Электроснабжение сельских населенных пунктов

• Введение
• 1. Обзор нормативных материалов в области электроснабжения сельских населенных пунктов
• 1.1 Нормативные документы в области проектирования распределительных сетей 10 — 0,38 кВ
• 1.2 Выбор трасс кабельных линий
• 1.3 Выбор кабелей
• 2. Характеристика объекта исследования
• 3. Разработка вариантов реконструкции распределительных электрических сетей
• 4. Определение расчетных электрических нагрузок сети
• 4.1 Расчетные электрические нагрузки жилых зданий
• 4.2 Электрические нагрузки общественных зданий и промышленных предприятий
• 5. Выбор конструктивного исполнения линий и трансформаторных подстанций
• 6. Выбор площади сечения проводников и мощности трансформаторов
• 6.1 Выбор трансформаторов
• 6.2 Выбор сечение проводников
• 7. Электрические расчеты нормальных и послеаварийных режимов выбранных вариантов сети. оценка отклонения напряжения у потребителей
• 7.1 Особенности электрического расчета распределительных сетей
• 7.2 Электрический расчет первого варианта реконструкции сети
• 7.3 Электрический расчет второго варианта реконструкции сети
• 7.4 Аварийный расчет режимов сети
• 7.5 Оценка отклонения напряжения у потребителей
• 8. Технико-экономическое сравнение вариантов
• 9. Выбор заземления и защитных аппаратов в электрической сети
• 9.1 Выбор заземления
• 9.2 Выбор защитных аппаратов
• 10. Технико-экономические показатели
• 11. Охрана труда при эксплуатации электрических сетей
• 11.1 Инструкция по охране труда для электромонтера по эксплуатации распределительных сетей
• 11.2 Требования безопасности перед началом работы
• 11.3 Требования безопасности во время выполнения работы
• 11.4 Требования безопасности по окончании работы
• 11.5 Требования безопасности в аварийных ситуациях
• 11.6 Защитные меры безопасности
• Заключение
• Список использованных источников

Распределительная электрическая сеть обеспечивает распределение электрической энергии между пунктами потребления. К основным требованиям, предъявляемым к распределительным сетям, относится требование высокой надёжности и бесперебойного питания потребителей в нормальном, ремонтном и аварийном режимах. В случае отключения любой линии или трансформатора необходимо сохранить питание потребителей без ограничения нагрузки.

Целью данного дипломного проекта является реконструкция распределительной электрической сети. Для достижения данной цели, в проекте требуется разработать варианты реконструкции распределительной электрической сети, выбрать конструктивное исполнение линий и трансформаторных подстанций, произвести расчет нормальных и послеаварийных режимов выбранных вариантов сети и сравнить по технико-экономическим показателям разработанных вариантов реконструкции сети.

Выбор вариантов реконструкции сети должен соответствовать требованиям надежности и экономичности. При этом принимаемые проектные решения должны соответствовать современному технологическому уровню.

1. Обзор нормативных материалов в области электроснабжения сельских населенных пунктов

1.1 Нормативные документы в области проектирования распределительных сетей 10 — 0,38 кВ

В настоящее время в Республике Беларусь действуют нормативные документы, которыми руководствуются различные организации при проектировании распределительных линий 10 — 0,38 кВ.

1) Прокладка силовых кабелей напряжением 10 кВ в траншеях. Материалы для проектирования и рабочие чертежи. В данном материале указаны, на какой глубине прокладываются кабели в траншеях, а так же количество кабелей в одной траншее. [1]

2) Правила устройства электроустановок (ПУЭ). В книге приведены требования к устройству электрической части освещения зданий, помещений и сооружений различного назначения, открытых пространств и улиц, а также требования к устройству рекламного освещения. Содержатся требования к электрооборудованию жилых и общественных зданий, зрелищных предприятий, клубных учреждений, спортивных сооружений. [2]

3) Заземления на линиях электропередач (ЛЭП) напряжением 0,38 — 10 кВ и трансформаторных подстанций (ТП) напряжением 10/0,38 кВ. Указаны виды заземлителей на ТП и ЛЭП. Конструкция заземлителей. Условия определяющее электрическое сопротивление заземляющего устройства. [3]

4) Методическое указание по выбору мощности силовых трансформаторов 10/0,4 кВ на подстанциях сельскохозяйственного назначения с учетом климатических условий Республики Беларусь. Описаны основные условия выбора мощности трансформаторов. Указаны таблицы выбора трансформаторов по экономической плотности, по допустимым систематическим нагрузкам и по допустимым аварийным нагрузкам. [4]

5) Проектирование электрических сетей напряжением 0,38 — 10 кВ сельскохозяйственного назначения. По данному материалу определяют основные требования к схемам, оборудованию и параметров элементов электрических сетей 0,38 — 10 кВ сельскохозяйственного назначения. [5]

Данные нормативные документы применялись при выполнении дипломного проекта, их содержание полностью соответствует названиям.

Исходя из данных нормативных материалов далее сформулированы требования, которые необходимо выполнять при проектировании сетей напряжением 10 кВ.

1.2 Выбор трасс кабельных линий

Проектирование и сооружение кабельных линий должны производиться на основе технико-экономических расчетов с учетом развития сети, ответственности и назначения линии, характера трассы, способов прокладки, конструкций кабелей и т. д.

При выборе трассы кабельной линии следует по возможности избегать участков с грунтами, агрессивными по отношению к металлическим оболочкам кабелей.

Над подземными кабельными линиями в соответствии с действующими правилами охраны электрических сетей согласно должны устанавливаться охранные зоны в размере площадок над кабелями:

для кабельных линий выше 1 кВ по 1 м с каждой стороны от крайних кабелей;

для кабельных линий до 1 кВ по 1 м с каждой стороны от крайних кабелей, а при прохождении кабельных линий в городах под тротуарами — 0,6 м в сторону зданий, сооружений и на 1 м в сторону проезжей части улицы;

для подводных кабелей до и выше 1 кВ должна быть установлена охранная зона, определяемая параллельными прямыми на расстоянии 100 м от крайних кабелей.

