У вас вопросы?
У нас ответы:) SamZan.net

Расчет нагрузок на вводе в здание [2] Наименование [3] Ед

Работа добавлена на сайт samzan.net:

Поможем написать учебную работу

Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.

Предоплата всего

от 25%

Подписываем

договор

Имя

Выберите тип работы:

Принимаю Политику конфиденциальности

Скидка 25% при заказе до 28.12.2024

[1] 2.1. Расчет нагрузок на вводе в здание

[2] Наименование

[3] Ед.

[4] Кол-во

[5] Кол-во

[6] Pуст.

[7] Qж.д.

[8] Sж.д.

[9] Д/сад-ясли

[10] кВт/место

[11] 60

[12] 1

[13] 24

[14] 6

[15] 24,74

[16] 0,97

[17] 0,25

[18] Д/сад-ясли

[19] кВт/место

[20] 80

[21] 1

[22] 32

[23] 8

[24] 32,98

[25] 0,97

[26] 0,25

[27] Д/сад-ясли

[28] кВт/место

[29] 50

[30] 1

[31] 20

[32] 5

[33] 20,61

[34] 0,97

[35] 0,25

[36] Общежитие

[37] кВт/место

[38] 185

[39] 1

[40] 167

[41] 53,44

[42] 175,79

[43] 0,95

[44] 0,32

[45] Гимназия

[46] кВт/уч-ся

[47] 200

[48] 1

[49] 30

[50] 9,6

[51] 31,58

[52] 0,95

[53] 0,32

[54] Больница

[55] кВт/место

[56] 2

[57] 80

[58] 31,2

[59] 86,02

[60] 0,93

[61] 0,39

[62] Магазин

[63] кВт/место

[64] 1

[65] 20

[66] 9,6

[67] 22,22

[68] 0,9

[69] 0,48

[70] Магазин

[71] кВт/место

[72] 1

[73] 25

[74] 12

[75] 27,77

[76] 0,9

[77] 0,48

[78] Магазин

[79] кВт/место

[80] 1

[81] 60

[82] 28,8

[83] 66,66

[84] 0,9

[85] 0,48

[86] 2.2. Построение картограммы нагрузок

[87] 2.3. Расчетные нагрузки на шинах низкого напряжения трансформаторных подстанций

[88] 3. ВЫБОР НОМИНАЛЬНОЙ МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОДСТАНЦИЯХ

[89] 4. РАСЧЁТ ОСВЕЩЕНИЯ

[90] 4.1. Светотехнический расчет

[91] 4.2 Электрический расчет освещения

[92] 5. ВЫБОР СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 6 кВ

[93] 6. ВЫБОР СЕЧЕНИЙ КАБЕЛЕЙ

[94] 6.1.Выбор сечений кабелей напряжением 6кВ

[95] 6.2. Выбор сечений кабелей 0,4 кВ

[96] 7. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ

[97] 8. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ В СЕТЯХ 6 кВ

[98] 8.1. Определение параметров схемы замещения

[99] 8.2.Расчёт токов КЗ в сетях 0,4 кВ

[100] Т1

[101] ТП 1ТП 2

[102] 9. ВЫБОР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

[103] 9.1. Выбор электрооборудования на напряжение 6 кВ

[103.1] Для оценки пригодности электрооборудования к дальнейшей эксплуатации, необходимо сравнить паспортные технические данные установленного электрооборудования с полученными расчетным путём значениями по приведённым ниже параметрам.

[104] 9.1.2 Выбор масляных выключателей на напряжение 6 кВ

[105] 9.1.4.Выбор измерительных трансформаторов тока

[106] 9.1.5.Выбор измерительных трансформаторов напряжения

[107] 9.2. Выбор оборудования подстанции 6/0,4 кВ

[108] 9.2.1 Выбор автоматических выключателей 0,4 кВ

[109] 10. РАСЧЁТ ЗАЩИТНОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ ПОДСТАНЦИИ

[110] 11.2.2 Защита нулевой последовательности

[111] 11.3 Защита трансформаторов 6/0,4 кВ

[112] 12. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ.

[113] 12.1. Эксплуатация электрооборудования. Система управления электрохозяйством.

[114] 12.2. Эксплуатация трансформаторных подстанций.

[115] 12.2.1. Общие требования к эксплуатации трансформаторов.

[116] 12.2.2. Надзор и уход за трансформаторами.

[117] 12.2.3. Эксплуатация трансформаторного масла.

[118] 12.2.4. Изоляция трансформаторов и ее эксплуатация.

[119] 12.2.5. Аварийные режимы трансформаторов.

[120] 12.3. Эксплуатация кабельных линий

[121] 12.3.1. Рекомендуемые методы определения мест повреждения кабельных линий

[122] 12.3.2. Методы определения мест повреждения кабельных линий

[123] 12.4. Эксплуатация электрооборудования подстанций. Эксплуатация распределительных устройств.

[124] 12.4.1.Эксплуатация распределительных устройств

[125] 12.4.2. Эксплуатация выключателей.

[126] 12.5.Эксплуатация заземляющих устройств

[127] 13. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

[128] Себестоимость потребляемой электроэнергии включает стоимость переданной электроэнергии от питающей энергосистемы и издержки по эксплуатации общезаводской части электрохозяйства.

[129] Расчетная численность эксплуатационного и ремонтного персонала:

[130] =3 человека

[131] 13.2. Расчёт заработной платы, затрат на материалы и прочих расходов.

[132] 13.5. Смета затрат

[133] Таблица 13.4 Расчет себе стоимости потребляемой электроэнергии

[134] 13.7 Мероприятия по снижению потерь электроэнергии в системе электроснабжения

ВВЕДЕНИЕ

Жилищно-коммунальное хозяйство потребляет ежегодно для нужд электроснабжения около 235 млрд. кВтч электроэнергии. Потребление электрической энергии электроприемниками жилищно-коммунального хозяйства распределяется следующим образом: жилые здания и общежития –50% , предприятия торговли и общественного питания –20% , школы и детские учреждения –15% , предприятия бытового обслуживания –10% , городской электрифицированный транспорт, наружное освещение, установки теплоснабжения, водоснабжение и канализация -5%.

Потребление электроэнергии жилыми, общественными зданиями и электроприемниками коммунального хозяйства имеет ряд особенностей. Это, прежде всего неравномерность потребления электроэнергии по часам суток (60% энергии расходуется между 18 и 22 часами) и сезонами года (летом электроэнергии потребляется на 15-20% меньше, чем зимой).

1. ХАРАКТЕРИСТИКА ПОТРЕБИТЕЛЕЙ И ИСТОЧНИКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Проектируемый объект представляет собой группу жилых и общественных зданий. Средняя температура воздуха зимой –19,10 С, летом 160 С.

Почва нормальная, песчано-глинистая. Влажность 7-9%, удельное сопротивление земли 100 Ом/м.

Питание распределительной сети микрорайона осуществляется по двум кабелям 6 кВ от районной подстанции, и проходящими через распределительный пункт РП, который служит для приема электроэнергии от районной подстанции и распределении ее среди городских потребительских ТП.

Для питания жилых домов, школы, детских садов предусматривается в качестве источников питания шесть ТП: две типа К-42-630 и четыре типа К-42-400, с камерами КСО-366 в РУ 6 кВ и щитами одностороннего обслуживания ЩО-70 в РУ-0,4 кВ.

Ко 2 категории потребителей в проектируемом микрорайоне относятся два детских сада-яслей по 80, 60, 50 мест, гимназия на 200 мест, а также электроприемники, перерыв в электроснабжении которых приводит к нарушению нормальной деятельности значительного количества городских жителей, т.е. жилые дома с электроплитами, которые составляют 70% всей нагрузки микрорайона.

Жилые дома микрорайона пятиэтажные, двух и одноэтажные. Необходимый коэффициент мощности для расчета электрических нагрузок, для квартир с электрическими плитами .

2. РАСЧЁТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

2.1. Расчет нагрузок на вводе в здание

Расчётная активная нагрузка на вводе в общественное здание (магазин):

(2.1), [2]

где: Руд – удельная расчетная нагрузка, приходящаяся на 1м2 площади торгового зала; единицу производимой продукции; рабочее место и т.д. (кВт).

F –площадь торгового зала; объем производимой продукции; количество рабочих мест и т.д.

Расчетная нагрузка на вводе в жилое здание:

(2.2), [2]

(для 5-ти этажных домов)

где: - удельная нагрузка электроприёмников квартир (жилых домов), зависимая от числа квартир, присоединенных к линии или трансформаторной подстанции, и вида энергоносителя, используемого для приготовления пищи (кВт/кв)

- число квартир в жилом здании

Т.к. в задание уже известны потребителей из ведомости нагрузок, то не определяем.

Полная расчетная мощность на вводе в здание:

(2.3), [2]

Коэффициент мощности для квартир с электроплитами:

Реактивную мощность:

, (2.4) , (2.5), [2]

Расчётный ток:

, (2.6), [2]

Пример расчета:

Для пятиэтажных домов:

(2.7), [2]

(2.8), [2]

(2.9), [2]

Для общественных зданий (Магазин):

(2.10), [2]

(2.11), [2]

(2.12), [2]

Для остальных потребителей расчёты занесены в таблицу:

Таблица 2.1. Расчет электрических нагрузок жилых домов

Кол-во этажей	Кол-во подъездов	Кол-во квартир	Кол-во жилых домов	Рж.д , кВт	Qж.д , квар	Sж.д , кВА
1	1	1	33	10	2	10,2	0,98	0,2
1	1	1	4	15	3	15,3	0,98	0,2
1	1	2	6	20	4	20,4	0,98	0,2
2	1	2	4	20	4	20,4	0,98	0,2
2	1	8	11	42	8,4	42,85	0,98	0,2
3	1	12	12	52	10,4	53,06	0,98	0,2
5	2	50	1	118	23,6	120,4	0,98	0,2
5	3	45	1	112	22,4	114,28	0,98	0,2
5	3	66	1	133	26,6	135,71	0,98	0,2
5	4	80	3	144	28,8	146,94	0,98	0,2

Наименование здания	Ед. Изм.	Кол-во мест	Кол-во зданий	Pуст. кВт	Qж.д. квар	Sж.д. кВА
Д/сад-ясли	кВт/место	60	1	24	6	24,74	0,97	0,25
Д/сад-ясли	кВт/место	80	1	32	8	32,98	0,97	0,25
Д/сад-ясли	кВт/место	50	1	20	5	20,61	0,97	0,25
Общежитие	кВт/место	185	1	167	53,44	175,79	0,95	0,32
Гимназия	кВт/уч-ся	200	1	30	9,6	31,58	0,95	0,32
Больница	кВт/место		2	80	31,2	86,02	0,93	0,39
Магазин	кВт/место		1	20	9,6	22,22	0,9	0,48
Магазин	кВт/место		1	25	12	27,77	0,9	0,48
Магазин 2-х этажный	кВт/место		1	60	28,8	66,66	0,9	0,48

Таблица 2.2. Расчет электрических нагрузок общественных зданий

2.2. Построение картограммы нагрузок

На основании полученных результатов строится картограмма нагрузок, на которой расчетные полные мощности потребителей показаны в виде кругов, площади которых эквивалентны величинам данных мощностей.

Радиус каждого круга определяется из выражения:

, (2.13), [3]

где: m – масштаб, характеризующий отношение расчетной мощности данного потребителя к площади круга.

Рм – наименьшая мощность потребителя, кВт

Принимается для наименьшей нагрузки, потребителя = 10кВт, радиус

= 5м, тогда:

(2.14), [3]

где: Rм – наименьший визуально воспринимаемый радиус картограммы нагрузки, км.

Величина m округляется и принимается для активной, нагрузки.

, (2.15), [3]

Принимаем =

Определяем радиусы кругов активных нагрузок всех потребителей:

= , (2.16), [3]

Для остальных потребителей радиусы активной нагрузок находятся аналогично и занесены в таблицу:

Таблица 2.3. Результаты расчёта для ТП1

№дома по плану	Наименование потребителя	Рр, кВт	R, км	X, мм	Y, мм
69	Жилой дом	20	0,0072	505	1005
70	Жилой дом	20	0,0072	565	1030
71	Жилой дом	20	0,0072	535	1070
81	Жилой дом	20	0,0072	600	1147
72	Жилой дом	42	0,0105	640	1055
73	Жилой дом	42	0,0105	695	1070
74	Жилой дом	42	0,0105	730	1060
75	Жилой дом	42	0,0105	780	1060
76	Жилой дом	42	0,0105	765	1130
77	Жилой дом	42	0,0105	730	1165
78	Жилой дом	42	0,0105	685	1205
79	Жилой дом	42	0,0105	660	1250
80	Жилой дом	42	0,0105	580	1255

Таблица 2.4. Результаты расчёта для ТП2

№дома по плану	Наименование потребителя	Рр, кВт	R, см	X, мм	X, мм
68	Жилой дом	15	0,0063	545	545
67	Жилой дом	15	0,0063	565	565
66	Жилой дом	15	0,0063	578	578
60	Жилой дом	15	0,0063	605	605
65	Жилой дом	144	0,0195	520	520
64	Жилой дом	144	0,0195	485	485
63	Жилой дом	144	0,0195	465	465
61	Детский сад	24	0,0079	505	505

Таблица 2.5. Результаты расчёта для ТП3

№дома по плану	Наименование потребителя	Рр, кВт	R, см	X, мм	Y, мм
86	Жилой дом	20	0,0072	115	785
87	Жилой дом	20	0,0072	175	780
84	Жилой дом	20	0,0072	115	750
85	Жилой дом	20	0,0072	154	735
82	Жилой дом	20	0,0072	124	760
83	Жилой дом	20	0,0072	180	760
51	Жилой дом	10	0,0051	120	630
50	Жилой дом	10	0,0051	130	660
49	Жилой дом	10	0,0051	145	575
48	Жилой дом	10	0,0051	150	545
47	Жилой дом	10	0,0051	155	515
46	Жилой дом	10	0,0051	165	480
45	Жилой дом	10	0,0051	175	455
44	Жилой дом	10	0,0051	170	423
43	Жилой дом	10	0,0051	175	396
42	Жилой дом	10	0,0051	195	360
41	Жилой дом	10	0,0051	210	325
40	Жилой дом	10	0,0051	215	290
38	Жилой дом	112	0,0172	235	450
37	Жилой дом	118	0,0176	260	325
39	Магазин	60	0,0126	215	515

Таблица 2.6. Результаты расчёта для ТП4

№дома по плану	Наименование потребителя	Рр, кВт	R, см	X, мм	Y, мм
33	Жилой дом	52	0,0117	300	500
34	Жилой дом	52	0,0117	305	435
36	Жилой дом	52	0,0117	350	525
29	Жилой дом	52	0,0117	420	470
28	Жилой дом	52	0,0117	490	420
25	Жилой дом	52	0,0117	355	380
32	Детский сад	32	0,0092	400	497
26	Магазин	25	0,0081	405	390
31	Жилой дом	10	0,0051	555	473
30	Жилой дом	10	0,0051	575	425
27	Жилой дом	10	0,0051	460	385
35	Больница	80	0,0145	320	385
24	Больница	80	0,0145	335	340

Таблица 2.7. Результаты расчёта для ТП5

№дома по плану	Наименование потребителя	Рр, кВт	R, см	X, мм	Y, мм
19	Жилой дом	52	0,0117	330	280
18	Жилой дом	52	0,0117	345	225
17	Жилой дом	52	0,0117	355	175
21	Жилой дом	52	0,0117	530	305
22	Жилой дом	52	0,0117	535	250
20	Жилой дом	52	0,0117	480	315
16	Жилой дом	10	0,0051	375	290
15	Жилой дом	10	0,0051	399	245
14	Жилой дом	10	0,0051	410	215
12	Жилой дом	10	0,0051	400	165
13	Детский сад	20	0,0072	450	185
23	Жилой дом	10	0,0051	550	197
5	Жилой дом	10	0,0051	375	115
6	Жилой дом	10	0,0051	425	120
4	Жилой дом	10	0,0051	410	85
8	Жилой дом	10	0,0051	475	160
9	Жилой дом	10	0,0051	515	140
7	Жилой дом	10	0,0051	500	110
10	Жилой дом	10	0,0051	550	150
11	Жилой дом	10	0,0051	575	120
1	Жилой дом	10	0,0051	420	40
2	Жилой дом	10	0,0051	470	50
3	Жилой дом	10	0,0051	530	35

Таблица 2.8. Результаты расчёта для ТП6

№дома по плану	Наименование потребителя	Рр, кВт	R, см	X, мм	Y, мм
59	Жилой дом	133	0,0187	635	680
62	Гимназия	30	0,0089	530	560
53	Общежитие	167	0,0210	600	470
52	Магазин	20	0,0072	545	475
57	Жилой дом	42	0,0105	710	515
55	Жилой дом	42	0,0105	735	530
56	Жилой дом	10	0,0051	675	535
54	Жилой дом	10	0,0051	700	560

Найдем местонахождение подстанций. Выбор месторасположения ТП является важной экономической задачей. При нерациональном размещении ТП увеличивается капитальные затраты на строительство линий передач электрической энергии 0,38/0,22 кВ, увеличивается суммарная протяженность линий, а вместе с этим увеличиваются потери электроэнергии в электрических сетях.

На первом этапе находим расположение центров электрических нагрузок относительно осей координат X и Y, по формулам:

(2.17), [3] (2.18), [3]

Где: Xi и Yi – координаты центра потребителя, км

Xо и Yо – координаты центра электрических нагрузок активных, км.

Осветительная нагрузка на картограмме представлена в виде секторов кругов, площадь которых соотносится с площадью всего круга как мощность освещения ко всей мощности потребителя.

Найденные координаты центров электрических нагрузок для групп зданий сведены в таблицу:

Таблица 2.9. Координаты месторасположения ТП

	ТП 1	ТП 2	ТП 3	ТП 4	ТП 5	ТП 6
х	670	500	202	369	440	634
у	1125	788	504	426	216	552

Т.к. архитектурные постройки микрорайона не позволяют установить ТП в центре электрических нагрузок, то месторасположение ТП смещено.

2.3. Расчетные нагрузки на шинах низкого напряжения трансформаторных подстанций

Нагрузка на трансформаторную подстанцию, а точнее на шины низкого напряжения в РУ-0,4 кВ складывается из нагрузок всех потребителей, подключенных к ним. Но, определяя эту нагрузку необходимо использовать коэффициент, учитывающий несовпадение максимумов потребителей, подключенных к шинам низкого напряжения.

(2.19), [2]

где: - наибольшая из расчетных нагрузок жилых и общественных зданий, подключенной к трансформаторной подстанции, кВт.

- коэффициенты несовпадения максимума нагрузки жилых и общественных зданий в наибольшей расчетной нагрузке. = 0,9

-расчетные нагрузки всех зданий, кроме здания, имеющего наибольшую нагрузку, т.е. (кВт), [2]

Расчёты нагрузки на шинах низкого напряжения трансформаторных подстанций сведены в таблицу:

Таблица 2.10. Результаты расчёта нагрузки на шинах низкого напряжения для ТП 1

№ дома по плану	Рр, кВт	Кнм	Рр с учетом Кнм	Qp , квар	Sp, кВА	Ip, A
69	20	1	20	4	20,4	31,03
70	20	1	20	4	20,4	31,03
71	20	1	20	4	20,4	31,03
81	20	1	20	4	20,4	31,03
72	42	1	42	8,4	42,85	65,18
73	42	1	42	8,4	42,85	65,18
74	42	1	42	8,4	42,85	65,18
75	42	1	42	8,4	42,85	65,18
76	42	1	42	8,4	42,85	65,18
77	42	1	42	8,4	42,85	65,18
78	42	1	42	8,4	42,85	65,18
79	42	1	42	8,4	42,85	65,18
80	42	1	42	8,4	42,85	65,18
Наружное освещение
Итого:	458	91,6	467,25	710,74

Таблица 2.11. Результаты расчёта нагрузки на шинах низкого напряжения для ТП2

№ дома по плану	Рр, кВт	Кнм	Рр с учетом Кнм	Qp , квар	Sp кВА	Ip A
68	15	1	15	3	15,3	23,27
67	15	1	15	3	15,3	23,27
66	15	1	15	3	15,3	23,27
60	15	1	15	3	15,3	23,27
65	144	1	144	28,8	146,93	223,50
64	144	1	144	28,8	146,93	223,50
63	144	1	144	28,8	146,93	223,50
61	24	0,4	9,6	2,4	9,8	14,88
Наружное освещение
Итого:	501,6	100,8	511,79	778,46

Таблица 2.12. Результаты расчёта нагрузки на шинах низкого напряжения для ТП3

№ дома по плану	Рр, кВт	Кнм	Рр с учетом Кнм	Qp, квар	Sp кВА	Ip A
86	20	1	20	4	20,4	31,03
87	20	1	20	4	20,4	31,03
84	20	1	20	4	20,4	31,03
85	20	1	20	4	20,4	31,03
82	20	1	20	4	20,4	31,03
83	20	1	20	4	20,4	31,03
51	10	1	10	2	10,2	15,51
50	10	1	10	2	10,2	15,51
49	10	1	10	2	10,2	15,51
48	10	1	10	2	10,2	15,51
47	10	1	10	2	10,2	15,51
46	10	1	10	2	10,2	15,51
45	10	1	10	2	10,2	15,51
44	10	1	10	2	10,2	15,51
43	10	1	10	2	10,2	15,51
42	10	1	10	2	10,2	15,51
41	10	1	10	2	10,2	15,51
40	10	1	10	2	10,2	15,51
38	112	1	112	22,4	114,28	173,83
37	118	1	118	23,6	120,4	183,14
39	60	0,5	30	14,4	33,33	50,6
Наружное освещение
Итого:	500	108,4	512,81	779,87

Таблица 2.13. Результаты расчёта нагрузки на шинах низкого напряжения для ТП4

№ дома по плану	Рр, кВт	Кнм	Рр с учетом Кнм	Qp , квар	Sp кВА	Ip A
33	52	1	52	10,4	53,06	80,71
34	52	1	52	10,4	53,06	80,71
36	52	1	52	10,4	53,06	80,71
29	52	1	52	10,4	53,06	80,71
28	52	1	52	10,4	53,06	80,71
25	52	1	52	10,4	53,06	80,71
32	32	0,4	12,8	3,2	13,2	20,05
26	25	0,5	12,5	6	13,8	20,9
31	10	1	10	2	10,2	15,51
30	10	1	10	2	10,2	15,51
27	10	1	10	2	10,2	15,51
35	80	0,5	40	15,6	43,01	65,34
24	80	0,5	40	15,6	43,01	65,34
Наружное освещение
Итого:	447,3	108,8	461,98	702,42

Таблица 2.14. Результаты расчёта нагрузки на шинах низкого напряжения для ТП5

№ дома по плану	Рр, кВт	Кнм	Рр с учетом Кнм	Qp , квар	Sp кВА	Ip A
19	52	1	52	10,4	53,06	80,71
18	52	1	52	10,4	53,06	80,71
17	52	1	52	10,4	53,06	80,71
21	52	1	52	10,4	53,06	80,71
22	52	1	52	10,4	53,06	80,71
20	52	1	52	10,4	53,06	80,71
16	10	1	10	2	10,2	15,51
15	10	1	10	2	10,2	15,51
14	10	1	10	2	10,2	15,51
12	10	1	10	2	10,2	15,51
13	20	0,4	8	2	8,24	12,52
23	10	1	10	2	10,2	15,51
5	10	1	10	2	10,2	15,51
6	10	1	10	2	10,2	15,51
4	10	1	10	2	10,2	15,51
8	10	1	10	2	10,2	15,51
9	10	1	10	2	10,2	15,51
7	10	1	10	2	10,2	15,51

Продолжения таблицы 2.14.

№ дома по плану	Рр, кВт	Кнм	Рр с учетом Кнм	Qp , квар	Sp кВА	Ip A
10	10	1	10	2	10,2	15,51
11	10	1	10	2	10,2	15,51
1	10	1	10	2	10,2	15,51
2	10	1	10	2	10,2	15,51
3	10	1	10	2	10,2	15,51
Наружное освещение
Итого:	480	96,4	489,8	744,94

Таблица 2.15. Результаты расчёта нагрузки на шинах низкого напряжения для ТП6

№ дома по плану	Рр, кВт	Кнм	Рр с учетом Кнм	Qp , квар	Sp кВА	Ip A
59	133	1	133	26,6	135,71	206,43
62	30	0,5	15	4,8	15,78	23,97
53	167	0,5	83,5	26,7	8,79	133,5
52	20	0,5	10	2,5	11,11	16,88
57	42	1	42	8,4	42,85	65,18
55	42	1	42	8,4	42,85	65,18
56	10	1	10	2	10,2	15,51
54	10	1	10	2	10,2	15,51
58	15	0,5	7,5	4,65	8,82	13,40
Наружное освещение
Итого:	353	86,07	365,42	555,56

Для удобства в дальнейших расчетах сведем суммарные нагрузки в отдельную таблицу:

Таблица 2.17. Суммарные нагрузки ТП.

	ТП1	ТП2	ТП3	ТП4	ТП5	ТП6
Р, кВт	458	501,6	500	447,3	480	353
S, кВА	467,25	511,79	512,81	461,98	489,8	365,42
I, А	710,74	778,79	779,87	702,42	744,94	555,56

Далее, для нахождения нагрузки на шинах РП и участках сети 6 кВ, суммируются мощности подстанций с учетом коэффициента совмещения максимумов нагрузки ТП.

, (2.20), [2]

где: - коэффициент совмещения максимумов нагрузки ТП, в зависимости от количества трансформаторов. При 12 трансформаторах в микрорайоне , (2.21), [2]

3. ВЫБОР НОМИНАЛЬНОЙ МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОДСТАНЦИЯХ

По условиям удобства эксплуатации при проектировании электрической сети микрорайона, целесообразно применение трансформаторов мощностью не более 630 кВА.

Т.к. жилые дома относятся ко 2 категории, питание таких потребителей следует осуществлять от двухтрансформаторных подстанций или от однотрансформаторной при наличии централизованного складского резерва. К установке следует применять по 2 трансформатора на подстанцию.

Номинальная мощность каждого трансформатора определяется:

, (3.1), [3]

где: Кз – коэффициент загрузки трансформатора.

N- число трансформаторов.

Паспортные данные и мощности трансформаторов сведены в таблицу:

Таблица 3.1. Паспортные данные силовых трансформаторов

Тип тр-ра	Sном, кВА	Uном, кВ	Uк,%	кВт	кВт	Ix %	Rтр Ом	Xтр Ом
		ВН	НН
ТМ630/6	630	6	0,4	5,5	7,6	1,56	2	0,96	4,37
ТМ400/6	400	6	0,4	4,5	5,5	0,92	2,1	1,72	5,1

Таблица 3.2. Выбор мощности трансформаторов.

ТП	колво	Sрасч, кВА	S.тр, кВА	марка
ТП1	2	467,25	400	ТМ400/6
ТП2	2	511,79	400	ТМ400/6
ТП3	2	512,81	630	ТМ630/6
ТП4	2	461,98	630	ТМ630/6
ТП5	2	489,8	400	ТМ400/6
ТП6	2	365,42	400	ТМ400/6

Проведём расчёт потерь мощности в трансформаторах ТМ-400/6 кВА,

ТМ-630/6 кВА.

Расчет потерь мощности в трансформаторах:

, (3.2), [3]

, (3.3), [3]

где: , - активное и реактивное сопротивления трансформатора.

- потери короткого замыкания

напряжения короткого замыкания

номинальная мощность трансформатора

номинальное напряжение

Потери мощности в меди и стали:

Трансформатор 630 кВА

(3.4), [3]

(3.5.), [3]

, (3.6), [3]

, (3.7), [3]

, (3.8), [3]

Трансформатор 400 кВА

2), (3.9), [3]

, (3.10), [3]

, (3.11), [3]

, (3.12.), [3]

, (3.13), [3]

, (3.14), [3]

, (3.15), [3]

На ТП3 и ТП4 устанавливаем трансформаторы мощностью 630 МВА

На ТП1 ТП2 ТП5 ТП6 устанавливаем трансформаторы мощностью 400 МВА

Трансформаторная подстанция это электротехническое устройство, предназначенное для приема, изменения уровня напряжения и распределения энергии.

Оборудование ТП 6/0,4 кВ состоит из двух трансформаторов, распределительных устройств высокого и низкого напряжений. Наибольшее распространение в городских сетях получили закрытые ТП, отдельно стоящие.

В данном проекте ТП – отдельностоящие, комплектные, типа К-42-630. В них устанавливаются камеры сборные, одностороннего обслуживания КСО-366.

На напряжение 6 кВ принята одинарная, секционированная на две секции секционным разъединителем система сборных шин, к которой может быть присоединено до четырех линий и два силовых трансформатора.

В РУ 6 кВ в установке приняты выключатели нагрузки ВНРн-6.

Заземление каждой секции предусмотрено стационарными заземляющими ножами РВ-10.

На напряжение 0,4 кВ принята одинарная, секционированная на две секции рубильником, система сборных шин.

Питание секций шин осуществляется от силовых трансформаторов через автоматические выключатели.

В РУ-0,4 кВ в два ряда располагаются щиты ЩО-70 с односторонним обслуживанием. Максимально возможное количество отходящих линий щита, укомплектованного панелями ЩО-70 равно 10.

4. РАСЧЁТ ОСВЕЩЕНИЯ

Управление электрическим хозяйством

Расход электроэнергии во многом определяется организацией управления освещением и уровнем его автоматизации. Управление наружным освещением населённого пункта, города является, как правило, централизованным дистанционным или телемеханическим. Диспетчерское управления при небольшой удалённости электрических сетей наружного освещения от диспетчерского пункта. В этом случае диспетчер по индивидуальным линиям осуществляет включение или отключение того или иного участка сети наружного освещения. В отличие от дистанционного при телемеханическом управлении все команды в виде закодированных электрических сигналов от диспетчерами управляющей ЭВМ передаются по одному каналу телефонной связи.

Включение наружного освещения улиц, дорог и площадей производится при снижении уровня естественной освещённости до 20 лк, а отключение при повышенной освещённости до 10 лк. Нормирование уровня освещённости позволяет автоматизировать управление наружным освещением с помощью фото реле выпускаемого отечественной промышленностью.

4.1. Светотехнический расчет

Светотехнический расчет ведется методом коэффициента использования светового потока. Исходными данными для расчета является нормируемая яркость покрытия.

L=0,5 кд/м2 – для улиц и дорог местного значения при интенсивности 500 ед./ч и менее. Регламентируемая СНиПом 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение». Освещенность Е=6 Лк.

Ширина дороги: в микрорайоне два типа дорог, шириной 6метров и 4 метра.

Высота установки светильника: применяются к установке опоры ОТЦ; вместе с кронштейном светильника высота светильника над поверхностью дороги равна 7,5м.

Коэффициент использования светильников выбирается исходя из соотношения ширины дороги к высоте установки.

Коэффициент запаса для ламп ДРЛ принимается равным 1,5

Для освещения улиц и дорог местного значения принимаем к установке на железобетонных опорах светильники типа РКУ 01-250 с лампами ДРЛ 250 Вт, с однорядной системой установки. Опоры выбираем ОТЦ, высотой 8м, при этом они углубляются в землю на 1,5м и высота их над поверхностью земли равна 6,5м+1м (высота кронштейна для установки светильника) равна 7,5м

Находим световой поток необходимый для создания заданной яркости покрытия.

(4.1), [17]

где: - нормируемая яркость покрытия, кд/м3

- коэффициент запаса, 1,5 для ламп ДРЛ

- коэффициент использования

Для выбранных ламп Ф=12500 Лм. При ширине дороги В=6м, высота установки светильников h=7,5м, при B/h=0,8 =0,06

(4.2), [17]

При однорядном расположении светильников площадь, которую может осветить одну лампу, равна:

(4.3), [17]

Шаг опор при освещении улиц и дорог местного значения при ширине 6м.

(4.4), [17]

Принимаем равным 50м.

Длина участка, на котором необходимо произвести монтаж искусственного освещения, равен 500м.

Определим количество светильников,

шт. (4.5), [17]

(4.6), [17]

(4.7), [17]

(4.8), [17]

При ширине дорог и улиц В=4м

Высота установки светильников h=7,5м при B/h=0,5 =0,04

(4.9), [17]

При однорядном расположении светильников площадь, которую может осветить, одна лампа равна:

(4.10), [17]

Шаг опор при освещении улиц и дорог местного значения при ширине 4 м.

(4.11), [17]

Принимаем равным 50м.

Длина участка, на котором необходимо произвести монтаж искусственного освещения, равен 300м.

Определим количество светильников,

шт., (4.12), [17]

(4.13), [17]

(4.14), [17]

, (4.15), [17]

Суммарная мощность наружного освещения

(4.16), [17]

4.2 Электрический расчет освещения

Выбор сечения проводников осветительных сетей производится исходя из допустимой потери напряжения с последующей проверкой на нагрев.

Сеть наружного освещения выполнена четырех проводной с заземленной нейтралью (380/220В). Величина располагаемых (допустимых потерь напряжения в сети определяется из выражения:

(4.17), [17]

где: - располагаемая потеря напряжения в сети

-номинальное напряжение при холостом ходе трансформатора

-напряжение наиболее удаленного осветительного прибора

( min Uл = 95% на 5%)

-потеря напряжения в трансформаторе, приведенная ко вторичному напряжению.

Потеря напряжения в зависит от мощности трансформатора, его загрузки, коэффициента мощности питаемых электроприемников и определяется с достаточным приближением по формуле:

(4.18), [17]

где: - коэффициент загрузки трансформатора

- активная и реактивная составляющие напряжения короткого замыкания трансформатора.

(4.19), [17]

(4.20), [17]

где: - потери короткого замыкания, кВт

- номинальная мощность трансформатора

- напряжение короткого замыкания %

Для ТП 6 (ТМ-400/6)

(4.21), [17]

(4.22), [17]

(4.23), [17]

(4.24), [17]

(4.25), [17]

Далее находим сечение проводника по формуле:

Для неразветвленной сети:

(4.26), [17]

где: – момент нагрузки, кВт

- потери напряжения

– коэффициент, значение которого зависит от материала проводника и системы питания. Для трехфазных сетей 380/220 В и алюминиевых проводов С=44.

(4.27), [17]

где: Р – мощность линии

L – длина линии.

(4.28) , [17]

где: Pнл – номинальная мощность лампы.

N – количество светильников.

L – длина линии.

Для ТП 3:

Рисунок 4.1. Схема размещения светильников наружного освещения

(4.29) , [17]

, (4.30), [17]

, (4.31), [17]

, (4.32), [17]

, (4.33), [17]

По условиям механической прочности на ВЛ. следует применять провода сечением не менее 10 мм2 (сталеалюминевые).

Принимаем

Для ТП 4:

Рисунок 4.2. Схема размещения светильников наружного освещения

(4.34) , [17]

(4.35), [17]

(4.36), [17]

(4.37), [17]

(4.38), [17]

Принимаем

Для ТП 5:

Рисунок 4.3. Схема размещения светильников наружного освещения

(4.39), [17]

(4.40), [17]

(4.41), [17]

(4.42), [17]

(4.43), [17]

Принимаем

Для ТП 6:

Рисунок 4.4. Схема размещения светильников наружного освещения

(4.44) , [17]

(4.45), [17]

(4.46), [17]

(4.47), [17]

(4.48) , [17]

Принимаем

Для ТП 1:

Рисунок 4.5. Схема размещения светильников наружного освещения

(4.49), [17]

(4.50), [17]

(4.51), [17]

(4.52), [17]

(4.53), [17]

Принимаем

Для ТП 2:

Рисунок 4.6. Схема размещения светильников наружного освещения

(4.54), [17]

(4.55), [17]

(4.56), [17]

(4.57), [17]

(4.58), [17]

Принимаем

Проверка на нагрев:

(4.59)

(4.60), [3] Iдоп = 84 А

(4.61), [3] Iдоп = 84 А

(4.62), [3] Iдоп = 84 А

(4.63), [3] Iдоп = 84 А

(4.64), [3] Iдоп = 84 А

(4.65), [3] Iдоп = 84 А

5. ВЫБОР СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 6 кВ

Для электроснабжения районов города с потребителями, имеющими в основном электроприёмники второй и первой категории, на напряжение 6 кВ рекомендуется применять петлевую или двулучевую схему с двух трансформаторными ТП. Для выбора схемы необходимо произвести сравнение вариантов и технико-экономический расчет.

Рисунок 5.1. Петлевая схема электроснабжения.

Вариант №1.

