.3	75	А-16+А-16	0.12	0.2
9-10	6.53	7.5	5.25	50	А-25+А-25	0.21	0.33
10-11	34.1	41.1	28.7	50	А-50+А-50	0.5	0.71
11-12	31.13	38.4	26.8	50	А-50+А-50	0.54	1.04
12-13	29.93	35.2	24.6	50	А-25+А-25	0.95	1.49
ТП-10	37.13	42.1	29.5	50	А-50+А-50	1	1.95
1-2	20.87	25.1	15	50	А-16+А-16	0.9	1.9
2-3	20.21	24.3	14	50	А-25+А-25	0.84	1.74
3-4	19.8	24.1	14	50	А-25+А-25	0.84	1.68
4-5	15	17.6	11	50	А-25+А-25	0.7	1.54
14-15	13.8	13.8	7.56	50	А-16+А-16	0.3	1
15-16	14.1	9.7	6.37	50	А-16+А-16	0.23	0.53
ТП-14	17.3	6.4	9.86	50	А-16+А-16	1.3	1.53
ТП-1	41.13	12.3	12.5	50	А-16+А-16	0.97	1.88



7 Проверка сети на отклонение напряжений у потребителей в рабочем режиме

Таблицасоставляется для проектируемойподстанции, для случаев 100%

нагрузки и 25% нагрузки. На зажимахпотребителядолжнобытьобеспеченоотклонениенапряжения в пределах 7,5%.

Таблицаотклоненийнапряжения

Элементы сети	Потерянапряжения
	При 100% нагрузке	При 25% нагрузке
1. Шины 10 кВ РТП	+7,0	+5,0
2. ВЛ 10 кВ	-2,62	-0,91
3. ТП 10/0,4 кВ	Потеря	-1,0	-1,0
	Надбавка	+7,0
4. ВЛ 0,38 кВ	-9,88	-0,18
5. Внутренние сети 0,38 кВ	-2,84	-0,685
6. Потребитель	-7,20	+8,66



8 Расчет токов КЗ

Расчет токов короткого замыкания производится с целью проверки защитной аппаратуры на термическую и динамическую стойкость, а также чувствительность и селективность действия. Расчет токов КЗ производится в именованных единицах. Для расчета токов КЗ составим эквивалентную однолинейную схему:

Рис. 8.1. Эквивалентная однолинейная схема

Z₁ - Сопротивление питающей сети.

Z₂ ,Z₈ - Сопротивление участков ВЛ 10 кВ.

Z₃ - Сопротивление трансформатора ТП 10/0,4кВ току КЗ.

Z₄ - Z₇ - Сопротивление отходящих линий 0,38кВ.

Рис. 13.2 Схема замещения

Приведенное сопротивление питающей сети определяется по формуле:

(8,1)

где: U_б - базисное напряжение, принимается 400 В;

S_кз - мощность КЗ на шинах РТП 35/10 кВ, ВА

Z_с = 400² / 300 10⁶ = 5,33 10^-4 Ом

Для линий 10 кВ приведенные сопротивления определяют по формулам:

R_лi = 1,45 10^-3R_уl_у(8,2)

Х_лi = 1,45 10^-3 Х_уl_у(8,3)

где: R_у и Х_у - соответственно удельные активное и индуктивное сопротивления участков линий 10 кВ, Ом/км.

Сопротивление ВЛ 10 кВ:

Z₂ = Z_2-4-5-ртп + Z_1-2

R_{2-4-5 - ртп} = 1,45 10^-3 0,58 8,07 = 0,0068 Ом

R_1-2-4 = 1,45 10^-3 0,85 2,0 = 0,0025 Ом

R₂ = 0,0068 + 0,0025 = 0,0093 Ом

Х₂ = 1,45 10^-3 0,4 10,07 = 0,0058 Ом

R₈= 1,45 10^-3 0,85 3,16 = 0,0039 Ом

Х₈ = 1,45 10^-3 0,4 3,16 = 0,0018 Ом

Сопротивление линий 0,38 кВ определяются по формулам:

R_лi = R_уl_у(8,4)

Х_лi = Х_уl_у(8,5)

где: R_у и Х_у - соответственно удельные активное и индуктивное сопротивления участков линий 0,38 кВ, Ом/км.