Трасса кабельной линии должна выбираться с учетом наименьшего расхода кабеля, обеспечения его сохранности при механических воздействиях, обеспечения защиты от коррозии, вибрации, перегрева и от повреждений соседних кабелей электрической дугой при возникновении короткого замыкания на одном из кабелей. При размещении кабелей следует избегать перекрещиваний их между собой, с трубопроводами и другими подземными инженерными сооружениями, для чего согласно [1]:

кабели должны быть уложены в траншее с запасом по длине («змейкой» с запасом 1−2%), достаточным для компенсации возможных смещений почвы и температурных деформаций самих кабелей. Укладывать запас кабеля в виде колец (витков) запрещается;

кабели (в том числе бронированные), расположенные в местах, где возможны механические повреждения (передвижения автотранспорта, механических грузов и т. д.) должны быть защищены по высоте на 0,3 м в земле;

при прокладке кабелей рядом с другими кабелями, находящимися в эксплуатации, должны быть приняты меры для предотвращения повреждения последних;

кабели должны прокладываться от нагретых поверхностей на расстоянии, предотвращающем нагрев кабелей выше допустимого;

при наличии на трассе кабельной линии блуждающих токов опасных величин необходимо:

а) изменить трассу кабельной линии для опасной зоны;

б) если трассу изменить невозможно, то следует принять меры по максимальному снижению токов.

На трассе кабельной линии, проложенной в незастроенной местности, должны быть установлены опознавательные знаки.

Кабельная трасса при любом виде прокладки должна иметь, по возможности, минимальное число поворотов не более трех на одну строительную длину, не считая поворотов при вводе кабелей в здания и сооружения.

Конструктивное исполнение кабельных траншей, применяемых в населенной местности, приведено на чертеже лист 5.

1.3 Выбор кабелей

Для кабельных линий, прокладываемых по трассам, проходящим в различных грунтах и условиях окружающей среды, выбор конструкций и сечений кабелей следует производить по участку с наиболее тяжелыми условиями, если длина участков с более легкими условиями не превышает строительной длины кабеля. При значительной длине отдельных участков трассы с различными условиями прокладки для каждого из них следует выбирать соответствующие конструкции и сечения кабелей [1,2].

Для кабельных линий, прокладываемых по трассам с различными условиями охлаждения, сечения кабелей должны выбираться по участку трассы с худшими условиями охлаждения, если длина его составляет более 10 м. Допускается для кабельных линий до 10 кВ, за исключением подводных, применение кабелей разных сечений, но не более трех при условии, что длина наименьшего отрезка составляет не менее 20 м.

Для кабельных линий, прокладываемых в земле или воде, должны применяться преимущественно бронированные кабели. Металлические оболочки этих кабелей должны иметь внешний покров для защиты от химических воздействий. Кабели с другими конструкциями внешних защитных покрытий (небронированные) должны обладать необходимой стойкостью к механическим воздействиям при прокладке во всех видах грунтов, при протяжке в блоках или трубах, а также стойкостью по отношению к тепловым и механическим воздействиям при эксплуатационно-ремонтных работах.

электроснабжение сельский населенный пункт В кабельных сооружениях и производственных помещениях при отсутствии опасности механических повреждений в эксплуатации рекомендуется прокладывать небронированные кабели, а при наличии опасности механических повреждений в эксплуатации должны применяться бронированные кабели или защита их от механических повреждений.

Вне кабельных сооружений допускается прокладка небронированных кабелей на недоступной высоте (не менее 2 м); на меньшей высоте прокладка небронированных кабелей допускается при условии защиты их от механических повреждений (коробами, угловой сталью, трубами и т. д.).

Для открытой прокладки не допускается применять силовые и контрольные кабели с горючей полиэтиленовой изоляцией.

Металлические оболочки кабелей и металлические поверхности, по которым они прокладываются, должны быть защищены негорючим антикоррозийным покрытием.

Для кабельных линий, прокладываемых в кабельных блоках или трубах, как правило, должны применяться небронированные кабели в свинцовой усиленной оболочке. На участках блоков и труб, а также ответвлений от них длиной до 50 м допускается прокладка бронированных кабелей в свинцовой или алюминиевой оболочке без наружного покрова из кабельной пряжи. Для кабельных линий, прокладываемых в трубах, допускается применение кабелей в пластмассовой или резиновой оболочке.

Для прокладки в почвах, содержащих вещества, разрушительно действующие на оболочки кабелей (солончаки, болота, насыпной грунт со шлаком и строительным материалом и т. п.), а также в зонах, опасных из-за воздействия электрокоррозии, должны применяться кабели со свинцовыми оболочками и усиленными защитными покровами типов Б_л, Б_2л или кабели с алюминиевыми оболочками и особо усиленными защитными покровами типов Б_в, Б_п (в сплошном влагостойком пластмассовом шланге).

Для прокладки в почвах, подверженных смещению, должны применяться кабели с проволочной броней или приниматься меры по устранению усилий, действующих на кабель при смещении почвы (укрепление грунта шпунтовыми или свайными рядами и т. п.).

Для кабельных линий, прокладываемых по железнодорожным мостам, а также по другим мостам с интенсивным движением транспорта, рекомендуется применять бронированные кабели в алюминиевой оболочке.

Для подводных кабельных линий следует применять кабели с броней из круглой проволоки, по возможности одной строительной длины. С этой целью разрешается применение одножильных кабелей.

Кабели с резиновой изоляцией в поливинилхлоридной оболочке, а также кабели в алюминиевой оболочке без специальных водонепроницаемых покрытий для прокладки в воде не допускаются.

При прокладке кабельных линий через небольшие несудоходные и несплавные реки шириной (вместе с затопляемой поймой) не более 100 м, с устойчивым руслом и дном допускается применение кабелей с ленточной броней.

При прокладке кабельных линий до 35 кВ на вертикальных и наклонных участках трассы с разностью уровней, превышающей допустимую, для кабелей с вязкой пропиткой, должны применяться кабели с нестекающей пропиточной массой, кабели с обеднено-пропитанной бумажной изоляцией и кабели с резиновой или пластмассовой изоляцией. Для указанных условий кабели с вязкой пропиткой допускается применять только со стопорными муфтами. [1]

Для кабельных линий до 35 кВ допускается применять одножильные кабели, если это приводит к значительной экономии меди или алюминия в сравнении с трехжильными или если отсутствует возможность применения кабеля необходимой строительной длины. Сечение этих кабелей должно выбираться с учетом их дополнительного нагрева токами, наводимыми в оболочках.

2. Характеристика объекта исследования

В отличие от городов, особенности электроснабжения в сельской местности заключается в охвате электрическими сетями большой территории с малыми плотностями электрических нагрузок, составляющими 1−15 кВт/км. Вместе с тем, ряд сельских потребителей предъявляет повышенные требования к надежности электроснабжения.