Рисунок 5.2. Двулучевая схема электроснабжения

Вариант № 2

Для соединения принимаем бронированные кабели с бумажной изоляцией жил в алюминиевой оболочке с защитным покрытием, прокладываемые в земляной траншее на глубине 0,7м и расстоянии между двумя кабелями 10мм.

Расчёт нагрузки на участках сети выполняется следующим образом: для расчёта нагрузок применяется точка потокораздела за которую берётся секционный разъединитель ТП5 6кВ и рассматривается две полученные магистрали.

За аварийный режим принимается такой режим, когда один из двух независимых источников (т.е. одна из шин РП) отключен.

Все расчёты сведены в таблицы 5.1. и 5.2

Таблица. 5.1. Нагрузка на участках сети (Вариант 1)

№	РП-ТП1	ТП1-ТП2	ТП2-ТП6	РП-ТП3	ТП3-ТП4	ТП4-ТП5
Sр, кВа	1344	877,21	365,42	1464,59	951,78	489,8
Iр, А	129	84	35	140	92	47
Длина линий, м	70	100	25	57	40	73
Послеа-варийный режим	РП-ТП3	ТП3-ТП4	ТП4-ТП5	ТП5-ТП6	ТП6-ТП2	ТП2-ТП1
Sр, кВа	2809	2296	1834	1344	978,58	467,01
Iр, А	270	220	176	129	94	45
Послеа-варийный режим	РП-ТП1	ТП1-ТП2	ТП2-ТП6	ТП6-ТП5	ТП5-ТП4	ТП4-ТП3
Sр, кВа	2809	2341	1829	1463	973,2	511,22
Iр, А	270	225	176	141	93	50

Таблица 5.2. Нагрузка на участках сети (Вариант 2)

№	РП-ТП1	ТП1-ТП2	ТП2-ТП6	ТП6-ТП5	ТП5-ТП4	ТП4-ТП3
Sр, кВа	2809	2341	1829	1463	973,2	511,22
Iр, А	135,14	112,63	88	70,38	46,82	25
Iр ут, А	270	225	176	140	93,64	50
Длина линий, м	70	100	25	90	73	40

6. ВЫБОР СЕЧЕНИЙ КАБЕЛЕЙ

6.1.Выбор сечений кабелей напряжением 6кВ

а) Кабель выбираем по экономической плотности тока

Sэк= , (6.1), [3]

где: jэк=1,6А./мм2экономическая плотность тока.

Iдоп - определяется по сечению кабеля.

Выбранное сечение проверяем на нагрев:

IP п/а<IДОП (6.2), [3]

Остальные расчёты сведены в таблицу 6.1.

б) Выбранное сечение проверяют по допустимому отклонению напряжения.

Согласно ГОСТу 13109-97, регламентирующему качество электроэнергии, в сетях 6кВ допустимое отклонение U не более 5%

, (6.3), [3]

где: - потери U в линии

L- длина линии

r0,x0 – удельное сопротивление для данной марки и сечения кабеля

При выборе сечения кабельной линии учитывают допустимые кратковременные перегрузки на время ликвидации аварии, при этом ударная перегрузка допускается во время максимумов нагрузки, продолжительностью не более 6 часов в сутки и не более 5 суток, если в другие периоды времени суток нагрузка не превышает номинальной.

Выбор по условию механической прочности также не производится, т.к. минимальное стандартное сечение также удовлетворяет этому условию.

Кабель, защищаемый плавким токоограничивающим предохранителем на термическую стойкость к токам короткого замыкания не проверяют, т.к. время срабатывания предохранителя мало и выделяемое тепло не в состоянии нагреть кабель до опасной температуры.

Расчёт кабельной линии питающей РП-ТП3

Iр=140 А

Sэк рп-тп5= мм2 (6.4), [3]

Принимаем стандартное сечение S=120 мм2

Iдоп=240 А, [6]

Iдоп сравниваем с Iр послеаварийного режима при этом Iр принимаем с учётом послеаварийного ударного коэффициента (Ка=1,25), т. е. кабель в послеаварийном режиме должен выдерживать перегрузку на 25%.

(6.5), [3]

Выбираемое сечение удовлетворяет условию нагрева.

Выбираем кабель сечением 120 мм2 с допустимым током кабеля 240 А.

Тогда

Проверка на допустимое отклонение напряжения:

(6.6), [3]

(6.7), [3]

что отвечает требованиям ГОСТ

Остальные расчеты сведем в таблицы 6.1.

Таблица 6.1. Расчёт кабельной линии (Вариант 1.)

№	Sр, кВа	Iр, А	Sэк, мм2	Sст, мм2	Iдоп, А	Iр.п/а, А	Марка кабеля
РП-ТП3	1464	140	87,5	95	225	216	ААБл (395)
ТП3-ТП4	951,19	92	57,5	70	190	176	ААБл (370)
ТП4-ТП5	489,8	47	29,4	70	190	140	ААБл (370)
РП-ТП1	1344	129	80,62	95	225	216	ААБл (395)
ТП1-ТП2	877,21	84	52,5	70	190	180	ААБл (370)
ТП2-ТП6	365,42	35	21,87	70	190	140	ААБл (370)

Таблица 6.2. Расчёт кабельной линии (Вариант 2)

№	Sр,кВа	Iр, А	Sэк,мм2	Sст,мм2	Iдоп, А	Iр.п/а, А	Марка кабеля
РП-ТП1	2809	135	84,37	95	225	216	ААБл (395)
ТП1-ТП2	2341	112,63	70,39	70	190	180	ААБл (370)
ТП2-ТП6	1829	88	55	70	190	140	ААБл (370)
ТП6-ТП5	1463	70,38	43,98	50	155	112	ААБл (350)
ТП5-ТП4	973,2	46,82	29,26	25	105	75	ААБл (325)
ТП4-ТП3	511,22	25	15,62	25	105	40	ААБл (325)

ААБ(395)-кабель трёхжильный, алюминиевый сечением 95 мм2, в алюминиевой оболочке, бронированный двумя стальными листами с наружным проводом.

Выбранные сечения проверяем по потерям напряжения.

Все расчёты сведены в таблицу: 6.3.

Таблица 6.3. Результаты расчёта потерь напряжения (Вариант 1)

№линии	r	X	L, м	ΔU, %
РП-ТП3	0,326	0,078	57	0,075
ТП3-ТП4	0,443	0,08	40	0,045
ТП4-ТП5	0,443	0,08	73	0,041
РП-ТП1	0,326	0,078	70	0,111
ТП1-ТП2	0,443	0,08	100	0,105
ТП2-ТП6	0,443	0,08	25	0,0108
итого				0,38

Суммарная потеря напряжения в послеаварийном режиме составляет 0,38 %, что удовлетворяет требованиям ГОСТа.

Таблица 6.4. Результаты расчёта потерь напряжения (Вариант 2)

№линии	r	X	L, км	ΔU, %
РП-ТП1	0,326	0,078	0,07	0,055
ТП1-ТП2	0,443	0,08	0,1	0,14
ТП2-ТП6	0,443	0,08	0,025	0,0275
ТП6-ТП5	0,62	0,083	0,09	0,106
ТП5-ТП4	1,24	0,091	0,073	0,113
ТП4-ТП3	1,24	0,091	0,04	0,033
итого				0,47

Суммарная потеря напряжения в послеаварийном режиме составляет 0,47%, что удовлетворяет требованиям ГОСТа.

6.2. Выбор сечений кабелей 0,4 кВ

Сечения кабелей выбирают по нагреву в нормальном режиме:

(6.8), [3]

где: Iррасчётный ток линии, А;

Выбранные сечения проверяются на нагрев в послеаварийном режиме с учётом допустимой перегрузки на 30 %:

(6.9), [3]

Выбор кабеля для линии Л4 ТП4:

(6.10), [3]

Выбираем два кабеля ААБ (4120) с Iдоп = 150 А, тогда:

(6.11), [3]

(6.12), [3]

Для остальных линий выбор кабеля сведены в таблицу: 6.5

Таблица 6.5. Выбор сечений кабелей 0,4 кВ.

№ ТП	линия	Sр,кВа	Iр,А	Sст,мм2	Iдоп,А	Iр.п/ав, А	Марка кабеля
ТП1	Л1	81,6	117,79	35	135		ААБл 2(435)
	Л2	128,55	185,54	150	305		ААБл 2(4150)
	Л3	128,55	185,54	150	305		ААБл 2(4150)
	Л4	128,55	185,54	150	305	371	ААБл 2(4150)
ТП2	Л1	71	102,47	25	112		СИП 2А 3*25+54,6+16
	Л2	147	212,17	185	345		ААБл 2(4185)
	Л3	147	212,17	185	345		ААБл 2(4185)
	Л4	147	212,17	185	345	424,34	ААБл 2(4185)
ТП3	Л1	122	176	70	180		СИП2А 3*70+54,6+16
	Л2	155	155,73	120	300		СИП2А 3*120+70+16
	Л3	114	164,54	120	270		ААБл 2(4120)
	Л4	120	173	120	270	346	ААБл 2(4120)
ТП4	Л1	106	153	95	240	306	ААБл 2(495)
	Л2	106	153	95	240		ААБл 2(495)
	Л3	106	153	95	240		ААБл 2(495)
	Л4	143,52	207	95	258		СИП2А 3*95+70+16
ТП5	Л1	106	153	95	240	306	ААБ 2(495)
	Л2	106	153	95	240		ААБ 2(495)
	Л3	106	153	95	240		ААБ 2(495)
	Л4	171	123	35	138		СИП2А 3*35+54,6+16
ТП6	Л1	135,71	195,88	150	305	391	ААБл 2(4150)
	Л2	87,9	123,69	70	200		ААБл 2(470)
	Л3	85,7	123,69	70	200		ААБл 2(470)
	Л4	65,11	93,97	25	112		СИП2А 3*25+54,6+16

7. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ

Техник – экономические расчёты выполняются для выбора:

1) наиболее рациональной схемы электроснабжения потребителей;

2) экономически обоснованного числа, мощности и режима работы трансформаторов ГПП и ТП;

3) рационального напряжения в системе внешнего и внутреннего электроснабжения;

4) электрических аппаратов и токоведущих устройств;

5) сечение проводов, шин и жил кабелей;

Целью технико-экономических расчётов является определение оптимального варианта схемы, параметров электросети и её элементов.

При рассмотрении вариантов критерием является минимум приведенных затрат (тыс. руб./год).

(7.1), [3]

где: - нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,125

К - единовременные вложения (тыс.руб.) состоят из капитальных затрат на сооружение питающих линий Кл , установку высоковольтной аппаратуры Кап и установку силовых трансформаторов Кт.

Сэ – ежегодные эксплуатационные расходы (тыс.руб./год)

(7.2), [3]

где: , - коэффициенты отчисления соответственно на амортизацию и текущий ремонт.

-стоимость потерь электроэнергии (тыс. руб./год).

Порядок выполнения расчетов

1.Определяем коэффициент загрузки кабеля в нормальном режиме

(7.3), [3]

2.Определяем потери мощности в линии при действительной нагрузке:

(7.4), [3]

3.Потери энергии в линии составляют

(7.5), [3]

4.Стоимость потерь электроэнергии в линии равна

5.Капитальные вложения на сооружение линий определяем по УПС

(7.6), [3]

где: - стоимость 1км кабельной линии, проложенной в траншее.

6.Ежегодные амортизационные отчисления составляют

(7.7), [3]

где: - коэффициент амортизационных отчислений

=0,043 для кабелей 6 кВ с алюминиевой оболочкой, проложенных в земле.

7.Ежегодные отчисления на обслуживание и текущий ремонт

(7.8), [3]

8. Годовые эксплуатационные расходы составляют:

(7.9), [3]

9.Приведенные затраты на линию

(7.10), [3]

Пример расчета:

Для первого варианта

1. (7.11)

2. (7.12)

3 (7.13)

4. (7.14)

5. (7.15)

6. (7.16)

7. (7.17)

8. (7.18)

9. (7.19)

Для остальных линий расчет аналогичен, результаты расчетов сведены в таблицу 7.1

Результаты расчетов для второго варианта сведены в таблицу 7.2

Суммарные характеристики расчетов кабельных линий по двум вариантам сведены в таблицу 7.3

Таблица 7.1 Расчетные характеристики кабельных линий (по 1 варианту)
	Каталожные данные	Расчетные данные
S мм2				, кВт	кВтч/год	К, тыс. руб.	руб./год	руб./год	руб./год	руб./год	З руб./год
95	0,326	0,07	0,573	1,12	1792	154280	6,63	6634040	3085600	971964,63	991249,63
70	0,443	0,1	0,442	0,92	1472	205900	5,44	8853700	4118000	129717005,4	129974380,4
70	0,443	0,025	0,184	0,03	48	51475	0,17	2213425	1029500	3242925,177	3249359,552
95	0,326	0,057	0,622	1,08	1728	125628	6,39	540424	2512560	3052990,39	3068693,89
70	0,443	0,04	0,484	0,44	704	82360	2,60	3541480	1647200	5188682,6	5198977,6
70	0,443	0,073	0,247	0,20	320	150307	1,18	6463201	3006140	9469342,18	9488130,555

Таблица 7.2 Расчетные характеристики кабельных линий (по 2 варианту)
	Каталожные данные	Расчетные данные
S мм2				, кВт	кВтч/год	К, тыс. руб.	руб./год	руб./год	руб./год	руб./год	З руб/год
95	0,326	0,07	0,6	1,24	1984	154280	7,34	6634040	3085600	9719647,34	9738932,34
70	0,443	0,1	0,59	1,67	2672	205900	9,88	8853700	4118000	12971709,88	12997447,38
70	0,443	0,025	0,463	0,25	400	51475	1,48	2213425	1029500	3242926,48	330726,855
50	0,62	0,09	0,454	0,81	1296	172260	4,77	7407180	3445200	10852384,77	10873917,27
25	1,24	0,073	0,445	0,57	912	118552	3,37	5097736	2371040	7468779,37	7483598,37
25	1,24	0,04	0,238	0,086	137,6	64960	0,50	2793280	1299200	4092480,5	4100600,5

Таблица 7.3 Суммарные расчетные характеристики кабельных линий по двум вариантам
№ Варианта	, кВт	кВтч/год	К, тыс./ руб.	руб./год	руб./год	руб./год	руб./год	З руб./год
1	3,79	6064	769950	22,41	28246270	13137700	151642910,4	151970791,6
2	4,62	74016	767427	27,34	32999361	15348540	48347928,34	45525222,72

Так как разница между вариантами около 11%, то предпочтение отдаем варианту с наименьшими приведенными затратами, т.е. варианту №1 – электроснабжение по петлевой схеме.

8. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ В СЕТЯХ 6 кВ

8.1. Определение параметров схемы замещения

Рисунок 8.1. Расчётная схема.

Рисунок 8.2. Схема замещения.

Расчёт токов короткого замыкания ведём в именованных единицах.

Для определения токов КЗ нам необходимо знать сопротивление всех элементов сети, от источника питания до места КЗ.

Сопротивление КЛ:

(8.1), [3]

(8.2), [3]

где – соответственно активное и реактивное сопротивления линий, Ом.

– удельное сопротивление линии, Ом/км

– длина линии, км

Таблица 8.1. Сопротивление кабельных линий

ЛИНИЯ	S,мм2	L,км	rуд Ом/км	xудОм/км	Rкл ,Ом	Xкл, Ом
РП-ТП1	95	0,07	0,326	0,078	0,02282	0,00546
ТП1-ТП2	70	0,1	0,443	0,08	0,0443	0,008
ТП2-ТП6	70	0,025	0,443	0,08	0,01107	0,002
РП-ТП3	95	0,057	0,326	0,078	0,01858	0,00444
ТП3-ТП4	70	0,04	0,443	0,08	0,01772	0,0032
ТП4-ТП5	70	0,073	0,443	0,08	0,03233	0,0058

В сетях выше 1000 В при расчёте токов КЗ определяют периодическую и апериодическую составляющею этих токов в начальный момент времени КЗ и в момент времени отключения повреждённой цепи от источника питания

(8.3), [3]

где: Iпо - начальное действующее значение периодической составляющей, кА

Uном- номинальное напряжение сети , кВ

Rрез, Xрез – суммарные сопротивления всех элементов сети от источника питания до места КЗ, Ом

Для выбора и проверки электрооборудования на электродинамическую стойкость необходимо рассчитать ударный ток:

, (8.4), [3]

где:  постоянная времени затухания апериодической составляю-

щей тока КЗ, с;

kу= ударный коэффициент.

Наибольшее действующее значение ударного тока:

(8.5)

При kу1,3 более точной является формула:

(8.6), [3]

Действующее значение периодической составляющей в момент времени t:

Iпт=Iпо =const (8.7)

Апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени отключения повреждённой цепи

iат=·Iпо· (8.8), [3]

где: iат - апериодическая составляющая тока, кА

t- время отключения повреждённой цепи от источника питания, с

t=tрз+tсв ( 8.9)

где: tрз - время срабатывания релейной защиты, с обычно принимается tрз=0,01 с.

tсв =0,105–собственное время отключения выключателя, с

Для того чтобы посчитать токи КЗ в точках необходимо знать сопротивление питающей системы. Известно, что на городской подстанции питающей микрорайон установлены выключатели ВМПЭ-6 на отходящих линиях.

Зная номинальный ток отключения этих выключателей можно приблизительно найти сопротивления системы питающей городскую подстанцию. Прибавив сопротивление кабелей 6 кВ, питающих микрорайон находится полное сопротивления от системы до шин РП. Протяжённость кабелей 2км.

Номинальный ток отключения выключателей

(8.10), [3]

(8.11), [3]

где: - среднее номинальное напряжение сети

(8.12), [3]

Для кабелей 6 кВ сечением 240 мм2

(8.13), [3]

(8.14)

Сопротивление системы

(8.15), [3]

(8.16)

Расчёт токов КЗ в точке К2:

(8.17), [3]

(8.18), [3]

Iпо=Iпт== 4,82 кА (8.19), [3]

Мгновенное значение ударного тока КЗ:

iу=1,92··4,82=13,08кА (8.20), [3]

Наибольшее действующее значение ударного тока:

==7,9кА (8.21), [3]

iат=·4,82 ·= 4,3кА (8.22), [3]

Результаты расчётов токов КЗ в других точках сведены в таблицу 8.2.

Таблица 8.2. Результаты расчётов токов короткого замыкания

Точка	Rрез, Ом	Хрез, Ом	Zрез, Ом	Iпо, кА	iу, кА	Iу дей
К1	0,258	0,340	0,426	8,11	22,25	13,49
К2	0,584	0,418	0,718	4,82	13,08	7,90
К3	1,027	0,498	1,141	3,03	8,14	4,90
К4	1,47	0,578	1,579	2,19	5,85	3,52
К5	0,584	0,418	0,718	4,82	13,08	7,90
К6	1,027	0,498	1,141	3,03	8,14	4,90
К7	1,47	0,578	1,579	2,19	5,85	3,52

8.2.Расчёт токов КЗ в сетях 0,4 кВ

Сопротивление элементов сети 6 кВ приводятся к стороне 0,4 кВ по следующей формуле

(8.23), [3] (8.24)

где Хн – сопротивление элемента, приведённое к стороне 0,4 кВ

Хв - сопротивление элемента на стороне 6 кВ

Uном н, Uном в – номинальное напряжение на сторонах низкого и высокого напряжения, кВ

Таблица 8.3. Сопротивления элементов 0,4 кВ

Обозначение	Rв, Ом	Хв, Ом	Rн, мОм	Хн, мОм
система	0,258	0,340	0,0011	0,0015
РПТП 1	0,326	0,078	0,0014	0,00034
Т1	1,72	5,1	0,0076	0,0226
ТП 1ТП 2	0,443	0,08	0,0019	0,00035
Т2	1,72	5,1	0,0076	0,0226
ТП 2ТП 6	0,443	0,08	0,0019	0,00035
Т6	1,72	5,1	0,0076	0,0226
РПТП 3	0,326	0,078	0,0014	0,00034
Т3	0,96	4,37	0,0042	0,0194
ТП3ТП 4	0,443	0,08	0,0019	0,00035
Т4	0,96	4,37	0,0042	0,0194
ТП 4ТП 5	0,443	0,08	0,0019	0,00035
Т5	1,72	5,1	0,0076	0,0226

При расчёте токов КЗ в сетях 0,4 кВ следует учесть активное сопротивление всех переходных контактов (на шинах, вводах и выводах аппаратов и контакт вместе КЗ) . Эти сопротивления обозначены далее как Rдоб принимается равным: 0,015- для распределительных щитов на ТП (Ом)

Расчёт токов КЗ в сетях 0,4 кВ ведётся по упрощённой методике. Ток КЗ в расчётной точке:

(8.25), [3]

где Iк – ток в месте КЗ

Rрез, Xрез – суммарные сопротивления от источника питания до места КЗ, Ом

Расчёт токов КЗ в точке К8:

Rдоб=0,015 Ом

Rрез=Rс+Rкл1+Rтп5+Rдоб=0,0251 Ом (8.26), [3]

Xрез=Хс+Хкл1+Хтп5=0,024 Ом (8.27)

Iпо=Iпт===6,65 кА (8.28), [3]

Наибольшее действующее значение ударного тока:

==10,45 кА (8.29), [3]

Мгновенное значение ударного тока КЗ:

iу=1,95··6,65=18,33 кА (8.30), [3]

Результаты остальных расчётов сведены в таблицу 8.4.

Таблица 8.4. Результаты расчётов токов короткого замыкания в сетях 0,4 кВ

Точка КЗ	Rрез ,Ом	Xрез ,Ом	Ik(3) ,кА	Iу дей	iу ,кА
К8	0,0251	0,024	6,65	11,13	18,33
К9	0,0346	0,0469	3,96	6,72	11,03
К10	0,0441	0,0698	2,79	2,79	3,94
К11	0,0217	0,0212	7,61	12,65	20,87
К12	0,0278	0,0409	4,66	7,96	13,04
К13	0,0373	0,0638	3,12	3,38	5,73

Для проверки автоматических выключателей на срабатывание при токе однофазного КЗ, необходимо найти этот ток:

= (8.31), [3]

где Uф – фазное напряжение сети

Zт(1) – полное сопротивление трансформатора однофазному КЗ

Zп – полное сопротивление петли КЗ состоит из сопротивлений фазного и нулевого проводов

Zт(1)/3 для ТМ 630/10 - 0,043 Ом

ТМ 400/10 - 0,065 Ом

Найдём ток однофазного короткого замыкания в конце линии Л2:

(ААБ(4×185)) ТП-3 (ТМ-630/6) для выбора автоматических выключателей на отходящих от этой ТП линий:

Zп.ф.н=0,45 мОм/мдля кабеля ААБ (4185)

Zт(1)/3 =0,065 Ом

= (8.32), [3]

Найдём ток однофазного К.З. на шинах НН ТП3 для выбора автоматических выключателей за трансформатором:

= А (8.33), [3]

9. ВЫБОР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

Электрические аппараты и токоведущие устройства, должны соответствовать следующим требованиям:

Возможность длительной работы в нормальном режиме
При кратковременных перенапряжениях и перегрузках
Стойкость в режиме короткого замыкания

В нормальном режиме надёжная работа аппаратов и токоведущих частей обеспечивается правильным выбором их по напряжению и по току.

9.1. Выбор электрооборудования на напряжение 6 кВ

В сети 6 кВ выбираются выключатели, которые устанавливаются на отходящих линиях РП, шинные и линейные разъединители, измерительные трансформаторы тока, а также выключатели нагрузки, устанавливаемые в камерах КСО-366 в РУВН ТП.

Определяем максимальный действующий рабочий ток цепи, Ip.max – ток, который при номинальной температуре окружающей среды может проходить по аппарату неограниченно длительное время, причём температура наиболее нагретых частей его не превышает длительно допустимую.

, (9.1), [8]

где: Iном.а – номинальный ток аппарата

Выбор по номинальному напряжению. Uн

Условие выбора:

, (9.2), [8]

где: Uном.уст – номинальное напряжение установи

Uном.а – номинальное напряжение аппарата

Для оценки пригодности электрооборудования к дальнейшей эксплуатации, необходимо сравнить паспортные технические данные установленного электрооборудования с полученными расчетным путём значениями по приведённым ниже параметрам.

Выбор выключателей производится по следующим параметрам:

1. По напряжению установки, Uуст  Uном; (9.3), [8]

2. По максимальному рабочему току: Iнорм  Iном, Imax  Iном; (9.4), [8]

3. Отключающая способность, Iпо  Iокл.ном ; ( 9.5), [8]

4. Симметричный ток отключения, Iп= Iпо  Iокл.ном ; (9.6), [8]

5. Отключение апериодической составляющей тока КЗ

, (9.7), [8]

где: ia.ном – номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ;

н – нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе % (по каталогам);

ia. – апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов ;

 – наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов:

 = tз min + tc в, (9.8), [8]

где: tз min = 0,01 с – минимальное время действия релейной защиты

tc в – собственное время отключения выключателя.

Но если соблюдается, а , то допускается проверка на отключающую способность по полному току КЗ.

6. Включающая способность iу  iвкл, Iпо  Iвкл; (9.9), [8]

7. Электродинамическая стойкость, выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ: Iпо  Iдин, iу  iдин; (9.10), [8]

8. Термическая стойкость, выключатель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ:

Вк  I2тер · tтер, (9.11), [8]

где: Вк – тепловой импульс тока КЗ по расчёту

Iтер – среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости) по каталогу

tтер – длительность протекания тока термической стойкости по каталогу, с

Вк = I2по (tотк + Та) (9.12), [8]

9.1.2 Выбор масляных выключателей на напряжение 6 кВ

Выключатели выбираются по номинальному току и номинальному напряжению, типу, роду установки, электродинамической и термической стойкости, отключающей способности.

Выбираем выключатель на отходящих от РП линиях: ВМПЭ-6-630/20У3.

Таблица 9.1.Условия выбора ВМПЭ-6-630/20У3.

Условия	Расчёт	Каталог
	6 кВ	6 кВ
	270 А	630 А
	8,11 кА	31,5 кА
	ia =0 Tа=0,0125 с	iа.норм=4,2 кА tc в=0,07 с, н=15 %

Продолжение Таблицы 9.1 Условие выбора ВМПЭ-6-630/20У3

Условия	Расчёт	Каталог
iу  iвкл	13,49 кА	80 кА
Iпо  Iвкл	8,11 кА	31,5 кА
	13,49 кА	80 кА
Iпо  Iдин	8,11 кА	31,5
	30 кА2·с	3969 кА2·с

9.1.3 Выбор разъединителя на напряжение 6 кВ

Разъединитель – для отключения и включения цепей без нагрузки и для создания видимого разрыва.

Выбираем разъединитель на отходящих от РП линиях.

Таблица 9.2 Выбор разъединителя

Условия выбора	Разъединитель РВ-6/400 У3
	Расчёт	Каталог
	6 кВ	6 кВ
	270А	400 А
	13,49 кА	41 кА
	30 кА2·с	1024 кА2·с

9.1.4.Выбор измерительных трансформаторов тока

Для питания токовых цепей измерительных приборов выбираем трансформаторы тока. Трансформаторы тока устанавливаются в цепях питающих линий и на отходящих линиях.

Трансформатор выбирается соответствующей конструкции и класса точности. Номинальный ток трансформатора должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.

Трансформаторы тока проверяются по условиям:

электродинамической стойкости:

iу  iдин, (9.13), [8]

термической стойкости:

Вк·tтер, (9.14), [8]

по условиям работы в выбранном классе точности:

z2  z2ном, (9.15), [8]

где Z2вторичная нагрузка трансформатора тока;

Z2номдопустимая нагрузка трансформатора тока, при которой он работа-

ет в выбранном классе точности.

z2 = rприб+rпр+rконт, (9.16), [8]

где: rконт = 0,1 сопротивление контактов, Ом;

rприб  сопротивление токовых цепей измерительных приборов;

rпр  сопротивление соединительных проводов.

(9.17), [8]

где: Sприб – мощность, потребляемая приборами;

I2ном – номинальный вторичный ток трансформатора.

В цепях отходящих линий устанавливаем трансформатор тока ТЛК-6-1У3 (с литой изоляцией, для КРУ):

Uном =6 кВ; Iном1=400 А; Iном2=5 А; iдин=52 кА; Iтер=20 кА; tтер=1 с;

класс точности 1; Z2ном=0,6 Ом

Проверка на электродинамическую стойкость:

iу =13,49  iдин=52 кА. (9.18), [8]

Проверка на термическую стойкость действию токов КЗ:

Вк=30  ·tтер=400 кА2с. (9.19), [8]

·tтер=2021=400 кА2·с (9.20), [8]

Проверка по вторичной нагрузке:

В цепях отходящих линий устанавливаются: амперметр, счётчики активной и реактивной энергии.

Подсчёт мощности приборов, подключённых к вторичной обмотке трансформатора тока приведён в таблице 9.3.

Таблица 9.3. Расчёт мощности приборов.

Приборы	тип	класс точности	Sприб, ВА
Амперметр	Э 350	1,5	0,5
счётчик активной энергии	И 670	1,5	2,5
счётчик реактивной энергии	И 676	1,5	2,5
итого:			5,5

Сопротивление токовых цепей измерительных приборов:

Ом (9.21), [8]

rпр.доп = z2ном rприб rконт=0,60,220,1=0,28 Ом (9.22), [8]

мм2, (9.23), [8]

Принимаем кабель марки АКРВГ сечением 2,5 мм2.

(9.24), [8]

z2 = rприб+rпр+rконт=0,22+0,23+0,1=0,55  z2ном=0,6 Ом (9.25)

Трансформатор тока будет работать в выбранном классе точности.

В цепи шиносоединительного выключателя устанавливаем трансформатор тока ТЛК-6-1У3:

Uном =6 кВ; Iном1=75 А; Iном2=5 А; iдин=52 кА; Iтер=20 кА; tтер=1 с;

класс точности 1; Z2ном=0,6 Ом

9.1.5.Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Для питания обмоток напряжения измерительных приборов выбираем трансформатор напряжения соответствующей конструкции и класса точности.

Для правильной работы трансформатора в выбранном классе точности его вторичная нагрузка не должна превышать допустимого значения:

S2  Sном (9.26)

где: Sном– номинальная мощность в выбранном классе точности;

S2нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединённых к

трансформатору напряжения.

На шинах 6 кВ РП выбираем трансформатор напряжения НОМ-6-66У3 (однофазный, заземляемый с одним заземляющим вводом обмотки ВН, с литой изоляцией) с параметрами:

U1ном=6 кВ; U2ном=100 В; класс точности 1; Sном=150 В·А.

Три однофазных трансформатора соединяются в трёхфазную группу по схеме звезды и устанавливаются на каждую секцию шин.

Проверяем трансформатор напряжения по вторичной нагрузке.

В цепях отходящих линий устанавливаются: счётчики активной и реактивной энергии.

На каждой секции шин устанавливаются вольтметр для измерения междуфазных напряжений и вольтметр для измерения фазных напряжений.

Расчёты мощности вторичной нагрузки трансформаторов напряжения сведены в таблицу 9.4.

Таблица 9.4. Вторичная нагрузка трансформатора напряжения.

Прибор	Кол-во	тип	класс точности	Sобм В·А	число обмоток	Cos	sin	Pпр Вт	Qпр вар
Вольтметр	2	Э350	1,5	2	1	1	0	4	0
счётчик а/э	1	И670	1,5	3	2	0,38	0,93	1,1	2,8
счётчик р/э	1	И676	1,5	3	2	0,38	0,93	1,1	2,8
Итого								6,2	5,4

Полная суммарная мощность установленных приборов:

В·А (9.27), [8]

Для трёх трансформаторов напряжения, соединённых в звезду, допустимая нагрузка составляет:

S2ном=1503=450 В·А (9.28), [8]

S2=6,5  Sном=450 В·А. (10.29), [8]

Трансформатор напряжения будет работать в классе точности 0,5.

9.2. Выбор оборудования подстанции 6/0,4 кВ

Выбираем электрооборудование подстанции ТП1:

Определяем максимальный рабочий ток в цепи трансформатора с учётом допустимой перегрузки на 40%:

А (9.30), [8]

Максимальный расчётный ток линии 6 кВ (послеаварийный режим):

Ip.max=270 А, [8]

Максимальный расчётный ток самой нагруженной линии 0,4 кВ:

Ip.max=223 А

Выбираем разъединитель РВЗ-6/400У3 с параметрами:

Uном =6 кВ; Iном=400 А; Iпр.скв=41 кА; Iтер=16 кА; tтер=4 с.

Проверка на электродинамическую стойкость:

Iу =8,7  Iпр.скв=41 кА. (9.31), [8]

Проверка на термическую стойкость действию токов КЗ:

Вк=24,5 ·tтер=1024 кА2с. (9.32), [8]

Вк=(tотк+Та)=82·(0,5+0,07+0,0081)=36,5 кА2·с (9.33), [8]

·tтер=1624=1024 кА2с (9.34), [8]

Выбранный разъединитель соответствует всем требованиям.

Выбираем выключатель нагрузки ВНР6/400-10зУ3 с параметрами:

Uном =6 кВ; Iном=400 А; Iоткл.ном=400 А; Iоткл.max=800 А; iвкл=2,5 кА; Iвкл=1 кА; Iпр.скв=10 кА; iпр.скв=25 кА; Iтер=10 кА; tтер=1 с.

Проверка на электродинамическую стойкость:

Iу =7,9  Iпр.скв=10 кА. (9.35), [8]

iу=13,08  iпр.скв=25 кА. (9.36)

Проверка на термическую стойкость действию токов КЗ:

Вк=24,5 ·tтер=100 кА2с., (9.37), [8]

Вк=(tотк+Та)=82·(0,5+0,07+0,0081)=24,5 кА2·с, (9.38), [8]

·tтер=1021=100 кА2с (9.39), [8]

Выбранный выключатель нагрузки соответствует всем требованиям.

Выбираем плавкий предохранитель ПКТ102-6-50-12,5У3 (кварцевый для защиты трансформаторов):

Uном =6 кВ; Iоткл.ном=12,5 кА.

Ток плавкой вставки определяется отстройкой от бросков тока намагничивания трансформатора:

Iн.в 2·Iном.тр, (9.40), [8]

где Iном.тр номинальный ток трансформатора, А.

(9.41), [8]

Iн.в 2·Iном.тр=2·38=76 А (9.42), [8]

Принимаем плавкую вставку на номинальный ток Iн.в=100 А.

Проверка по отключающей способности:

Iп =8,1 Iоткл.ном=12,5 кА (9.43), [8]

9.2.1 Выбор автоматических выключателей 0,4 кВ

Выбираем автоматические выключатели серии ВА-52 с комбинированными расцепителями (тепловой и электромагнитный расцепители максимального тока). Характеристика защиты трёхступенчатая.

Комбинированный расцепитель допускает ступенчатую регулировку номинального тока расцепителя Iнрасц(ток срабатывания защиты от перегрузки соответствует току 1,25 Iнрасц ) тока срабатывания отсечки Iсо, времени срабатывания защиты от перегрузки tсп при токе 6·Iнрасц, времени срабатывания отсечки tсо .

Выбор автоматических выключателей :

1.по условиям нормального режима

UнвUср.н (9.44), [8]

Uнв - номинальное напряжение выключателя

2.по условию соответствия максимальному рабочему току Iраб.max

Iнрасц Iраб.max (9.45), [8]

Iрасц – номинальный ток расцепителя.

3.по условию стойкости при КЗ

Выключатели выбираются так, чтобы значение ПКС, электродинамической и термической стойкости выключателей были не менее соответствующих параметров КЗ в месте их установки.

ПКС- предельная коммутационная способность

Iк maxIном откл

Iном откл- номинальный ток отключения аппарата, кА

4.По условию селективности ток срабатывания отсечки автоматических выключателей отходящих линий 0,4 кВ не должен превышать значение:

IcoIk(1)/kч (9.46), [8]

Ik(1)- ток однофазного КЗ

kч =3- коэффициент чувствительности защиты принимается равным 3

Выбираем выключатель на отходящих от ТП6 линиях:

Выбираем выключатель ВА5137 с параметрами:

Iн.а.=400 А, Iн.р.=400 А, =10, =1,25, ПКС=25 кА, tс.п.=4 с (9.47), [8]

Условия нормального режима работы:

Iн.р.=400 АIраб.=270 А (9.48), [8]

Проверка на коммутационную способность:

Iном.отк=25 кА=2,79 кА (9.49), [8]

Выбор уставок расцепителя:

kр·IсоIпик·kн (9.50), [8]

где kр=0,8коэффициент разброса защитной характеристики,

Iсоток срабатывания отсечки,

Iпикпиковый ток; т. к. на линии Л2 отсутствуют двигатели Iпик= Iраб.=270

kн=1,2коэффициент надёжности.

kр·Iсо=0,8·4000=3200АIпик·kн=270·1,2=324А (9.51), [8]

- условие выполняется

Iсп=1,25· Iн.р.=1,25·400=500А (9.52), [8]

=условие выполняется. (9.53), [8]

Проверка на чувствительность к однофазному току к.з.:

 условие выполняется. (9.54), [8]

где: Iк1ток однофазного к. з. в конце линии Л2 (в самой удалённой точке).