Линия 1

R_9-7-ТП = 0,42 0,082 = 0,034 Ом

R_12-15-9 = 0,588 0,175 = 0,1029 Ом

R_Л1 = 0,034 + 0,1029 = 0,1369 Ом

Х_Л1= 0,3 0,257 = 0,0771 Ом

Линия 2

R_{19 - 5 - ТП} = 0,85 0,168 =0,1428 Ом

R_{13 -19} = 1,1 0,042 = 0,0462 Ом

R_Л2 = 0,1428 + 0,0462 = 0,189 Ом

Х_Л2= 0,3 0,21 = 0,063 Ом

Линия 3

R_{1 -10 - ТП} = 0,315 0,075 = 0,024 Ом

R_{17-16 - 1} = 0,42 0,06 = 0,0252 Ом

R_Л3 = 0,024 + 0,0252 = 0,0492 Ом

Х_Л3 = 0,3 0,135 = 0,041 Ом



9. Выбор аппаратуры трансформаторных пунктов

Наибольшее число трансформаторных подстанций проектируется и сооружается тупикового типа с применением ТПК. Конструктивно она выполнена в виде блока со следующими основными узлами: вводное устройство 10кВ, РУ 0.38 кВ, которые закрываются одностворчатыми дверьми с надежными замками, и силовой трансформатор. Общий вид КТП Минского электротехнического завода им. В.И. Козлова.

В устройстве высшего напряжения (УВН) установлены предохранители типа ПК-10. Они соединены шинами с проходными высоковольтными изоляторами и силовым трансформатором. На дверях шкафа УВН установлен блок-замок, сблокированный с приводом заземляющих ножей разъединителя, установленной на концевой опоре вблизи КТП. Сверху УВН установлен комплект вентильных разрядников типа РВО, РВП-10, РС-10 или ограничителей напряжения ОПН-10 и кронштейны со штырями для установки изоляторов линий напряжением 380/220 В.

Под шкафом высшего напряжения размещается распределительное устройство низшего напряжения (РУНН). В шкафу РУНН размещены коммутационные аппараты низкого напряжения, аппараты защиты, автоматики и учета. КТП с воздушными выводами имеют короба, защищающие выводы, предназначенные для подключения низковольтных линий.

В КТП предусмотрены блокировки, обеспечивающие их безопасную работу:

· Отключения разъединителя при включенной нагрузке со стороны 0.38 кВ (при включенном рубильнике);

· Включение главных ножей разъединителя при включенных заземляющих ножах и включение заземляющих ножей при включенных главных ножах разъединителя;

· Открывание дверей шкафа УВН при отключенных заземляющих ножах разъединителя и отключение заземляющих ножей разъединителя при открытой двери шкафа УВН;

· Отключение рубильника под нагрузкой.

Общий вид КТП -02, КТП-04 мощностью 25-250 кВА напряжением 6(10) кВ Минского электротехнического завода им. Козлова:

1. Трансформатор;

2. Шкаф распределительного устройства напряжением 380/220 В (РУНН);

3. Шкаф распределительного устройства напряжением 6(10) кВ(УВН);

4. Ограничитель перенапряжений (вентильный разрядник);

5. Короб (только для КТП с воздушными выводами);

10 Питание от ВЛ напряжением 10кВ через разъединитель QS1 и предохранители FU1-FU2 подается на трансформатор Т. Пониженное до 0.4/0.23 кВ напряжение через рубильник Q1 и трансформаторы тока ТА1-11

11 . Конструктивное устройство сети

Совокупность генераторов, распределительных устройств, повышающих и понижающих подстанций, линии электропередачи и приемников электроэнергии называется электрической системой.

Часть электрической системы, состоящая из трансформаторных и распределительных подстанций, кабельных и воздушных линий разных классов, называется электрической сетью.

Назначение электрической сети - осуществлять электрическую связь между генерирующими источниками, а также передавать и распределять электрическую энергию от источников к потребителям.

Электрические сети в соответствии с назначением могут быть классифицированы по следующим признакам: роду тока, величине напряжения, конфигурации, конструктивному выполнению, назначению, району обслуживания.

По роду тока различают электрические стеи переменного и постоянного тока. В Республике Беларусь, а также странах СНГ большинство линий электропередачи, а следовательно, и сети, состоящих из этих линий, выполняются трехфазными, работающими на переменном токе частотой 50гЦ. Линии постоянного тока применяются для передачи больших мощностей на значительные расстояния.

По величине напряжения различают сети: до 1 кВ - низкого напряжения и выше 1 кВ - высокого напряжения. Сеть характеризуется номинальным напряжением.

Воздушной линией (ВЛ) называют устройство, предназначенное для передачи электрической энергии на расстояние, состоящие из металлических проводов, укрепленных на опорах при помощи изоляторов и сооруженное на открытом воздухе.

Основными элементами ВЛ являются фундаменты, опоры, провода, изоляторы и арматура.

К основным характеристикам ВЛ относится трасса линии, длина пролета, стрела провеса провода, габарит.

Трассой линии называют положение оси линии на местности или полосу земли, на которой сооружена линия.

Пролетом или длиной пролета l, называют расстояние по горизонтали между опорами, на которых закреплен провод. Различают промежуточный, анкерный, приведенный и визируемые пролеты.

· Промежуточный пролет - это расстояние между соседними промежуточными опорами.