В дипломном проекте рассматривается электрическая сеть 10 кВ для электроснабжения поселка Новоселье Минского района Минской области, содержащая кабельные и воздушные участки. Схема сети радиальная разомкнутая. Подстанция «Новоселье» включает в себя трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ такие как КТП (комплектная трансформаторная подстанция) № 1433 «Больница», ГКТП (комплектная трансформаторная подстанция городского типа) № 1106 «Новоселье», ЗТП (закрытая трансформаторная подстанция) № 1134 «Школа Новоселье», КТП № 1585 «Новостройка», ЗТП № 1761 «ул. Молодежная», КТП № 1533 «ул. Минская», ЗТП № 1424 «Клуб», КТП № 1389 «Лесничество», ЗТП № 1380 «Поселок», ЗТП № 1102 (РРЛ), ЗТП № 1251 «Зерноток Новоселье», КТП № 1461 «Артскважина», ЗТП № 1379 «Птичник 1», ЗТП № 1358 «Котельная 2», ЗТП № 1265 «Котельная», ЗТП № 1124 «Птицеферма Новоселье». Мощность и количество расположенных на ТП трансформаторов приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 — Мощность и количество трансформаторов на ТП

Схема сети приведена на рисунке 2.1 и на листе 2 графической части проекта.

В состав потребителей входят жилые дома различной этажности со встроенными либо пристроенными помещениями предприятий или учреждения общественного назначения, магазины, аптека, предприятия бытового обслуживания, школа, детский сад, больница, баня, дом молитв, почта и т. д.

Расположение потребителей, существующих линий электропередачи и ТП указано на плане микрорайона (лист 1 графической части проекта).

Постепенный естественный физический износ оборудования, конструкций, материалов в электрических сетях приводит к снижению надежности электроснабжения, а увеличение подключенных к сети нагрузок — к снижению качества электроэнергии и повышению потерь электроэнергии. Уровень автоматизации объектов сети оказывается недостаточным. Поэтому возникает необходимость реконструкции сети.

При реконструкции сети предусматривается изменение ее электрических параметров, установка дополнительного оборудования для повышения надежности электроснабжения, качества электроэнергии и пропускной способности. Так же может производиться замена проводов на линиях, перевод сети с напряжения 6 кВ на 10 кВ, замена коммутационных аппаратов и другого электрооборудования, установка компенсирующих устройств, средств автоматизации и управления.

По данным, полученным при прохождении преддипломной практики в НИИ РУП «Белэнергосетьпроект», на ПС «Новоселье» четыре ТП (КТП № 1433, ЗТП № 1134, КТП № 1161, ГКТП № 1106) физически устарели и требуют замены, так же планируется перейти на кольцевую схему сельской сети для увеличения надежности электроснабжения. При этом требуют замены или реконструкции физически изношенные линии электропередачи (воздушные линии электропередач заменяем на кабельные).

Рисунок 2.1 Схема электрической сети

3. Разработка вариантов реконструкции распределительных электрических сетей

При реконструкции и техническом перевооружении распределительных сетей (РС) предусматривается:

повышение надежности электроснабжения потребителей и повышение качества электрической энергии;

снижение потерь электроэнергии в элементах сети;

адаптация сетей к проведению ремонтных работ под напряжением и применение электротехнического оборудования, требующего минимальных затрат и времени на обслуживание;

совершенствование мероприятий по точному определению места повреждения в линии и, следовательно, уменьшения времени восстановления поврежденного участка и ущерба у потребителя из-за перерывов в электроснабжении;

увеличение продолжительности межремонтного эксплуатационного периода с сохранением надежности электроснабжения;

повышение электрической и экологической безопасности.

Электрические сети при их развитии (новом строительстве, расширении, реконструкции и техническом перевооружении) должны обеспечивать нормированное качество электрической энергии у потребителей, в том числе, в результате:

строительства новых разукрупняющих подстанций 110/10 кВ и 110/35/10 кВ;

сокращения радиусов электрических линий;

применения автоматических регуляторов напряжения (РПН), вольтодобавочных трансформаторов, конденсаторных установок для компенсации реактивной мощности у потребителей и в распределительной электрической сети;

выравнивания электрических нагрузок путем перехода от однофазно-трехфазной системы к 3-фазной и т. д.

Распределительные электрические сети при их развитии должны обеспечить нормативный уровень надежности электроснабжения (согласованный с потребителями). Это достигается в результате:

разработки схем перспективного развития сетей;

применения нового электрооборудования; новых конструкций проводов и силовых кабелей, линейной арматуры, соединительных муфт, новых типов изоляторов и других новых элементов;

применения усовершенствованных конструкций распределительного устройства (РУ), распределительных трансформаторных подстанций (РТП) и распределительных пунктов (РП) 6−20 кВ, ТП 6−20/0,4 кВ при минимальных потребностях в техническом обслуживании;

оснащения РС средствами связи, телеизмерения, телесигнализации и телеуправления;

применения новых устройств релейной защиты, в том числе, устройств обнаружения мест повреждения;

применения секционирующих пунктов на базе вакуумных выключателей, пунктов автоматического ввода резервного питания (АВР) и автоматического повторного питания (АПВ);

применение более высокого уровня изоляционных материалов в сетях 6−20 кВ;

перевод электрических сетей 6−35 кВ на режим заземления нейтрали через активное сопротивление;

техническое обслуживание и ремонт сетей 0,4−35 кВ под напряжением.

В процессе развития электрические сети должны отвечать требованию адаптивности к растущим электрическим нагрузкам, а также восприимчивости к применению новых технологий обслуживания, автоматизации и управления. Не допускается реконструкция ВЛ (воздушных линий) 0,38, 6−20 и 35 кВ путем замены проводов на протяжении всего срока службы линий.

Конструкции опор ВЛ и трансформаторных подстанций должны позволять выполнение ремонтных работ без снятия напряжения (горизонтальное расположение проводов, специальные типы вязок, разъемные зажимы и т. д.). Эксплуатация РС нового поколения должна обеспечиваться минимальными затратами на их обслуживание.