Выбранный автомат удовлетворяет всем необходимым условиям.

Выбираем выключатель за трансформатором ТП6:

Выбираем выключатель ВА5341 с параметрами:

Iн.а.=1000 А, Iн.р.=1000 А, =2, =1,25, ПКС=25 кА (9.55), [8]

Условия нормального режима работы:

Iн.р.=1000 АIраб.=540 А (9.56), [8]

Проверка на коммутационную способность:

Iном.отк=25 кА=2,79 кА (9.57), [8]

Выбор уставок расцепителя:

kр·IсоIпик·kн (9.58), [8]

где kр=0,8коэффициент разброса защитной характеристики,

Iсоток срабатывания отсечки,

Iпикпиковый ток; т. к. на линии Л2 отсутствуют двигатели

Iпик= Iраб.=270 А, [8]

kн=1,2коэффициент надёжности.

kр·Iсо=0,8·2000=1600АIпик·kн=540·1,2=648А (9.59), [8]

условие выполняется.

Iсп=1,25· Iн.р.=1,25·1000=1250А (9.60), [8]

= условие выполняется. (9.61), [8]

Проверка на чувствительность к однофазному току к.з.:

 условие выполняется. (9.62), [8]

где: Iк1ток однофазного к. з. на шинах низкого напряжения ТП6:

Выбранный автомат удовлетворяет всем необходимым условиям

10. РАСЧЁТ ЗАЩИТНОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ ПОДСТАНЦИИ

Расчёт для трансформаторной подстанции ТП-6.

Ток однофазного замыкания на землю в электроустановках напряжением выше 1000 В с изолированной нейтралью:

(10.1), [3]

где: U – линейное напряжение

lк = 0,4км – общая длина подключённых к сети кабельных линий

lв = 0км – общая длина подключённых к сети воздушных линий

(10.2), [3]

Заземление располагается с внешней стороны подстанции с расположением вертикальных электродов по периметру.

Сопротивление заземляющего устройства:

, (10.3), [3]

где: Uз – напряжение на заземлителе, согласно ПУЭ Uз = 125 В

В соответствии с ПУЭ Rз для сети до 1 кВ не должно быть больше 4 Ом. Тогда сопротивление искусственного заземлителя Rи, при отсутствии естественных принимается равным допустимому Rз

Rи = Rз = 4 Ом

В качестве вертикальных заземлителей принимаем стальные стержни диаметром 12мм и длиной 5м. Верхние концы электродов располагают на глубине 0,7м от поверхности земли. К ним приваривают горизонтальные электроды стержневого типа из той же стали, что и вертикальные электроды.

Определяем расчетные удельные сопротивления грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей:

(10.4), [3]

(10.5), [3]

где: ρУД – удельное сопротивление грунта (суглинок) 100 Ом·м

КП.В и КП.Г – повышающие коэффициенты для вертикальных и горизонтальных электродов

Сопротивление растеканию одного вертикального электрода стержневого типа определяем по формуле:

(10.6), [3]

Определяем примерное число вертикальных заземлителей при предварительно принятом коэффициенте использования КИ.В = 0,59 (отношение расстояния между электродами к их длине равно 1, ориентировочное число вертикальных электродов 10):

(10.7), [3]

Определяем расчетное сопротивление растеканию горизонтальных электродов:

(10.8), [3]

Уточняем необходимое сопротивление вертикальных электродов:

(10.9), [3]

Определяем число вертикальных электродов при коэффициенте использования КИ.В.У = 0,78, принятом при N = 10 и a/l = (p/10)/2 = 2,5, где p = 50 м – периметр контура расположения электродов:

(10.10), [3]

Окончательно принимаем к установке 12 вертикальных электродов, расположенных по контуру.

11. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

В процессе эксплуатации системы электроснабжения возникают повреждения отдельных её элементов. Наиболее опасными и частыми являются КЗ между фазами электрооборудования и однофазные замыкания на землю в сетях с большими токами замыкания на землю, витковые замыкания. Повреждения приводят к нарушению нормальной работы системы, что наносит большой ущерб. При протекании тока КЗ элементы системы подвергаются термическому и электродинамическому воздействию. Для уменьшения размеров аварии устанавливают совокупность автоматических устройств, называемых релейной защитой и обеспечивающих с заданной степенью быстродействия отключение повреждённого элемента или сети.

11.1 Расчет защит силового трансформатора ТМ-16000/110

В процессе эксплуатации возможны повреждения в трансформаторах и на их соединениях с коммутационными аппаратами. Могут быть также опасные ненормальные режимы работы, не связанные с повреждением трансформатора или его соединений. Возможность повреждений и ненормальных режимов обусловливает необходимость установки на трансформаторах защитных устройств. При этом учитываются многофазные и однофазные короткие замыкания в обмотках и на выводах трансформатора, а также «пожар стали» магнитопровода. Однофазные повреждения бывают двух видов: на землю и между витками обмотки (витковые замыкания). Наиболее вероятными являются многофазные и однофазные короткие замыкания на выводах трансформаторов и однофазные витковые замыкания. Значительно реже возникают многофазные короткие замыкания в обмотках. Для групп однофазных трансформаторов они вообще исключены. Защита от коротких замыканий выполняется с действием на отключение поврежденного трансформатора. Для ограничения размеров разрушений целесообразно выполнять ее быстродействующей.

11.1.1 Расчет максимальной токовой защиты (МТЗ) трансформатора

ТМ-16000/110

Для защиты трансформатора небольшой и средней мощности от коротких замыканий в его обмотках на выводах и в соединениях до выключателей используют токовую отсечку без выдержки времени и токовую защиту со ступенчатой характеристикой выдержки времени. Защита устанавливается со стороны источника питания непосредственно у выключателя. При этом в зону действия защиты входят трансформатор и его соединения с выключателями. Срабатывая, защита действует на отключение выключателей.

Ток срабатывания МТЗ трансформатора Т1 определяется отстройкой от максимального тока нагрузки протекающего в трансформаторе.

Максимального ток нагрузки протекающий в трансформаторе от которого отстраивается защита, определяется из рассмотрения режима отключения параллельно работающего трансформатора. Оставшийся в работе трансформатор может перегружаться не более чем на 40% своей мощности, тогда максимальный ток нагрузки определяется:

, (11.1), [18]

где: Sн – номинальная мощность трансформатора Т1,16 МВА.

Ток срабатывания МТЗ трансформатора Т1:

, (11.2), [18]

Но т.к. оба трансформатора работают в режиме недозагрузки, то максимальный ток нагрузки трансформатора Т1 можно определять исходя из расчетной мощности, тем самым увеличивая коэффициент чувствительности МТЗ:

(11.3), [18]

Тогда ток срабатывания МТЗ трансформатора Т1:

(11.4), [18]

Коэффициент чувствительности МТЗ трансформатора Т1 определяется как отношение тока двухфазного короткого замыкания за трансформатором к току срабатывания защиты.

Ток трехфазного кроткого замыкания за трансформатором:

(11.5), [18]

где: Xкз = XСнн + XL1нн + XТ1нн = 0,03 + 0,03 + 0,25 = 0,31Ом, (11.6), [18]

XСнн = XС × (Uнн/Uвн)2 = 11 × (6,5/115)2 = 0,03Ом, (11.7), [18]

XL1нн = XL1 × (Uнн/Uвн)2 = 12 × (6,5/115)2 = 0,03Ом, (11.8), [18]

XТ1нн = XТ1вн × (Uнн/Uвн)2 = 79,40 × (6,5/115)2 = 0,25Ом, (11.9)

, (11.10), [18]

Ток трехфазного кроткого замыкания перед трансформатором:

, (11.11), [18]

Ток двухфазного кроткого замыкания перед трансформатором:

, (11.12), [18]

Тогда коэффициент чувствительности МТЗ при полной загрузке трансформатора:

→ выбор уставки удовлетворяет требованиям действия защиты. (11.13), [18]

И коэффициент чувствительности МТЗ при недогрузке трансформатора:

→ выбор уставки удовлетворяет требованиям действия защиты. (11.14), [18]

Выдержка времени срабатывания МТЗ трансформатора Т1 выбирается из условия селективности на ступень выше наибольшей выдержки времени защит присоединений, питающихся от трансформатора: , (11.15), [18]

где: tсз.МТЗЛ = 0,5с – время срабатывания МТЗ питающейся от трансформатора линии (указано преподавателем).

Δt = 0,5с – ступень селективности.

Рисунок 11.1 Схема МТЗ трансформатора ТМ-16000/110

11.1.2 Расчет дифференциальной защиты трансформатора ТМ-16000/110

Для защиты трансформаторов от коротких замыканий между фазами, на землю и от замыканий витков одной фазы применяется дифференциальная защита. Принцип действия дифференциальной защиты трансформаторов, так же как и дифференциальной защиты линий и генераторов, основан на сравнении величины и направления токов до и после защищаемого элемента. Для лучшей отстройки и выравнивания намагничивающих сил плеч защиты в качестве пускового органа дифференциальной защиты используем реле РНТ – 565.

Определим номинальные рабочие токи на высокой и низкой стороне силового трансформатора, коэффициенты трансформации трансформаторов тока, их схемы соединения и вторичные токи в цепях защиты, результаты сведем в таблицу:

(для лучшей отстройки и выравнивания намагничивающих сил плеч защиты на высокой стороне силового трансформатора устанавливаем трансформатор тока с коэффициентом трансформации 400/5, т.к. при меньшем коэффициенте трансформации выровнять намагничивающие силы плеч защиты невозможно)

Таблица 11.1. Дифференциальная защита трансформатора

Наименование величины	Численное значение для стороны:
	ВН	НН
Первичный ток трансформатора тока, А
Коэффициент трансформации трансформаторов тока	400/5	2000/5
Схема соединения трансформаторов тока	Δ	Y
Коэффициент схемы	√3	1
Вторичный ток в плечах защиты, А

Определим токи короткого замыкания на высокой и низкой стороне силового трансформатора:

, (11.16), [18]

, (11.17), [18]

где: Xкз = XСнн + XL1нн + XТ1нн = 0,03 + 0,03 + 0,25 = 0,31Ом, (11.18), [18]

XСнн = XС × (Uнн/Uвн)2 = 11 × (6,5/115)2 = 0,03Ом, (11.19), [18]

XL1нн = XL1 × (Uнн/Uвн)2 = 12 × (6,5/115)2 = 0,03Ом, (11.20), [18]

XТ1нн = XТ1вн × (Uнн/Uвн)2 = 79,40 × (6,5/115)2 = 0,25Ом, (11.21), [18]

(11.22), [18]

Определим первичный ток небаланса без учета составляющей IIIIнб: , (11.23), [18]

где: kод = 1 – коэффициент однотипности трансформаторов тока,

kап = 1 – коэффициент апериодической составляющей тока короткого замыкания,

ε = 0,1 – десяти процентная погрешность трансформаторов тока,

ΔUРПН = 0,1 – половина суммарного диапазона регулирования напряжения силового трансформатора на стороне ВН.

Определим предварительно, без учета IIIIнб значение тока срабатывания защиты:

по условию отстройки от тока небаланса: , (11.24)

по условию отстройки от броска тока намагничивания: . (11.25), [18]

Проводим предварительную проверку чувствительности защиты при повреждениях в зоне ее действия. При двухфазном коротком замыкании в точке К2 ток проходит повреждения проходит через трансформаторы тока стороны 110 кВ, соединенные в треугольник. В этом случае расчетный ток в реле дифференциальной защиты для схемы треугольника с двумя реле определяется: (11.26), [18]

Предварительный ток срабатывания реле: (11.27)

Предварительное значение коэффициента чувствительности: (11.28), [18]

При однофазном коротком замыкании в точке К1 ток повреждения проходит только по одной фазе и, следовательно, по одному из трансформаторов тока стороны 110 кВ.

Поэтому расчетный ток в реле: (11.29), [18]

Предварительное значение коэффициента чувствительности: , поскольку в обоих случаях kч > 2, расчет можно продолжить, дальнейший расчет представим в виде таблицы:

Таблица 11.2. Дифференциальная защита трансформатора

Обозначение величины и расчетное выражение	Числовое значение
(сторона ВН)
ωнеосн.расч = Fс.р/Iс.р.неосн	= 100/3,6 = 27,7 вит.
ωнеосн (ближайшее меньшее число)	27 вит.
Iс.р.неосн = Fс.р/ ωнеосн	= 100/19 = 5,2
(сторона ВН)
(сторона ВН)	= 166×115/6,5 = 2936 А
ωосн.расч = ωнеосн×I2неосн/I2осн	= 27×1,7/3,5 = 13,11 вит.
ωосн (ближайшее целое число)	13 вит.

Iнб с учетом IIIIнб	= 140 +91 = 231 А
Iс.з.неосн с учетом IIIIнб	= 1,2×231 = 277 А > 166 А
Расчет повторяется для нового значения Iс.з.неосн
(сторона ВН)
ωнеосн.расч = Fс.р/Iс.р.неосн	= 100/5,9 = 16,9 вит.
ωнеосн (ближайшее меньшее число)	17 вит.

Продолжение Таблицы 11.2

Обозначение величины и расчетное выражение	Числовое значение
Iс.р.неосн = Fс.р/ ωнеосн	= 100/17 = 5,9
(сторона ВН)
(сторона ВН)	= 268×115/6,5 = 4741 А
ωосн.расч = ωнеосн×I2неосн/I2осн	= 17×1,7/3,5 = 8,25 вит.
ωосн (ближайшее целое число)	8 вит.

Iнб с учетом IIIIнб	= 140+5,6 = 145,6 А
Iс.з.неосн с учетом IIIIнб	= 1,2×145,6 = 174,72 А < 268 А

Окончательно принимаем числа витков:

ωосн = ωур.I = 8 вит. (сторона НН)

ωнеосн = ωур.II = 17 вит. (сторона ВН)

Проверка: I2осн×ωосн = I2неосн×ωнеосн; 3,5×8 = 1,7×17 (11.31), [18]

Определим коэффициент чувствительности при коротком замыкании в точке К2 (при окончательно выбранных числах витков и токе срабатывания реле при прохождении тока короткого замыкания по стороне ВН Iс.р = 100/17 = 5,9 А):

> 2 (11.32), [18] → выбор уставки удовлетворяет требованиям действия защиты.

Дифференциальная защита работает на отключение без выдержки времени, т.е. tс.р = 0с.

Рисунок 11.2 Схема дифференциальной защиты трансформатора Т1

11.1.3 Расчет максимальной токовой защиты нулевой последовательности (МТЗ0) трансформатора ТМ-16000/110

Защита реагирует на ток I0, появляющийся в трансформаторе при внешних коротких замыканиях (однофазных и двухфазных на землю) и коротких замыканиях в трансформаторе. Она устанавливается со стороны обмотки высшего и среднего напряжения, если последние соединены по схеме звезды и работают с глухозаземленной нулевой точкой. Защита имеет два варианта исполнения, в обоих случаях защита состоит из токового реле, включенного на ток нулевой последовательности I0, который получается либо от трехтрансформаторного фильтра нулевой последовательности, либо от трансформатора тока, включенного в провод, связывающий нейтраль трансформатора с землей.

Для обеспечения селективности защита выполняется с реле времени.

Ток срабатывания МТЗ0 определяется отстройкой от тока небаланса протекающего в нулевом проводе: (11.33), [18]

Ток небаланса: , (11.34)

где: kод = 1 – коэффициент однотипности трансформаторов тока,

kап = 1,1 – коэффициент апериодической составляющей тока короткого замыкания,

ε = 0,1 – десяти процентная погрешность трансформаторов тока.

Ток срабатывания реле:

(11.35), [18]

Коэффициент чувствительности МТЗ0 трансформатора Т1 определяется как отношение тока короткого замыкания на землю току срабатывания защиты:

(11.36), [18] → выбор уставки удовлетворяет требованиям действия защиты.

Выдержка времени МТЗ0 трансформаторов выбирается из условия селективности с защитами присоединений, отходящих от шин станции, со стороны которых она установлена.

Время срабатывания МТЗ0 tс.з.МТЗ0Т1 = 0с.

Рисунок 11.3 Схема МТЗ0 трансформатора ТМ-16000/110.

11.1.4 Земляная защита трансформатора ТМ-16000/110

Земляная защита трансформатора реагирует на появление напряжения нулевой последовательности U0, возникающего на зажимах трансформатора при замыканиях на землю. Схема представляет собой включенное в фильтр нулевой последовательности реле напряжения, реагирующее на U0. В качестве фильтра обычно служит трансформатор напряжения с соединением первичной обмотки в звезду, а вторичной – в разомкнутый треугольник.

Напряжение срабатывания реле напряжения определяется отстройкой от напряжения небаланса: Uс.р = kн × Uнб = 1,2 × 10 = 12В, (11.37), [18]

где: kн =1,2 – коэффициент надежности,

Uнб = 8 – 10В – определяется эмпирически.

Земляная защита может работать с выдержкой времени, тогда в цепь защиты устанавливают реле времени.

Рисунок 11.4 Схема земляной защиты трансформатора ТМ-16000/110

11.1.5 Газовая защита трансформатора Т1

Газовая защита является обязательной на трансформаторах мощностью 1000 кВА и выше. Действие газовой защиты основано на том, что при витковых замыканиях, а также при любых местных повышениях температуры внутри бака трансформатора, которые вызывают разложение масла и органической изоляции, происходит выделение газа. Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от характера и размеров повреждения, поэтому защита выполняется с действием на сигнал при медленном газообразовании; при бурном газообразовании, что имеет место при коротком замыкании, происходит отключение трансформатора.

Кроме того, защита действует на сигнал или отключение при опасном понижении уровня масла.

Газовая защита выполняется с помощью специальных газовых реле, устанавливаемых в маслопроводе между баком и расширителем трансформатора. Реле подразделяются на поплавковые BQ – 80/P и чашечные РГЧЗ – 66. Время отключения, т.е. срабатывания реле, находится в пределах 0,1 – 0,3с.

Выбор автоматических выключателей:

Условия выбора автоматов:

по номинальному напряжению;
по номинальному длительному току.

(11.38), [18]

Выбираем автомат серии «Электрон» типа Э40 с UH = 0,38кВ; IН = 5000А; Iн.откл =70 кА. Условия проверки выбранного выключателя:

Проверка на отключающую способность:

Iоткл > (11.39), [18]

где: Iоткл – ток автомата по каталогу, кА

- 3-фазный ток в установившемся режиме, кА

70кА > *9,63 кА = 13,61 кА (11.40), [18]

Рисунок 11.5. Схема АВР секционного выключателя U=6 кВ и её принцип действия.

Схема используется для резервирования двух трансформаторной подстанции, каждый из трансформаторов работает на свою систему шин. Может применяться для резервирования питающих линий.

В нормальном режиме Q3 отключен, при исчезновении напряжения на одной из секций Q3 должен включиться. При исчезновении напряжения на первой секции сборных шин, замыкается размыкающий контакт реле минимального напряжения KV1. Питание подаётся на катушку реле времени KT1 от трансформатора TV2. В этом случае выключатель Q1 включен и его вспомогательный контакт замкнут. Через установленный промежуток времени замыкается KT1 в цепи питания отключающего электромагнита YAT1, в результате этого происходит отключение Q1. После отключения Q1, замыкаются его вспомогательные контакты 2 и 3, и от трансформатора напряжения TV2 подаётся питание на электромагнит YAC секционного выключателя Q3 и следовательно он включается. При исчезновении напряжения на второй секции шин схема работает аналогично. При включении Q3 на устойчивое короткое замыкание, срабатывает МТЗ без выдержки времени, действующая на отключающий электромагнит YAT3.

11.2 Расчёт защиты кабельной линии напряжением 6 кВ.

На кабельных линиях напряжением 6 кВ с изолированной нейтралью должны быть:

защита от междуфазных коротких замыканий;
однофазных коротких замыканий.

На одиночных линиях с односторонним питанием для защиты от многофазных коротких замыканий применяется двухступенчатая токовая защита, состоящая из токовой отсечки и МТЗ.

Для защиты от междуфазных коротких замыканий применяется схема соединения трансформаторов тока в неполную звезду.

11.2.1 Защита от междуфазных коротких замыканий.

Рисунок 11.6. Схема защиты от междуфазных коротких замыканий.

Токовая отсечка.

Ток срабатывания защиты отстраивается от максимального тока короткого замыкания на стороне низкого напряжения трансформатора.

(11.41), [18]

где: Котс - коэффициент отстройки защиты, принимаем равным 1,2

- максимальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания на стороне НН.

(11.42), [18]

где: - максимальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания конце защищаемой линии.

Кт- коэффициент трансформации, Кт=6/0,4=15

(11.43), [18]

(11.44), [18]

Проверяем чувствительность защиты при 2х фазном КЗ в конце линии.

(11.45), [18]

(11.46), [18]

(11.47)

(11.48), [18]

, что удовлетворяет требованиям ПУЭ

Максимальная токовая защита:

Ток срабатывания МТЗ отстраивается от максимального тока нагрузки в послеаварийном режиме.

(11.49), [18]

где: - максимальный рабочий ток в послеаварийном режиме.

- коэффициент надёжности, принимаем равным 1,2

- коэффициент возврата, принимаем равным 0,8

(11.50), [18]

Проверяем чувствительность защиты при 2х фазном КЗ в конце основной зоны защиты.

>1,5 (11.51), [18]

Защита обладает требуемой чувствительностью к минимальным токам КЗ.

Рисунок 11.7 Защита кабельной линии 6 кВ от однофазных замыканий на землю.

Первичный ток срабатывания защиты выбираем из условия несрабатывания защиты от броска собственного емкостного тока линии, при внешнем (за спиной) перемежающемся замыкании на землю:

, (11.52), [18]

где: KОТС – коэффициент отстройки защиты, KОТС = 1.1  1.2;

KБ – коэффициент, учитывающий бросок собственного емкостного тока, KБ = 2  2.5;

IC – собственный емкостный ток линии, включая емкостный ток сети, получающей питание по защищаемой линии. Для кабельной линии:

IC = IC0  m  l, (11.53), [18]

где IC0 =(UНОМ, F(мм2)) – емкостный ток 1 (км) кабеля, принимаем

IC0 = 0.52 (A/км).

m – число параллельных кабелей в линии, m = 1;

l – длина линии, l = 0.1 (км);

IC = 0.52  0.1  1 = 0.052 (A); (11.54), [18]

IСР.З.РАСЧ. = 0.52  1.2  2.5 = 1,56 (A), (11.55), [18]

Коэффициент чувствительности защиты (с учетом 30 разброса):

(11.56), [18]

где IC.З. MIN – наименьшее реальное значение суммарного емкостного тока замыкания на землю, IC.З. MIN = 9.873 (А) расcчитан в разделе “Заземление электроустановок”;

IL – значение тока, на который настроен дугогасящий реактор, в сети с изолированной нейтралью IL = 0;

KЧ = 48 2, (11.57), [18]

Так как KЧ  2, то рекомендуется перейти на более грубую уставку.

Принимаем IСР.З. = 3 (А), тогда

KЧ = 2,51 (11.58), [18]

что удовлетворяет требованиям ПУЭ.

11.2.2 Защита нулевой последовательности

Данная защита предусматривается для отключения присоединения при однофазных коротких замыканиях на стороне низкого напряжения и осуществляется путем включения трансформатора тока в нейтраль силового трансформатора. Защита нулевой последовательности представлена на рисунке

Рисунок 11.8. Защита нулевой последовательности.

Ток срабатывания реле выбирается по условию надежной отстройки от максимально допустимого тока в заземленной нейтрали обмотки низкого напряжения трансформатора, составляющего при схеме соединения обмоток

Д / У0 , 75.

Ток срабатывания защиты:

(11.59), [18]

где KОТС = (1.1  1.2) ;

KД  кратность допустимого тока в нейтрали, KД = 0.75

IНОМ.т  номинальный ток обмотки НН трансформатора.

IНОМ.т = 909 (A);

KП  коэффициент учитывающий возможную аварийную кратковременную перегрузку трансформатора по ГОСТ 14209-85 , KП = 1.4 ;

IСР.З = 1.1  0.75  909  1.4 = 1050 (А); (11.60), [18]

Коэффициент чувствительности защиты:

; (11.61), [18]

I(1)КЗ.MIN  минимальное значение тока короткого замыкания на сборных шинах 0.4 (kВ) подключенных к выводам защищаемого трансформатора, или непосредственно за автоматическим выключателем ввода.

I(1)КЗ.MIN = 2391 (A) ;

; (11.62), [18]

KЧ = 2,27, что удовлетворяет требованиям ПУЭ.

11.3 Защита трансформаторов 6/0,4 кВ

11.3.1 Защита трансформаторов 6/0,4 плавкими предохранителями.

Выбираем плавкий предохранитель ПКТ102-6-80-20У3 (кварцевый для защиты трансформаторов):

Uном =6 кВ; Iоткл.ном=20 кА.

Ток плавкой вставки определяется отстройкой от бросков тока намагничивания трансформатора:

Iн.в 2·Iном.тр, (11.63), [18]

где Iном.тр номинальный ток трансформатора, А.

А (11.64), [18]

Iн.в 2·Iном.тр=2·38,5=76 А (11.65), [18]

Принимаем плавкую вставку на номинальный ток Iн.в=80 А.

Проверка по отключающей способности:

Iп =4,82 Iоткл.ном=12,5 кА, [18]

11.3.2 Газовая защита.

Для защиты от внутренних повреждений трансформатора, а также для защиты трансформатора при недопустимом понижении уровня масла, применяется газовая защита. Газовая защита обладает высокой чувствительностью, имеет небольшое время срабатывания и проста в исполнении.

Основным (измерительным) органом газовой защиты является газовое реле, которое устанавливается в трубопроводе между баком трансформатора и расширителем.

Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это даёт возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигнал или на отключение. При малых повреждениях защита подаёт сигнал; при более серьёзных повреждениях, сопровождающимися движением масла защита действует на отключение. При толчках масла для обеспечения продолжительности импульса, достаточной для отключения выключателя, применяется схема, обеспечивающая самоудержание контактов выходного промежуточного реле.

Для предупреждения неправильного отключения трансформатора отключающая цепь защиты после доливки масла или включения нового трансформатора переводится на сигнал до тех пор, пока не прекратиться выделение воздуха.

12. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ.

12.1. Эксплуатация электрооборудования. Система управления электрохозяйством.

Эксплуатация электроустановок осуществляется в соответствии с требованиями «Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей» При особых категориях производства и для специальных электроустановок разрабатываются местные инструкции, которые утверждаются руководством вышестоящей организации и согласовываются с технической инструкцией профсоюза и энергоснабжающей организацией. Под эксплуатацией электрооборудования понимается его обслуживание, проведение профилактических ремонтов и испытаний, которые обеспечивают его бесперебойную и эффективную работу. В микрорайоне применена децентрализованная система эксплуатации. Децентрализованная система эксплуатации и ремонта электрооборудования состоит в том, что межремонтное обслуживание и малые ремонты производят на подстанциях и в местах повреждений.

Эксплуатация внутримикрорайонных электроустановок включает в себя: осмотры, профилактические испытания и малые ремонты , проверку установок в отношении пожарной безопасности, технический учет эксплуатации (в том числе учет аварийности и простоев электроустановок) выполняют ответственные лица.

Эксплуатация установок (подстанции, электрические сети вне жилых и общественных зданий и т.п.) включая осмотры, профилактические испытания, малые, средние и капитальные ремонты, технический учет эксплуатации электроустановок выполняют главный энергетик или лицо, его заменяющее.

Составление электрических схем, инструкций по эксплуатации, обработку данных эксплуатации, разработку норм удельного расхода электроэнергии и контроль за их выполнением, составление планов и отчетов по расходу электроэнергии, установление режимов работы электроустановок и контроль за их соблюдением, составление энергобаланса по всему микрорайону выполняет отдел главного энергетика.

На трансформаторных подстанциях обслуживание производится без постоянного дежурного персонала. При этой форме обслуживания надзор подстанций осуществляется персоналом, который лишь периодически осматривает установку во время обходов. Ликвидация аварий и ремонт электрооборудования производят централизованно и с помощью аварийных и ремонтных бригад. Повышение надежности питания подстанций без постоянного обслуживающего персонала достигается применением устройств автоматики. В связи с этим на трансформаторных подстанциях применяется автоматизация.

Надежную и бесперебойную работу электроустановок и сетей достигают организацией и проведением планово-предупредительных ремонтов и профилактических испытаний. Сущность системы планово-предупредительных ремонтов заключается в том, что каждый агрегат, трансформатор и все электрооборудование подвергается через определенные промежутки времени плановым профилактическим осмотрам и различным видам ремонтов. Длительность этих промежутков определяется особенностями конструкции агрегатов, его техническим значением и условиями эксплуатации. Система планово-предупредительных ремонтов включает в себя два вида работ: периодическое выполнение плановых ремонтов и межремонтное обслуживание.

Результаты осмотров ,испытаний и ремонтов оформляются протоколами и записями в паспортах. На объектах без постоянного дежурного персонала осмотр без отключения распределительных устройств производится не реже одного раза в месяц. На трансформаторных подстанциях не реже одного в шесть месяцев.

После отключения короткого замыкания производится внеочередной осмотр.

На объектах без дежурного персонала внеочередной осмотр производится в соответствии с местными инструкциями в зависимости от мощности короткого замыкания и состояния оборудования.

12.2. Эксплуатация трансформаторных подстанций.

12.2.1. Общие требования к эксплуатации трансформаторов.

Из-за отсутствия вращающихся частей силовые трансформаторы надежны в работе, но, так же как и в другом электрооборудовании, в них при эксплуатации могут иметь место аварии (междуфазные КЗ, витковые замыкания и т.д.) и ненормальные режимы работы (недопустимая перегрузка, повышение температуры масла и т.д.).

Для обеспечения длительной надежной эксплуатации трансформаторов необходимо:

-соблюдение температурных и нагрузочных режимов, уровней напряжения;

-строгое соблюдение норм на качество и изолирующие свойства масла;

-содержание в исправном состоянии устройств охлаждения, регулирования напряжения, защиты масла и др.

трансформаторы должны устанавливаться в соответствии с требованиями действующих ПУЭ.

Персонал, обслуживающий системы электроснабжения промышленных предприятий, должен не только в совершенстве знать эксплуатируемое электрооборудование, но и уметь своевременно обнаружить нарушения нормального режима, которые могут возникнуть в процессе его работы.

Основные требования, предъявляемые к силовым трансформаторам в условиях эксплуатации, состоят в следующем:

1.Трансформатор должен обеспечивать надежное электроснабжение потребителей (предприятие, цех и т.д.). это положение при проектировании систем электроснабжения промышленных предприятий обеспечивается правильным, технически и экономически обоснованным выбором числа и мощности трансформаторов для главных понизительных и цеховых подстанций с учетом категории потребителей. В эксплуатации же это положение обеспечивается ведением технически правильного режима работы трансформаторов и соответствующим надзором за их состоянием, а также применением автоматического включения резерва (АВР).

2.Режим работы трансформатора должен быть экономически целесообразным. Это положение определяется условием, обеспечивающим минимум потерь мощности в силовых трансформаторах при работе их по заданному графику нагрузки, и достигается соответствующей загрузкой трансформатора, устранением ХХ трансформатора, отключением трансформаторов, работающих с малой загрузкой, и т.д. Ведение экономически целесообразного режима работы возлагается на оперативный и технический персонал отдела главного энергетика или главного инженера промышленного предприятия.

3.Установка трансформатора должна обеспечивать в условиях эксплуатации его пожаробезопасность. Выполнение этого условия зависит от соблюдения норм и правил его эксплуатации, например, наличие слива масла в случае его возгорания, наличие специальных ям с гравийным заполнителем и т.д.

4.Трансформатор должен иметь соответствующие виды защит от различных видов повреждений и ненормальных режимов работы (от внутренних повреждений, многофазных КЗ в обмотках и на их выводах, сверхтоков в обмотках, обусловленных внешними КЗ или возможными перегрузками, от понижения уровня масла и т.п.).

На баки однофазных трансформаторов должна быть нанесена расцветка фаз. На баках трехфазных трансформаторов и на баках средних групп однофазных трансформаторов должны быть сделаны надписи, указывающие мощность и порядковые подстанционные номера трансформаторов.

На дверях трансформаторных пунктов и камер укрепляются предупреждающие плакаты установленного образца и формы. Двери запираются на замок.

Вновь устанавливаемые трансформаторы при отсутствии соответствующего указания завода-изготовителя могут не подвергаться внутреннему осмотру со вскрытием. Осмотр со вскрытием необходим при наружных повреждениях, допущенных при транспортировании или хранении и вызывающих предположение о возможности внутренних повреждений.

Газовая защита является единственной защитой трансформаторов от «пожара стали» магнитопровода, возникающего при нарушении изоляции между листами стали. Трансформаторы, оборудованные устройством газовой защиты, устанавливаются так, чтобы крышка имела подъем по напряжению к газовому реле не менее 1-1,5%, а маслоотвод от трансформатора к расширителю – не менее 2-4%. Выхлопная труба снабжается мембраной и соединяется с верхней частью расширителя. На маслопроводе между расширителем и газовым реле устанавливается кран.

При обслуживании трансформаторов обеспечиваются удобные и безопасные условия наблюдения за уровнем масла, газовым реле. А также для отбора проб масла.

На всех маслонаполненных трансформаторах, оборудованных расширителем, устанавливаются термометры для измерения температуры масла.

Трансформаторы с совтоловым наполнением для контроля за давлением внутри бака оснащаются мановакуумметрами и реле давления, срабатывающими при давлении внутри бака выше 600 кПа (6 кгс/см2).

Обслуживающий персонал ведет постоянное наблюдение за показаниями мановакуумметров, снижая нагрузку трансформаторов при увеличении давления выше нормы, равной 50 кПа (0,5 кгс/см²).

При наличии под трансформаторами маслоприемных устройств дренаж от них и маслопроводы необходимо содержать в исправном состоянии в соответствии с требованиями действующих ПУЭ.

Для каждой электроустановки в зависимости от графика нагрузки с учетом надежности питания потребителей определяется количество одновременно работающих трансформаторов.

В распределительных сетях напряжением 20 кВ включительно проводятся измерения нагрузок и напряжений трансформаторов не реже 2 раз в год – период максимальных и минимальных нагрузок.

12.2.2. Надзор и уход за трансформаторами.

По характеру обслуживания трансформаторов различают два основных вида подстанций: с постоянным дежурным персоналом (большинство главных понизительных подстанций) и без постоянного дежурного персонала (цеховые трансформаторные подстанции).

На каждый трансформатор подстанции должна быть заведена документация, содержащая:

-формуляр, высылаемый заводом-изготовителем в составе эксплуатационной документации;

-копии протоколов заводских испытаний или технической характеристики, заводские инструкции;

-протоколы испытаний (приемосдаточные, после капитальных и текущих ремонтов), в том числе протоколы испытаний комплектующих частей, вводов, устройств РПН, встроенных трансформаторов тока и др.;

-протоколы сушки трансформатора;

-акты приемки после монтажа и ремонта;

-протоколы испытаний масла;

-акты о повреждениях трансформатора.

В формуляр документации заносят данные, характеризующие условия эксплуатации трансформатора.

Контроль за нагрузкой трансформатора осуществляют по показаниям амперметров и иногда ваттметров. Контроль должен быть организован так, чтобы исключалась работа трансформатора с превышением нормированных значений тока, напряжения и температуры. На подстанциях с дежурным персоналом запись показаний приборов производят каждый час и фиксируют в эксплуатационной документации (при работе с перегрузкой каждые 30 минут фиксируют значение и длительность перегрузки). На подстанциях без постоянного дежурного персонала периодичность наблюдений определяется, исходя из местных условий; о загрузке трансформатора судят по показаниям и путем специальных замеров в часы максимума нагрузки.

Важным элементом контроля является измерение температуры в трансформаторе. Показания термометров дают возможность вовремя обнаружить нарушения в системе охлаждения, а также внутренние повреждения трансформаторов. Контроль за температурой обмоток осуществляют косвенными методами, т.е. о температуре обмоток судят по температуре масла. Предельная допустимая температура верхних слоев масла трансформатора равна 95ºС (при температуре охлаждающего воздуха 35ºС). Наблюдение за температурой масла ведут с помощью ртутных термометров, помещенных в верхний слой трансформаторного масла (для трансформаторов малой мощности). Для трансформаторов большей мощности применяют манометрические термометры. Показания температуры верхних слоев масла заносят в эксплуатационную документацию через час у трансформаторов с дистанционным измерением температуры, у всех прочих – при очередных осмотрах.