· Анкерный пролет - расстояние между осями двух ближайших анкерных опор, то есть сумма длин промежуточных пролетов, заключенных между анкерными опорами.

· Приведенный пролет - это длина среднего промежуточного пролета анкерного участка.

· Визируемый пролет - пролет, где регулируются провода и тросы для получения проектной стрелы провеса.

Стрелой провеса fназывают вертикальное расстояние от горизонтальной прямой, соединяющей точки закрепления провода, до низшей точки провода в пролете.

Габаритом hлинии называют вертикальное расстояние от низшей точки провода в пролете до земли (воды, дороги, провода пересекаемой линии).

Шлейф, или петля - провод, соединяющий на анкерной опоре два натяжных зажима.

Расстояние между проводами ВЛ определяют из условий прочности изоляции, максимальной возможности избежать схлестывания проводов при авариях, экономии материала опор.

Угловые опоры устанавливаются в местах изменения направления линии. При небольших углах поворота линии (до 10⁰) угловые опоры выполняют как промежуточные, при больших углах поворота (до 90⁰) - как анкерные. При нормальном режиме угловые опоры воспринимают одностороннее натяжение, направленное по биссектрисе внутреннего угла. Углом поворота линии считают угол, дополняющий до 180⁰ внутренний угол линии.

Угловые опоры могут иметь подкос, оттяжку или выполняться как трехстоечная опора.

ТА3 подается на отходящие силовые линии, подключенные к шинам подстанции через трехфазный автоматический выключатель SF3-SF5 подключена также линия уличного освещения. От трансформаторов тока запитан счетчик активной энергии PI1, который при включении автомата SF2 в зимнее время может обогреваться с помощью резисторов R1-R3.

В КТП предусмотрен ряд защит.

Защита оборудования подстанции от атмосферных перенапряжений со стороны 10кВ осуществляется разрядниками FV1-FV3, со стороны 0.38кВ - FV4-FV6.

Защита силового трансформатора от перегрузки и коротких замыканий обеспечивается предохранителями FU1-FU3.

Отходящие линии напряжением 0.38кВ от перегрузки и многофазных коротких замыканий защищаются автоматическими выключателями QF1-QF4. Для защиты их от однофазных коротких замыканий в нулевых проводах предусмотрены токовые реле КА1-КА3, которые отстраиваются на срабатывания при однофазных коротких замыканиях в наиболее удаленных точках сети. При срабатывании реле замыкающие контакты отключают линейные автоматы QF1-QF3.

Защита линии уличного освещения осуществляется автоматическими выключателями SF3-SF5, цепей внутреннего освещения - SF1, цепей обогрева счетчика - SF2.

Включение и отключение линий уличного освещения осуществляется блоком управления KV1 с фотореле BL1. Ручное управление линией уличного освещения осуществляется переключателем SA1.

Для исключения возможности отключения рубильника Q1 под нагрузкой предусмотрена блокировка. При открывании панели закрытия РУНН замыкающие контакты концевого выключателя SQ1 замыкаются и подают импульс на отключение.



10.Конструктивное устройство сети

Совокупность генераторов, распределительных устройств, повышающих и понижающих подстанций, линии электропередачи и приемников электроэнергии называется электрической системой.

Часть электрической системы, состоящая из трансформаторных и распределительных подстанций, кабельных и воздушных линий разных классов, называется электрической сетью.

Назначение электрической сети - осуществлять электрическую связь между генерирующими источниками, а также передавать и распределять электрическую энергию от источников к потребителям.

Электрические сети в соответствии с назначением могут быть классифицированы по следующим признакам: роду тока, величине напряжения, конфигурации, конструктивному выполнению, назначению, району обслуживания.

По роду тока различают электрические стеи переменного и постоянного тока. В Республике Беларусь, а также странах СНГ большинство линий электропередачи, а следовательно, и сети, состоящих из этих линий, выполняются трехфазными, работающими на переменном токе частотой 50гЦ. Линии постоянного тока применяются для передачи больших мощностей на значительные расстояния.

По величине напряжения различают сети: до 1 кВ - низкого напряжения и выше 1 кВ - высокого напряжения. Сеть характеризуется номинальным напряжением.

Воздушной линией (ВЛ) называют устройство, предназначенное для передачи электрической энергии на расстояние, состоящие из металлических проводов, укрепленных на опорах при помощи изоляторов и сооруженное на открытом воздухе.

Основными элементами ВЛ являются фундаменты, опоры, провода, изоляторы и арматура.

К основным характеристикам ВЛ относится трасса линии, длина пролета, стрела провеса провода, габарит.

Трассой линии называют положение оси линии на местности или полосу земли, на которой сооружена линия.