Основные технические решения, которые закладываются при проектировании электросетевых объектов при их новом строительстве, реконструкции и техническом перевооружении, можно разделить на несколько направлений:

схемные решения;

требования к воздушным и кабельным линиям;

требования к трансформаторным подстанциям и распределительным пунктам;

требования к автоматизации;

научно-техническое и нормативно-методическое обеспечение;

совершенствование строительства и эксплуатации электросетевых объектов;

финансовое обеспечение.

В двух разработанных вариантах подстанции размещаем вблизи центров электрических нагрузок. Расположить точно в центрах не представляется возможным в связи с отсутствием свободного места.

Одним из вариантов реконструкции ПС «Новоселье» является сооружение новых ТП, замена проводов на линиях, изменение конструктивного исполнения линий (воздушные или кабельные). Планируется убрать старые ТП, такие как ГКТП № 1106, КТП № 1314, КТП № 1161, ЗТП № 1134 и КТП № 1433 и воздушные линии соединяющие их. Рядом ГКТП № 1106 спроектируем ЗТП № 1 Новоселье с двумя. В связи с появлением новых потребителей, в районе новостроек, установим ЗТП № 2 Новоселье. Вместо КТП № 1161 спроектируем рядом с местом его расположения ЗТП № 3 Новоселье. Так же будет спроектирована ЗТП № 4 Новоселье.

Поскольку на ЗТП № 1424 Новоселье и КТП № 1389 Лесничество реконструкция производилась пять лет назад, и за это время их нагрузки значительно не изменились, то нецелесообразно производить их реконструкцию.

Вторым вариантом является сооружение мачтовой комплектной трансформаторной подстанции КТПМ. Мачтовая трансформаторная подстанция (МТП) — открытая подстанция, все оборудование которой установлено на конструкциях (в том числе на двух и более стойках опор ВЛ) с площадкой обслуживания на высоте.

Область применения мачтовых подстанций КТПМ это коттеджные, дачные поселки, объекты народного хозяйства в макроклиматических районах с умеренным климатом. КТПМ не предназначены для работы в среде, содержащей едкие пары и газы, разрушающие металл и изоляцию, а также в местах подвергаемых тряске, вибрации и ударам, и передвижных установках.

Комплектные трансформаторные подстанции мачтовые (КТПМ) соответствуют требованиям ПУЭ, экологических, противопожарных и других норм, и обеспечивают безопасность эксплуатации оборудования при соблюдении предусмотренных проектом мероприятий.

Расположение вводимых подстанций и линий электропередачи, а также электрические схемы сетей при реконструкции приведены на листах 3 и 4 графической части проекта.

4. Определение расчетных электрических нагрузок сети

Правильное определение расчетных нагрузок — важнейшая предпосылка рационального выбора параметров сети. Ошибки, допущенные при их определении, могут привести к неоправданным затратам на электрическую сеть или к необходимости расширения сети до истечения установленного срока. На этапе проектирования невозможно точно определить нагрузку каждого потребителя, поэтому в соответствии с [6], пользуются удельными показателями, учитывая при этом возможное расширение объектов.

4.1 Расчетные электрические нагрузки жилых зданий

Методика определения расчетных электрических нагрузок приведена в литературе.

Расчетная электрическая нагрузка квартир, кВт, приведенная к вводу жилого дома, определяется по формуле:

(4.1)

где — удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир (домов) [6], кВт/квартира,

n — количество квартир.

Расчетная нагрузка силовых электроприемников, кВт, приведенная к вводу жилого дома, определяется по формуле:

(4.2)

Мощность лифтовых установок, кВт, определяется по формуле:

(4.3)

где — коэффициент спроса [6],

— количество лифтовых установок,

— установленная мощность электродвигателя лифта, кВт.

Мощность электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и других санитарно — технических устройств, кВт, определяется по их установленной мощности с учетом коэффициента спроса [6]:

(4.4)

Мощность резервных электродвигателей, а также электроприемников противопожарных устройств при расчете электрических нагрузок не учитываются.

Расчетная электрическая нагрузка жилого дома (квартир и силового электрооборудования), кВт, определяется по формуле:

(4.5)

где — расчетная электрическая нагрузка квартир, приведенная к вводу жилого дома, кВт,

— расчетная нагрузка силовых электроприемников жилого дома, кВт,

— коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых электроприемников (равен 0,9).

4.2 Электрические нагрузки общественных зданий и промышленных предприятий

Расчетные электрические нагрузки общественных зданий (помещений) следует принимать по проектам электрооборудования этих зданий; промышленных предприятий — по проектам электроснабжения предприятий или по соответствующим аналогам.

Укрупненные удельные нагрузки существующих предприятий допускается принимать по.

Расчетная электрическая нагрузка питающих линий при смешанном питании потребителей жилых домов и общественных зданий (помещений),, кВт, определяется по формуле:

(4.6)

где — наибольшая нагрузка здания из числа зданий, питаемых по линии, кВт,

— расчетные нагрузки других зданий, питаемых по линии, кВт,

— коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий (помещений) или жилых домов (квартир и силовых электроприемников).

Определим расчетные электрические нагрузки для первого варианта реконструкции н. п. Новоселье.

В схеме электрических сетей 10 кВ, приведенной на листе 3, в качестве нагрузок участвуют следующие городские электроприемники: больница, детский сад, жилой дом, дом культуры (ДК), магазин, баня, комбинат бытового обслуживания (КБО), столовая, школа.

Таблица 4.1 — Нагрузки трансформаторных подстанций

1) Расчетная нагрузка ЗТП № 1, питающей больницу, столовую, магазин, жилые дома и цеха.

Полная расчетная нагрузка больницы:

где кВт — установленная мощность больницы (по данным полученные в Белэнергосетьпроект (БЭСП)).

Полная расчетная нагрузка столовой:

где кВт — установленная мощность столовой, полностью электрифицированная, с количеством посадочных мест до 400. Полная расчетная нагрузка двух магазинов:

где кВт — установленная мощность магазинов (по данным полученные в БЭСП).

Полная расчетная нагрузка жилых домов:

где кВт — установленная мощность 23 жилых домов (по данным полученные в БЭСП).

Полная расчетная нагрузка цеха:

где кВт — установленная мощность цеха при механизированном приготовлении и раздаче кормов (по данным полученные в БЭСП).

Полная расчетная нагрузка ЗТП № 1:

2) Расчетная нагрузка ЗТП № 2, питающая КБО, аптека, почта, коттеджи, магазин.

Полная расчетная нагрузка КБО:

где кВт — установленная мощность КБО, состоящего из прачечной, химчистки, парикмахерской, фотоателье, мастерской по ремонту обуви (по данным полученные в БЭСП).