Для своевременного обнаружения неисправностей и для предупреждения аварий все трансформаторы подвергают периодическим внешним осмотрам. Сроки периодичности внешних осмотров зависят от типа установки, мощности и назначения трансформаторов.

Работающие трансформаторы следует осматривать с соблюдением правил техники безопасности, т.е. не приближаться на опасное расстояние к частям, находящимся под напряжением.

В установках с постоянным дежурным персоналом или с местным персоналом осмотры производят не реже 1 раза в сутки. Кроме того, не реже 1 раза в неделю производят дополнительный осмотр трансформатора ночью, в темноте, для проверки отсутствия коронирования у изоляторов напряжением 110 кВ м выше и перегрева и перегрева стыковых соединений шин. В установках без постоянного дежурного персонала осмотры производят не реже 1 раза в сутки. В зависимости от местных условий и состояния трансформаторов указанные сроки осмотров могут быть изменены главным инженером предприятия.

При периодических осмотрах трансформаторов следует проверять:

-состояние фарфоровых изоляторов и покрышек вводов (определяя наличие или отсутствие трещин, сколов фарфора, загрязнений, течи масла через уплотнения);

-отсутствие протекания масла и механических повреждений на трансформаторе и его узлах;

-целость и исправность измерительных приборов (манометров в системе охлаждения, термосигнализаторов и термометров), маслоуказателей, газовых реле, положение автоматических отсечных клапанов на трубе к расширителю, состояние индикаторного силикагеля в воздухоосушителях;

-состояние фланцевых соединений маслопроводов системы охлаждения, бака и всех других узлов (вводов, термосифонных фильтров, устройств РПН);

-исправность действия системы охлаждения и нагрев трансформатора по показаниям приборов;

-уровень масла в расширителе бака и расширителях вводов;

-давление масла в герметичных вводах;

-отсутствие постороннего шума в трансформаторе.

Уровень масла в расширителе неработающего трансформатора не должен быть ниже отметки указателя уровня, соответствующей температуре воздуха в данный момент. В работающем трансформаторе уровень масла должен быть примерно на отметке, соответствующей температуре верхних слоев масла.

Степень охлаждения масла у трансформатора с масляно-водяным охлаждением контролируют по разности температур масла на входе и выходе из охладителя. При номинальной нагрузке трансформатора разность температур должна быть не менее 10ºС. в противном случае необходимо принять меры для формировки охлаждения.

При работе трансформатора, имеющего охлаждение с принудительной циркуляцией масла (ДЦ или Ц), при осмотрах контролируют по манометрам давление масла и воды в системе охлаждения.

При резком снижении температуры окружающего воздуха проводят внеочередные осмотры трансформаторов наружной установки (проверка уровня масла, состояние вводов, системы охлаждения). Указанные осмотры проводит дежурный персонал. Кроме того, трансформаторы должны периодически (не реже 1 раза в 10 дней) осматриваться более квалифицированным персоналом, отвечающим за эксплуатацию системы электроснабжения предприятия в соответствии с графиком, утвержденным главным инженером или энергетиком предприятия.

Внеочередные осмотры обязательны при появлении сигнала газового реле.

В помещениях, где находятся трансформаторы, проверяют состояние дверей, оградительных сеток, вентиляции, освещения, противопожарных средств.

В эксплуатации систем электроснабжения наличие на предприятии не более двух-трех стандартных мощностей основных трансформаторов, не считая вспомогательных, ведет к сокращению складского резерва и облегчает замену поврежденных трансформаторов.

Электрическое оборудование на подстанциях (трансформаторы, коммутационные аппараты, токоведущие части и т.д.) может находиться в состоянии работы, ремонта, резерва (ручного или автоматического). Оперативное состояние оборудования зависит от положениях всех тех коммутационных аппаратов, которые предназначены для его включения и отключения.

Оборудование считается находящимся в работе, если коммутационные аппараты в его цепи включены и образована замкнутая электрическая цепь между источником питания и приемником электроэнергии.

Если оборудование отключено коммутационными аппаратами и подготовлено в соответствии с требованиями ПТБ к производству работ, то независимо от выполнения на нем ремонтных работ в данный момент оно считается находящимся в ремонте.

В состоянии резерва оборудование может быть как без напряжения, так и под напряжением, если оно включено или связано токоведущими частями с источником напряжения с какой-либо одной (например, трансформаторов на ХХ) или двух сторон (например, отключаемые секционный выключатель). Оборудование, находящееся в состоянии резерва, допускает немедленное (без осмотра) включение в работу коммутационными аппаратами. Если оборудование отключено только выключателями или отделителями, имеющими автоматический привод на включение, и может быть введено в работу действием АВР, оно считается находящимся в автоматическом резерве.

Переключения в электрических схемах распределительных устройств ТП должны производиться по распоряжению или с ведома вышестоящего дежурного персонала (или старшего электрика), в управлении или ведении которого находится данное оборудование, в соответствии с установленным на предприятии режимом: по устному или телефонному распоряжению с записью в оперативном журнале.

При не терпящих отлагательства несчастных случаях с людьми, пожаре, стихийном бедствии, а также при ликвидации аварии в соответствии с инструкциями допускается производство переключений без ведома вышестоящего дежурного, но с последующим его уведомлением и записью в оперативном журнале.

Список лиц, имеющих право производить оперативные переключения, утверждается ответственным за электрохозяйство.

На электрических установках, имеющих действующие устройства блокировки разъединителей от неправильных операций, в том числе в КРУ и КТП, а также все операции на щитах и сборках напряжением до 1 кВ разрешается выполнять дежурному персоналу или оперативно-ремонтному персоналу единолично, независимо от порядка оперативного обслуживания данных электроустановок.

Простые переключения в схемах электрических установок напряжением выше 1 кВ, а также сложные переключения в распределительных устройствах (РУ), оборудованных полностью блокировочными устройствами от неправильных операций с разъединителями, производят без бланков, но с записью в оперативном журнале.

В схемах электрических установок напряжением выше 1 кВ, когда РУ не оборудованы или оборудованы не полностью блокировочными устройствами от неправильных операций с разъединителями, сложные переключения производят по бланкам переключений с записью в оперативном журнале.

Переключения при ликвидации аварий производят без бланков с последующей записью операции в оперативном журнале.

Отключение намагничивающего тока трансформаторов с дугогасящими катушками в нейтрали разрешается производить только после отключения этих катушек.

Максимальный отключаемый намагничивающий ток трансформатора должен определяться из условий допустимого в эксплуатации повышения напряжения до 105% напряжения, соответствующего данному ответвлению, с учетом того, что при этом напряжении намагничивающий ток увеличивается в 1,5 раза от своего номинального значения.

Операции с коммутационными аппаратами, установленными в одной электрической цепи, выполняют в последовательности, определяемой назначением этих аппаратов и безопасностью операций для выполняющих переключения.

При операциях отключения и включения электрических цепей необходимы проверочные действия или выполнение так называемых проверочных операций. Цель их заключается в том, что каждый раз проверять режимы работы, действительные положения коммутационных аппаратов, заземляющих ножей, отсутствие напряжения на токоведущих частях перед их заземлением и т.д.

Отключение трехобмоточного трансформатора производят в следующей очередности: отключают выключатели со стороны низшего, среднего и высшего напряжений, отключают трансформаторные и шинные разъединители сначала со стороны низшего напряжения, а затем в той же последовательности со стороны среднего и высшего напряжений. Для включения трехобмоточного трансформатора необходимо включить шинные и трансформаторные разъединители с каждой из трех сторон, затем включить выключатели высшего, среднего и низшего напряжений.

12.2.3. Эксплуатация трансформаторного масла.

Состояние масла в трансформаторе характеризует состояние самого трансформатора, поэтому при эксплуатации систем промышленного электроснабжения производят надзор за состоянием масла.

Трансформаторы мощностью 160кВּА и более, а также маслонаполненные вводы должны работать с постоянно включенной системой защиты масла от увлажнения и окисления (термосифонными или адсорбционными фильтрами и воздухоосушителями или с азотной, пленочной или другой защитой) независимо от режима работы трансформатора.

При эксплуатации трансформатора под влиянием температуры и воздействия кислорода воздуха трансформаторное масло теряет свои первоначальные свойства. Происходит полимеризация масла, т.е. явления старения и окисления масла. Старение масла сопровождается выпадением шлама, которые заполняет каналы между витками и слоями обмоток, служащие для циркуляции и охлаждения масла.

Трансформаторное масло в условиях эксплуатации должно обладать следующими показателями:

1.Плотность масла должна быть 0,896. Это требование обусловлено тем, чтобы выделяющаяся в трансформаторе в результате химических реакций и попадающая из атмосферы влага всегда находилась на дне и не снижала электрическую прочность масла.

2.Вязкость масла при температуре 50ºС должна быть равна 1,9 по Энглеру. Чем меньше вязкость масла, тем лучше условия охлаждения трансформатора.

3.Температура вспышки масла должна быть 140ºС. за температурой вспышки в эксплуатации необходимо тщательно следить, так как снижение температуры вспышки масла характеризует аварийные процессы в трансформаторе. Если температура вспышки масла уменьшилась, то следует произвести очистку масла, регенерацию его или заливку трансформатора новым маслом. В случае снижения температуры вспышки масла и после принятых мер необходимо вскрыть и осмотреть трансформатор.

4.Температура застывания масла, зависящая от марки масла, должна указываться в заводской документации на трансформатор.

5.Механические примеси в масле должны отсутствовать.

6.Появление зольности (шламов) свидетельствует о старении масла, и в этом случае необходима замена масла или его регенерация.

7.Органические низкомолекулярные кислоты, вредно влияющие на бумажную изоляцию, в эксплуатации не должны превышать 0,4%. При превышении указанного предела следует заменить масло или его регенерировать.

8.Электрическая прочность масла, являющаяся особо важным показателем и частично зависящая от перечисленных показателей, должна соответствовать норме. Масло трансформатора, служащее теплопередающей средой, одновременно должно обеспечивать надежную изоляцию обмоток и выводов трансформатора.

По мере старения масла его плотность, вязкость и температура застывания увеличиваются, а электрическая прочность уменьшается.

В трансформаторах под влиянием кислорода воздуха образуются продукты окисления масла, которые не только разрушают изоляцию обмоток, но и служат катализаторами дальнейшего окисления масла. Находящегося в эксплуатации. Следовательно, непрерывное удаление из масла продуктов его старения является особо важной задачей. С этой целью проводят непрерывную автоматическую регенерацию масла, которая заключается в циркуляции масла через адсорбент (силикагель), обладающий способностью поглощать из масла продукты старения и воду.

Непрерывную регенерацию масла осуществляют путем установки на трансформаторах термосифонных фильтров, заполненных силикагелем. Масло трансформатора, снабженного приспособлением для непрерывной регенерации, периодически проверяют на наличие низкомолекулярных кислот. Появление кислот означает, что адсорбент состарился. В этом случае производят замену силикагеля.

Трансформаторное масло, находящееся в эксплуатации, должно подвергаться анализу и измерению tg δ в сроки, указанные в таблице 5.3., и после текущего ремонта трансформаторов.

Таблица 12.1. Рекомендуемая периодичность отбора проб трансформаторного масла.

Место отбора проб	Номинальное напряжение, кВ	Периодичность отбора
Трансформаторы энергоблоков	110 и выше	Не реже 1 раза в год
Трансформаторы	До 220 (включительно)	Не реже 1 раза в 3 года
Выводы маслонаполненные, негерметичные	110-220	В течение первых двух лет эксплуатации 1 раз в год, в дальнейшем 1 раз в 3 года

Масло из трансформаторов мощностью 400 кВА и более, работающих без термосифонных фильтров, должно подвергаться сокращенному анализу не реже 1 раза в год.

Внеочередное взятие пробы масла для анализа должно производиться при появлении признаков внутреннего повреждения трансформатора (выделение газа, внутренние посторонние шумы и др.). из герметизированных трансформаторов пробу масла отбирают в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

Очищать, доливать и регенерировать мало можно на отключенном и работающем трансформаторе.

При понижении электрической прочности (пробивного напряжения) масла и повышения tgδ (по сравнению с установленными нормами), обнаружении в нем механических примесей, шлама и влаги масло в трансформаторах напряжением до 110 кВ можно очищать без снятия напряжения с трансформатора, но с принятием мер по предотвращению попадания воздуха в бак трансформатора. Очистку масла под напряжением необходимо проводить в соответствии с «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок электрических станций и подстанций».

Если масло в трансформаторе имеет повышенное значение tg δ, то необходимо выяснить причины его изменения и принять меры по восстановлению диэлектрических свойств масла одним из следующих способов:

-заменой силикагеля в адсорбных фильтрах;

-обработкой масла вакуумным сепараторов (если причиной повышенного значения tgδ являются растворенные в масле лаки);

-обработкой масла гранулированным сорбентом и с помощью фильтра тонкой очистки или промывкой его конденсатом.

12.2.4. Изоляция трансформаторов и ее эксплуатация.

Изоляцию обмоток трансформатора выполняют из кабельной бумаги в несколько слоев. Наличие масла в трансформаторе определяет высокое качество этой изоляции.

Изоляция обмоток трансформатора в процессе эксплуатации теряет свою прочность под действием температуры. При этом, если изоляция не потеряла механической прочности, ее электрическая прочность не изменяется. Когда изоляция становится хрупкой и сухой, она легко разрушается под действием вибрации обмоток в нормальном режиме и при механических усилиях, возникающих при толчках нагрузки и КЗ.

Чем выше температура изоляции при работе трансформатора, тем скорее она теряет механические свойства, т.е. подвергается износу.

При превышении температуры охлаждающей среды над эквивалентной температурой, соответствующей нормальному износу изоляции (θо,с=20ºС, Тсл=20 лет), повышенный износ изоляции определяют в соответствии с определенной зависимостью и решают вопрос о допустимости этого износа. Если повышенные износ недопустим, то нагрузка на трансформатор должна быть соответственно уменьшена.

Кроме внешних осмотров состояния трансформатора необходимо при текущих ремонтах контролировать состояние изоляции активной части и трансформаторного масла согласно нормам испытания электрооборудования.

Характеристики изоляции трансформатора должны быть занесены в его паспорт с указанием температур обмоток и масла, при которых производили измерения. К ним относятся сопротивление изоляции обмоток, tgδ – тангенс угла диэлектрических потерь, емкости обмоток относительно земли и по отношению друг к другу, относительный прирост емкости при изменении частоты или длительности разряда и характеристики масла, измеренные перед вводом в эксплуатацию, а также в процессе эксплуатации для каждого трансформатора. В качестве исходных данных для определения температуры обмотки используют данные измерения сопротивления обмотки высшего напряжения постоянному току на заводе или при монтаже.

Для предотвращения увлажнения изоляции и ухудшения качества масла в эксплуатации необходимо периодически заменять сорбент в воздухоосушителях, термосифонных и адсорбционных фильтрах, не допуская значительного увлажнения его, поддерживать в исправном состоянии азотную и пленочную защиту масла (при наличии последних).

Основным критерием для суждения о допустимом состоянии изоляции при эксплуатации является сравнение характеристик изоляции и масла, измеренных при эксплуатации, с величинами, измеренными перед включением трансформатора. При резком ухудшении характеристик изоляции в эксплуатации следует выяснить причину, дополнительно измерив характеристики изоляции нагретого трансформатора и подробно испытав масло, включая определение значения tgδ в зависимости от температуры.

Трансформаторы, прошедшие ремонт с полной или частичной сменой обмоток или изоляции, подлежат сушке независимо от результатов измерений.

Сушку изоляции трансформатора высокой температурой производят в вакуумных шкафах и в собственном баке ил в специальных камерах. В эксплуатации сушку производят в собственных баках без масла с применением вакуума и нагрева методом индукционных потерь в стали бака.

Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт, могут быть включены в работу без контрольной подсушки или сушки при соблюдении условий проведения ремонта и времени пребывания активной части на воздухе, а также соответствия изоляционных характеристик масла и обмоток техническим данным.

Контрольную сушку обмоток трансформатора проводят:

-при появлении признаков увлажнения масла или твердой изоляции, установленных осмотром или измерениями на трансформаторах, проходящих капитальный ремонт;

-если продолжительность пребывания на воздухе активной части трансформатора при капитальном ремонте превышает время, указанное в технических данных для данного трансформатора;

-если характеристики изоляции, измеренные при капитальном ремонте трансформатора, не соответствуют данным, приведенным в технической документации.

12.2.5. Аварийные режимы трансформаторов.

Для предупреждения аварий и продления срока службы трансформатора в условиях эксплуатации необходимо следить за нагрузкой трансформатора, температурным режимом, поддерживать хорошее качество масла, а также проводить качественные осмотры и ремонты трансформаторов.

При обнаружении во время осмотра трансформатора неисправностей обслуживающий персонал обязан немедленно принять меры для их устранения, поставить в известность ответственное за эксплуатацию лицо (главного энергетика, начальника цеха и т.д.) и сделать об этом запись в соответствующих журналах.

Неисправностями, которые могут быть причиной вывода трансформатора в ремонт, являются:

-течь масла или недостаточный уровень его в расширителе;

-ненормальный шум и потрескивание внутри трансформатора;

-больше обычного нагрев верхних слоев масла;

-резкое ухудшение качества масла;

-трещина на вводе;

-нарушение работы охладителей или вентиляторов обдува. Течь масла из бака трансформатора приводит в действие газовую защиту и вызывает разрушение обмоток изоляции.

Ненормальный шум внутри трансформатора является следствием ослабления прессовки магнитопровода трансформатора в связи с вибрацией его частей при перемагничивании. Это также может быть результатом повышенного питающего напряжения, которое можно снизить переключением ответвления.

Потрескивание в трансформаторе указывает на перемежающееся замыкание обмотки на корпус или на обрыв заземления магнитопровода.

Повышенный нагрев трансформатора при номинальной нагрузке и нормальных условиях охлаждения может быть следствием внутренних повреждений, таких, как витковой замыкание, «пожар стали» и т.д.

Резкое ухудшение качества масла в трансформаторе может служить причиной пробоя обмоток на корпус. При резком повышении температуры масла необходимо проверить правильность действия термометров путем замера температуры заведомо исправным и проверенным другим термометром, а также выяснить характер работы устройства искусственного маслоохлаждения и состояние вентиляционных камер. Полезно сравнить по записям данную температуру с ранее измеренной при аналогичных нагрузках. Если при исправном состоянии маслоохладительных устройств температура масла будет выше на 10ºС и более, то трансформатор должен быть выведен из работы, так как это указывает на наличие внутренних повреждений.

К ненормальным режимам работы трансформаторов относят аварийные перегрузки и работу однофазных трансформаторов по несимметричным нагрузкам.

12.3. Эксплуатация кабельных линий

12.3.1. Рекомендуемые методы определения мест повреждения кабельных линий

Виды и причины повреждений:

С целью выяснения возникающих дефектов и принятия, соответствующих мер к их устранению производятся периодические осмотры линий электропередач монтерским составом и персоналом. Тщательная проверка состояния трассы и всех элементов линии необходимы также для объектов очередного капитального ремонта. Рекомендуются следующие сроки периодических осмотров воздушных линий ремонтными бригадами: линии, расположенные в местах интенсивного строительства, а также линии, повреждения которых может вызвать прекращение подачи электроэнергии потребителями; осматриваются не реже одного раза в месяц. Все остальные линии не реже одного раза в шесть месяцев.

По окончанию осмотра линии монтер делает подробную запись в листок осмотра о всех замеченных дефектах и неисправностях.

Внеочередные осмотры производятся после автоматического отключения линии, в том числе и при ее успешном повторном включении (АПВ), а также при наступлении гололеда и др.

Кроме осмотров линии монтерским персоналом, ее техническое состояние и состояние трассы должно проверяться инженерно-техническим персоналом. Инженерно-технические осмотры производятся не реже одного раза в год.

Для отыскания мест повреждений (обрыв провода, заземление проводов, замыкание между проводами) нашли широкое применение импульсные измерители типа 4КЛ-5 и другие, позволяющие определить на отключенных линиях с достаточной точностью расстояние от повреждения и характер повреждения – обрыв или заземление проводов. Метод применяется в случае устойчивых повреждений, когда линия при автоматическом включении не вводится в работу.

Также широко распространенны фиксирующие приборы, основанные на измерении электрических параметров нулевой последовательности (96%) и лишь 4% на измерение параметров обратной последовательности. Разработаны и внедряются локационные автоматические искатели повреждений. Эти приборы также как и фиксирующие приборы производят измерения в момент возникновения повреждения до отключения воздушной линии. Искатели повреждения подключаются к воздушной линии высокочастотными кабелями и витковыми сопротивлениями 75 или 100 Ом через фильтры присоединения и конденсаторы связи. Действие данных приборов основано на локационном принципе. Прибор производит измерение времени t между моментом посылки в линию зондирующего импульса и моментом прихода импульса и моментом прихода импульса обратно, отраженного от места повреждения. Посылка зондирующего импульса в линию производится автоматически от устройства релейной защиты воздушной линии в момент возникновения повреждения.

12.3.2. Методы определения мест повреждения кабельных линий

Дефекты кабелей, вызывающих повреждения подразделяются:

1). Заводские;

2). Эксплуатационные;

3). Монтажные;

4). Транспортировки и хранения

Виды повреждения кабелей:

1). Однофазное замыкание на землю;

2). Замыкание жил между собой;

3). Разрыв жил;

Методы определения мест повреждений кабельных линий делятся на относительные и абсолютные.

К относительным методам относят следующие:

а). Импульсный метод;

б). Метод петли;

в). Метод емкости;

К абсолютным методам относят:

а). Индукционный метод;

б). Акустический метод;

в). Метод измерений потенциалов;

Практически наиболее распространенными являются методы импульсный, петли и индукционный.

В процессе прокладки и монтажа кабельных линий эксплуатационная организация обязана осуществлять технический надзор за производством работ.

Кабельные линии могут обеспечить надежную и долговечную работу только при условии соблюдения технологии монтажных работ и требований правил технической эксплуатации. Необходимо внимательно следить за состоянием кабельных коллекторов, туннелей и шахт, где скапливается большое количество кабелей; пожары в кабельных туннелях, имевшие место в практике эксплуатации предприятий, приводили к крупному материальному ущербу. Температура воздуха внутри кабельных сооружений не должна превышать температуры наружного воздуха более чем на 10ºС.

Кабельная линия может быть принята в эксплуатацию при наличии следующей технической документации:

-проекта линии со всеми согласованиями, перечнем отклонений от проекта и указанием, с кем и когда эти отклонения согласованы;

-исполнительного чертежа трассы, выполненного в масштабе 1:200 или 1:500 в зависимости от развития сети в районе трассы и насыщенности территории коммуникациями. По всей длине трассы линии на исполнительной документации должны быть обозначены координаты трассы и муфт по отношению к существующим капитальным сооружениям или к специально установленным знакам;

-кабельного журнала и контрольно-учетных паспортов на соединительные эпоксидные муфты КЛ напряжением выше 1000 В; при прокладке двух кабелей и более в траншее требуется план их раскладки;

-актов на скрытые работы, в том числе актов и исполнительных чертежей на пересечения и сближения кабелей со всеми подземными коммуникациями, актов на монтаж кабельных муфт и актов на осмотр кабелей, проложенных в траншеях и каналах, перед закрытием;

-актов приемки траншей, каналов, туннелей, блоков коллекторов и т.п. под монтаж кабелей;

-актов о состоянии концевых заделок кабелей на барабанах и в случае необходимости протоколов вскрытия и осмотра образцов (для импортных кабелей вскрытие обязательно);

-протоколов заводских испытаний кабелей, а для маслонаполненных линий также муфт и подпитывающей аппаратуры;

-монтажных чертежей с указанием исполнительных отметок уровней концевых разделок и подпитывающей аппаратуры. Открыто расположенные кабели, а также все кабельные муфты должны быть -снабжены бирками с обозначениями;

-протоколов осмотров и проверки изоляции кабелей на барабанах перед прокладкой;

-протоколов испытаний КЛ после прокладки;

-протоколов подогрева кабелей на барабане при прокладке при низких температурах;

-актов об осуществлении антикоррозийных мероприятий и защиты от блуждающих токов;

-актов опробования системы сигнализации давления масла;

-протоколов анализов грунтов трассы КЛ по характерным участкам;

-паспорта КЛ, составленного по установленной.

При приемке, в эксплуатацию вновь сооруженной КЛ производятся испытания в соответствии с требованиями ПУЭ.

Эксплуатирующая организация должна вести технический надзор в процессе прокладки и монтажа КЛ всех напряжений, сооружаемых монтажными организациями.

Для каждой кабельной линии при вводе ее в эксплуатацию устанавливаются максимальные токовые нагрузки в соответствии с требованиями ПУЭ. Эти нагрузки определяются по участку трассы с наихудшими тепловыми условиями, если его длина более 10 м. Нагрев не должен превышать температуру, допускаемую по ГОСТ и ТУ.

Температура нагрева кабелей проверяется преимущественно на участках с наихудшим внешним охлаждением в сроки, установленные местными инструкциями.

КЛ напряжением 6-10 кВ, несущие нагрузки меньше номинальных, могут кратковременно перегружаться в пределах, указанных в таблице 4.1.:

Таблица 12.2. Допустимые пределы кратковременных перегрузок кабелей 6-10 кВ

Коэффициент предварительной нагрузки	Вид прокладки	Допустимая кратность перегрузки по отношению к номинальной в течение
		0,5 ч	1 ч	3 ч
0,6	В земле	1,35	1,30	1,15
	В воздухе	1,25	1,15	1,10
	В трубах (в земле)	1,20	1,10	1,00
0,8	В земле	1,20	1,15	1,10
	В воздухе	1,15	1,10	1,05
	В трубах (в земле)	1,10	1,05	1,00

На время ликвидации аварии для КЛ напряжением до 10 кВ включительно допускаются перегрузки в течение 5 суток в пределах, указанных в таблице 12.3.

Таблица 12.3. Аварийные допустимые перегрузки кабелей 6-10 кВ.

Коэффициент предварительной нагрузки	Вид прокладки	Допустимая кратность перегрузки по отношению к номинальной при длительности максимума нагрузки
		1 ч	3 ч	6 ч
0,6	В земле	1,50	1,35	1,25
	В воздухе	1,35	1,25	1,25
	В трубах (в земле)	1,30	1,20	1,15
0,8	В земле	1,35	1,25	1,20
	В воздухе	1,30	1,25	1,20
	В трубах (в земле)	1,20	1,15	1,10

Для КЛ, длительное время (более 15 лет) находящихся в эксплуатации, нагрузки должны быть понижены на 10%. Перегрузка КЛ напряжением 20-35 кВ не допускается.

Пробы масла из маслонаполненных кабелей отбираются перед включением новой линии в работу, через 1 год после включения, затем через 3 года и в последующем 1 раз в 6 лет.

При однофазном замыкании на землю в сетях с изолированной или компенсированной нейтралью необходимо немедленно сообщить об этом дежурному на питающей подстанции или дежурному по сети энергоснабжающей организации и в дальнейшем действовать по его указаниям.

В сетях генераторного напряжения, а также на КЛ напряжением 35 кВ работа в указанном режиме допускается не более 2 часов. В исключительных случаях с разрешения энергоснабжающей организации этот срок может быть увеличен до 6 часов.

Осмотры КЛ напряжением до 35 кВ производятся в следующие сроки:

-трасс кабелей, проложенных в земле, по эстакадам, в туннелях, блоках, каналах, галереях и по стенам зданий – по местным инструкциям, но не реже 1 раза в 3 месяца;

-концевых муфт на линиях напряжением выше 1000 В – 1 раз в 6 месяцев, на линиях напряжением 1000 В и ниже – 1 раз в год; кабельные муфты, расположенные в трансформаторных помещениях, распределительных пунктах и на подстанциях, осматриваются одновременно с другим оборудованием;

-кабельных колодцев – 2 раза в год;

-подводных кабелей – в соответствии с местными инструкциями.

Срок осмотров КЛ инженерно-техническим персоналом устанавливаются с учетом местных условий.

Осмотр коллекторов, шахт и каналов на подстанциях производится по местным инструкциям (с постоянным оперативным обслуживанием должны осматриваться не реже 1 раза в месяц). Сведения об обнаруженных при осмотрах неисправностях должны заноситься в журнал дефектов для последующего с ними. Он в свою очередь дает расписку, подтверждающую получение указанных сведений.

Особое внимание обращается на раскопки, осуществляемые механизированным способом: в зависимости от способа производства работ и средств механизации принимаются необходимые меры защиты кабелей от механических повреждений.

При обнаружении во время разрытия земляной траншеи трубопроводов, неизвестных кабелей или других коммуникаций, не указанных в схеме, необходимо приостановить работы и поставить об этом в известность лицо, ответственное за электрохозяйство, для получения соответствующих указаний. Рыть траншеи и котлованы в местах нахождения кабелей и подземных сооружений следует с особой осторожностью, начиная с глубины 0,4 м – только лопатами. Производство раскопок землеройными машинами на расстоянии менее 1м от кабеля, а также использование отбойных молотков для рыхления грунта над кабелями на глубину более 0,4м при нормальной глубине прокладки кабеля не допускается.

КЛ напряжением 3-35 кВ в процессе эксплуатации должны не реже 1 раза в 3 года подвергаться профилактическим испытаниям повышенным напряжением постоянного тока в соответствии с требованиями норм. Внеочередные испытания проводятся после ремонтных работ на линиях и их автоматического отключения.

КЛ, проложенные в туннелях, коллекторах и зданиях подстанций, не подверженные воздействию коррозии и механическим повреждениям (закрытые трассы) и не имеющие соединительных муфт, а также концевых муфт устаревшей конструкции, установленных на открытом воздухе, испытываются не реже 1 раза в 3 года. Кабели, присоединенные к токоприемникам, испытываются во время капитальных ремонтов последних.

12.4. Эксплуатация электрооборудования подстанций. Эксплуатация распределительных устройств.

12.4.1.Эксплуатация распределительных устройств

В помещениях РУ окна должны быть всегда закрыты, а проемы в перегородках между аппаратами, содержащими масло, заделаны. Все отверстия в местах прохождения кабелей уплотняются. Для предотвращения попадания животных и птиц все отверстия и проемы в наружных стенах помещений заделываются или закрываются сетками.

Токоведущие части пускорегулирующих аппаратов и аппаратов защиты должны быть ограждены от случайных прикосновений.

Электрооборудование РУ всех видов и напряжений должно удовлетворять условиям работы как при номинальных режимах, так и при коротких замыканиях, перенапряжениях и перегрузках.

Класс изоляции электрооборудования должен соответствовать номинальному напряжению сети, а устройства защиты от перенапряжений – уровню изоляции электрооборудования.

Покрытие полов КРУ должно быть таким, чтобы не происходило образование цементной пыли.

Уборка помещений должна производиться мокрым или вакуумным способом. Помещения должны быть оборудованы приточно – вытяжной вентиляцией с отсосом воздуха снизу. Воздух приточной вентиляции должен проходить через фильтры, предотвращающие попадание в помещение пыли.

Кабельные каналы и наземные кабельные лотки ОРУ и ЗРУ должны быть закрыты несгораемыми плитами, а места выхода кабелей из кабельных каналов, лотков, с этажей и переходы между кабельными отсеками должны быть уплотнены огнеупорным материалом.

На всех ключах, кнопках и рукоятках управления должны быть надписи, указывающие операцию, для которой они предназначены (“Включить”, “Отключить”, “Убавить”, “Прибавить” и др.).

Выключатели и их приводы должны иметь указатели отключенного и включенного положений.

Персонал, обслуживающий РУ, должен располагать документацией по допустимым режимам работы в нормальных и аварийных условиях.

Исправность резервных элементов РУ (трансформаторов, выключателей, шин и др.) должна регулярно проверяться включением под напряжение в сроки, установленные местными инструкциями.

Оборудование РУ должно периодически очищаться от пыли и грязи. Сроки очистки устанавливает ответственный за электрохозяйство с учетом местных условий.

Уборку помещений РУ и очистку электрооборудования должен выполнять обученный персонал с соблюдением правил безопасности.

На дверях, лицевых и внутренних КРУ наружной и внутренней установки, сборках, а также на лицевой и оборотной сторонах панелей щитов должны быть выполнены надписи, указывающие назначение присоединений и их диспетчерское наименование.

В РУ должны находиться переносные заземления, защитные противопожарные и вспомогательные средства (песок, огнетушители), противогазы, респираторы и средства для оказания доврачебной помощи пострадавшим от несчастных случаев.

Осмотр РУ без отключения должен проводиться:

1.На объектах с постоянным дежурством персонала – не реже 1 раза в 3 суток;

2.На объектах без постоянного дежурства персонала – не реже 1 раза в месяц, а в трансформаторных и распределительных пунктах – не реже 1 раза в 6 месяцев.

Обо всех замеченных неисправностях должны быть произведены записи в журнал дефектов и неполадок с оборудованием и, кроме того, информация о них должна быть сообщена ответственному за электрохозяйство.

Замеченные неисправности должны быть устранены в кратчайший срок.

При осмотре РУ особое внимание должно быть обращено на следующее:

3.Состояние помещения, исправность дверей и окон, отсутствие течи в кровле и междуэтажных перекрытиях, наличие и исправность замков;

4.Исправность отопления и вентиляции, освещения и сети заземления;

5.Наличие средств защиты;

6.Уровень и температуру масла и отсутствие течи в аппаратах;

7.Целость пломб у счетчиков;

8.Состояние изоляции (запыленность, наличие трещин, разрядов и т.п.);

9.Работу системы сигнализации;

10.Исправность и правильность показаний указателей положения выключателей;

11.Плотность закрытия шкафов управления;

12.Возможность легкого доступа к коммутационным аппаратам и др.

Средний ремонт РУ должен проводиться в сроки:

13.Масляных выключателей – 1 раз в 6-8 лет при контроле характеристик выключателя с приводом в межремонтный период;

14.Токопроводов – 1 раз в 8 лет;

15.Всех аппаратов – после исчерпания ресурса независимо от продолжительности эксплуатации;

Первый средний ремонт установленного оборудования должен быть проведен в сроки, указанной в технической документации завода – изготовителя.

Средний ремонт остальных аппаратов РУ (трансформаторов тока и напряжения и п.т.) осуществляется также по мере необходимости с учетом результатов профилактических испытаний и осмотров.

Периодичность средних ремонтов может быть изменена исходя из опыта эксплуатации решением ответственного за электрохозяйство.

Текущие ремонты оборудования РУ, а также проверка его действия (опробование) должны проводиться по мере необходимости в сроки, установленные ответственным за электрохозяйство.

Внеочередные ремонты выполняются в случае отказов оборудования, а также после исчерпания коммутационного или механического ресурса.

12.4.2. Эксплуатация выключателей.

При эксплуатации выключатели подвергают осмотрам. Осмотр без отключения выключателя производится 1 раз в сутки на подстанциях при наличии дежурного персонала, а также в темное время для выявления разрядов, искрения и т.п. в сроки, установленные местными инструкциями, но не реже 1 раза в месяц, а на подстанциях без дежурного персонала – не реже 1 раза в 6 месяцев.

В процессе эксплуатации выключатели подвергают периодическим плановым осмотрам. После отключения выключателем тока КЗ проводят внеплановые осмотры. Во время осмотров персонал ведет наблюдение за уровнем масла в выключателе, за температурой масла (где это возможно), отсутствием течи и выбросов. Обращают внимание на нагрев и состояние наружных контактных соединений, крепление выключателя и провода, состояние изоляции и заземления, загрязненность и повреждения изоляторов и отдельных узлов выключателя, сцепление тяг привода, соответствие указателей положениям выключателя его действительному положению, состояние вторичных цепей.

Правила технической эксплуатации (ПТЭ) приписывают персоналу наблюдение за температурой масла в выключателях. Это требование обусловлено влиянием температуры на вязкость масла. С ростом температуры вязкость масла уменьшается, и наоборот – снижение температуры приводит к росту вязкости. В соответствии с этим будут изменяться характеристики выключателя, так как вязкость влияет на скорость хода траверсы при отключении, что приводит к увеличению времени отключения выключателя.

Особое значение приобретает контроль за температурой масла в северных районах страны, где отсутствие или неисправность средств подогрева масла может привести к полному отказу выключателя. Поэтому ПТЭ предусматривают установку электроподогрева масляных выключателей при температуре окружающего воздуха ниже –25ºС. все шарнирные соединения и подшипники выключателей смазывают низкозамерзающими смазками. По температуре масла можно судить и об исправности контактного узла. Чем хуже контакт, тем большее количество тепла передается маслу и тем больше его температура.