Пролетом или длиной пролета l, называют расстояние по горизонтали между опорами, на которых закреплен провод. Различают промежуточный, анкерный, приведенный и визируемые пролеты.

· Промежуточный пролет - это расстояние между соседними промежуточными опорами.

· Анкерный пролет - расстояние между осями двух ближайших анкерных опор, то есть сумма длин промежуточных пролетов, заключенных между анкерными опорами.

· Приведенный пролет - это длина среднего промежуточного пролета анкерного участка.

· Визируемый пролет - пролет, где регулируются провода и тросы для получения проектной стрелы провеса.

Стрелой провеса fназывают вертикальное расстояние от горизонтальной прямой, соединяющей точки закрепления провода, до низшей точки провода в пролете.

Габаритом h линии называют вертикальное расстояние от низшей точки провода в пролете до земли (воды, дороги, провода пересекаемой линии).

Шлейф, или петля - провод, соединяющий на анкерной опоре два натяжных зажима.

Расстояние между проводами ВЛ определяют из условий прочности изоляции, максимальной возможности избежать схлестывания проводов при авариях, экономии материала опор.

Угловые опоры устанавливаются в местах изменения направления линии. При небольших углах поворота линии (до 10⁰) угловые опоры выполняют как промежуточные, при больших углах поворота (до 90⁰) - как анкерные. При нормальном режиме угловые опоры воспринимают одностороннее натяжение, направленное по биссектрисе внутреннего угла. Углом поворота линии считают угол, дополняющий до 180⁰ внутренний угол линии.

Угловые опоры могут иметь подкос, оттяжку или выполняться как трехстоечная опора.



11.Молниезащиталинийэлектропередач и ТП

Физическую основу защиты элементов электроустановок от поражения прямыми ударами молнии составляет устройство молниеотводов.

Молниеотвод представляет собой хорошо заземленню металлическую конструкцию, расположенную выше, чем защищаемые элементы электроустановок.

Пространство, защищаемое от прямих ударов молнии, называют зоной защиты молниеотвода. Таким образом, защищаемое сооружение долино полностью вписываться в границызонызащиты.

Для защиты объектов небольшой протяженности (например, открытые подстанции, здания) целесообразно устанавливать стержневе молниеотводы на конструкциях защищаемого сооружения или отдельно от них. Протяженные объекты (линиипередачи, подстанции, занимающие большие территории) болем рационально в технико-экономическом отношении защищать молниеотводами в виде заземленнях тросов, закрепленных на опорах и натянутых над защищаемым объектом на достаточной высоте.

Стержневые молниеотводы. Стержневой молниеотвод представляет собой вертикально установленню токопроводящую конструкцію (металлический стержень, трубу или решетчатую форму), належно присоединенную по кратчайшему пути к заземляющему устройству.

Защита объектов большой площади производится несколькими молниеотводами (двумя, тремя, более). Внешняя часть границы зоны защиты строится так же, как и для одиночного молниеотвода. Внутренняя часть (междумолниеотводами) имеет форму седловины, образующая которой представляет собой часть окружности радіуса R, проведенной через точки.

Тросовые молниеотводы. Такие виды молниеотводов применяются для защиты протяженных объектов, например линии электропередачи. Очертание зоны одиночного тросового молниеотвода по всоте такое же, как и одиночного стержневого.

Защитные свойства тросового молниеотвода оценивают обачно величиной защитного узла , который образован вертикалью и прямой, проведенной через трос и провод. Чем меньше применять угол ,тем менше вероятность удара молнии в провод. Рекомендуется угол в пределах от 20 до 30. При угле 30 вероятность прорва удара молнии составляет около 0,002, при угле 20 - практически исключена.



12.Техника безопасности и охрана труда

14.3.9Выполнение робот в порядке текущей эксплуатаций.

Небольшие по объему виды работ, выполняемые в течение рабочей смены и разрешенные перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатаций, должны содержать в перечне работ, подписанном лицом, ответственным за электрохозяйство, и утвержденном руководителем организации. При этом должны выполнятся следующие требование:

-работы выполняются оперативно-ремонтным персоналом на закрепленным за ним оборудовании;

-подготовка рабочего места осуществляется работниками, которые в дальнейшем выполняют необходимую работу.

Работа, выполняется в порядке текущей эксплуатаций, включенная в перечень, является постоянно разрешенной, на которую не требуется дополнительных указаний, расположений, целевого инструктажа.

При оформлении перечня работ в порядке текущей эксплуатации необходимо учитывать:

-квалификацию работников, их количественный состав;

-условия обеспечения безопасности и возможности единоличного выполнения конкретных работ;

-степень важности электроустановки в целом или ее отдельных элементов в технологическом процессе или системе электроснабжения организации.

Перечень должен содержать:

-указания, определяющие виды работ, разрешенные к выполнению конкретным оперативно-ремонтным персоналом;