Полная расчетная нагрузка аптеки:

где кВт — установленная мощность аптеки (по данным полученные в БЭСП).

Полная расчетная нагрузка почты:

где кВт — установленная мощность почты (по данным полученные в БЭСП).

Полная расчетная нагрузка магазина:

где кВт — установленная мощность магазина (по данным полученные в БЭСП).

Полная расчетная нагрузка коттеджей:

где кВт — установленная мощность коттеджей, с плитами на природном газе.

Полная расчетная нагрузка ЗТП № 2:

3) Расчетная нагрузка ЗТП № 3, питающая один жилой дом, дом молитв, здание Сельсовета, коттеджи.

Полная расчетная нагрузка Дома молитв:

где кВт — установленная мощность Дома молитв (по данным полученные в БЭСП). Полная расчетная нагрузка Сельского совета:

где кВт — установленная мощность Сельского совета (по данным полученные в БЭСП).

Полная расчетная нагрузка жилых домов:

где кВт — установленная мощность жилого дома (по данным полученные в БЭСП).

Полная расчетная нагрузка коттеджей:

где кВт — установленная мощность коттеджей, с плитами на природном газе.

Полная расчетная нагрузка ЗТП № 3:

4) Расчетная нагрузка ЗТП № 4, питающая два жилых дома, школа, баня, коттеджи.

Полная расчетная нагрузка бани:

где кВт — установленная мощность бани (по данным полученные в БЭСП).

Полная расчетная нагрузка жилых домов:

где кВт — установленная мощность двух жилых домов (по данным полученные в БЭСП).

Полная расчетная нагрузка коттеджей:

где кВт — установленная мощность коттеджей, с плитами на природном газе.

Полная расчетная нагрузка школы:

где кВт — установленная мощность школы (по данным полученные в БЭСП).

Полная расчетная нагрузка ЗТП № 4:

5) Расчетная нагрузка ЗТП № 1424, питающая 10 жилых дома, детский сад, ДК.

Полная расчетная нагрузка детского сада:

где кВт — установленная мощность детского сада (по данным полученные в БЭСП).

Полная расчетная нагрузка жилых домов:

где кВт — установленная мощность 10 жилых домов (по данным полученные в БЭСП).

Полная расчетная нагрузка Дома культуры:

где кВт — установленная мощность Дома культуры (по данным полученные в БЭСП).

Полная расчетная нагрузка ЗТП № 1424:

6) Расчетная нагрузка КТП № 1389, от которой питаются коттеджи, находится по формуле:

кВт, где кВт/коттедж — удельная нагрузка коттеджей с плитами на природном газе.

Полная расчетная мощность жилого дома находим по формуле:

кВ•А.

Определим расчетные электрические нагрузки для второго варианта реконструкции н. п. Новоселье В схеме электрических сетей 10 кВ, приведенной на листе 3 графической части проекта, в качестве нагрузок участвуют следующие электроприемники: детский сад, жилой дом (с плитами на сжиженном газе), дом культуры, магазины, баня, КБО, столовая, школа, коттеджи (с плитами на природном газе).

Таблица 4.2 — Нагрузки комплектных трансформаторных подстанций

1) Расчетная нагрузка ЗТП № 1, питающая жилые дома и цеха.

Полная расчетная нагрузка жилых домов:

где кВт — установленная мощность 19 жилых домов (по данным полученные в БЭСП).

Полная расчетная нагрузка цеха:

где кВт — установленная мощность цеха (по данным полученные в БЭСП).

Полная расчетная нагрузка ЗТП № 1:

2) Расчетная нагрузка ЗТП № 2, питающая КБО, коттеджи, магазин.

Полная расчетная нагрузка КБО:

где кВт — установленная мощность КБО (по данным полученные в БЭСП).

Полная расчетная нагрузка магазина:

где кВт — установленная мощность магазина (по данным полученные в БЭСП). Полная расчетная нагрузка коттеджей:

где кВт — установленная мощность коттеджей, с плитами на природном газе. Полная расчетная нагрузка ЗТП № 2:

3) Расчетная нагрузка ЗТП № 3, питающая три жилых дома, дом молитв, здание Сельсовета, коттеджи. Полная расчетная нагрузка жилых домов:

где кВт — установленная мощность жилого дома (по данным полученные в БЭСП).

Полная расчетная нагрузка Дома молитв:

где кВт — установленная мощность Дома молитв (по данным полученные в БЭСП).

Полная расчетная нагрузка Сельского совета:

где кВт — установленная мощность Сельского совета (по данным полученные в БЭСП).

Полная расчетная нагрузка коттеджей:

где кВт — установленная мощность коттеджей.

Полная расчетная нагрузка ЗТП № 3:

4) Расчетная нагрузка ЗТП № 4, питающая баню, коттеджи, столовую, аптеку, почту, больницу, магазины.

Полная расчетная нагрузка бани:

где кВт — установленная мощность бани (по данным полученные в БЭСП).

Полная расчетная нагрузка коттеджей:

где кВт — установленная мощность коттеджей.

Полная расчетная нагрузка аптеки:

где кВт — установленная мощность аптеки (по данным полученные в БЭСП).

Полная расчетная нагрузка почты:

где кВт — установленная мощность почты (по данным полученные в БЭСП).

Полная расчетная нагрузка двух магазинов:

где кВт — установленная мощность магазинов (по данным полученные в БЭСП).

Полная расчетная нагрузка больницы:

где кВт — установленная мощность больницы (по данным полученные в БЭСП).

Полная расчетная нагрузка столовой:

где кВт — установленная мощность столовой, полностью электрифицированная, с количеством посадочных мест до 400.

Полная расчетная нагрузка ЗТП № 4:

5) Расчетная нагрузка ЗТП № 1424, питающая 11 жилых дома, детский сад, Дом культуры, школу.

Полная расчетная нагрузка детского сада:

где кВт — установленная мощность детсада (по данным полученные в БЭСП).

Полная расчетная нагрузка жилых домов:

где кВт — установленная мощность 13 жилых домов (по данным полученные в БЭСП).

Полная расчетная нагрузка Дома культуры:

где кВт — установленная мощность Дома культуры (по данным полученные в БЭСП).

Полная расчетная нагрузка школы:

где кВт — установленная мощность школы (по данным полученные в БЭСП).