Требования к чистоте масла связано с тем, что с течением времени масло в выключателе меняет свои свойства. Это обусловлено наличием продуктов сгорания масла и подгоранием контактов при переключениях, попаданием пыли и влаги, содержащихся в атмосфере, химическими реакциями в масле и т.п. В малообъемных выключателях масло необходимо лишь для гашения дуги. Роль междуфазной изоляции выполняют фарфор и другие твердые диэлектрики. Однако если масло будет загрязнено, а каналы камеры обуглены, то возможно перекрытие между контактами при отключенном положении выключателя. Если в условиях эксплуатации обнаружено загрязнение масла, то его целесообразно сменить, тем более что в малообъемных выключателях количество масла сравнительно мало (в ВМП-10 4,5 кг).

При текущем ремонте, периодичность которого определяется местными условиями, проводят следующие осмотры: осмотр выключателя; очитку от грязи и пыли, осмотр, очистку и проверку привода выключателя, герметизацию и уплотнение пробок, кранов для исключения течи масла; смазку трущихся частей выключателя и привода; окраску при необходимости металлоконструкций и частей выключателя; подтяжку контактный соединений выключателя и ошиновки; проверку заземления и состояния цепей вторичной коммутации.

12.5.Эксплуатация заземляющих устройств

В процессе эксплуатации электроустановок ПТЭ установлены следующие осмотры, проверки и испытания устройств заземления:

1.Не реже одного раза в год – осмотр всех элементов заземляющего устройства. Осмотр элементов заземляющих устройств, находящихся в земле, производится выборочно;

2.Не реже одного раза в год – проверка наличия цепи между контуром заземления и заземленными элементами. При этом не должно быть обрывов или неудовлетворительных контактов в проводниках, соединяющих аппаратуру с контуром заземления;

3.В сроки, устанавливаемые руководителем электрохозяйства цеха, - измерения сопротивления петли “фаза – нуль” в сетях напряжением до 1 (кВ) с глухозаземленной нейтралью. При этом величина сопротивления петли “фаза – нуль” должна быть такой, чтобы при коротком замыкании между двумя фазами возникал ток по величине в 3 раза больше номинального тока плавкой вставки ближайшего предохранителя или 1.5 раза больше номинального тока максимального расцепителя отключающего автомата;

4.Не реже одного раза в три года для подстанций и одного раза в год для цехов – измерение сопротивления заземляющих устройств должна соответствовать требованиям ПУЭ.

13. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

13.1. Определение стоимости полученной от энергосистемы энергии электроэнергии

Себестоимость потребляемой электроэнергии включает стоимость переданной электроэнергии от питающей энергосистемы и издержки по эксплуатации общезаводской части электрохозяйства.

Расчетная численность эксплуатационного и ремонтного персонала:

, (13.1), [20]

где: =7 человек на 6 подстанций

=3 человека

=6 человек на 100 штук.

=10 человек, (13.2), [20]

Списочный состав эксплуатационных рабочих определяем по выражению , (13.3), [20]

где: =0,9 коэффициент использования рабочего времени

человек.

Список обслуживающего персонала

1-Инженерно-технические работники 1 человека

2-Электромонтер 5-го разряда 3 человека

3-Электромонтер 4-го разряда 2 человека

4-Электромонтер 3-го разряда 4 человека

Итого……...10 человек.

Численность ремонтного персонала

человека (списочное)

13.2. Расчёт заработной платы, затрат на материалы и прочих расходов.

Значение численности персонала необходимо для определения затрат на оплату труда и связанных с ними отчислений во внебюджетные фонды, а также расходов на необходимые материалы, запчасти и т.п. Для каждой группы персонала следует выбрать форму и систему оплаты труда. Обычно труд ремонтников оплачивается по сдельно-премиальной системе, а труд эксплутационного и оперативного персонала- по повременно-премиальной. В основе этих традиционных систем лежит оплата труда по тарифу (месячному или часовому), так называемая тарифная часть заработка. Она определяется ступенью оплаты труда (разрядом) и на протяжении длительного времени не меняется. Переменная часть заработка складывается из доплаты и премий. В дипломном проекте может быть использована тарифная сетка и средний разряд, действующие на конкретном предприятии, либо можно охорарактеризовать уровень квалификации персонала в среднем четвёртым разрядом и соответствующим им часовыми тарифными ставками сдельщиков Стс и повременщиков Стп

Годовой фонд оплаты труда состоит из основной и дополнительной заработной платы.

Основная включает:

а) годовой тарифный фонд

для сдельщиков Згодстар =Чрем Стс Тном; (13.4), [20]

для повременщиков Згодстар =(Чэкспл +ЧДЕЖ) СПТ Тном; (13.5), [20]

б) премии

для сдельщиков 40% от Згодстар – премии за выполнение норм выработки;

для повременщиков 25% от Згодстар – премии за безаварийную работу, за экономии электроэнергии;

в) доплаты всем за работу в ночное время – 25% от Згодстар;

г) доплата за работу в праздничные дни (работа примерно 30% рабочих эксплуатационников оплачивается в двойном размере, праздничных дней принять 3% от числа дней в году)

ΔЗпразд=0,3 (Чэкспл+ЧДЕЖ) Стп 20,038760; (13.6), [20]

д) учёт районного коэффициента – кр-н Згодстар; (13.7), [20]

Дополнительная заработная палая включает оплату отпусков и времени выполнения государственных обязанностей и составляет 7,5% от основной зарплаты (а+ б+ в+ г+ д), (13.8), [20]

Численность специалистов и руководителей (ИТР) можно рассчитать по принятой типовой структуре и штатам энергоцехов и ОГЭ в соответствии с выбранной категорией энергослужбы или по доле численности рабочих. Расчёт годового фонда оплаты труда целесообразно свести в таблицу.

Дополнительная заработная плата Згодстар=0,075 Зоснзпл; (13.9), [20]

Отчисления на социальные нужды в соответствии с действующими законодательством Зсоцн =Ксоцн (Зоснзпл+Здопзпл). (13.10), [20]

Стоимость необходимых материалов, запасных частей, полуфабрикатов, инструментов для ремонтов

Зреммат=0,2 Згодремтар; (13.11), [20]

для эксплуатационного обслуживания

Зреммат=(0,10,15) Згодэксплтар; (13.12), [20]

где Згодэксплтар и Згодремтар – годовые тарифные фонды зарплаты ремонтных и эксплуатационных рабочих

Прочие расходы, включающие внутрицеховые и общехозяйственные, определяются долей от суммы основной зарплаты

Зпр=0,25(Зоснремзпл+ Зоснэксплзпл), (13.13), [20]

Таблица 13.1. Расчет годового фонда оплаты труда

№	Категория персоонала	Разряд	Численность чел.	Час. Тар. Ставка, руб./час	Мес. Оклад, руб	Годовой Тар. Фонд, руб	Премии, доплаты, руб./год	Итого осн.з.п. руб/год
							прем.	ночн.	праздн.	р.коэф
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12

1	Рабочие-ремонт.	4	4	40	6628	318144	127257,6	79536	-	190886,4	715824
2	Рабочие-эксплуат.	4	3	50	8285	298260	74565	74565	23652	178956	649998
3	Дежурный (оперативн.)	4	2	50	8285	198840	49710	49710	15768	119304	433332
4	ИТР	4	1	-	8000	96000	24000	24000	-	57600	201600
	Всего		10			911244	275532,6	227811	39420	546746,4	2000754

13.3. Дополнительная заработная плата.

(13.14), [20]

Отчисления на социальные нужды в соответствии с действующим законодательством.

(13.15), [20]

Стоимость необходимых материалов, запасных частей, полуфабрикатов, инструментов для ремонта.

(13.16), [20]

То же, для эксплуатационного обслуживания.

(13.17), [20]

Прочие расходы, включающие внутрицеховые и общехозяйственные:

(13.18), [20]

13.4 Определение годовых амортизационных отчислений.

Годовые амортизационные отчисления рассчитываются на основе норм амортизации и стоимости всех элементов системы электроснабжения.

Стоимость элементов системы электроснабжения определена по прайс-листам заводов-изготовителей, прейскурант с учетом переводных коэффициентов в действующие цены.

Результаты расчетов амортизационных отчислений оформлены в таблицу.

№	Наименование элементов схемы электроснабжения	Кол-во, mj, шт.	Стоимость единицы оборудования, руб.	Стоимость единицы оборудования, К,, руб.	Норма аммартизации, па, о.е. %	Годовые амортизационные отчислений, 3год ам, руб.
1	ААБл 3х95	0,14	2964000	414960	8	33196,8
2	ААБл 3х70	0,24	2769000	664560,00	8	53164,8
3	ТМ – 630/6/0.4	4	1638000	6552000	6,4	419328
4	ТМ – 400/6/0.4	8	1521000	12168000	6,4	778752
5	Ячейка с камерой КСО (РП)	7	1543620	10805340	6,4	691541,76
6	Ячейка КРУ ВМПП-6	12	702000	8424000	6,4	539136
7	Итого:			39028860		2515119,36

Таблица 13.2. Расчет амортизационных отчислений

13.5. Смета затрат

Смета годовых затрат по ремонту и эксплуатации электрохозяйства составляется в разрезе экономических элементов в ниже приведенной таблице

Таблица 13.3 Сметы годовых затрат

№	Наименование статей расходов	Значение
		Руб.	%
1	Основная и дополнительная зарплата персонала, в том числе ремонтников	2000754	35,8
2	Отчисления на социальные нужды	559210,74	10,0
3	Стоимость материалов, запчастей и т.п., в том числе ремонтных	63628,8	1,1
4	Амортизационные отчисления	2515119,4	45,0
5	Прочие расходы	449788,5	8,0
	Итого:	5588501,4	100,0

13.6. Определение стоимости полученной от энергосистемы

Электроэнергии

Расчеты за полученную электроэнергию проводятся на основе одно- и двухставочных тарифов.

При одноставочном тарифе плата за электроэнергию производится по цене за 1 (кВтч), пропорционально количеству потребленной энергии. По двуноставочному тарифу рассчитываются промышленные и приравненные к ним потребители с присоединенной мощностью до 750 (кВА), электрифицированный железнодорожный и городской транспорт, оптовые потребители / перепродавцы /, население, поселки и городки, гаражно-строительные кооперативы и прочие.

По двухставочному тарифу рассчитываются промышленные, сельскохозяйственные, строительные, транспортные предприятия, предприятия торговли, общественного питания, коммунально-бытового хозяйства, непромышленные потребители с присоединенной мощностью 1000 (кВА) и выше.

Расчет за полученную электроэнергию производим по одноставочному тарифу.

Размер платы определяется по формуле:

( 13.19.), [20]

где: b – дополнительная ставка за 1 кВтч потребленной активной Э/Э по

показаниям счетчика на стороне первичного напряжения (руб./кВт ч).

Принимаем b = 0.26 (руб./кВтч).

WГ – годовое потребление активной Э/Э, кВтч.

(13.20), [20]

(13.21), [20]

Потери электроэнергии в сети (Принимаем Wг=%),

(13.22), [20]

Производственная себестоимость 1 (кВтч) потребляемой электроэнергии:

; (13.23), [20]

( коп/ кВтч) , (13.24), [20]

Расчет сводной калькуляции затрат за 1 кВт·ч потребляемой электроэнергии

Таблица 13.4 Расчет себе стоимости потребляемой электроэнергии

Показатели и статьи расходов	Единицы измерения	Величина расходов
Количество отпущенной электроэнергии	тыс. кВт·ч	7371000
Основная ставка по тарифу	коп/кВт·ч	26
Плата за отпущенную электроэнергию	тыс. руб.	1916460
Потери электроэнергии в элементах сети	тыс. кВт·ч	221130
Стоимость потерь	коп/кВт·ч	26
Стоимость потерь электроэнергии	тыс. руб.
Годовые эксплутационные расходы	тыс. руб.	7149870
Итого годовых затрат	тыс. руб.
Количество электроэнергии, переданной потребителю	тыс. кВт·ч	515970
Себестоимость потребляемой э/э	коп/кВт·ч

13.7 Мероприятия по снижению потерь электроэнергии в системе электроснабжения

Одной из основных задач народнохозяйственного значения являются мероприятия по энергоресурсосбережению. Важность этих мероприятий по экономии электроэнергии определяется тем, что затраты по энергосбережению предприятия входят в себестоимость выпускаемой продукции.

Обеспечение наиболее экономичного использования энергетического оборудования путем правильного выбора количеств, мощности и режимов работы трансформаторов.

Автоматизация технических процессов. Централизованное управление и автоматический контроль, а также внедрение систем оптимального регулирования работы различных агрегатов не только повышают культуру эксплуатации, качество продукции, но и способствуют экономичному расходованию электрической энергии на предприятии.

Совершенствование использования электроэнергии во вспомогательных процессах (освещение, отопление, вентиляция).

Переход на лучшее, современное оборудование. Проведение мероприятий организованного направления, ставящих своей задачей достижения экономии путем регулирования графиков нагрузки, организации первичного учета.

14. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ.

Устройство защитного отключения

14.1 Общее положения

Всё более широкое использование электроэнергии во всех областях деятельности человека, неуклонный рост энерговооружённости труда, резко увеличение количества электроприборов в быту и на производстве, естественным образом повлекли за собой повышение опасности поражения человека электрическим током. Электрический ток не имеет каких-либо физических признаков или свойств, по которым человек мог бы ощущать органами чувств, что усугубляет его опасность для человека. Электротравматизм составляет значительную долю в общем числе несчастливых случаев. Специалистам-электрикам и рядовым пользователям известно большое количество случаев гибели или тяжёлого поражения людей от удара электрическим током или возгораний и пожаров, вызванных неисправностям электрооборудования и электропроводок.

Дополнительная защита от электропоражения при прямом прикосновении достигается путём применения устройств защитного отключения.

Устройство защитного отключения является превентивным электрозащитным мероприятием и в сочетании с современными системами заземления (TN-S, TN-C-S) обеспечивает высокий уровень электробезопасности при эксплуатации электроустановок. Устройство защитного отключения, реагирующее на дифференциальный ток, наряду с устройством защиты от сверхтоков, относятся к дополнительным видам защиты человека от поражения при косвенном прикосновении, обеспечиваемой путём автоматического отключения питания. Защита от сверхтока (при применении защитного зануления) обеспечивает защиту человека при косвенном прикосновении путём отключения автоматическими выключателями или предохранителями повреждённого участка цепи при коротком замыкании на корпус. При малых токах замыкания, снижении уровня изоляции, а также при обрыве нулевого защитного проводника зануление недостаточного эффективно, поэтому в этих случаях УЗО является единственными средством защиты человека от электропоражения.

В основе действия защитного отключения, как электрозащитного средства, лежит принцип ограничения (за счёт быстрого отключения) продолжительности протекания тока через тело человека при непреднамеренном прикосновении его к элементам электроустановки, находящимся под напряжением. Из всех известных электрозащитных средств УЗО является единственным, обеспечивающим защиты человека от поражения электрическим током при прямом прикосновении к одной из токоведущих частей. Другим, не менее важным свойством УЗО является его способность осуществлять защиту от возгораний и пожаров, возникших на объектах вследствие возможных повреждений изоляции, неисправностей электропроводки и электрооборудования.

По данным ВНИИПО МВД Р.Ф. более трети всех пожаров происходят по причине возгорания электропроводки в результате нагрева проводников по всей длине, искрения, горения электрической дуги на каком-либо элементе, вызванных токами короткого замыкания.

Короткие замыкания, как правило, развиваются из дефектов изоляции, замыканий на землю, утечек тока на землю. УЗО, реагируя на ток утечки на землю или защитный проводник, заблаговременно, до развития в короткое замыкание, отключает электроустановку от источника питания, предотвращать тем самым недопустимый нагрев проводников, искрение, возникновение дуги и возможные последующее возгорание.

В отдельных случаях энергии, выделяемой в месте повреждения изоляции при протекании токов утечки, достаточно для возникновения очага возгорания и как следствие пожара. По данным различных отечественных и зарубежных источников, локальное возгорание изоляции может быть вызвано довольно незначительной мощностью, выделяемой в месте утечки. В зависимости от материала и срока службы изоляции эта мощность составляет всего 40-60 Вт. Это означает, что современное срабатывание УЗО противопожарного назначения с уставкой 300мА предупредит выделение указанной мощности, и следовательно, не допустит возгорания.

Первое устройство защитного отключения было запатентовано германской фирмой RWE в 1928 г. Впервые принцип токовой дифференциальной защиты, ранее применявшийся для защиты генераторов, линий и трансформаторов, был применён для защиты человека от поражения электрическим током.

В 1937 г. фирма Schutzaapparategesellschaft Paris & CO. Изготовила первое действующее устройство на базе Дифференциального трансформатора и поляризованного реле, имевшее чувствительность 0,01 А и быстродействие 0,1с. В том же году с помощью добровольца–сотрудника фирмы, было проведено испытание УЗО. Эксперимент закончился благополучно, устройство сработало чётко, доброволец испытал лишь слабый удар электрическим током, хотя и отказался от участия в дальнейших опытах.

Все последующие годы, за исключением военных и первых послевоенных, велась интенсивная работа по изучению действия электрического тока на организм человека, разработке электрозащитных средств и в первую очередь – совершенствованию и внедрению УЗО.

В настоящее время сотни миллионов УЗО успешно, о чём свидетельствует официальная статистика, защищают жизнь и имущество граждан Франции, Германии, Австралии и других стран от электропоражений и пожаров.

УЗО давно стало привычным и обязательным элементом любой электроустановки промышленного или социально-бытового назначения. УЗО является обязательным элементом любого распределительного щита, этими устройствами, оборудованными в обязательном порядке все передвижные объекты (жилые домики – прицепы на кемпинговых площадках, торговые фургоны, фургоны общественного питания, малые временные электроустановки наружной установки, например, устраиваемые на площадях на время праздничных гуляний), ангары, гаражи.

Следует отметить, что термин «устройство защитного отключения –УЗО», принятый в отечественной специальной литературе, наиболее точно определяет назначение данного устройства и его отличие от других коммутационных электрических аппаратов – автоматических выключателей, выключателей нагрузки, магнитных пускателей и т.д.

В настоящее время действует международная классификация УЗО, разработанная международной электрической комиссией (МЭК).

Принято общее назначение – RCD – residual current protective device/ Точный перевод – защитное устройство по разностному (дифференциальному) току.

УЗО применяется для комплектации водно-распределительных устройств (ВРУ), распределительных щитов (РЩ), групповых щитков, устанавливаемых в общественных зданиях. Применение УЗО целесообразно и оправдано по социальным и экономическим причинам в электроустановках всех возможных видов и самого различного назначения.

Затраты на установку УЗО несоизмеримо меньше возможного ущерба –гибели и травм людей от поражения электрическим током, возгораний, пожаров и их последствий, произошедших из-за неисправностей электропроводки и электрооборудования. Если учесть, что стоимость одного УЗО не превышает стоимости простого бытового электроприбора, а возможный ущерб исчисляется огромными суммами, то становится совершенно очевидной и не требующей дополнительных доказательств необходимость скорейшего и самого широкого внедрения УЗО нового поколения во всех электроустановках.

14.2 Общая часть

Устройство защитного отключения (УЗО), реагирующие на дифференциальный ток, обладают комплексом защитных функций и в том смысле не имеют аналогов.

УЗО обеспечивают высокую степень защиты людей от поражения электрическим током прямом и косвенном прикосновении, кроме того, УЗО обеспечивают снижение пожарной опасности электроустановок. Следует отметить, что в случае преднамеренного прикосновения к токоведущем частям применения УЗО является единственно возможным способом обеспечения защиты, как и в отказа основных видов защиты.

Устройство защитного отключения, реагирующие на дифференциальный ток 300 мА и ниже, должны отвечать требованиям норм пожарной безопасности (НПБ), утверждаемых ГУГПС МВД России в установленном порядке.

Для защиты от поражения электрическом током УЗО, как правило, должно применятся в отдельных групповых линиях. Допускается присоединение к одному УЗО нескольких групповых линий через отдельные автоматические выключатели.

Суммарная величина тока утечки сети с учётом присоединяемых стационарных и переносных электроприёмников в нормальном режиме данных о точках утечки электроприёмников её следует принимать из расчёта 0,3 Ма на 1А точка нагрузки, а ток утечки сети – из расчёта 10мА на 1метр длины фазного проводника.

При выборе уставки УЗО необходимо учитывать, что в соответствии с ГОСТ Р 50807-94 (МЭК 755-83) «Устройства защитные, управляемые дифференциальным током. Общие требования и методы испытаний» значение отключающего дифференциального тока установки.

Рекомендуется использовать УЗО, при срабатывании которых происходит отключение всех рабочих проводов, в том числе и нулевого, при этом наличие защиты от сверхтока в нулевом полюсе не требуется.

Применяемые типы УЗО функционально должны предусматривать возможность проверки их работоспособности, проверка УЗО для жилых объектов должна проверятся не реже одного раза в три месяца, о чём должна быть запись в инструкции по эксплуатации завода – изготовителя.

14.3 Принцип действия устройства защитного отключения (УЗО)

Функционально УЗО можно определить как быстродействующий защитный выключатель, реагирующий на дифференциальный ток в проводниках, подводящих электроэнергию к защищаемой электроустановке.

Принцип действия УЗО дифференциального типа основан на применении электромагнитного векторного сумматора токов — дифференциального трансформатора тока.

Сравнение текущих значений двух и более (в четырехполюсных УЗО — 4-х) токов по амплитуде и фазе наиболее эффективно, т.е. с минимальной погрешностью, осуществляется электромагнитным путем — с помощью дифференциального трансформатора тока.

Рисунок 14.1 Дифференциальный трансформатор тока

Суммарный магнитный поток в сердечнике — ФS, пропорциональный разности токов в проводниках, являющихся первичными обмотками трансформатора, iL и iN, наводит во вторичной обмотке трансформатора тока соответствующую эдс, под действием которой в цепи вторичной обмотки протекает ток iDвт, также пропорциональный разности первичных токов.

Следует отметить, что к магнитному сердечнику трансформатора тока электромеханического УЗО предъявляются чрезвычайно высокие требования по качеству — высокая чувствительность, линейность характеристики намагничивания, температурная и временная стабильность и т. д.

По этой причине для изготовления сердечников трансформаторов тока, применяемых при производстве УЗО, используется специальное высококачественное аморфное (некристаллическое) железо.

Основные функциональные блоки УЗО представлены

Важнейшим функциональным блоком УЗО является дифференциальный трансформатор тока 1.

В абсолютном большинстве УЗО, производимых и эксплуатируемых в настоящее время во всем мире, в качестве датчика дифференциального тока используется именно трансформатор тока.

В литературе по вопросам конструирования и применения УЗО этот трансформатор иногда называют трансформатором тока нулевой последовательности — ТТНП, хотя понятие «нулевая последовательность» применимо только к трехфазным цепям и используется при расчетах несимметричных режимов многофазных цепей.

Рисунок. 14.2. Принцип действия УЗО

Пусковой орган (пороговый элемент) 2 выполняется, как правило, на чувствительных магнитоэлектрических реле прямого действия или электронных компонентах.

Исполнительный механизм 3 включает в себя силовую контактную группу с механизмом привода.

В нормальном режиме, при отсутствии дифференциального тока — тока утечки, в силовой цепи по проводникам, проходящим сквозь окно магнитопровода трансформатора тока 1, протекает рабочий ток нагрузки. Проводники, проходящие сквозь окно магнитопровода, образуют встречно включенные первичные обмотки дифференциального трансформатора тока.

Если обозначить ток, протекающий по направлению к нагрузке, как I1, а от нагрузки как I2, то можно записать равенство:

I1 = I2.

Равные токи во встречно включенных обмотках наводят в магнитном сердечнике трансформатора тока равные, но векторною встречно направленные магнитные потоки Ф1 и Ф1.

Результирующий магнитный поток равен нулю, ток во вторичной обмотке дифференциального трансформатора также равен нулю.

Пусковой орган 2 находится в этом случае в состоянии покоя.

При прикосновении человека к открытым токопроводящим частям или к корпусу электроприемника, на который произошел пробой изоляции, по фазному проводнику через УЗО кроме тока нагрузки I1 протекает дополнительный ток — ток утечки (ID), являющийся для трансформатора тока дифференциальным (разностным).

Неравенство токов в первичных обмотках (I1 + ID в фазном проводнике и I2, равный I1, в нулевом рабочем проводнике) вызывает небаланс магнитных потоков и, как следствие, возникновение во вторичной обмотке трансформированного дифференциального тока.

Если этот ток превышает значение уставки порогового элемента пускового органа 2, последний срабатывает и воздействует на исполнительный механизм

Исполнительный механизм, обычно состоящий из пружинного привода, спускового механизма и группы силовых контактов, размыкает электрическую цепь. В результате защищаемая УЗО электроустановка обесточивается.

Для осуществления периодического контроля исправности (работоспособности) УЗО предусмотрена цепь тестирования 4.

При нажатии кнопки «Тест» искусственно создается отключающий дифференциальный ток. Срабатывание УЗО означает, что оно в целом исправно.

14.4 Типы устройства защитного отключения (УЗО).

По условиям функционирования УЗО подразделяются на следующие типы: AC, A, B, S, G.

- УЗО типа АС – устройство защитного отключения, реагирующее на переменный синусоидальный дифференциальный ток, возникающий внезапно, либо медленно возрастающий.

- УЗО типа А – устройство защитного отключения, реагирующее на переменный синусоидальный дифференциальный ток и пульсирующий постоянный дифференциальный ток, возникающие внезапно, либо медленно возрастающие.

- УЗО типа В – устройство защитного отключения, реагирующее на переменный, постоянный и выпрямленный дифференциальные токи.

- УЗО типа S – устройство защитного отключения, селективное (с выдержкой времени отключения).

- УЗО типа G – то же, что и типа S, но с меньшей выдержкой времени.

Принципиальное значение при рассмотрении конструкции УЗО имеет разделение устройств по способу технической реализации на следующие два типа:

УЗО, функционально не зависящие от напряжения питания (электромеханические). Источником энергии, необходимой для функционирования выполнения защитных функций, включая операцию отключения, является для устройства сам сигнал – дифференциальный ток, на который оно реагирует;

УЗО, функционально зависящие от напряжения питания (электронные).

Их механизм для контролируемой сети, либо от внешнего источника. Применение устройств, функционально зависящих от напряжения питания, более ограничено в силу их меньшей надёжности, подверженности воздействию внешних факторов и др. Однако основной причиной меньшего распространения таких устройств является их неработоспособность при часто встречающейся и наиболее опасной по условиям вероятности электропоражения неисправности электроустановки, а именно – при обрыве нулевого проводника в цепи до УЗО по направлению к источнику питания. В этом случае «электронное» УЗО, не имея питания, функционирует, а на электроустановку по фазному проводнику выносится опасный для жизни человека потенциал.

К сожалению, в нашей стране, в отличие от общепринятой в мировой практике концепции, целым рядом предприятий производится электронные УЗО на базе типового автоматического выключателя.

Эти устройства функционируют следующим образом.

При возникновении дифференциального тока с модуля защитного отключения, содержащего дифференциальный трансформатор и электронный усилитель, на скомпонованный с модулем автоматический выключатель подаётся либо электрический сигнал (на модифицированную катушку токовой отсечки), либо с якоря промежуточного реле через поводок осуществляется механическое воздействие на механизм свободного расцепления выключателя. В результате автоматический выключатель срабатывает и отключает защищаемую цепь от сети. При отсутствии напряжения на входных зажимах такого устройства (например, при обрыве нулевого проводника до УЗО), во-первых, из-за отсутствия питания не функционирует электронный усилитель, во-вторых, отсутствует энергия, необходимая для срабатывания автоматического выключателя.

Таким образом, в случае обрыва нулевого проводника в питающей сети устройство неработоспособно и не защищает контролируемую цепь. При этом в данном аварийном режиме (при обрыве нулевого проводника)опасность поражения человека электрическим током усугубляется, так как показному проводнику через неразомкнутые контакты автоматического выключателя в электроустановку выносят потенциал. Показатель понимая что в сети напряжения нет, теряет обычную бдительность по отношению к электрическому напряжению и часто предпринимает попытки устранить неисправность и восстановить электропитание –открывает электрический щит, проверяет контакты, -подвергая тем самым свою жизнь смертельной опасности.

14.5 Технические параметры устройств защитного отключения.

В качестве примера исполнения УЗО, отвечающего всем требованиям ГОСТ Р. 50807-95, в таблице 14.1 приведены технические характеристики АСТРО*УЗО производства ОПЗ МЭИ.

Таблица 14.1 Технические характеристики АСТРО*УЗО

Наименование параметра	Номинальное значение
Номинальное напряжение Un, В	220,380*
Частота ƒn, Гц	50
Номинальный ток нагрузки In, А	16,25,40,63,80*
Номинальный отключающий дифференциальный ток (уставка) IDn, мА	10,30,100,300*
Номинальный неотключающий дифференциальный ток IDn0	0,5 IDn
Номинальная включающая и отключающая (коммутационная) способность Im, А	1500
Наименование параметра	Номинальное значение
Номинальный условный ток короткого замыкания (термическая стойкость) при последовательно включенной плавкой вставке 63 А Inc,	10000
Номинальное время отключения при номинальном дифференциальном токе Тn, не более мс	30
Диапазон рабочих температур, 0С	-25 - +40
Максимальное сечение подключаемых проводов, мм2	25.50*
Срок службы электрических циклов, не менее	4000
Срок службы механических циклов, не менее	10000

* В зависимости от модификации устройства

На рисунке 14.2 приведена графическая интерпретация области срабатывания УЗО в зависимости от кратности дифференциального тока.

14.6. Режим работы, электрические параметры.

Режим работы – непрерывный, продолжительный.

УЗО должно отключать защищаемый участок сети при появлении в нем синусоидального переменного или пульсирующего постоянного (в зависимости от модификации) тока утечки, равного отключающему току устройства (отключающий дифференциальный ток УЗО согласно требованиям стандарта может иметь значения, указанного заводом-изготовителем).

УЗО, функционально не зависящее от напряжения питания, не должно срабатывать при снятии и повторном включении напряжении сети.

УЗО не должно производить автоматическое повторное включение.

УЗО, функционально не зависящее от напряжения питания, не должно зависеть от наличия напряжения в контролируемой сети, должно сохранять работоспособность при обрыве нулевого или фазного проводов.

УЗО должно срабатывать при нажатии кнопки «Тест».

Работоспособность контрольного эксплуатационного устройства (кнопка «Тест») должна сохраняться при снижении напряжения сети до значения 0,85 Un.

УЗО должно быть защищено от токов короткого замыкания последовательным защитным устройством (ПЗУ): автоматическим выключателем или предохранителем, отвечающими требованиям соответствующих стандартов. При этом номинальный ток ПЗУ не должен превышать номинальный рабочий ток УЗО.

УЗО должно быть устойчивым к нежелательному срабатыванию при бросках емкостных токов, вызванных включением емкостной нагрузки.

Испытания УЗО по этому параметру, проводятся импульсом тока с пиковым значением 200 А с длительностью фронта 0,5 мкс.

УЗО должно быть стойким к импульсам перенапряжений.

Согласно

ГОСТ Р 51326.1-99 изготовитель должен гарантировать надежную работу УЗО в течении не менее 5 лет с момента ввода в эксплуатацию.

14.7. Маркировка и другая информация об УЗО.

На каждом УЗО должна быть стойкая маркировка с указанием всех или, при малых размерах, части следующих данных:

Наименование или торговый знак (марка) изготовителя.

Обозначение типа, номера по каталогу или номера серии.

Номинальное напряжение Un.

Номинальная частота, если УЗО разработано для частоты, отличной от 50 и (или) 60 Гц.

Номинальный ток нагрузки In.

Номинальный отключающий дифференциальный ток IDn.

Номинальная наибольшая включающая и отключающая коммутационная способность Im.

Номинальный условный ток короткого замыкания Inc.

Символ [S] для устройств типа S, [G] для устройств типа G.

Указание, что УЗО функционально зависит от напряжения сети, если это имеет место.

Обозначение органа управление контрольным устройством – кнопки «Тест» - буквой Т.

Схема подключения.

Рабочая характеристика: тип АС – символ тип А – символ

Маркировка по пп. 2,3,5,6,8,9,11,13 должна быть расположена так, чтобы быть видимой после монтажа УЗО.

Информация об устройстве по пп. 1,7,12 может быть нанесена на боковой или задней поверхности устройства, видимых только до установки изделия.

Стандартные значения температуры окружающей среды (-5 - +40 0С) могут не указываться. Диапазон температур (-25 - +40 0С) обозначается символом

14.8. Выбор типа и параметров УЗО

При выборе УЗО следует руководствоваться следующими наиболее важными характеристиками этих устройств, определяющих их качество и работоспособность. Рабочие параметры – номинальное напряжение, номинальный ток нагрузки, номинальный отключающий дифференциальный ток (уставка по току утечки) выбирается на основе технических параметров проектируемой электроустановки. Их выбор обычно не представляет большой сложности.

Качество, а следовательно, надёжность работы УЗО согласно требованиям норм, должны быть не менее десятикратного значения номинального тока или 500А (берётся большее значение).

Качественные устройства имеют, как правило, гораздо более высокую коммутационную способность -1000, 1500А. это значит, что такие устройства надёжнее, и в аварийных режимах, например, при коротком замыкании на землю, УЗО, опережая автоматический выключатель, гарантированно произведёт отключение.

14.9. Проверка работоспособности УЗО

Проверка работоспособности УЗО состоит:

Проверка фиксации органа управления УЗО в двух чётко различающихся положениях: «Вкл» и «Отк»;

Проверка при включенном рабочем напряжении путём нажатия кнопки «Текст» (пятикратно»;

Замера отключающего дифференциального тока утечки электроустановки в зоне защиты каждого УЗО специальным прибором;

Проверка работоспособности всей системы электрозащиты на базе УЗО в электроустановке в целом путём имитации тока электрооборудования, проверка осуществляется с помощью специального прибора.

15. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ.

15.1. Безопасность при монтаже и ремонте кабельных линий.

В настоящее время значительная часть работ по прокладке кабельных линий (КЛ) механизирована, что снижает опасность травмирования. Обычно погрузка и выгрузка барабанов с кабелем при перевозке его автотранспортом производятся стреловым автокраном. Подъём барабана с кабелем для раскатки осуществляется кабельными домкратами (см. рис. 1). Для раскатки барабана с кабелем поднимается домкратом, для чего в осевое отверстие барабана вставляется стальной вал, концы которого продеваются в отверстия винтов обоих домкратов, после чего путём вращения винтов рукоятками барабан приподнимается для обеспечения свободного вращения. Тяжение кабеля для раскатки осуществляется с помощью лебёдки. Во избежание чрезмерного быстрого вращения барабана его тормозят тормозом, установленным на одном из домкратов. Тяговый трос от лебёдки протягивают к барабану с кабелем и соединяют со свободными концом кабеля с помощью специального проволочного чулка. Во избежание ранения рук бронёй кабеля или стальным тросом работать надо в брезентовых рукавицах.

Особую опасность для людей представляет выгрузка кабеля вручную с платформы железнодорожного вагона или автомобиля. При ручной выгрузке барабан с кабелем нужно опускать осторожно по наклонным плоскостям, применяя брусья, круглые деревянные слеги или стальные трубы, устанавливаемые под углом не более 15º, оттягивая при этом барабан верёвками в противоположную сторону от направления спуска. Очень производительным является способ прокладки кабеля в открытые траншеи с помощью гусеничного трубоукладчика (рис. 2), сразу укладывают кабель на место. При ручной укладке кабеля нагрузка на одного рабочего старше 18 лет не должна превышать 50кг для мужчин и 20кг для женщин.

Рисунок 15.1, 15.2 Гусеничный трубоукладчик, угловые ролики применяемые для оттягивания роликов при раскатке кабеля: 1-кабель; 2-ролики; 3-скоба.

Для прокладки кабеля по стенам или конструкциям здания на высоте 2м и более следует применять прочные подмости с ограждением в виде перил и бортовой доски (у настила). Не разрешается по условиям безопасности прокладка кабеля с лестниц. Подъём кабеля для крепления его на опорных устройствах кабельной конструкции на высоту более 2 м следует производить с помощью рогаток или ручных блоков. При раскатке предполагаемого к подъёму кабеля принимают линейные и угловые ролики (рис. 3). Не следует при раскатке оттягивать кабель руками на углах поворота КЛ. При прокладке кабеля в зимнее время во избежание разрыва его оболочки и повреждения при этом изоляции его предварительно прогревают электрическим током при напряжении не выше 220 В. Если применяется напряжение выше 42 В, то оболочку прогреваемого кабеля необходимо заземлить во избежание электротравмы в случае замыкания токоведущих жил на стальную броню или свинцовую (алюминиевую) оболочку.

Заливка кабельных муфт или воронок сопряжена с опасностью ожогов кабельной массой, разогретой до температуры примерно 120ºС. Разогревание кабельной массы следует вести на жаровне или электрической печи. Температуру разогреваемой массы контролируют термометром, не допуская её кипения во избежание вспышки паров и возгорания. В процессе разогревания битумной кабельной массы её необходимо перемешивать для равномерного нагревания, используя для этого стальной пруток или ложку. Не допустимо пользоваться деревянной палкой, которая может оказаться влажной. Попадание в разогретую кабельную массу даже незначительного количества воды вызывает её разбрызгивание и может быть причинной ожогов рабочего. Кабельную массу во избежание ожогов необходимо переливать из кастрюли, в которой она разогревалась, в брезентовых рукавицах и предохранительных очках. Муфта или воронка перед заливкой их кабельной массой должны быть тщательно просушены, что исключит выплёскивание горячей массы образовавшимся от влаги паром. Передавать сосуд с расплавленной кабельной массой непосредственно из рук в руки опасно; сосуд нужно сначала поставить на пол или землю, после чего другой человек его может безопасно взять в руки. Опасность ожогов возникает также при пайке соединения кабельных жил и кабельных наконечников. Припой расплавляют в стальном котелке и стальной ложкой осторожно заливают в соединительные зажимы или в кабельные наконечники. Работать надо в брезентовых рукавицах и предохранительных очках.

При монтаже кабельных заделок в эпоксидных муфтах возникает опасность поражения кожи лица и рук эпоксидной слой и особенно отвердителем. При попадании этих веществ на кожу возможно заболевание кожи – дерматоз. Кроме того, не исключено раздражение слизистой оболочки глаз и верхних дыхательных путей. К работе с эпоксидными слоями допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинский осмотр и получившие инструктаж по безопасности приёмам работы и мерам профилактики.

Для предупреждения попадания на кожу компаунда или его отвердителя работающие должны надевать резиновые или полиэтиленовые перчатки. Допускается применение так называемые биологических перчаток в виде тонкого слоя специальной защиты пасты, наносимой на кожу рук. Необходимо также применять пластмассовые нарукавники, фартук и защитные очки. В случае попадания на кожу эпоксидного компаунда или отвердителя их немедленно следует удалить мягкой бумажкой, салфеткой, а поражённое место промыть 3%-ным раствором уксусной кислоты или тёплой водой с мылом. После работы или на время перерыва при работе с эпоксидным компаундом руки надо тщательно вымыть, осушить полотенцем разового пользования, после чего смазать мазью на основе ланолина, вазелина или касторового масла.

15.2. Меры безопасности при обслуживании кабельных линий

Кабельные линии (КЛ), проложенные в земле или в специальных кабельных сооружениях, обеспечивают достаточную надёжность электроснабжение и безопасность людей. Опасность электропоражения от кабельной линии возникает, например, в случае замыкания токоведущей жилы на металлическую оболочку, если эта оболочка (или броня) не заземлена.

Для электрического персонала, обслуживающего КЛ, опасность электропоражения может быть в следующих случаях:

кабельная линия отключена, но не разряжена, поражение может быть разрядным током, величина которого пропорциональна ёмкости (длине) кабеля и напряжению до отключения;
для производства работ ошибочно отключена другая КЛ, и работник, не проверив отсутствие напряжения, коснулся токоведущих жил;
при переносе (перекладке) не отключенного кабеля из отрытой траншеи (особенно в зимнее время) в результате недопустимого изгиба и отрыва оболочки и изоляции жил оболочка и броня оказались под напряжением:
при резке отключённого для ремонта кабеля или вскрытии кабельной муфты по ошибке оказался не отключённый кабель, а ремонтный персонал не проверил факт отключения;
кабели без стальной брони, проложенные открыто, не защищёны от механических повреждений, и при повреждении оболочки последняя может оказаться под напряжением;
при земляных работах землеройной машиной или ручным инструментом повреждён проложенный в земле кабель.

Учитывая возможные электропоражения со стороны действующих КЛ, необходимо строго выполнять предписания ПТЭ и ПТБ, в частности, чтобы при приемке, в эксплуатацию вновь сооружённой или после капитального ремонта КЛ были произведены электрические испытания в соответствии с ПУЭ.

Осмотры трасс КЛ напряжением до 35кВ проводят в следующие сроки:

а) проложенных в земле – не реже 1раз в 3 месяца;

б) концевых муфтах при напряжении выше 1000В – не реже 1 раза в 6 мес.; при напряжении до 1000В – 1 раз в 12 мес.;

в) кабельных колодцев – 1 раз в 6 мес., В период паводков и после ливневых дождей проводят внеочередные осмотры,

При осмотре наружных кабельных трасс следят за тем, чтобы в пределах охранной зоны (1м по обе стороны траншеи) не проводились раскопки грунта, строительство сооружений, деревьев и кустов; проверяют сохранность опознавательных знаков. При осмотре кабельных колодцев проверяют состояние люков ( нижняя крышка должна быть плотно закрыта) и вентиляции. В колодцах и туннелях не должно быть воды, посторонних предметов и материалов. Осмотры и работы в кабельных сооружениях представляют особую опасность для электрического персонала, поскольку в них возможно появление вредных и взрывоопасных газов, а также повышенную опасность поражения электрическим током.

В кабельном колодце может находиться и работать один человек с квалификационной группой не ниже III при условии, что около люка дежурит второй человек. Осмотр кабельных туннелей разрешается проводить единолично. Перед началом осмотра или работы внутри кабельных сооружений необходимо убедиться в отсутствии вредных или горючих газов. Проверка осуществляется газоанализатором, но не с помощью открытого огня.

Для вытеснения из кабельного колодца, не имеющего приточновытяжной вентиляции, вредного газа нагнетают чистый воздух вентилятором или компенсатором, установленным снаружи, рукав от которого спускают вниз. Рукав не должен достигать дна колодца 0,25м. У которого кабельного колодца должны быть ограждение и предупредительный знак.

Во время работы обслуживающего или ремонтного персонала в туннелях или коллекторах должны быть открыты два люка или две двери по обе стороны от работающих. Это необходимо для того, чтобы в случае аварии или пожара работающие могли быстро покинуть кабельное сооружение в любом направлении. При работах в кабельных колодцах разжигание паяльной лампы и разогревания кабельной массы производятся снаружи, а разогретая мастика и расплавленный припой подаются помощником в закрытой кастрюле или ковше, подвешенных к стальному тросу.

Для временного освещения рабочих мест в колодцах и кабельных туннелях следует принимать электролампы напряжением 12. В с питанием их от понижающего трансформатора или использовать аккумуляторные батареи (фонари).

Все земляные работы в зоне расположения КЛ следует выполнять с большой предосторожностью при разрешении и допуске к работам организации (цеха), эксплуатирующей кабели. Вскрытые кабели защищают от повреждения обшивкой из досок и укрепляют от провисания, для чего кабель, уложенный на доске, подвешивают к брусьям, перекинутым через открытый котлован. Разрытие грунта вблизи КЛ нужно вести с осторожностью во избежание повреждения проложенных в земле кабелей. Применением отбойных молотков и землеройных машин допускается только на такую глубину, при которой до кабелей остается слой грунта не менее 0,4 м. Раскопки земли экскаватором допускается на расстоянии не ближе 1м от кабелей, так как возникает опасность повреждения кабеля и поражения электрическим током людей, соприкасающихся с землеройной машиной. В зимнее время при раскопках кабелей землю отогревают, при этом необходимо в земле кабелей оставаться слой земли не менее 0,5м. В данном случае работа ломом или отбойным молотком не допускается, землю отбрасывают только лопатой. Перемещения ранее проложенных кабелей, как правило, выполняются при условии отключения кабеля с последующей его разрядкой. При необходимости допускается отключения кабеля с последующей его разрядкой. При необходимости допускается перемещение не отключенных кабелей на незначительное расстояние (около 7м) при соблюдении следующих мер безопасности:

работать по наряду, привлекая для этого рабочих, имеющих опыт работы с кабелями, под непосредственным руководством инженера или техника с квалификационной группой не ниже IV;
переносимый кабель должен иметь температуру не ниже 5ºС; рабочим следует выдать специальные захваты (клещи), на руках должны быть диэлектрические перчатки, поверх которых надеты брезентовые рукавицы;
если на перемещаемом кабеле имеются соединительные муфты, то последние должны быть закреплены хомутами на досках так, чтобы избежать натяжения и повреждения с разрывом жил кабеля внутри муфты;
броня и металлическая оболочка кабеля должна быть надёжно заземлены, что обеспечит безопасность рабочих на случай повреждения кабеля и замыкания тока на оболочку во время переноски кабеля.

Различные ремонтные работы на КЛ производятся по наряду. До начала работы кабель должен быть отключен с обеих сторон, и после проверки отсутствия напряжения его токоведущие жилы замыкают накоротко и заземляют. На рукоятке выключателя или разъединителя отключённого кабеля вывешивается плакат «Не включать – работа на линии».

При необходимости замены участка кабельной линии путём устройства вставки или переразделки соединительной муфты необходимо повреждённый кабель разрезать. Учитывая особую опасность резки ошибочно не отключённого кабеля, перед резкой или вскрытием открытых в земле кабеля или муфты ответственный руководитель работ (квалификационная группа V ) должен сначала установить по чертежу, что открытый и подлежащий ремонту кабель – именно тот, который отключен и заземлён на питающей подстанции. Для уточнения этого рекомендуется сделать проверку кабелеискательным аппаратом.

Работа по резке кабеля или вскрытию соединительной муфты должна выполнятся, в присутствии ответственного руководителя. Для кабелей, проложенных, в земле и открытых для ремонта его жилами напряжения выполняют специальным прокалывающим приспособлением со стальной иглой (рис 15.1).

Рис. 15.1. Прокол кабеля

Производящий прокол производитель работ надевает диэлектрические перчатки, защитные очки, становится на диэлектрический коврик. Кабель в месте прокола закрывают экраном из асбестового картона. Все эти меры предосторожности нужны на тот случай, если всё же окажется, что открытым для ремонта оказался не тот кабель, который был отключен и заземлён, а другой - под напряжением. Для вскрытия чугунной соединительной муфты необходимо под кабель установить подкладки, так чтобы муфта оказалась на весу. После отвинчивания гаек с болтов, скрепляющих обе половины муфты, ударами молотка отделяют нижнюю половину муфты, а затем, прогрев паяльной лампой или газовой горелкой, верхнюю её половину отделяют от изоляции. Проверив указателем, отсутствие высокого напряжения (в диэлектрических перчатках и защитных очках), срезают кабельную массу заземленным ножом до токоведущих жил, после чего заземлённым гибким медным проводом замыкают из накоротко. Дальнейшая работа может выполнятся без применения электрозащитных средств, поскольку в данном случае кабель не находится под напряжением.

15.3 Основные требования по безопасности электромонтажных работ

Основными нормативными документами по технике безопасности при производстве электромонтажных работ является Строительные нормы и правила СНиП «Техника безопасности в строительстве» и разработанные на их основе «Правила техники безопасности при электромонтажных и наладочных работах». Эти Правила являются обязательными для организаций и предприятий. Организация работы по технике безопасности на объектах электромонтажных работ предусматривает:

назначение лиц, ответственных за безопасность работ. Такими лицами являются производители работ, начальники участков, мастера и бригады монтажных бригад;

включение в проект производства работ (ППР) решений по созданию условий для безопасного и безвредного производства работ, по санитарно-гигиеническому обслуживанию работающих, по достаточному освещению строительной площадки и рабочих мест;

внедрение передового опыта работы по предупреждению производственного травматизма;

инструктаж по безопасным методам работы на рабочих местах; организацию кабинетов по технике безопасности.

При необходимости выполнения электромонтажных работ в цехах и на территории действующих предприятий руководитель этих работ совместно с администрацией предприятия обязан работать мероприятия по обеспечению безопасного производства работ и безопасности рабочих, поскольку для электромонтажников возникает дополнительная опасность со стороны производственного оборудования и действующих электроустановок.

На участках, где выполняются монтажные работы, опасные для окружающих, следует выполнятся монтажные работы, опасные для окружающих, следует вывешивать предупредительные плакаты, устанавливать ограждения, назначать дежурных. Все рабочие места на строительной площадке должны быть в тёмное время достаточно освещены.

Все монтажные работы на токоведущих частях (или вблизи них), как правило, должны производиться при снятом напряжении.

15.4. Механизмы и приспособления, применяемые при производстве

электромонтажных работ.

При монтаже электроустановок применяются различные машины, механизмы и приспособления, облегчающие труд рабочих – монтажников и обеспечивающие безопасные условия работы. Кроме того, механизация электромонтажных работ играет важную роль в повышении производительности труда, в сокращении сроков монтажа электроустановок, обеспечивает высокое качество работ.

Неумелое обращение с механизмами и приспособлениями, а также применение неисправных механизмов и инструментов могут быть причинами травм при выполнении монтажных работ. Поэтому к машинам, механизмам, различными устройствам, приспособлениям и инструментам предъявляют определённые требования по их содержанию и эксплуатации.

В современной электромонтажной практике широкое применение имеют специальные автомобили и передвижные мастерские, разработанные организациями Главэлектромонтажа Минмонтажспецстроя.

Например мастерская-автомобиль типа МЭ-А на базе автомашин ГАЗ-53А предназначена для монтажа электрооборудования электростанций. Спец-автомобиль типа СК-А (рис.4) с принципом предназначен для перевозки и прокладки кабеля в траншеях. Он оборудован на базе автомобиля ЗИЛ-130 с двухосным прицепом, в котором размещены инструменты и приспособления.

Рисунок 15.2 Спец-автомобиль типа СК-А

Рисунок 15.3 Мастерская типа МЭ-АП

Мастерская типа МЭ-АП (рис.15.3 оборудована на базе автомобиля ГАЗ -53А предназначена для электрооборудования промышленных предприятий.

Для монтажа ВЛ применяют телескопические вышки, оборудованные кабиной (корзиной), в которой электромонтажник (или двое) поднимается на требуемую высоту путём выдвижения звеньев телескопа с помощью привода от вала автомобильного двигателя. Кабина может иметь изолирующее звено. Вышка типа ВИ-23 на базе автомобиля ЗИЛ-130 с высотой подъёма кабины на 23 м от уровня земли имеет грузоподъёмность до 200кг. Вышка типа ВТ-26 на базе трактора С-100 с высотой подъёма до 26м имеет грузоподъёмность до 500кг. Для подъёма опор и деталей конструкций ВЛ. используют автомобильные стреловые краны. Для рытья котлованов под деревянные или железобетонные одностоечные опоры применяют специальные буровые машины, например типа МРК-1А (рис 6), смонтированные на базе автомобиля ЗИЛ -157К. При сооружении фундаментов, требующих рытья котлована, применяют ковшовые экскаваторы. Механизацию погрузочно-разгрузочных работ осуществляют с помощью автомобилей-самопогрузчиков с гидравлическим подъёмным устройством заднего борта (рис. 7), рассчитанным на подъём массы. В качестве тяговых механизмов при установке опор ВЛ. применяют гусеничные тракторы, оборудованные навесными лебёдками. При монтаже РУ приходятся поднимать на значительную высоту узлы и детали оборудования.

Для этого используют монтажные гидроподъёмники и вышки. Монтажные гидроподъёмники типа АГП-12А на базе автомобиля ГАЗ-53А предназначены для подъёма двух рабочих материалов и инструментов на высоту до 12м. Он заменяет подвесные люльки, леса, стремянки. Для подъёма тяжёлых деталей электрооборудования применяют также ручные и электрифицированные лебёдки, гидравлические подъёмники, тали, блоки, домкраты, автопогрузчики и др.

Рисунок 15.4. Буровая машина типа МКР-1А

Ручные домкраты, как правило, оборудованы стопорным устройством, не допускающим самопроизвольного опускания груза при снятии усилия с ручного рычага. Домкраты с гидроприводом оборудованы обратным клапаном, обеспечивающим медленное опускание штока или остановку его движения в нужном положении груза.

Кабельные домкраты применяются для поднятия оси с барабаном, на котором уложен кабель, с целью его раскатки на трассе перед укладкой в траншею кабельной линии. На рис. 8 показано схематически устройство кабельного домкрата типа ДК-3. Для таких домкратах имеют до 2м на высоту до 0,2м. Для надлежащего содержания грузоподъёмных машин и механизмов руководство электромонтажной организации назначает ответственных лиц из числа инженерно-технического персонала, аттестованных по Правилам устройства и безопасной эксплуатации грузоподъёмных кранов. На строительной площадке или другом участке работ грузоподъёмных кранов приказом администрации из числа ИТР, в расположении которых находится

Рис.15. 7. Кабельный домкрат.

1-каркас; 2- направляющее швеллеры; 3-башмак с отверстием для вала. 4- винт; 5- гайка; 6-рычаг с храповиком для вращения винта; 7- направляющий брус; 8- ручка для перемещения домкрата; 9- колёса для перемещения домкрата; 10,11-тормоза.

краны, назначается лицо, ответственное за безопасное производство работ по перемещению грузов кранами. Крановщики и стропальщики должны пройти соответствующее обучение и аттестацию, а также медицинский осмотр. Лицам, прошедшим обучение и выдержавшим экзамен, выдаётся удостоверение на право обслуживания грузоподъёмных машин, в котором указывается тип крана, к управлению которым допускается крановщик. Допуск к обслуживанию электрифицированных грузоподъёмных машин может быть лишь с разрешения главного энергетика (главного механика) предприятия после проверки знания этими рабочими правил техники безопасности и присвоения им соответствующей квалифицированной группы.

16. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ.

16.1. Общие сведения

Раздел «Охрана окружающей среды» разработан в составии с проектам

Электроснабжение микрорайона «Стекольный Завод» г. Тулун.

В данном разделе определен расчетный уровень дополнительной
экологической нагрузки и возможное изменение существующей
экологической обстановки в районе прохождения трасс ВЛ. 0,38-6кВ,
КЛ 0,38-6кВ и установке КТП6/0,4 кВ при строительстве и во время
эксплуатации по наиболее вероятным направлениям воздействия:
атмосферный воздух, поверхностные и подземные воды, условия
землепользования и геологическая среда. Раздел «Охрана окружающей
среды» разработан с учетом предварительных согласований

намечаемой деятельности с органами государственного надзора и контроля.

Подрядчик обязан в ходе строительства обеспечить на строительной площадке необходимые мероприятия по технике безопасности, рациональному использованию территории, охране окружающей среды, зеленых насаждений и земли.

Подрядчик в ходе работы не вправе выполнять указания заказчика, если это может привести к нарушению требований, обязательных для сторон по охране окружающей среды и безопасности строительных работ.

Заказчик осуществляет технический контроль за строительством.

При разработке материалов использовалась нормативно-техническая литература, регламентирующая требования в области охраны окружающей среды.

16.2. Краткие сведения о проектируемом объекте

Строительство проектируемых ВЛ. 0,38кВ, ВЛ6кВ и КТП6/0,4кВ выполняется взамен существующих, пришедших в негодность (деревянные опоры имеют загнивание выше допустимой нормы, пролеты не соответствуют новым требованиям ПУЭ по ветровым и гололедным нагрузкам; провод потерял механическую прочность и имеет большое количество скруток). Проектируемые ВЛ. КЛ и КТП предназначены для электроснабжения потребителей в микрорайоне «Стекольный Завод» г. Тулу на Иркутской области.

Строительству подлежат:

-ВЛ. 0,38кВ на деревянных опорах. Всего на линии устанавливается 114 опор с подвеской изолированного самонесущего провода марки СИП2А. Все опоры устанавливаются в сверленые котлованы. Протяженность ВЛ. 0,38кВ составляет 3.064км.

-КЛ 0,38кВ протяженностью 0,883км выполняется кабелем АВБбШв

-ВЛ6кВ выполняется на железобетонных опорах с подвеской провода АС50/8. На линии устанавливается 31 опора (в сверленые котлованы). Протяженность ВЛ6 кВ - 0.866км. – КЛ6 кВ протяженностью 0,033км выполняется кабелем АВБл.

-Четыре КТП6/0,4кВ киоскового типа (три - тупиковых с воздушным вводом, одна - проходная с кабельным вводом).

Для освещения улиц микрорайона используются существующие светильники.

ВЛ0,38кВ, ВЛ6 кВ, КЛ6 кВ, КЛ 0,38кВ и КТП6/0,4 кВ в процессе эксплуатации негативного влияния на окружающую среду не оказывают.

Строительство не имеет объектов и сооружений со сложной и не освоенной технологией и не требует применения специальной техники и приспособлений.

Работы по строительству будут включать в себя

подготовительный период (организация прорабского участка; расчистка трассы; переустройство пересекаемых инженерных сооружений) и основной период (устройство котлованов под опоры, устройство заземления; установка опор; монтаж провода). Более подробно виды работ, которые включают в себя подготовительный и основной периоды, приведены в разделе "Организация строительства" 4.2290-00-00-ПОС.

Подрядная организация определяется на основании тендерных торгов.

Строительство выполняется бригадой состоящей из 23 человек.

Строители будут проживать в арендуемых жилых помещениях г. Тулуна.

Продолжительность строительства - 2 месяца.

Шумопроизводящее оборудование на объекте строительства отсутствует.

16.3 Краткая характеристика земель и климатические условия микрорайона.

Трассы проектируемых ВЛ. и КЛ проходят по улицам и переулкам

микрорайона «Стекольный Завод» г. Тулуна, частично затрагивая

огороды-165м.

Земли, на которых находится объект строительства, принадлежат г. Тулуну.

Гидрографическая сеть района представлена рекой Ия.

Микрорайон «Стекольный Завод» расположен на высокой надпойменной террасе этой реки.

Терраса сложена глинистыми четвертичными отложениями аллювиального генезиса.

В геологическом строении принимают участие:

0.00-0.20 - Почвенно-растительный слой

0.20-1.5 - Глина твердая

1.50-3.00 - Суглинок твердый

Поверхностные воды в районе строительства проектируемого объекта отсутствуют.

Грунтовые воды разведочными скважинами не вскрыты.

Климат в районе предполагаемого строительства резко

континентальный. Континентальность проявляется в очень низких зимних и высоких летних температурах. Зима очень холодная и продолжительная. Самый холодный месяц январь. Низшая температура воздуха достигает минус 55 градусов.

В конце марта прекращаются устойчивые морозы, начинается постепенное таяние снежного покрова. В начале апреля устойчивый снежный покров разрушается.

Весна обычно непродолжительна, с быстро меняющимися процессами от зимних к типично летним. Весной осадки могут выпадать как в виде дождя, так и в виде мокрого снега.

За начало лета принимается переход средней суточной температуры воздуха через 10 градусов в конце мая. Оно продолжается около трех месяцев. Самый теплый месяц - июль. Максимальная температура может повышаться до плюс 35 градусов.

Осень начинается при переходе в сторону понижения средней суточной температуры воздуха через 10 градусов. Устойчивый снежный покров образуется в конце октября, начале ноября, но иногда он может образоваться и в начале октября.

Грозовая деятельность начинается в конце апреля и заканчивается в октябре. Зона влажности третья, сухая.

16.4 Воздействие объекта на территорию, условие землепользования на геологическую среду.

Анализ намечаемой хозяйственной деятельности на период строительства ВЛ. 0,38-6кВ, КЛ 0,38-6кВ и КТП6/0,4кВ показал, что воздействие проектируемого объекта на окружающую среду возможно по нескольким направлениям:

-загрязнение атмосферного воздуха;

-изъятие земель в постоянное и временное пользование;*

-нарушение почвенно-растительного покрова;

-образование твердых и жидких бытовых отходов;

-образование производственных отходов.

Загрязнение атмосферного воздуха происходит от выхлопных газов при работе строительной техники.

В результате планируемой деятельности произойдет изъятие земельных ресурсов в постоянное и временное пользование.

В постоянное пользование изымаются земли под установку опор; во временное - под прокладку кабельной линии и организацию строительства.

Рабочим проектом определены следующие площади отчуждения земель (см. «Материалы по отводу земель», черт.4.2290-00-00-МО, л.5):

в постоянное пользование - 0,0203га;

во временное пользование - 0,4961га.

Нарушение почвенно-растительного покрова при строительстве обусловлено устройством траншеи для прокладки кабеля; котлованов для заглубления опор и прохождением строительной техники.

Поскольку установка опор предусматривается только в сверленые котлованы нанесенный вред почвенно-растительному покрову от устройства котлованов будет незначительный.

В период эксплуатации ВЛ. 0,38-6кВ, КЛ 0,38-6кВ и КТП6/0,4кВ воздействие на почвенный покров будет оказываться только при выполнении профилактических и ремонтных работ, но поскольку эти работы имеют эпизодический характер (2,3 дня в году) сколько-нибудь. заметного вреда почвенному покрову они оказывать не будут.

Во время строительства и эксплуатации ВЛ. 0,38-6кВ, КЛ 0,38-6кВ и КТП6/0,4 кВ при условии соблюдения всех проектных решений и строительных норм, изменения состояния и свойств грунтов не произойдет.

16.5. Мероприятия по охране земель и восстановлению почвенно-растительного покрова.

Использование земельных ресурсов для сооружения проектируемых ВЛ 6 кВ, КЛ 6 кВ и КТП6/0,4кВ обеспечивается изъятием земли в постоянное и временное пользование на основании «Правил определения земельных участков для размещения воздушных линий электропередачи» (Постановление Правительства Российской Федерации от 11 августа 2003г. № 486г.Москва) и в соответствии с "Нормами отвода земель для электрических сетей напряжением 0.3 8-75ОкВ" (14278-т1).

Для снижения техногенной нагрузки на почвы в районе планируемого строительства проектом предусматривается:

-перед началом производства работ по рытью траншеи для прокладки кабеля, почвенно-растительный слой грунта снимается, складируется рядом с траншеей, на расстоянии, не мешающем работе и затем, после прокладки кабеля и засыпки траншеи, возвращается на прежнее место;

-лишний грунт, образовавшийся во время строительства, в объеме 3603м3, вывозится с места строительства в пониженные места рельефа, защищая тем самым почву от образования эрозии и засоленности;

-своевременная уборка мусора и отходов;

-работы, связанные с повышенной пожарной опасностью, должны выполняться специалистами соответствующей квалификации;

С целью исключения загрязнения почв горюче-смазочными материалами строительные машины и механизмы на ночь должны ставиться на площадку с твердым покрытием. Под каждый автомобиль ставится специальный поддон. Площадка должна иметь полный комплект средств пожаротушения (огнетушители, помпы, багры, ведра).

Заправка строительной техники топливом выполняется на автозаправочных станциях (АЗС).

Строительный материал для обратной засыпки котлованов рекомендуется приобретать на договорной основе в карьере, расположенном в северной части г. Тулуна., после получения разрешения от его владельца - Тулунского ДРСУ, что исключает добычу грунта в не установленных законодательством местах.

Доставку конструкций и строительных материалов на трассу необходимо выполнять по существующим автодорогам.

С целью исключения нанесения ущерба сельхозпроизводителю, на участках огородов, строительные работы проводить до посевной или после уборочной, когда грунты находятся в мерзлом состоянии.

После окончания строительных работ, нарушаемые земли и занимаемые
земельные участки необходимо привести в состояние, пригодное
для их дальнейшего использования, т.е. необходимо провести

рекультивацию нарушенных земель.

Рекультивация нарушенных земель осуществляется в два этапа: технический и биологический.

Технический этап проводится силами строительной организации.

На техническом этапе рекультивации должны проводиться следующие работы:

-уборка строительного мусора;

-засыпка или выравнивание рытвин и ям (мероприятие по

предотвращению эрозионных процессов в полосе строительства, включающие окончательную планировку бульдозером).

Биологический этап рекультивации осуществляется после полного
завершения технического этапа и представляет собой комплекс
агротехнических мероприятий по восстановлению плодородия
нарушенных земель на огородах. ,

Учитывая, что нарушение плодородного слоя при прохождении строительной техники по огороду, связано только с его уплотнением, проектом предусмотрена вспашка, глубокое рыхление междурядий и культивация поля площадью 578м2 с внесением минеральных удобрений в количестве 24кг.

Биологическая рекультивация проводится по ширине 3,5м (полоса для проезда строитель ной техники).

Биологическая рекультивация проводится силами землепользователей за счет средств, предусмотренных настоящим проектом - 1,714 тыс. руб. (в текущих ценах: 0,585т.р.*2,93).

16.6. Охрана атмосферного воздуха

Во время строительства, при работе техники происходят выбросы газовоздушных смесей в атмосферу. Интенсивность выбросов зависит от количества работающей техники и количества сжигаемого топлива.

На весь период строительства определено количество горючего для карбюраторных и дизельных двигателей внутреннего сгорания (бензина - 15,15 т; дизельного топлива - 6,67 т). Расчет выбросов выполнен из максимально возможных значений и приведен в приложении, таблице 6.1.

Всего на трассе задействовано 8 единиц техники, работающей на топливе. Из них 5 единиц с карбюраторными и 3 единицы с дизельными двигателями.

Расчеты выполнены согласно «Методического пособия по расчету выбросов от неорганизованных источников в промышленности строительных материалов», Новороссийск, 1989г., таблицы 13 и СНиП IV-3-82, ч.1У,гл.З, приложение «Сборник норм для определения сметной стоимости эксплуатации строительных машин». Расчет выполнен из максимально возможных значений.

Потребность строительства в машинах и механизмах определена проектом организации строительства. Рекомендуемые проектом марки и типы машин могут быть заменены эквивалентными по производительности машинами, имеющимися у подрядчика.

Машины и механизмы к работе должны допускаться в исправном состоянии.

Контроль за состоянием техники проводят ее владельцы, они же осуществляют плату за выбросы.

На основании «Постановления Правительства Российской Федерации № 344 от 12 июня 2003г. г. Москва», плата за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ от работающей на строительстве техники с учетом коэффициента экологической ситуации (Кэк.сит.=1.4), за весь период строительства, составляет:

- от дизельного топлива - 6,67*2,5*1,4=23,35 руб.

-от бензина-15,15* 1,3* 1,4=27,57 руб.

При разработке проекта производства работ (ППР) должен быть
составлен график использования и передвижения строительных машин и
механизмов. График составляется таким образом, чтобы исключить
холостые перегоны техники, не связанные с непосредственным

выполнением строительных работ. Для снижения неблагоприятного воздействия строительной техники на окружающую среду необходимо проведение комплексных мероприятий (оборудование автотранспорта нейтрализаторами для улавливания отработавших газов, переход на неэтилированный бензин, газ, антидымные присадки к топливу).

Проведение этих мероприятий позволит снизить выброс свинца на 50%, окиси углерода - в 5 раз. По условиям производства работ на строительной площадке одновременно будет задействовано не более двух единиц строительной техники.

Минимизация вредных выбросов может производиться за счет

соблюдения условий технического осмотра транспорта, контроля 1 раз в

месяц каждой автотранспортной единицы на токсичность отработавших газов и за счет отмены погрузочно-разгрузочных работ при ветрах более 7м/с.

По всей трассе ВЛ. формируются удовлетворительные условия для

самоочищения атмосферы: открытое воздушное пространство, линейный

характер строительства, отсутствие влажности, ветры северо-западного

направления приводят к быстрому рассеиванию выделяемых

строительной техникой веществ.

Учитывая кратковременность работы двигателей, можно сделать

; вывод, что выбросы вредных веществ будут незначительными и

кратковременными, не окажут влияния на общий фон и не вызовут

вредных экологических последствий.

В период эксплуатации ВЛ0,38-6кВ, КЛ0,38-6кВ и КТП6/0,4кВ воздействия на атмосферный воздух оказываться небудет, за исключением нескольких дней проведения профилактического осмотра, что практически не отразится на загрязнении атмосферного воздуха.

16.7. Охрана поверхностных и подземных вод от истощения

и загрязнения

На пути прохождения проектируемых ВЛ. и КЛ водотоки и водоемы не встречаются.

Грунтовые воды в районе строительства не вскрыты.

По опыту работы определено, что водопотребление на одного
работающего в сутки на трассе составляет 5л. Всего за весь период
строительства, водопотребление на стройке составит 6,9 м3.

Водоснабжение на трассе будет осуществляться привозной водой-

Вода должна храниться в емкости из нержавеющей стали, объем которой принят из расчета хранения питьевой воды не более 2-х суток. Для работающих на строительстве людей предусматривается устройство надворного туалета, после окончания строительства, яма которого хлорируется и засыпается землей, надземная часть разбирается.

16.8. Охрана окружающей среды при складировании (утилизации) отходов

Строительное производство всегда сопровождается образованием отходов, которые необходимо утилизировать. При строительстве ВЛ, КЛ и КТП образуются отходы не представляющие опасности для окружающей природной среды и человека:

-жидкие бытовые отходы;

-твердые бытовые отходы;

-производственные отходы;

-отработанные ГСМ.

Бытовые отходы

Количество жидких бытовых отходов составляет:

V = 5 х 23 х 60 = 6900л = 6,9м3 (16.1)

где: 5л - норма водопотребления и водоотведения на 1 чел/сутки;

23 чел. - количество работников;

2 мес. (60 дн.) - продолжительность строительства. 1 Норматив образования твердых бытовых отходов принят в соответствии со СНиП 2.07.01-89* и составляет:

V = 0,003 х 23 х 60 = 4,14м3 = 1,242 т, (16.2.)

где: 1.1м - норма накопления на 1 чел/год (0,003м - норма накопления на

1 чел/сутки при средней плотности отходов 300 кг/м3);
23 чел. - количество работников;

2 мес. (60 дн.) - продолжительность строительства.

На основании постановления РФ № 344 от 12.06. 2003г норматив платы за отходы IV класса опасности - 248,4 руб./т.

С учетом коэффициента, учитывающего экологические факторы К=1,1 плата за прием и захоронение твердых бытовых отходов составляет:

248,4 х 1,242 х 1,1 =339,36 руб. (16.3)

Производственные отходы

Для определения количества производственных отходов использованы данные «Сборника спецификаций оборудования, изделий и материалов», 4.2290-01-00-СМ.С.

При определении количества материалов, необходимых для строительства ВЛ 0,38-6кВ, КЛ0,38-6кВ и КТП6/0,4кВ, закладывается от 1% до 3% на отходы (изоляторы, линейная арматура - 35,37кг; провод -16,19кг).

Твердые бытовые и промышленные отходы (низкой и очень низкой

«степени вредного воздействия на окружающую природную среду), накопленные в специальных водонепроницаемых контейнерах на месте базирования работающего персонала, вывозятся на санкционированную свалку, указанную городской Администрацией и согласованную центром Госсанэпиднадзора.

Периодичность вывоза твердых бытовых отходов осуществляется исходя из санитарных норм длительности их хранения. Производственные отходы вывозятся после окончания строительства.

Сбор строительных отходов должен осуществляться постоянно по мере продвижения по трассе.

Деревянные опоры, демонтированные с существующей ВЛ 0,38кВ,
реализуются местному населению на дрова.

Отходы неизолированного провода сдаются специализированному предприятию, имеющему лицензию на прием цветных металлов.

Отходы, содержащие горюче-смазочные материалы (отработанные масла, промасленная ветошь), накопленные в специальных герметичных емкостях, по окончании строительных работ сдаются специализированному предприятию для дальнейшей переработки и утилизации.

За период строительства плановой замены шин, фильтров, аккумуляторов и т.п. на технике участвующей в строительстве, производиться не будет.

Класс опасности и код отходов приведены в таблице «Характеристика отходов и способов их удаления », (см. приложение).

Подрядчик за свой счет осуществляет содержание и уборку строительной площадки и прилегающей к ней территории.

16.9. Возможные аварийные ситуации и мероприятия по их предупреждению

Возникновение аварийных ситуаций, связанных со строительством и эксплуатацией проектируемого объекта, возможно:

-при обрыве проводов, коротком замыкании;

-при пожаре.

Техническая надежность и пожаробезопасность планируемой деятельности гарантируется соответствием проектных решений требованиям нормативно-технической документации, регламентирующей правила по проектированию и эксплуатации ВЛ., КЛ и КТП (СНйП II1-4-Щ «Техника безопасности в строительстве», ПУЭ и т.д.), принятым с учетом климатических и природных условий района строительства.