Полная расчетная нагрузка ЗТП № 1424:

6) Расчетная нагрузка КТП № 1389, от которой питаются коттеджи, находится по формуле:

где кВт/коттедж — удельная нагрузка коттеджей с плитами на природном газе.

Полная расчетная мощность жилого дома находим по формуле:

кВ•А, где =0,96 — расчетный коэффициент активной мощности.

Результаты расчета электрических нагрузок подстанций для двух вариантов приведены в таблице 4.3.

Таблица 4.3 — Расчетная мощность трансформаторных подстанций по двум вариантам реконструкции

5. Выбор конструктивного исполнения линий и трансформаторных подстанций

Трансформаторные подстанции (ТП) электрических сетей оборудованы трансформаторами типа ТМ (трансформатор масленый) и ТМГ (масляный герметичный трансформатор). Трансформаторы ТМГ более надежные и требуют более низких эксплуатационных затрат, чем ТМ. Это обосновано следующими характеристиками [7]:

Трансформаторы ТМГ герметичного исполнения с полным заполнением маслом, без маслорасширителей и без воздушной или газовой подушки.

Перед заливкой масло дегазируется, полностью отсутствует контакт масла с окружающей средой, соответственно исключено увлажнение, окисление масла, оно практически не меняет свойств на протяжении всего срока службы и имеет высокую электрическую прочность.

Нет необходимости в проведении профилактических, текущих и капитальных ремонтов в течение всего срока эксплуатации.

В проекте в состав оборудования МТП и КТП включаем трансформатор типа ТМГ.

Линии электропередачи распределительных сетей выполнены воздушными (ВЛ), кабельными (КЛ) или воздушно-кабельными (КВЛ).

В дипломном проекте рассматривалась только сеть 10 кВ.

В эксплуатации при напряжениях 0,38.10 кВ широкое применение получили кабели с алюминиевыми или медными жилами в алюминиевой или свинцовой оболочке, с защитными покровами или же без них, с бумажной изоляцией, нормально пропитанной вязким составом или пропитанной нестекающим составом, а также с пластмассовой изоляцией. В настоящее время для линий 10 кВ наиболее широкое распространение получили кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена (СПЭ-кабели). Рассмотрим конструкции таких кабелей.

Преимущества СПЭ-кабелей заключаются в следующем:

1) Пропускная способность на 15.30% выше по сравнению с кабелями с бумажно-масляной изоляцией того же сечения;

2) Небольшая масса и меньший диаметр делают прокладку, монтаж, ремонт таких кабелей, соединительных муфт и концевых заделок дешевле и проще, чем кабелей традиционного исполнения;

3) Отсутствие жидких компонентов в изоляции, что позволяет осуществлять прокладку кабелей вертикально;

4) Низкая повреждаемость по сравнению с кабелями с бумажной изоляцией;

5) Применение одножильных кабелей исключает двух — и трехфазные короткие замыкания. Однако следует отметить, что при этом увеличивается ширина трассы кабельной линии;

6) СПЭ-кабели допускают более высокую температуру нагрева по сравнению с кабелями традиционного исполнения: длительно допустимая температура нагрева жилы кабеля +90°С.

Марки одножильных СПЭ-кабелей 10 кВ [7]:

1) ПвП (с медной жилой), АПвП (с алюминиевой жилой) — кабель одножильный с изоляцией из сшитого полиэтилена, с оболочкой из полиэтилена. Применяется для стационарной прокладки в земле (траншеях), если кабель защищён от механических повреждений;

2) ПвПу (с медной жилой), АПвПу (с алюминиевой жилой) — то же, с усиленной оболочкой из полиэтилена. Для прокладки по трассам сложной конфигурации;

3) ПвВ (с медной жилой), АПвВ (с алюминиевой жилой) — кабель одножильный с изоляцией из сшитого полиэтилена, с оболочкой из поливинилхлоридного пластиката. Для стационарной прокладки в кабельных сооружениях и производственных помещениях;

4) ПвВнг (с медной жилой), АПвВнг (с алюминиевой жилой) — кабель одножильный с изоляцией из сшитого полиэтилена, с оболочкой из поливинилхлоридного пластиката пониженной горючести. То же, при групповой прокладке.

Таким образом, СПЭ-кабели являются практичными. Они более надёжны в эксплуатации и их прокладка, монтаж, ремонт дешевле и проще, чем кабелей традиционного исполнения. Соответственно при реконструкции сети будем ориентироваться на использование данного типа кабелей.

В данном дипломном проекте для электроснабжения коттеджного поселка применяется мачтовая трансформаторная подстанция типа МТП мощностью 250 кВ· А напряжением 10 кВ, произведенная республиканским унитарным предприятием «Минский электротехнический завод им. В.И. Козлова» .

Мачтовая трансформаторная подстанция — открытая трансформаторная подстанция, все оборудование которой установлено на конструкциях или на опорах ВЛ на высоте, не требующей ограждений подстанции. МТП сооружают на П-образной конструкции, состоящей из железобетонных стоек.

Особенности МТП:

выводы отходящих линий напряжением 0,38 кВ — воздушные;

установка, монтаж и подключение к сети осуществляется на двух опорах (в соответствии с действующими типовыми проектами);

степень защиты оболочки шкафа РУНН — IP34;

цепи ВН МТП устойчивы к токам короткого замыкания 10 кА в течение 3 сек.

Основные технические параметры МТП приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 — Основные технические параметры МТП

В комплект оборудования МТП входят: трехфазный силовой трансформатор, разъединитель с приводом, высоковольтные предохранители, разрядники 10 кВ и РУ 0,4 кВ. Разъединитель устанавливается на концевой опоре ВЛ напряжением 10 кВ, что обеспечивает безопасные условия работы на подстанции после его отключения.

По конструкции МТП состоит из отдельных элементов, которые устанавливаются методом сборки для совместной работы на месте монтажа в единый комплекс.

Подстанция состоит из следующих элементов:

разъединительный пункт, состоящий из трехполюсного разъединителя РЛНД-10, ручного привода ПРНЗ-10, металлоконструкций для крепления разъединителя и привода, соединительных элементов между разъединителем и приводом;

блок высоковольтных предохранителей с разрядниками РВО-10 и вводными изоляторами подводящей линии от разъединителя;

силовой трансформатор с платформой для его установки и площадкой обслуживания с перилами и лестницей;

распределительное устройство низкого напряжения (РУНН), расположенное в шкафу;

траверсы для крепления изоляторов отходящих линий напряжением 0,38 кВ, в том числе линии уличного освещения.

Изоляторы применяем фарфоровые.

В шкафу РУНН расположена низковольтная аппаратура распределения, учета и управления электроэнергией, а также ограничители перенапряжения низкой стороны 0,4 кВ (ОПН-0,4). Выход проводов осуществляется через короб.

Расположение разъединителя на концевой опоре делает более удобным отключение оборудования и обеспечивает безопасные условия работы на подстанции, хотя это требует наличия второго контура заземления. Однако допускается использовать и общий контур заземления для МТП и для разъединителя при условии расположения опоры МТП на расстоянии 5 м от концевой опоры ВЛ 10 кВ. При этом применяется разъединитель с заземляющими ножами, расположенными со стороны нагрузки.

Рисунок 5.1 — Мачтовая трансформаторная подстанция Установка оборудования на опоре (двух опорах для трансформаторов мощностью 160 и 250 кВ· А) позволяет исключить нежелательное проникновение в подстанцию и сэкономить средства для ограждения подстанции. [10]

Конструкция кабеля и мачтовой трансформаторной подстанции представлена на листе 5, графической части дипломного проекта.

6. Выбор площади сечения проводников и мощности трансформаторов

6.1 Выбор трансформаторов

В настоящее время потери холостого хода в трансформаторах 10 кВ составляют около 30% всех потерь в сетях 0,4 — 110 кВ питающих преимущественно коммунально-бытовых и сельскохозяйственных потребителей, поэтому выбору мощности силовых трансформаторов 10/0,4 кВ необходимо уделять особое внимание.

Выбор мощности трансформаторов должен выполняться с учетом их перегрузочной способности в нормальном и послеаварийном режимах работы.

Выбор мощности трансформаторов для одно — и двухтрансформаторных подстанций производится по экономическим интервалам нагрузки, исходя из условия [4]:

(6.1)

где — соответственно, минимальная и максимальная границы экономического интервала нагрузки для трансформатора определенной номинальной мощности, кВ•А,

_- расчетная нагрузка трансформатора, кВ•А,

— расчетная нагрузка подстанции, кВ•А.

Трансформаторы, принятые по экономическим интервалам нагрузки, проверяются по условиям их работы в нормальном послеаварийном режимах эксплуатации.

Для нормального режима работы подстанции трансформаторы проверяются по допустимой нагрузке, исходя из условия:

(6.2)

где — соответственно, минимальная и максимальная границы допустимой нагрузки трансформатора, определяются в зависимости от вида нагрузки подстанции и номинальной мощности трансформатора с учетом среднесуточных температур расчетного сезона этого вида нагрузки, кВ•А.

Для послеаварийного режима работы подстанции трансформаторы проверяются по аварийной расчетной нагрузке, исходя из условия:

(6.3)

где — соответственно, минимальная и максимальная границы аварийной нагрузки трансформатора, определяются в зависимости от вида нагрузки подстанции и номинальной мощности трансформатора с учетом среднесуточных температур расчетного сезона этого вида нагрузки, кВ•А,

— аварийная расчетная нагрузка трансформатора, определяется из условия необходимости и возможности резервирования нагрузки, кВ•А.

Для двухтрансформаторной подстанции аварийная расчетная нагрузка трансформатора определяется: при необходимости питания всех нагрузки от одного трансформатора (АВР — 0,4 или ручное включение)

(6.4)

при необходимости и возможности резервирования нагрузки другой подстанции (резервная перемычка 0,38 кВ между ТП)

(6.5)

где — резервируемая нагрузка другой подстанции, кВ•А.

Для однотрансформаторной подстанции аварийная расчетная нагрузка трансформатора определяется:

при отсутствии возможности резервирования нагрузки другой подстанции

(6.6)

при необходимости и возможности резервирования нагрузки другой подстанции

(6.7)

На основании условий, указанных выше выбираются трансформаторы большей номинальной мощности.

Нагрузки нормального и послеаварийного режимов работы трансформаторов находящихся в эксплуатации должны быть ограниченны допустимыми значениями.

Нагрузки нормального и послеаварийного режимов работы трансформаторов находящихся в эксплуатации должны быть ограничены допустимыми значениями, которые указаны в методических указаниях.

Трансформаторы выбираем по методическим указаниям БЭСП.

Приведем пример для одной подстанции.

Расчетная нагрузка ЗТП № 1 248,45 кВ•А. Определяем расчетную нагрузку одного трансформатора:

По таблице определяем для указанного в условии вида нагрузки определяем интервал допустимой нагрузки:

Интервал соответствует трансформатору мощностью160 кВ•А.

По таблице находим интервал по допустимой аварийной нагрузки:

Интервал соответствует трансформатору мощностью160 кВ•А.

Принимаем к установке два трансформатора номинальной мощностью по 160 кВ•А.

Для остальных ТП выбирается аналогично. Результаты приведены в таблице 6.1

Таблица 6.1 — Сведения, необходимые для выбора мощности трансформаторов

В таблице 6.2 приведены характеристики для выбранных типов трансформаторов.

Таблица 6.2 — Технические характеристики выбранных трансформаторов

6.2 Выбор сечение проводников

Выбор сечений проводников воздушных и кабельных линий, как правило, производится исходя из экономической плотности тока и экономических токовых интервалов. При этом необходимо учитывать ряд технических ограничений, имеющих в большинстве своем вполне конкретную область применения.

Выбор экономически целесообразной площади сечения проводников в соответствии с ПУЭ производится по экономической плотности тока:

(6.8)

где — расчетный ток на участке, А,

— нормативная экономическая плотность тока, А/мм².

Метод, основанный на экономической плотности тока, прост и позволяет при проектировании определять площадь сечения проводника ориентировочно. Применение этого метода целесообразно, если линия имеет небольшую длину и выполняется проводом или кабелем одной марки.

Сечение проводников должно удовлетворять условию допустимого нагрева в нормальном и послеаварийном режимах работы. [6]

Условие проверки для кабелей записывается в следующем виде:

(6.9)

где — поправочный коэффициент, учитывающие условия прокладки. В качестве расчетных условий принимаю температуру грунта. Количество прокладываемых параллельных кабелей для всех участков сети равно единице .