С этой целью проектом предусматривается:

-установка грозозащитных и заземляющих устройств на опорах ВЛ. и КТП;

-выбор закрепления опор с учетом геологических

характеристик грунтов трассе; -антикоррозийное покрытие металлоконструкций; -установка линейной арматуры по условиям окружающей среды;

16.10. Охрана труда и промышленная безопасность.

Организация строительной площадки, участков работ и рабочих мест должна обеспечивать безопасность труда работающих на всех этапах выполнения строительно-монтажных работ.

Производство работ в охранной зоне ЛЭП следует выполнять при наличии наряда-допуска и присутствии лица, ответственного за безопасное производство работ, назначенного из числа ИТР и прошедшего инструктаж по технике безопасности. Основным мероприятием по защите работающих от поражения электрическим током, наведенным действующей ВЛ., является надежное заземление проводов каждого монтируемого участка линии, и, кроме того, непосредственно в том месте, где производятся монтажные работы.

При выполнении работ на переходах через линии связи, радио линии и ВЛ. 6кВ необходимо согласовать отключение пересекаемых линий с организацией владельцем перехода. При этом должны составляться протоколы, в которых указывается: дата и часы производства работ, мероприятия по защите пересекаемых объектов от повреждения во время производства работ, фамилии ответственных руководителей работ и наблюдающих, организационные мероприятия по подготовке, выполнению и завершению работ. При демонтаже ВЛ. снимать одновременно все провода с опоры запрещается: их следует демонтировать по одному. Во избежание падения рабочего вместе с опорой при снятии двух последних проводов ее необходимо укрепить с трех-четырех сторон временными оттяжками. Так же нужно укрепить две соседние опоры. Демонтаж проводов и спуск их на землю при замене опор следует начинать с нижнего провода.

На строительной площадке для машин и людей следует обозначить опасные юны, соответствующие требованиям СНиП12-02, в пределах которых постоянно действуют или потенциально могут действовать опасные производственные факторы. К опасным зонам относятся не огражденные ямы, траншеи, особенно на территории школ и больницы. К зонам постоянно действующих опасных производственных факторов следует отнести:

-места перемещения машин и механизмов;

-места, над которыми происходит перемещение грузов. Граница опасных зон вблизи движущихся частей и рабочих органов машин устанавливаются в пределах 5м, если другие повышенные требования отсутствуют в паспорте или конструкции завода-изготовителя.

Электробезопасности на строительной площадке должна обеспечивать в соответствии с требованиями СНиП12-03, СНиП12-04. Скорость движения автотранспорта на территории производственной базы, по строительной площадке и вблизи производства работ не должна превышать 10км/час на прямых участках и 5км/час на поворотах.

Перемещение, установка и работа машин вблизи выемок, траншей и котлованов разрешается только за пределами призмы обрушения грунта.

Площадки для погрузочных и разгрузочных работ должны быть спланированы, иметь уклон не более 5°.

Перед погрузкой опор на опоровоз для удержания прицепа-роспуска на месте под его колеса, следует подкладывать противооткатные упоры (башмаки). Во время погрузки запрещается находиться людям на раме автомобиля или на прицепе.

При погрузке и выгрузке грузов запрещается:

-производить разгрузку элементов железобетонных грузов сбрасыванием с транспортных средств,

-находиться под стрелой, с поднятым и перемещаемым грузом,

-поправлять стропы, на которых поднят груз.

При выполнении электросварочных СНиП 12-02, а также «Санитарных правил при сварке, наплавке и резке металлов», утвержденных Минздравом СССР. Для провода сварочного тока к электродержателям необходимо принимать меры против повреждения их изоляции и соприкосновения с водой, маслом, стальными канатами.

В электросварочных аппаратах и источниках их питания должны быть предусмотрены и установлены надежные ограждения элементов, находящихся

под напряжением.

16.11. Пожарная безопасность.

Электрические сети и электрооборудование на предприятиях должны отвечать требованиям действующих правил ПУЭ, ПТЭ, ПТБ.

Дороги, проезды, подъезды и проходы к зданиям, сооружениям, открытым складам и водоисточникам, используемые для пожаротушения, подступы к стационарным пожарным лестницам и пожарному инвентарю должны всегда быть свободными, содержаться в исправном состоянии.

На территории населенных пунктов и предприятий не разрешается устраивать свалки горючих отходов.

Не допускается прокладывание воздушных линий электропередачи и наружных электропроводок над горючими кровлями, навесами и открытыми площадками горючих материалов.

Воздушные линии электропередачи от пожароопасных производственных и складских зданий, установок, навесов и штабелей горючих материалов в соответствии с требованиями норм должны располагаться на расстоянии не менее полутора кратной высоты опоры.

Для тушения загоревшихся деревянных опор применяют обычно песок, землю, воду. Воду нельзя применять на действующих ВЛ. без отключения напряжения. В соответствии с ГОСТ 12.4.009 - 75* емкости для хранения запаса воды должны быть не менее 0,2м3 каждая и должны комплектоваться ведром. Вместимость ящиков для песка должна быть 0,5; 1,0; 3,0м3 и должна комплектоваться совковой лопатой по ГОСТ 3620

При определении класса опасности и кода отходов использовалась литература:

"Критерии отнесения опасных отходов к классу опасности для окружающей природной среды", утвержденные приказом №511 от 15 июня 2001г.

"Федеральный классификационный каталог отходов" (ред. Приказа МПР РФ от 30:07.2003 №663), утвержденный приказом МПР России от 02.12.2002 №786.

Таблица 16.1. Выбросы вредных веществ от строительной техники

Наименование	Ед. изм.		Количество
		для карб. двиг.	для диз. двиг.	Всего
	2	3	4	5
1 Кол-во работающих машин	шт.	5	3
2 Средний часовой расход топлива на 1машину (g2)	т/час	0,00902	0,0139	0
З.Выбросы при сгорании топлива (М1)		0	0	0
З.Окись углерода	т/т	0,6	0,1	0
3.2.0кись углерода (по бенз.)	т/т	0,1	0	0
З.З.Углероды (по диз.)	т/т	0	0,03	0
3.4.Диоксид азота	т/т	0,04	0,04	0
3.5.Сажа	т/т	0,00058	0,00155	0
3.6.Диоксид серы	т/т	0,002	0,02	0
3.7.Свинец	т/т	0,0003	0	0
3.8.Бенз(а пирен)	т/т	0,00000023	0,00000032	0
4.Расчетное число смен работы машин	смена	5040	1920	690
5.Кол-во часов работы машин (N=T *B)	час	0	0	0
5.1.В=Зчаса		1680	0	1680
5.2.В=4 часа	час	0	480	480
6. Расход топлива на время строительства (G=N *g2)	т	15,15	6,67	21,83
7.Выбросы загрязняющих веществ (M=G*M1)
7.1.0кись углерода	т	9,0922	0,6672	9,7594
7.2.0кись углерода (по бенз.)	т	1,5154	0	1,5154
7.3.Углероды (по диз.)	т	0	0,2002	0,2002
7.4.Диоксид азота	т	0,6061	0,2669	0,8730
7.5.Сажа	т	0,0088	0,0103	0,0191
7.б. Диоксид серы	т	0,0303	0,1334	0,1637

Продолжение Таблицы 16.1

7.7.Свинец	т	0,0045	0	0,00455
7.8.Бенз(а пирен)	т	3.48533Е-06	2.13504Е-06	5.62037Е-06
ВСЕГО ВЫБРОСОВ:	т	11,257	1,278	12,535

17. КАЧЕСТВО ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

17.1 Введение

Электрическая энергия как товар используется во всех сферах жизнедеятельности человека, обладает совокупностью специфических свойств и непосредственно участвует при создании других видов продукции, влияя на их качество. Понятие качества электрической энергии (КЭ) отличается от понятия качества других видов продукции. Каждый электроприемник предназначен для работы при определенных параметрах электрической энергии: номинальных частоте, напряжении, токе и т.п., поэтому для нормальной его работы должно быть обеспечено требуемое КЭ. Таким образом, качество электрической энергии определяется совокупностью ее характеристик, при которых электроприемники (ЭП) могут нормально работать и выполнять заложенные в них функции.

КЭ на месте производства не гарантирует ее качества на месте потребления. КЭ до и после включения ЭП в точке его присоединения к электрической сети может быть различно. КЭ характеризуют также термином "электромагнитная совместимость". Под электромагнитной совместимостью понимают способность ЭП нормально функционировать в его электромагнитной среде (в электрической сети, к которой он присоединен), не создавая недопустимых электромагнитных помех для других ЭП, функционирующих в той же среде.

Проблема электромагнитной совместимости промышленных ЭП с питающей сетью остро возникла в связи с широким использованием мощных вентильных преобразователей, дуговых сталеплавильных печей, сварочных установок, которые при всей своей экономичности и технологической эффективности оказывают отрицательное влияние на КЭ.

Бытовые ЭП, как и промышленные, также должны иметь электромагнитную совместимость с другими ЭП, включенными в общую электросеть, не снижать эффективность их работы и не ухудшать ПКЭ.

КЭ в промышленности оценивается по технико-экономическим показателям, которые учитывают ущерб вследствие порчи материалов и оборудования, расстройства технологического процесса, ухудшения качества выпускаемой продукции, снижения производительности труда - так называемый технологический ущерб. Кроме того, существует и электромагнитный ущерб от некачественной электроэнергии, который характеризуется увеличением потерь электроэнергии, выходом из строя электротехнического оборудования, нарушением работы автоматики, телемеханики, связи, электронной техники и т.д.

КЭ тесно связано с надежностью электроснабжения, поскольку нормальным режимом электроснабжения потребителей является такой режим, при котором потребители получают электроэнергию бесперебойно, в количестве, заранее согласованном с энергоснабжающей организацией, и нормированного качества. Статья 542 Гражданского кодекса РФ обязует поставлять электроэнергию, качество которой соответствует требованиям государственных стандартов и иных обязательных правил или договорам энергоснабжения.

В соответствии с Законом Российской Федерации "О защите прав потребителей" (ст.7) и постановлением Правительства России от 13 августа 1997г. №1013 электрическая энергия подлежит обязательной сертификации по показателям качества электроэнергии, установленными ГОСТ 13109-97 "Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения". Это значит, что каждая энергоснабжающая организация наряду с лицензией на производство, передачу и распределение электроэнергии должна получить сертификат, удостоверяющий, что качество поставляемой ею энергии отвечает требованиям ГОСТ 13109-97.

17.2 Основные положения государственного стандарта на качество электрической энергии

ГОСТ 13109-97 "Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения" (далее ГОСТ) устанавливает показатели и нормы качества электроэнергии в электрических сетях систем электроснабжения общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц в точках, к которым присоединяются электрические сети, находящиеся в собственности различных потребителей электрической энергии, или приемники электрической энергии (точки общего присоединения). ГОСТ 13109-97 является межгосударственным стандартом и действует в Российской Федерации с 1 января 1999г.

Нормы КЭ, установленные стандартом, являются уровнями электромагнитной совместимости для кондуктивных электромагнитных помех в системах электроснабжения общего назначения. При соблюдении установленных норм КЭ обеспечивается электромагнитная совместимость электрических сетей энергоснабжающих организаций и электрических сетей потребителей электрической энергии или ЭП.

Стандартом не устанавливаются требования к КЭ в электрических сетях специального назначения (контактных, тяговых, связи), передвижных установок (самолетов, поездов, судов) и др.

Кондуктивная электромагнитная помеха в системе электроснабжения - электромагнитная помеха, распространяющаяся по элементам электрической сети.

Точка общего присоединения - точка электрической сети общего назначения, электрически ближайшая к сетям рассматриваемого потребителя электрической энергии, к которой присоединены или могут быть присоединены электрические сети других потребителей.

Стандартом не устанавливаются нормы КЭ для режимов вызванных форс-мажорными обстоятельствами (исключительными погодными условиями, стихийными бедствиями и др.).

ГОСТ 13109-97 является первым стандартом в области КЭ, где сказано, что установленные нормы подлежат включению в технические условия на присоединение потребителей и в договоры энергоснабжения.

Потребителям, являющимся виновниками ухудшения КЭ, для обеспечения норм стандарта в точках общего присоединения допускается устанавливать в технических условиях на присоединение и в договорах энергоснабжения более жесткие нормы (с меньшими диапазонами изменения соответствующих показателей КЭ), чем установлены в стандарте.

Нормы стандарта должны применяться при проектировании и эксплуатации электрических сетей, при установлении уровней помехоустойчивости ЭП и уровней электромагнитных помех, вносимых этими приемниками в электрическую сеть, к которой они присоединены.

17.3 Показатели качества электрической энергии

Стандартом устанавливаются следующие показатели качества электроэнергии (ПКЭ):
    — установившееся отклонение напряжения δUy ;
    — размах изменения напряжения δUt ;
    — доза фликера Pt ;
    — коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения KU ;
    — коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения KU(n) ;
    — коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности K2U ;
    — коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности K0U ;
    — отклонение частоты Δƒ ;
    — длительность провала напряжения Δtn ;
    — импульсное напряжение Uимп ;
    — коэффициент временного перенапряжения KперU .

    При определении значений некоторых ПКЭ стандартом вводятся следующие вспомогательные параметры электрической энергии:
    — интервал между изменениями напряжения Δti,i+1 ;
    — глубина провала напряжения δUn ;
    — частота появления провалов напряжения Fn ;
    — длительность импульса по уровню 0,5 его амплитуды Δtимп0,5 ;
    — длительность временного перенапряжения ΔtперU .

Часть ПКЭ характеризует установившиеся режимы работы электрооборудования энергоснабжающей организации и потребителей ЭЭ и дает количественную оценку по КЭ особенностям технологического процесса производства, передачи, распределения и потребления ЭЭ. К этим ПКЭ относятся: установившееся отклонение напряжения, коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения, коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения, коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности, коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности, отклонение частоты, размах изменения напряжения.

Оценка всех ПКЭ, относящихся к напряжению, производится по действующим его значениям.

Для характеристики вышеперечисленных показателей стандартом установлены численные нормально и предельно допустимые значения ПКЭ или нормы.

Другая часть ПКЭ характеризует кратковременные помехи, возникающие в электрической сети в результате коммутационных процессов, грозовых атмосферных явлений, работы средств защиты и автоматики и в после аварийных режимах. К ним относятся провалы и импульсы напряжения, кратковременные перенапряжения. Для этих ПКЭ стандарт не устанавливает допустимых численных значений. Для количественной оценки этих ПКЭ должны измеряться амплитуда, длительность, частота их появления и другие характеристики, установленные, но не нормируемые стандартом. Статистическая обработка этих данных позволяет рассчитать обобщенные показатели, характеризующие конкретную электрическую сеть с точки зрения вероятности появления кратковременных помех.

Для оценки соответствия ПКЭ указанным нормам (за исключением длительности провала напряжения, импульсного напряжения и коэффициента временного перенапряжения) стандартом устанавливается минимальный расчетный период, равный 24 ч.

В связи со случайным характером изменения электрических нагрузок требование соблюдения норм КЭ в течение всего этого времени практически нереально, поэтому в стандарте устанавливается вероятность превышения норм КЭ. Измеренные ПКЭ не должны выходить за нормально допустимые значения с вероятностью 0,95 за установленный стандартом расчетный период времени (это означает, что можно не считаться с отдельными превышениями нормируемых значений, если ожидаемая общая их продолжительность составит менее 5% за установленный период времени).

Другими словами, КЭ по измеренному показателю соответствует требованиям стандарта, если суммарная продолжительность времени выхода за нормально допустимые значения составляет не более 5% от установленного периода времени, т.е. 1 ч 12 мин, а за предельно допустимые значения - 0 % от этого периода времени.

Рекомендуемая общая продолжительность измерений ПКЭ должна выбираться с учетом обязательного включения рабочих и выходных дней и составляет 7 суток.

В стандарте указаны вероятные виновники ухудшения КЭ. Отклонение частоты регулируется питающей энергосистемой и зависит только от нее. Отдельные ЭП на промышленных предприятиях (а тем более в быту) не могут оказать влияния на этот показатель, так как мощность их несоизмеримо мала по сравнению с суммарной мощностью генераторов электростанций энергосистемы. Колебания напряжения, несимметрия и несинусоидальность напряжения вызываются, в основном, работой отдельных мощных ЭП на промышленных предприятиях, и только величина этих ПКЭ зависит от мощности питающей энергосистемы в рассматриваемой точке подключения потребителя. Отклонения напряжения зависят как от уровня напряжения, которое подается энергосистемой на промышленные предприятия, так и от работы отдельных промышленных ЭП, особенно с большим потреблением реактивной мощности. Поэтому вопросы КЭ следует рассматривать в непосредственной связи с вопросами компенсации реактивной мощности. Длительность провала напряжения, импульсное напряжение, коэффициент временного перенапряжения, как уже отмечалось, обуславливаются режимами работы энергосистемы.

В таблице 2.1 приведены свойства электрической энергии, показатели их характеризующие и наиболее вероятные виновники ухудшения КЭ.

Таблица 17.1 Свойства электрической энергии, показатели и наиболее вероятные виновники ухудшения КЭ

Свойства электрической энергии	Показатель КЭ	Наиболее вероятные виновники ухудшения КЭ
Отклонение напряжения	Установившееся отклонение напряжения δUy	Энергоснабжающая организация
Колебания напряжения	Размах изменения напряжения δUt Доза фликера Pt	Потребитель с переменной нагрузкой
Несинусоидальность напряжения	Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения KU Коэффициент n - ой гармонической составляющей напряжения KU(n)	Потребитель с нелинейной нагрузкой
Несимметрия трехфазной системы напряжений	Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности K2U Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности K0U	Потребитель с несимметричной нагрузкой
Отклонение частоты	Отклонение частоты Δƒ	Энергоснабжающая организация
Провал напряжения	Длительность провала напряжения Δtn	Энергоснабжающая организация
Импульс напряжения	Импульсное напряжение Uимп	Энергоснабжающая организация
Временное перенапряжение	Коэффициент временного перенапряжения KперU	Энергоснабжающая организация

Стандартом устанавливаются способы расчета и методики определения ПКЭ и вспомогательных параметров, требования к погрешностям измерений и интервалам усреднения ПКЭ, которые должны реализовываться в приборах контроля КЭ при измерениях показателей и их обработке.

17.4 Характеристика показателей качества электрической энергии

17.4.1 Отклонение напряжения

Отклонения напряжения от номинальных значений происходят из-за суточных, сезонных и технологических изменений электрической нагрузки потребителей; изменения мощности компенсирующих устройств; регулирования напряжения генераторами электростанций и на подстанциях энергосистем; изменения схемы и параметров электрических сетей.

Отклонение напряжения определяется разностью между действующим U и номинальным Uном значениями напряжения, В:

, (17.1), [22]

, (17.2), [22]

Установившееся отклонение напряжения δUy равно:

% (17.3), [22]

где: Uy - установившееся (действующее) значение напряжения за интервал усреднения.

В электрических сетях однофазного тока действующее значение напряжения определяется как значение напряжения основной частоты U(1) без учета высших гармонических составляющих напряжения, а в электрических сетях трехфазного тока - как действующее значение напряжения прямой последовательности основной частоты U1(1).

Стандартом нормируются отклонения напряжения на выводах приемников электрической энергии. Нормально допустимые и предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения равны соответственно ±5 и ±10 % от номинального значения напряжения и в точках общего присоединения потребителей электрической энергии должны быть установлены в договорах энергоснабжения для часов минимума и максимума нагрузок в энергосистеме с учетом необходимости выполнения норм стандарта на выводах приемников электрической энергии в соответствии с нормативными документами.

17.4.2 Колебания напряжения

Колебания напряжения вызываются резким изменением нагрузки на рассматриваемом участке электрической сети, например, включением асинхронного двигателя с большой кратностью пускового тока, технологическими установками с быстропеременным режимом работы, сопровождающимися толчками активной и реактивной мощности - такими как, привод реверсивных прокатных станов, дуговые сталеплавильные печи, сварочные аппараты и т.п.

Колебания напряжения характеризуются двумя показателями :
— размахом изменения напряжения;
— дозой фликера.

Размах изменения напряжения δUt вычисляют по формуле,

% (17.4), [22]

где: Ui , Ui+1 - значения следующих один за другим экстремумов (или экстремума и горизонтального участка) огибающей среднеквадратичных значений напряжения, в соответствии с рис.17.1.

Рисунок.17.1 Колебания напряжения

Частота повторения изменений напряжения FδUt, (1/с, 1/мин) определяется по выражению:

(17.5), [22]

где: m - число изменений напряжения за время Т;
Т - интервал времени измерения, принимаемый равным 10 мин.

Если два изменения напряжения происходят с интервалом менее 30 мс, то их рассматривают как одно.
Интервал времени между изменениями напряжения равен:

(17.6), [22]

Оценка допустимости размахов изменения напряжения (колебаний напряжения) осуществляется с помощью кривых зависимости допустимых размахов колебаний от частоты повторений изменений напряжения или интервала времени между последующими изменениями напряжения.

КЭ в точке общего присоединения при периодических колебаниях напряжения, имеющих форму меандра (прямоугольную) (см. рис 3.2) считают соответствующим требованиям стандарта, если измеренное значение размаха изменений напряжения не превышает значений, определяемых по кривым рис. 3.2 для соответствующей частоты повторения изменений напряжения FδUt , или интервала между изменениями напряжения Δti,i+1 .

Рисунок.17.2 Колебания напряжения произвольной формы (а) и имеющие форму меандра (б)

Предельно допустимое значение суммы установившегося отклонения напряжения δUy и размаха изменений напряжения δUt в точках присоединения к электрическим сетям напряжением 0,38 кВ равно ±10 % от номинального напряжения .

Доза фликера - это мера восприимчивости человека к воздействию колебаний светового потока, вызванных колебаниями напряжения в питающей сети, за установленный промежуток времени.

Стандартом устанавливается кратковременная ( Pst ) и длительная доза фликера ( PLt ) (кратковременную определяют на интервале времени наблюдения, равном 10 мин, длительную на интервале - 2 ч). Исходными данными для расчета являются уровни фликера, измеряемые с помощью фликерметра - прибора, в котором моделируется кривая чувствительности (амплитудно-частотная характеристика) органа зрения человека. В настоящее время в Российской Федерации началась разработка фликерметров для контроля колебаний напряжения.

КЭ по дозе фликера соответствует требованиям стандарта, если кратковременная и длительная дозы фликера, определенные путем измерения в течении 24 ч или расчета, не превышают предельно допустимых значений: для кратковременной дозы фликера - 1,38 и для длительной - 1,0 (при колебаниях напряжения с формой, отличающейся от меандра) .

Предельно допустимое значение для кратковременной дозы фликера в точках общего присоединения потребителей электроэнергии, располагающих лампами накаливания в помещениях, где требуется значительное зрительное напряжение, равно 1,0, а для длительной - 0,74, при колебаниях напряжения с формой, отличающейся от меандра.

17.4.3 Несинусоидальность напряжения

В процессе выработки, преобразования, распределения и потребления электроэнергии имеют место искажения формы синусоидальных токов и напряжений. Источниками искажений являются синхронные генераторы электростанций, силовые трансформаторы, работающие при повышенных значениях магнитной индукции в сердечнике (при повышенном напряжении на их выводах) преобразовательные устройства переменного тока в постоянный и ЭП с нелинейными вольтамперными характеристиками (или нелинейные нагрузки).

Искажения, создаваемые синхронными генераторами и силовыми трансформаторами, малы и не оказывают существенного влияния на систему электроснабжения и на работу ЭП. Главной причиной искажений являются вентильные преобразователи, электродуговые сталеплавильные и рудотермические печи, установки дуговой и контактной сварки, преобразователи частоты, индукционные печи, ряд электронных технических средств (телевизионные приемники, ПЭВМ), газоразрядные лампы и др. Электронные приемники электроэнергии и газоразрядные лампы создают при своей работе невысокий уровень гармонических искажений на выходе, но общее количество таких ЭП велико.

Из курса математики известно, что любую несинусоидальную функцию ƒ(ωt) (например, см. рис.3.3), удовлетворяющую условию Дирихле можно представить в виде суммы постоянной величины и бесконечного ряда синусоидальных величин с кратными частотами. Такие синусоидальные составляющие называются гармоническими составляющими или гармониками. Синусоидальная составляющая, период которой равен периоду несинусоидальной периодической величины, называется основной или первой гармоникой. Остальные составляющие синусоиды с частотами со второй по n-ую называют высшими гармониками.

Рисунок.17.3 Несинусоидальность напряжения

Несинусоидальность напряжения характеризуется следующими показателями:
— коэффициентом искажения синусоидальности кривой напряжения;
— коэффициентом n-ой гармонической составляющей напряжения.

Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения KU определяется по выражению, %

(17.7), [22]

где: U(n) - действующее значение n-ой гармонической составляющей напряжения, В;
    n - порядок гармонической составляющей напряжения,
    N - порядок последней из учитываемых гармонических составляющих напряжения, стандартом устанавливается N =40;
    U(1) - действующее значение напряжения основной частоты, В.

Допускается определять KU по выражению, %

(17.8), [22]

где: Uном - номинальное напряжение сети, В.

Коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения равен, %

(17.9), [22]

Для вычисления KU необходимо определить уровень напряжения отдельных гармоник, генерируемых нелинейной нагрузкой.

Фазное напряжение гармоники в расчетной точке сети находят из выражения:

(17.10), [22]

    где: I(n) - действующее значение фазного тока n - ой гармоники;
    Uнл - напряжение нелинейной нагрузки (если расчетная точка совпадает с точкой присоединения нелинейной нагрузки, то (Uнл=Uном);
    Uном- номинальное напряжение сети

Sк- мощность короткого замыкания в точке присоединения нелинейной нагрузки.

Для расчета U(n) необходимо предварительно определить ток соответствующей гармоники, который зависит не только от электрических параметров, но и от вида нелинейной нагрузки.

Нормально допустимые и предельно допустимые значения KU в точке общего присоединения к электрическим сетям с разным номинальным напряжением приведены в таблице 17.2.

Таблица 17.2 Значения коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения

Нормально допустимые значения при Uном, кВ	Предельно допустимые значения при Uном, кВ
0,38	6 - 20	35	110 - 330	0,38	6 - 20	35	110 - 330
8,0	5,0	4,0	2,0	12,0	8,0	6,0	3,0

17.4.4 Несимметрия напряжения

Наиболее распространенными источниками несимметрии напряжений в трехфазных системах электроснабжения являются такие потребители электроэнергии, симметричное многофазное исполнение которых или невозможно, или нецелесообразно по технико - экономическим соображениям. К таким установкам относятся индукционные и дуговые электрические печи, тяговые нагрузки железных дорог, выполненные на переменном токе, электросварочные агрегаты, специальные однофазные нагрузки, осветительные установки.

Несимметричные режимы напряжений в электрических сетях имеют место также в аварийных ситуациях - при обрыве фазы или несимметричных коротких замыканиях.

Несимметрия напряжений характеризуется наличием в трехфазной электрической сети напряжений обратной или нулевой последовательностей, значительно меньших по величине соответствующих составляющих напряжения прямой (основной) последовательности.

Несимметрия трехфазной системы напряжений возникает в результате наложения на систему прямой последовательности напряжений системы обратной последовательности, что приводит к изменениям абсолютных значений фазных и междуфазных напряжений (рис.17.4.).

Рис.17.4 Векторная диаграмма напряжений прямой и обратной последовательности.

Помимо несимметрии, вызываемой напряжением системы обратной последовательности, может возникать несимметрия от наложения на систему прямой последовательности напряжений системы нулевой последовательности. В результате смещения нейтрали трехфазной системы возникает несимметрия фазных напряжений при сохранении симметричной системы междуфазных напряжений (рис.17.5.).

Рис.17.5 Векторная диаграмма напряжений прямой и нулевой последовательности.

    Несимметрия напряжений характеризуется следующими показателями:
    — коэффициентом несимметрии напряжений по обратной последовательности;
    — коэффициентом несимметрии напряжений по нулевой последовательности.

Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности равен,

(17.11), [22]

где: U2(1) - действующее значение напряжения обратной последовательности основной частоты трехфазной системы напряжений, В;
U1(1) - действующее значение напряжения прямой последовательности основной частоты, В.

Допускается вычислять K2U по выражению,

(17.12), [22]

где: Uном.мф - номинальное значение междуфазного напряжения сети, В.

Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности равен,

(17.13), [22]

где: U0(1) - действующее значение напряжения нулевой последовательности основной частоты трехфазной системы напряжений, В.

Допускается вычислять K0U по формуле,

(17.14), [22]

где: Uном.ф - номинальное значение фазного напряжения, В.

Измерение коэффициента несимметрии напряжений по нулевой последовательности проводят в четырехпроходной сети.

Относительная погрешность определения K2U и K0U по формулам (17.15) и (17.16) численно равна значению отклонений напряжения U1(1) от Uном.

Нормально допустимое и предельно допустимое значения коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности в точке общего присоединения к электрическим сетям равны 2,0 и 4,0 % .

Нормированные значения коэффициента несимметрии напряжений по нулевой последовательности в точке общего присоединения к четырехпроходным электрическим сетям с номинальным напряжением 0,38 кВ также равны 2,0 и 4,0 % .

17.4.5 Отклонения частоты

Отклонение частоты - разность между действительным и номинальным значениями частоты, Гц

(17.15), [22]

или, %

(17.16), [22]

Стандартом устанавливаются нормально и предельно допустимые значения отклонения частоты равные ± 0,2 Гц и ± 0,4 Гц соответственно.

17.4.6 Провал напряжения

К провалам напряжения относится внезапное значительное изменение напряжения в точке электрической сети ниже уровня 0,9 Uном, за которым следует восстановление напряжения до первоначального или близкого к нему уровня через промежуток времени от десяти миллисекунд до нескольких десятков секунд (рис. 17.6).

Рисунок.17.6 Провал напряжения

Характеристикой провала напряжения является его длительность - Δtn, равная:

(17.17), [22]

где: tн и tк - начальный и конечный моменты времени провала напряжения.

Провал напряжения характеризуется также глубиной провала напряжения δUп - разностью между номинальным значением напряжения и минимальным действующим значением напряжения, выраженной в единицах напряжения или в процентах от его номинального значения. Провал напряжения вычисляется по выражениям:

(17.18), [22] или, %

(17.19), [22]

Предельно допустимое значение длительности провала напряжения в электрических сетях напряжением до 20 кВ включительно равно 30 с. Длительность автоматически устраняемого провала напряжения в любой точке присоединения к электрическим сетям определяется выдержками времени релейной защиты и автоматики.

17.4.7 Импульс напряжения и временное перенапряжение

Искажение формы кривой питающего напряжения может происходить за счет появления высокочастотных импульсов при коммутациях в сети, работе разрядников и т.д. Импульс напряжения - резкое изменение напряжения в точке электрической сети, за которым следует восстановление напряжения до первоначального или близкого к нему уровня. Величина искажения напряжения при этом характеризуется показателем импульсного напряжения (рис.17.7).

Рис.17.7 Параметры импульсного напряжения

Импульсное напряжение в относительных единицах равно:

(17.22), [22]

где: Uимп - значение импульсного напряжения, В.

Амплитудой импульса называется максимальное мгновенное значение импульса напряжения. Длительность импульса - это интервал времени между начальным моментом импульса напряжения и моментом восстановления мгновенного значения напряжения до первоначального или близкого к нему уровня.

Показатель - импульсное напряжение стандартом не нормируется.

Временное перенапряжение - повышение напряжения в точке электрической сети выше 1,1 Uном продолжительностью более 10 мс, возникающие в системах электроснабжения при коммутациях или коротких замыканиях (рис. 17.8).

Рис.17.8 Временное перенапряжение

Временное перенапряжение характеризуется коэффициентом временного перенапряжения (Kпер.U): это величина, равная отношению максимального значения огибающей амплитудных значений напряжения за время существования временного перенапряжения к амплитуде номинального напряжения сети.

(17.23), [22]

Длительностью временного перенапряжения называется интервал времени между начальным моментом возникновения временного перенапряжения и моментом его исчезновения .

(17.24), [22]

Коэффициент временного перенапряжения стандартом также не нормируется.

Значения коэффициента временного перенапряжения в точках присоединения электрической сети общего назначения в зависимости от длительности временных перенапряжений не превышают значений приведенных в таблице 17.3.

Таблица 17.3 Зависимость коэффициента временного перенапряжения от длительности перенапряжения

Длительности временных перенапряжений, с	До	До 20	До 60
Коэффициент временного перенапряжения, о.е.	1,47	1,31	1,15

В среднем за год в точке присоединения возможны около 30 временных перенапряжений.

При обрыве нулевого проводника в трехфазных электрических сетях напряжением до 1 кВ, работающих с глухозаземленной нейтралью, возникают временные перенапряжения между фазой и землей. Уровень таких перенапряжений при значительной несимметрии фазных нагрузок может достигать значений междуфазного напряжения, а длительность нескольких часов.

17.5 Статистическая оценка показателей качества электроэнергии

Изменения параметров электрической сети, мощности и характера нагрузки во времени являются основной причиной изменения ПКЭ. Таким образом, ПКЭ - установившееся отклонение напряжения, коэффициенты, характеризующие несинусоидальность и несимметрию напряжений, отклонение частоты, размах изменения напряжения и др. - величины случайные и их измерения и обработка должны базироваться на вероятностно-статистических методах. Поэтому, как уже отмечалось, в стандарте устанавливаются нормы ПКЭ и оговаривается необходимость их выполнения в течение 95 % времени каждых суток (для нормально допустимых значений).

Наиболее полную характеристику случайных величин дают законы их распределения, позволяющие находить вероятности появления тех или иных значений ПКЭ. Применение вероятностно-статистических методов поясним на примере оценки отклонений напряжения.

Опыт эксплуатации показывает наличие суточных, недельных и более длительных циклов изменения отклонений напряжения во времени. Статистические данные подтверждают, что наиболее точно закон распределения отклонений напряжения в электрических сетях может быть описан с помощью нормального закона распределения, которым и пользуются в практике контроля КЭ .

Аналитическое описание нормального закона осуществляется с помощью двух параметров: математического ожидания случайной величины mδU и стандартного отклонения от среднего δδU . Уравнение кривой распределения отклонений напряжения от номинального, соответствующей нормальному закону распределения, имеет вид:

, (17.25), [22]

Выражение (3.25) записано для непрерывного процесса изменения случайной величины. Для упрощения приборов контроля КЭ непрерывные случайные величины, которыми являются ПКЭ, заменяются при контроле дискретными последовательностями их значений.

Наиболее удобной формой представления информации об изменениях случайной величины является гистограмма. Гистограмма - графическое представление статистического ряда исследуемого показателя, изменение которого носит случайный характер (рис.3.9). При этом весь диапазон, отклонений напряжения делится на интервалы ΔU равной ширины (например, 1,25 %). Каждому интервалу дается название - значение отклонений напряжения, соответствующее середине интервала δUi , и находится вероятность (частота) попадания отклонений напряжения в этот интервал

, (17.26), [22]

где: ni – число попаданий в i -й интервал; n- общее число измерений.

Рисунок.17.9. Гистограмма отклонений напряжения.

На основании гистограммы дается ответ,: какого качества электроэнергия в точке контроля. Такая оценка делается по сумме значений попадания в интервалы, укладывающиеся в допустимый диапазон отклонений напряжения. С помощью гистограммы находится и вероятность отклонений напряжения за нормально допустимые значения. Это позволяет судить о причинах низкого качества напряжения в электрической сети и выбрать мероприятия для его улучшения.

Для оценки качества напряжения широко применяются числовые характеристики mδU и δδU, определяемые из гистограммы. Математическое ожидание определяет средний уровень отклонений напряжения в рассматриваемой точке сети за контролируемый период времени

(3.27), [22]

где: k - число интервалов гистограммы.

Рассеяние отклонений напряжения характеризуется дисперсией DδU. Она равна математическому ожиданию квадрата отклонений случайной величины от ее среднего значения и определяется из выражения

(17.28), [22]

Параметр δδU является стандартным отклонением и характеризует рассеяние гистограммы, т.е. разброс отклонений напряжения вокруг математического ожидания. Для большинства гистограмм отклонений напряжения интегральная вероятность попадания в диапазон 4 δδU составляет 0,95. Это означает, что для удовлетворения требований стандарта значение δδU по результатам измерений не должно превышать 1/4 от ширины допустимого диапазона. Так, если допустимый диапазон отклонения напряжения δUy = ±5%, то необходимо, чтобы δδU не превышало 2,5 %. Стандартом устанавливаются способы и методики определения ПКЭ и вспомогательных параметров, реализующие положения математической статистики и теории вероятностей. Для измеренных дискретных значений ПКЭ устанавливаются интервалы усреднения, представленные в таблице 17.4.

Таблица 17.4 Интервалы усреднения результатов измерений показателей КЭ.

Показатель КЭ	Интервал усреднения, с
Установившееся отклонение напряжения	60
Размах изменения напряжения	-
Доза фликера	-
Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения	3
Коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения	3
Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности	3
Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности	3
Отклонение частоты	20
Длительность провала напряжения	-
Импульсное напряжение	-
Коэффициент временного перенапряжения	-

Для интервалов усреднения различных ПКЭ стандартом устанавливается количество наблюдения (N) и, пользуясь методикой, изложенной в стандарте, определяется тот или иной ПКЭ. Например, вычисляют значение усредненного напряжения Uy в вольтах, как результат усреднения N наблюдений напряжений Ui за интервал времени 1 мин по формуле :

(17.29), [22]

где: Ui - значение напряжения в i -ом наблюдении, В.

Число наблюдений за 1 мин в соответствии со стандартом должно быть не менее 18. Вычисляют значение установившегося отклонения напряжения δUy по формуле, %

(17.30), [22]

Накопленные за минимальный расчетный период значения ПКЭ обрабатываются методами математической статистики и определяются вероятности соответствия их нормам стандарта.

Методики определения ПКЭ установленные стандартом реализуются в аппаратурных средствах контроля КЭ. Форма представления результатов обработки измерения также должна отвечать требованиям стандарта.

В таблице 17.5 приведены сводные данные по нормам ПКЭ.

Таблица 17.5 Нормы качества электрической энергии

Показатель КЭ, ед. измерения	Нормы КЭ
	Нормально допустимые	Предельно допустимые
1	2	3
Установившееся отклонение напряжения δUy , %	± 5	± 10
Размах изменения напряжения δUt , %	.	Кривые 1,2 на рис. 3.2
Доза фликера, относит. ед.: Кратковременная PSt Длительная PLt	- -	1,38; 1,0 1,0; 0,74
Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения KU , %	По таблице 3.1	По таблице 3.1
Коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения KU(n) , %	По таблице 3.2	По таблице 3.2
Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности K2U , %	2	4
Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности K0U , %	2	4
Отклонение частоты Δƒ , Гц	± 0,2	± 0,4
Длительность провала напряжения Δtn , с	-	30
Импульсное напряжение Uимп , кВ	-	-
Коэффициент временного перенапряжения Kпер U , относит. ед.:	-	-

17.6. Влияния качества электроэнергии на работу электроприёмников

Отклонения ПКЭ от нормируемых значений ухудшают условия эксплуатации электрооборудования энергоснабжающих организаций и потребителей электроэнергии, могут привести к значительным убыткам, как в промышленности, так и в бытовом секторе, обуславливают, как уже отмечалось, технологический и электромагнитный ущербы.

17.6. Характерные типы электроприемников

От электрических сетей систем электроснабжения общего назначения питаются ЭП различного назначения, рассмотрим промышленные и бытовые ЭП.

Наиболее характерными типами ЭП, широко применяющимися на предприятиях различных отраслей промышленности, являются электродвигатели и установки электрического освещения. Значительное распространение находят электротермические установки, а также вентильные преобразователи, служащие для преобразования переменного тока в постоянный. Постоянный ток на промышленных предприятиях применяется для питания двигателей постоянного тока, для электролиза, в гальванических процессах, при некоторых видах сварки и т. д.

Электродвигатели применяются в приводах различных производственных механизмов. В установках, не требующих регулирования частоты вращения в процессе работы, применяются электроприводы переменного тока: асинхронные и синхронные электродвигатели.

Установлена наиболее экономичная область применения асинхронных и синхронных электродвигателей в зависимости от напряжения. При напряжении до 1 кВ и мощности до 100 кВт экономичнее применять асинхронные двигатели, а свыше 100 кВт - синхронные, при напряжении до 6 кВ и мощности до 300 кВт - асинхронные двигатели, а выше 300 кВт - синхронные, при напряжении 10 кВ и мощности до 400 кВт - асинхронные двигатели, выше 400 кВт - синхронные.

Большое распространение асинхронных двигателей обусловлено их простотой в исполнении и эксплуатации и относительно небольшой стоимостью.

Синхронные двигатели имеют ряд преимуществ по сравнению с асинхронными двигателями: обычно используются в качестве источников реактивной мощности, их вращающий момент меньше зависит от напряжения на зажимах, во многих случаях они имеют более высокий КПД. В то же время синхронные двигатели являются более дорогими и сложными в изготовлении и эксплуатации.

Установки электрического освещения с лампами накаливания, люминесцентными, дуговыми, ртутными, натриевыми, ксеноновыми применяются на всех предприятиях для внутреннего и наружного освещения, для нужд городского освещения и т.д.

Электросварочные установки переменного тока дуговой и контактной сварки представляют собой однофазную неравномерную и несинусоидальную нагрузку с низким коэффициентом мощности: 0,3 для дуговой сварки и 0,7 для контактной. Сварочные трансформаторы и аппараты малой мощности подключаются к сети 380/220 В, более мощные - к сети 6 - 10 кВ.

Вентильные преобразователи в силу специфики их регулирования являются потребителями реактивной мощности (коэффициент мощности вентильных преобразователей прокатных станов колеблется от 0,3 до 0,8), что вызывает значительные отклонения напряжения в питающей сети; коэффициент несинусоидальности при работе тиристорных преобразователей прокатных станов может достигать значения более 30 % на стороне 10 кВ питающего их напряжения, на симметрию напряжения в силу симметричности их нагрузок вентильные преобразователи не влияют .

Электросварочные установки могут являться причиной нарушения нормальных условий работы для других ЭП. В частности, сварочные агрегаты, мощность которых в настоящее время достигает 1500 кВт в единице, вызывают значительно большие колебания напряжения в электрических сетях, чем, например, пуск асинхронных двигателей с короткозамкнутым ротором. Кроме того, эти колебания напряжения происходят длительно и с широким диапазоном частот, в том числе и в самом неприятном для установок электрического освещения диапазоне (порядка 10 Гц).

Электротермические установки в зависимости от метода нагрева делятся на группы: дуговые печи, печи сопротивления прямого и косвенного действия, электронные плавильные печи, вакуумные, шлакового переплава, индукционные печи. Данная группа ЭП также оказывает неблагоприятное влияние на питающую сеть, например, дуговые печи, которые могут иметь мощность до 10 МВт, в настоящее время сооружаются как однофазные. Это приводит к нарушению симметрии токов и напряжений (последнее происходит в связи с падениями напряжения на сопротивлениях сети от токов разных последовательностей). Кроме того, дуговые печи, как и вентильные установки, являются нелинейными ЭП с малой инерционностью. Поэтому они приводят к несинусоидальности токов, а, следовательно, и напряжений.

Современная электрическая нагрузка квартиры (коттеджа) характеризуется широким спектром бытовых ЭП, которые по их назначению и влиянию на электрическую сеть можно разделить на следующие группы: пассивные потребители активной мощности (лампы накаливания, нагревательные элементы утюгов, плит, обогревателей); ЭП с асинхронными двигателями, работающими в трехфазном режиме (привод лифтов, насосов - в системе водоснабжения и отопления и др.); ЭП с асинхронными двигателями, работающими в однофазном режиме (привод компрессоров холодильников, стиральных машин и др.); ЭП с коллекторными двигателями (привод пылесосов, электродрелей и др.); сварочные агрегаты переменного и постоянного тока (для ремонтных работ в мастерской и др.); выпрямительные устройства (для зарядки аккумуляторов и др.); радиоэлектронная аппаратура (телевизоры, компьютерная техника и др.); высокочастотные установки (печи СВЧ и др.); лампы люминесцентного освещения.

Воздействие каждого отдельно взятого бытового ЭП незначительно, совокупность же ЭП, подключаемых к шинам 0,4 кВ трансформаторной подстанции, оказывает существенное влияние на питающую сеть.

17.7 Влияние отклонений напряжения

Отклонения напряжения оказывают значительное влияние на работу асинхронных двигателей (АД), являющихся наиболее распространенными приемниками электроэнергии в промышленности.

Рисунок.17.10 Механическая характеристика двигателя при номинальном (М1) и пониженном (М2) напряжениях.

Для двигателей, работающих с полной нагрузкой, понижение напряжения приводит к уменьшению частоты вращения. Если производительность механизмов зависит от частоты вращения двигателя, то на выводах таких двигателей рекомендуется поддерживать напряжение не ниже номинального. При значительном снижении напряжения на выводах двигателей, работающих с полной нагрузкой, момент сопротивления механизма может превысить вращающий момент, что приводит к "опрокидыванию" двигателя, т.е. к его остановке. Во избежание повреждений двигатель необходимо отключить от сети.

Снижение напряжения ухудшает и условия пуска двигателя, так как при этом уменьшается его пусковой момент.

Практический интерес представляет зависимость потребляемой двигателем активной и реактивной мощности от напряжения на его выводах.

В случае снижения напряжения на зажимах двигателя реактивная мощность намагничивания уменьшается (на 2 - 3 % при снижении напряжения на 1 %), при той же потребляемой мощности увеличивается ток двигателя, что вызывает перегрев изоляции.

Если двигатель длительно работает при пониженном напряжении, то из-за ускоренного износа изоляции срок службы двигателя уменьшается.

Поэтому с точки зрения нагрева двигателя более опасны в рассматриваемых пределах отрицательные отклонения напряжения.

Снижение напряжения приводит также к заметному росту реактивной мощности, теряемой в реактивных сопротивлениях рассеяния линий, трансформаторов и АД.

Повышение напряжения на выводах двигателя приводит к увеличению потребляемой ими реактивной мощности. При этом удельное потребление реактивной мощности растет с уменьшением коэффициента загрузки двигателя. В среднем на каждый процент повышения напряжения потребляемая реактивная мощность увеличивается на 3 % и более (в основном за счет увеличения тока холостого хода двигателя), что в свою очередь приводит к увеличению потерь активной мощности в элементах электрической сети.

Лампы накаливания характеризуются номинальными параметрами: потребляемой мощностью Pном, световым потоком Fном, световой отдачей ηном (равной отношению излучаемого лампой светового потока к ее мощности) и средним номинальным сроком службы Tном. Эти показатели в значительной мере зависят от напряжения на выводах ламп накаливания. При отклонениях напряжения на 10% эти характеристики приближенно можно описать следующими эмпирическими формулами:

, (17.31), [22]

, (17.32), [22]

, (17.33), [22]

, (17.34), [22]

Рисунок 17.11 Зависимости характеристик ламп накаливания от напряжения:
1 - потребляемая мощность, 2 - световой поток, 3 - световая отдача, 4 - срок службы.

Из кривых на рис.17.11 видно, что со снижением напряжения наиболее заметно падает световой поток. При повышении напряжения сверх номинального увеличивается световой поток F, мощность лампы P и световая отдача h , но резко снижается срок службы ламп Т и в результате они быстро перегорают. При этом имеет место и перерасход электроэнергии.

Изменения напряжения приводят к соответствующим изменениям светового потока и освещенности, что, в конечном итоге, оказывает влияние на производительность труда и утомляемость человека.

Люминесцентные лампы менее чувствительны к отклонениям напряжения. При повышении напряжения потребляемая мощность и световой поток увеличиваются, а при снижении - уменьшаются, но не в такой степени как у ламп накаливания. При пониженном напряжении условия зажигания люминесцентных ламп ухудшаются, поэтому срок их службы, определяемый распылением оксидного покрытия электродов, сокращается как при отрицательных, так и при положительных отклонениях напряжения.

При отклонениях напряжения на 10% срок службы люминесцентных ламп в среднем снижается на 20 - 25%. Существенным недостатком люминесцентных ламп является потребление ими реактивной мощности, которая растет с увеличением подводимого к ним напряжения.

Отклонения напряжения отрицательно влияют на качество работы и срок службы бытовой электронной техники (радиоприемники, телевизоры, телефонно-телеграфная связь, компьютерная техника).

Вентильные преобразователи обычно имеют систему автоматического регулирования постоянного тока путем фазового управления. При повышении напряжения в сети угол регулирования автоматически увеличивается, а при понижении напряжения уменьшается. Повышение напряжения на 1 % приводит к увеличению потребления реактивной мощности преобразователем примерно на 1-1,4 %, что приводит к ухудшению коэффициента мощности. В то же время другие показатели вентильных преобразователей с повышением напряжения улучшаются, и поэтому выгодно повышать напряжение на их выводах в пределах допустимых значений.

Электрические печи чувствительны к отклонениям напряжения. Понижение напряжения электродуговых печей, например, на 7 % приводит к удлинению процесса плавки стали в 1,5 раза. Повышение напряжения выше 5 % приводит к перерасходу электроэнергии .

Отклонения напряжения отрицательно влияют на работу электросварочных машин: например, для машин точечной сварки при изменении напряжения на 15 % получается 100 % - ный брак продукции.

17.8 Влияние колебаний напряжения

К числу ЭП, чрезвычайно чувствительных к колебаниям напряжения относятся осветительные приборы, особенно лампы накаливания и электронная техника:

Стандартом определяется воздействие колебаний напряжения на осветительные установки, влияющие на зрение человека. Мигание источников освещения (фликкер-эффект) вызывает неприятный психологический эффект, утомление зрения и организма в целом. Это ведет к снижению производительности труда, а в ряде случаев и к травматизму.

Наиболее сильное воздействие на глаз человека оказывают мигания с частотой 3 - 10 Гц, поэтому допустимые колебания напряжения в этом диапазоне минимальны - менее 0,5 % .

При одинаковых колебаниях напряжения отрицательное влияние ламп накаливания проявляется в значительно большей мере, чем газоразрядных ламп. Колебания напряжения более 10 % могут привести к погасанию газоразрядных ламп. Зажигание их в зависимости от типа ламп происходит через несколько секунд и даже минут.

Колебания напряжения нарушают нормальную работу и уменьшают срок службы электронной аппаратуры: радиоприемников, телевизоров, телефонно-телеграфной связи, компьютерной техники, рентгеновских установок, радиостанций, телевизионных станций и т.д.

При значительных колебаниях напряжения (более 15%) могут быть нарушены условия нормальной работы электродвигателей, возможно отпадание контактов магнитных пускателей с соответствующим отключением работающих двигателей.

Колебания напряжения с размахом 10 - 15 % могут привести к выходу из строя батарей конденсаторов, а также вентильных преобразователей.

Влияние колебаний напряжения на отдельные приемники электроэнергии изучены еще недостаточно. Это затрудняет технико-экономический анализ при проектировании и эксплуатации систем электроснабжения с резко переменными нагрузками.

17.9 Влияние несимметрии напряжений

Несимметрия напряжений, как уже отмечалось, вызывается чаще всего наличием несимметричной нагрузки. Несимметричные токи нагрузки, протекающие по элементам системы электроснабжения, вызывают в них несимметричные падения напряжения. Вследствие этого на выводах ЭП появляется несимметричная система напряжений. Отклонения напряжения у ЭП перегруженной фазы могут превысить нормально допустимые значения, в то время как отклонения напряжения у ЭП других фаз будут находиться в нормируемых пределах. Кроме ухудшения режима напряжения у ЭП при несимметричном режиме существенно ухудшаются условия работы как самих ЭП, так и всех элементов сети, снижается надежность работы электрооборудования и системы электроснабжения в целом .

Качественно отличается действие несимметричного режима по сравнению с симметричным для таких распространенных трехфазных ЭП, как асинхронные двигатели. Особое значение для них имеет напряжение обратной последовательности. Сопротивление обратной последовательности электродвигателей примерно равно сопротивлению заторможенного двигателя и, следовательно, в 5 - 8 раз меньше сопротивления прямой последовательности. Поэтому даже небольшая несимметрия напряжений вызывает значительные токи обратной последовательности. Токи обратной последовательности накладываются на токи прямой последовательности и вызывают дополнительный нагрев статора и ротора (особенно массивных частей ротора), что приводит к ускоренному старению изоляции и уменьшению располагаемой мощности двигателя (уменьшению к.п.д. двигателя). Так, срок службы полностью загруженного асинхронного двигателя, работающего при несимметрии напряжения 4%, сокращается в 2 раза. При несимметрии напряжения 5% располагаемая мощность двигателя уменьшается на 5 - 10% .

При несимметрии напряжений сети в синхронных машинах наряду с возникновением дополнительных потерь активной мощности и нагревом статора и ротора могут возникнуть опасные вибрации в результате появления знакопеременных вращающих моментов и тангенциальных сил, пульсирующих с двойной частотой сети. При значительной несимметрии вибрация может оказаться опасной, а в особенности при недостаточной прочности и наличии дефектов сварных соединений. При несимметрии токов, не превышающей 30%, опасные перенапряжения в элементах конструкций, как правило, не возникают.

Правила технической эксплуатации электрических сетей и станций в РФ указывают, что "длительная работа генераторов и синхронных компенсаторов при неравных токах фаз допускается, если разница токов не превышает 10% номинального тока статора для турбогенераторов и 20% для гидрогенераторов. При этом токи в фазах не должны превышать номинальных значений. Если эти условия не выполняются, то необходимо принимать специальные меры по уменьшению несимметрии".

В случае наличия токов обратной и нулевой последовательности увеличиваются суммарные токи в отдельных фазах элементов сети, что приводит к увеличению потерь активной мощности и может быть недопустимо с точки зрения нагрева. Токи нулевой последовательности протекают постоянно через заземлители. При этом дополнительно высушивается и увеличивается сопротивление заземляющих устройств. Это может быть недопустимым с точки зрения работы релейной защиты, а также из-за усиления воздействия на низкочастотные установки связи и устройства железнодорожной блокировки .

Несимметрия напряжения значительно ухудшает режимы работы многофазных вентильных выпрямителей: значительно увеличивается пульсация выпрямленного напряжения, ухудшаются условия работы системы импульсно-фазового управления тиристорных преобразователей.

Конденсаторные установки при несимметрии напряжений неравномерно загружаются реактивной мощностью по фазам, что делает невозможным полное использование установленной конденсаторной мощности. Кроме того, конденсаторные установки в этом случае усиливают уже существующую несимметрию, так как выдача реактивной мощности в сеть в фазе с наименьшим напряжением будет меньше, чем в остальных фазах (пропорционально квадрату напряжения на конденсаторной установке) .

Несимметрия напряжений значительно влияет и на однофазные ЭП, если фазные напряжения неравны, то, например, лампы накаливания, подключенные к фазе с более высоким напряжением, имеют больший световой поток, но значительно меньший срок службы по сравнению с лампами, подключенными к фазе с меньшим напряжением. Несимметрия напряжений усложняет работу релейной защиты, ведет к ошибкам при работе счетчиков электроэнергии и т.д.

17.10 Влияние не синусоидальности напряжения

ЭП с нелинейными вольт- амперными характеристиками потребляют из сети несинусоидальные токи при подведении к их зажимам синусоидального напряжения. Токи высших гармоник, проходя по элементам сети, создают падения напряжения в сопротивлениях этих элементов и, накладываясь на основную синусоиду напряжения, приводят к искажениям формы кривой напряжения в узлах электрической сети. В связи с этим ЭП с нелинейной вольтамперной характеристикой часто называют источниками высших гармоник.

Наиболее серьезные нарушения КЭ в электрической сети имеют место при работе мощных управляемых вентильных преобразователей. При этом порядок высших гармонических составляющих тока и напряжения в сети определяется по формуле:

, (17.35), [22]

где: m-число фаз выпрямителя

k - последовательный ряд натуральных чисел (0,1,2 ..).

В зависимости от схемы выпрямления вентильные преобразователи генерируют в сеть следующие гармоники тока: при 6-фазной схеме - до 19-го порядка; при 12-фазной схеме - до 25-го порядка включительно.

Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения в сетях с электродуговыми сталеплавильными и рудотермическими печами определяется в основном 2, 3, 4, 5, 7-й гармониками.

Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения установок дуговой и контактной сварки определяется в основном 5, 7, 11, 13-й гармониками.

Токи 3-й и 5-й гармоник газоразрядных ламп составляют 10 и 3 % от тока 1-й гармоники. Эти токи совпадают по фазе в соответствующих линейных проводах сети и, складываясь в нулевом проводе сети 380/220В, обусловливают ток в нем, почти равный току в фазном проводе. Остальными гармониками для газоразрядных ламп можно пренебречь.

Исследования кривой тока намагничивания трансформаторов, включенных в сеть синусоидального напряжения, показали, что при трехстержневом сердечнике и соединениях обмоток U/U; и Δ/U; в электрической сети имеются все нечетные гармоники, в том числе гармоники, кратные трем. Гармоники, кратные трем, обусловлены несимметрией намагничивающих токов по фазам:

, (17.36), [22]

Действующее значение намагничивающего тока трансформатора:

, (17.37), [22]

Токи намагничивания образуют системы токов прямой и обратной последовательности, которые по абсолютной величине одинаковы для гармоник, кратных трем. Для других нечетных гармоник токи обратной последовательности составляют около 0,25 токов прямой последовательности .

Если на вводы трансформаторов подается несинусоидальное напряжение возникают дополнительные составляющие высших гармоник тока. Трансформаторы ГПП дают 5-ю гармонику небольшой величины .

В целом несинусоидальные режимы обладают теми же недостатками, что и несимметричные.

Высшие гармоники тока и напряжения вызывают дополнительные потери активной мощности во всех элементах системы электроснабжения: в линиях электропередачи, трансформаторах, электрических машинах, статических конденсаторах, так как сопротивления этих элементов зависят от частоты.

Так, например, емкостное сопротивление конденсаторов, устанавливаемых в целях компенсации реактивной мощности, с повышением частоты подводимого напряжения уменьшается. Поэтому, если в напряжении питающей сети есть высшие гармоники, то сопротивление конденсаторов на этих гармониках оказывается значительно ниже, чем на частоте 50 Гц. Из-за этого в конденсаторах, предназначенных для компенсации реактивной мощности, даже небольшие напряжения высших гармоник могут вызвать значительные токи гармоник. На предприятиях с большим удельным весом нелинейных нагрузок батареи конденсаторов работают плохо. Они или отключаются защитой от перегрузки по току или за короткий срок выходят из строя из-за вспучивания банок (или ускоренного старения изоляции). Известны случаи, когда на предприятиях с развитой кабельной сетью напряжением 6 - 10 кВ батареи конденсаторов оказываются в режиме резонанса токов (или близких к этому режиму) на частоте какой-либо из гармоник, что приводит к опасной перегрузке их по току.

Наличие высших гармоник неблагоприятно сказывается на работе не только электрооборудования потребителей, но и электронных устройствах в энергосистемах.
Для некоторых установок (система импульсно-фазового управления вентильными преобразователями, комплектные устройства автоматики и др.) допустимые значения отдельных гармоник тока (напряжения) указываются изготовителем. Кривая напряжения, подводимого к ЭП, не должна содержать высших гармоник в установившемся режиме работы электросети. Следует подчеркнуть, что в условиях работы ЭП, несинусоидальность напряжения проявляется совместно с действиями других влияющих факторов и поэтому необходимо рассматривать всю совокупность факторов совместно.

17.11 Влияние отклонения частоты

Жесткие требования стандарта к отклонениям частоты питающего напряжения обусловлены значительным влиянием частоты на режимы работы электрооборудования, ход технологических процессов производства и, как следствие, технико-экономические показатели работы промышленных предприятий.

Электромагнитная составляющая ущерба обусловлена увеличением потерь активной мощности в электрических сетях и ростом потребления активной и реактивной мощностей. Известно, что снижение частоты на 1 % увеличивает потери в электрических сетях на 2 % .

Технологическая составляющая ущерба вызвана в основном недовыпуском промышленными предприятиями своей продукции и стоимостью дополнительного времени работы предприятия для выполнения задания. Согласно экспертным оценкам значение технологического ущерба на порядок выше электромагнитного.

Анализ работы предприятий с непрерывным циклом производства показал, что большинство основных технологических линий оборудовано механизмами с постоянным и вентиляторным моментами сопротивлений, а их приводами служат асинхронные двигатели. Частота вращения роторов двигателей пропорциональна изменению частоты сети, а производительность технологических линий зависит от частоты вращения двигателя.

Степень влияния частоты на производительность ряда механизмов может быть выражена через потребляемую ими активную мощность:

, (17.38), [22]

где: a - коэффициент пропорциональности, зависящий от типа механизма;
n - показатель степени.

f – частота сети:

В зависимости от значений показателя степени n, ЭП можно разбить на группы:
    1. механизмы с постоянным моментом сопротивления - поршневые насосы, компрессоры, металлорежущие станки и др.; для них n = 1;
    2. механизмы с вентиляторным моментом сопротивления - центробежные насосы, вентиляторы, дымососы и др.; для них n = 3; на ТЭС, КЭС, АЭС обычно это двигатели насосов питательной воды, циркуляционных насосов.
    3. механизмы, для которых n = 3,5 - 4 - центробежные насосы, работающие с большим статическим напором (противодавлением), например, питательные насосы котельных.

ЭП 2-й и 3-й групп, наиболее подвержены влиянию частоты, имеют регулировочные возможности, благодаря которым потребляемая ими мощность из сети остается практически неизменной.

Наиболее чувствительны к понижению частоты двигатели собственных нужд электростанций. Снижение частоты приводит к уменьшению их производительности, что сопровождается снижением располагаемой мощности генераторов и дальнейшим дефицитом активной мощности и снижением частоты (имеет место лавина частоты).

Такие ЭП, как лампы накаливания, печи сопротивления, дуговые электрические печи на изменение частоты практически не реагируют.

Отклонения частоты отрицательно влияют на работу электронной техники: отклонение частоты более +0,1 Гц приводит к яркостным и геометрическим фоновым искажениям телевизионного изображения, изменения частоты от 49,9 до 49,5 Гц влечет за собой почти четырехкратное увеличение допустимого размаха телевизионного сигнала к фоновой помехе. Изменение частоты до 49,5 Гц требует существенного ужесточения требований к отношению сигнал/фоновая помеха во всех звеньях телевизионного тракта - от оборудования аппаратно-студийного комплекса до телевизионного приемника, выполнение которых сопряжено со значительными материальными затратами.

Кроме этого, пониженная частота в электрической сети влияет и на срок службы оборудования, содержащего элементы со сталью (электродвигатели, трансформаторы, реакторы со стальным магнитопроводом), за счет увеличения тока намагничивания в таких аппаратах и дополнительного нагрева стальных сердечников.

Для предотвращения общесистемных аварий, вызванных снижением частоты предусматриваются специальные устройства автоматической частотной разгрузки (АЧР), отключающие часть менее ответственных потребителей. После ликвидации дефицита мощности, например, после включения резервных источников, специальные устройства частотного автоматического повторного включения (ЧАПВ) включают отключенных потребителей, и нормальная работа системы восстанавливается.

Поддержание нормальной частоты, соответствующей требованиям стандарта является технической, а не научной задачей, основной путь решения которой - ввод генерирующих мощностей с целью создания резервов мощности в сетях энергоснабжающих организаций.

17.12 Влияние электромагнитных помех

В системах электроснабжения общего назначения нашли широкое применение электронные и микроэлектронные системы управления, микропроцессоры и ЭВМ, что привело к снижению уровня помехоустойчивости систем управления ЭП и резкому возрастанию количества их отказов. Основной причиной отказов является воздействие электромагнитных переходных помех, возникающих при электромагнитных переходных процессах, как в сетях энергосистем, так и в городских, и промышленных электрических сетях. Длительность протекания переходных процессов составляет от нескольких периодов тока промышленной частоты до нескольких секунд, а эффективная полоса частот помех может достигать десятков мегагерц.

Характеристикой электромагнитных переходных помех являются провалы и импульсы напряжения, кратковременные перенапряжения. Для этих ПКЭ стандарт не устанавливает допустимых численных значений, однако, рассматривает эти помехи в рамках проблемы электромагнитной совместимости.

Электромагнитные переходные помехи, сопровождающиеся провалами напряжения, возникают, в основном, при однофазных коротких замыканиях воздушных линий вследствие перекрытия изоляции. Эти повреждения либо самоликвидируются, либо устраняются при кратковременном отключении с последующим автоматическим повторным включением (АПВ). Кроме того, причиной возникновения провалов напряжения являются междуфазные замыкания, возникающие в результате атмосферных явлений, а также отключения питающих линий и конденсаторов. Количество провалов напряжения с глубиной до 20 % достигает в распределительных сетях 55 - 60 %. Свыше 60 % остановок механизмов приходится на провалы напряжения с глубиной более 20 % .

Причиной возникновения электромагнитных переходных помех в системах электроснабжения общего назначения могут быть перенапряжения, возникающие при однофазных замыканиях на землю, при коммутациях батарей конденсаторов и резонансных фильтров, при отключении ненагруженных кабельных линий и трансформаторов, при одновременной коммутации контактов выключателей и другой коммутационной аппаратуры, при неполнофазных режимах работы электрической сети вследствие различных причин, приводящих к феррорезонансным явлениям. Восприимчивость электронного оборудования и ЭВМ к перенапряжениям зависит как от АЧХ ЭП, так и от АЧХ электромагнитных помех.

Увеличение мощности энергосистем и количества воздушных линий, применяемых для повышения надежности электроснабжения промышленных предприятий, приводит к снижению надежности функционирования сложных электронных систем управления и возрастанию числа отказов помехочувствительных ЭП.

Как уже отмечалось, при значениях всех ПКЭ по напряжению, отличных от нормируемых, происходит ускоренное старение изоляции электрооборудования, в результате возрастает интенсивность потоков отказов с течением времени. Так, при несинусоидальности кривой напряжения сети даже при резонансной настройке дугогасящих аппаратов, через место замыкания на землю проходит ток высших гармоник, и может произойти прожигание кабеля в месте первого повреждения. В этом случае возможно возникновение, как показывает опыт эксплуатации, одновременно двух и более аварий из-за перенапряжений.

При низком КЭ имеет место взаимозависимость отказов элементов, например, когда отрицательное влияние нелинейных, несимметричных и ударных нагрузок скомпенсировано с помощью соответствующих корректирующих устройств при отключении того или иного устройства. Так, выход из строя быстродействующего статического компенсатора вызывает появление несимметрии, колебаний и гармоник напряжения, которые ранее компенсировались, что, в свою очередь, чревато возникновением ложных срабатываний релейных защит, аварийным выходом из строя некоторых видов электрооборудования и другими аналогичными отрицательными последствиями. Сбои в каналах передачи информации по силовым цепям при наличии гармоник приводят к подаче неправильных команд на управление коммутационной аппаратурой. Таким образом, КЭ существенно влияет на надёжность электроснабжения, поскольку аварийность в сетях с низким КЭ выше, чем в случае, когда ПКЭ находятся в допустимых пределах.

Заключение

Спроектирована система электроснабжения микрорайона «Стекольный завод» имеет следующую структуру. Микрорайон получает питание от энергосистемы по двухцепной воздушной линии электропередач длиной 7,5км напряжением 6 кВ. В качестве пункта приёма электроэнергии используется распределительный пункт (РП). Вся электроэнергия распределяется на напряжении 6 кВ по кабельным линиям. Потребителями проектируемого микрорайона являются жилые 1-ого ,2-х, 5-ти этажные дома, а также общественные здания.

В результате проделанной работы были определены следующие параметры электроснабжения. Расчётные нагрузки потребителей определены по методу коэффициента одновременности. В качестве расчётной нагрузки по микрорайону в целом приняли нагрузку, определённую методом коэффициента одновременности SM=2106,78 кВА. Была построена картограмма электрических нагрузок, по которой было определено место расположения пункта приёма электроэнергии. РП был сдвинут к источнику питания. На основании технико-экономического расчёта были выбраны трансформаторы типа ТМ-630/6/0,4, схема питания электроснабжения микрорайона. На территории микрорайона расположены 6 КТП. Питание потребителей осуществляется кабельными линиями, проложенными в земле, а также ВЛ. Для выбора элементов схемы электроснабжения был проведён расчёт токов короткого замыкания. На основании этих данных были выбраны аппараты на сторонах, 6 кВ и 0,4 кВ, а также проведена проверка КЛЭП на термическую стойкость. Был рассмотрен расчёт заземляющего устройства ТП.

В целом предложенная схема электроснабжения отвечает требованиям безопасности, надёжности, экономичности.

ЛИТЕРАТУРА.

Гаврилова,Свеженцева О.В. « Расчёт электрических нагрузок города» Москва, энергоатомиздат , 1987 год.
Бондаренко С.И. Чумаков В.Н. «Дипломное проектирование» Москва, энергоатомиздат 1989 год.
Фёдоров А.А. , Старкова Л.Е. « Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования » Москва , энергоатомиздат , 1987 год.
Коновалова Л.Л. Рожкова Л.Д. «Электроснабжение промышленных предприятий и установок» Москва, энергоатомиздат 1989 год.
Шеховцов В.П. « Расчёт и проектирование схем электроснабжения. Методическое пособие для курсового проектирования » Москва , ФОРУМ-ИНФРА- М , 2003 год.
Фёдоров А.А. , « Справочник по электроснабжению и электрооборудованию » Москва , энергоатомиздат 1986 год.
Барыбин Ю.Г. , Фёдоров Л.Е. « Справочник по проектированию электроснабжения » Москва , энергоатомиздат 1990 год.
Неклепаев Б.Н. , Крючков И.П. « Электрическая часть электростанций и подстанций » Москва , энергоатомиздат 1989 год.
« ПУЭ » седьмое издание , Москва , энергоатомиздат 2002 год.
Рокотян С.С. , Шапиро И.М. « Справочник по проектированию электроэнергетических систем » Москва, энергоатомиздат 1985 год.
Васильева А.А. « Электрическая часть станций и подстанций » Москва , энергия 1980 год.
Фёдорова А.А. , Сербиновского Г.В. « Справочник по электроснабжению промышленных предприятий » Москва , энергия, 1981 год.
Инструкция СН 174. 75
СНиП 23-05-95 Естественное и искусственное освещения. Нормы проектирования. - М.: Стройиздат, 1996
Кнорринг Г.М. Осветительные установки, - М.: Энергоиздат, 1981.
Справочная книга для проектирования электрического освещения./ Под ред. Г.М.Кнорринга.-Л.: Энергия, 1976.
Бондаренко С.И. Электрическое освещение. Учебное пособие, издательство ИрГТУ, 2000.
Нейман В.В. Релейная защита и автоматика. Методические указания к лабораторным работам. Издательство ИрГТУ, 2001. – 72с.
Синягин Н.Н., Афанасьев Н.А., Новиков С.А. Система планово-предупредительного ремонта оборудования и сетей промышленной энергетики. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 608с.
Ефимова И.С. Экономика ремонтно-эксплуатационного обслуживания энергохозяйства предприятия. Методические указания по экономико-организационной части дипломных проектов. - ИрГТУ, 2002. – 16с.
Конюхова Е. А. «Электроснабжение объектов» М.: Издательство «Мастерство», 2002. – 320 с.: ил.
Суднова В.В. «Качество электрической энергии» М.: ЗАО «Энергосервис», 2000. – 80 с.: ил.

PAGE 165

1. 12 рывки руками перед собой на 34 рывки руками с поворотом туловища в правую и левую сторону
2. тема Канады Налоговая система в Канаде имеет трехступенчатую структуру соответствующую схеме организаци
3. Тема-Б~ртекле культуралар солы.
4. Педагогические идеи Абу Райхона Беруни
5. 1Л і 2Л Також необхідно отримати мінімальні нелінійні спотворення резисторами поз
6. Хворий звернувся із скаргою на кровохаркання впродовж тривалого часу
7. Практическая энциклопедия бухгалтера
8. вольтовую характеристику нелинейного конденсатора qu при различных температурах
9. Он много лет говорил ей что их отношения невозможны что у них нет будущего
10. тематики як інтеграційна основанавчання предметів математичного циклуу фаховій підготовці майбутніх учите
11. Тема 8 КОЛЬОРОВІ МЕТАЛИ ТА СПЛАВИ
12. Производство и характеристика издержек
13. психотерапевт известный и книгами для массового читателя и научными трудами в области психиатрии и психоло
14. ВК ВЕЛООРСК М
15. ПОСОБИЕ ПО ТРУДУ В современной России подавляющая часть экономически активного населения выступает в рол
16. асвидетельствуют экспериментальные данные
17. Тема- Акромегалия Тюмень ~ 2011 Тема
18. реферат дисертації на здобуття наукового ступеня кандидата соціологічних наук Київ ~ Ди
19. а на получение части прибыли акционерного общества в виде дивидендов на участие в управлении акционерным об
20. на тему - ДОКУМЕНТНІ ПОТОКИ ТА МАСИВИ В СИСТЕМІ СОЦІАЛЬНОЇ КОМУНІКАЦІЇ ЗМІСТ ВСТУП.html

Материалы собраны группой SamZan и находятся в свободном доступе