Проверка выбранных сечений линий по допустимой потере напряжения непосредственно связаны с определением потери напряжения в линии. По для определения потерь напряжения в линиях с односторонним питанием может быть использовано следующее расчетное выражение:

(6.10)

где — номинальное напряжение сети,

 — активная, реактивная мощность на участке m,

 — активное, реактивное сопротивление на участке m.

Для расчета потерь определим, результаты оформим в виде таблиц.

Исходя из материалов полученных при прохождении преддипломной практики в РУП БЭСП предварительно был выбран кабель марки АБЛу 395.

Произведем проверку сечений проводников по допустимому нагреву. Результаты занесем в таблицу 6.3 и 6.4.

Таблица 6.3 — Проверка выбранных сечений проводников по допустимым условиям нагрева в нормальном режиме

Таблица 6.4 — Проверка выбранных сечений проводников по допустимым условиям нагрева в послеаварийном режиме (наиболее тяжелом для каждого из участков)

Данные для проверки выбранных сечений линий по допустимой потере напряжения были взяты из [1] и занесены в таблицу 6.5.

Таблица 6.5 — Расчетные данные кабелей и проводов

Определяем сопротивления линий по формулам:

(6.11)

(6.12)

где , — удельное сопротивление участка линии, Ом/км,

— длина линии, км.

Результаты расчета двух вариантов реконструкции сети занесем в таблицы 6.6 и 6.7.

Таблица 6.6 — Активное, реактивное сопротивление участков сети, первого варианта реконструкции сети

Таблица 6.7 — Активное, реактивное сопротивление участков сети, второго варианта реконструкции сети

Чтобы рассчитать значения активной и реактивной мощности на линейных участках найдем средневзвешенные значения коэффициентов мощности для этих участков по выражению

(6.13)

где — расчетная мощность потребителей электроэнергии,

— коэффициент мощности каждого потребителя.

Результаты сведем в таблицу 6.8.

Таблица 6.8 — Результаты расчета на линейных участках сети

Используя найдем значения активной и реактивной мощности на линейных участках.

Таблица 6.9 — Результаты расчета мощностей на линейных участках сети

На данном этапе расчетов, зная активное и реактивное значение мощностей и сопротивлений найдем по выражению (6.10) потери напряжения на участках 1−5, 9−5 и 9−10 и сравним их с допустимыми.

В сетях 10 кВ согласно допустимым является потеря до 6%. Потеря напряжения в % определяем по следующему выражению:

(6.14)

где — потеря напряжения в кВ.

Действительное напряжение на стороне 0,38 кВ находим по выражению:

(6.15)

где — коэффициент трансформации трансформатора КТП.

Отклонение напряжения на стороне 0,38 кВ КТП по [1]:

(6.16)

где — текущее значение напряжения в данной точке сети.

Используя выражения (6.13) — (6.16) производим расчет:

Участок 10−4

кВ,

.

Участок 4−2

кВ,

.

Участок 2−1389

кВ, Результаты представим в виде таблицы 6.10.

Таблица 6.10 — Проверка сечений по допустимой потере напряжения

Следовательно, выбранное сечение кабеля удовлетворяет требованиям по допустимым потерям напряжения.

7. Электрические расчеты нормальных и послеаварийных режимов выбранных вариантов сети. оценка отклонения напряжения у потребителей

7.1 Особенности электрического расчета распределительных сетей

Целью электрического расчета сети является определение параметров режимов, выявление возможностей дальнейшего повышения экономичности работы сети и получение необходимых данных для решения вопросов регулирования напряжения.

В электрический расчет входят распределение активных и реактивных мощностей по участкам сети, вычисление потерь активной и реактивной мощностей, а также расчет напряжений на шинах потребительских подстанций в основных нормальных и послеаварийных режимах работы. Расчет будет производиться в программе RastrWin.

Программный комплекс RastrWin предназначен для решения задач по расчету, анализу и оптимизации режимов электрических сетей и систем.

RastrWin предназначен для решения задач по ведению режимов электрических сетей и систем:

1) расчет установившегося режима;

2) эквивалентирование электрической сети;

3) оптимизация режима по напряжению и реактивной мощности;

4) расчет предельных режимов.

Перед проведением расчетов по программе надо подготовить исходные данные по схеме, нагрузкам и генераторам электрической сети в форме, понятной RastrWin. Для этого необходимо:

нарисовать схему с указанием всех узлов и ветвей;

пронумеровать все узлы электрической сети, включая все промежуточные узлы;

для каждого узла определить его номинальное напряжение и нанести на схему;

для каждого узла нагрузки определить активную и реактивную мощности потребления;

для узлов с синхронными машинами (генераторы, компенсаторы) определить активную мощность генерации, пределы регулирования реактивной мощности и заданный (фиксированный) модуль напряжения;

для ЛЭП определить продольное сопротивление и проводимость на землю;

автотрансформаторы и трехобмоточные трансформаторы представить по схеме звезда с промежуточным узлом и тремя ветвями, из которых две имеют коэффициенты трансформации;

при наличии в сети группы параллельных линий желательно присваивать каждой из них свой номер в группе;

определить номер балансирующего узла и его модуль напряжения.

Для улучшения начального приближение в RastrWin используется специальный стартовый алгоритм, основанный на методе Зейделя. В большинстве случаев он позволяет получить надежную сходимость при очень плохом начальном приближении. Но в достаточно редком случае задания отрицательных сопротивлений ветвей (это бывает при наличии в сети устройств продольной компенсации) стартовый алгоритм приводит к ухудшению начального приближения и должен быть отключен в меню.

База данных включает в себя хранение данных (как исходного так и расчетного характера) производится в единой встроенной базе данных. Пользователь комплекса может создавать свои поля в базе данных и задавать связи между полями с помощью формул. При загрузке и сохранении файлов используются шаблоны (типы файлов), хранящие информацию о типах загружаемых (сохраняемых) данных, пользователь программы может изменять и создавать свои типы данных.

На основе базы данных пользователь может формировать свои таблицы, содержащие как исходные данные, так и результаты расчетов, определять редактируемую и неизменную информацию. Можно определять связанные таблицы, то есть несколько таблиц в одном окне. Для каждой таблицы можно определить свою сортировку по любому параметру и выборку. [12]

На рисунках 7.1 и 7.2 приведены два варианта конфигурации сети.

Рисунок 7.1 — Первый вариант реконструкции сети

Рисунок 7.2 — Первый вариант реконструкции сети

7.2 Электрический расчет первого варианта реконструкции сети

Данная распределительная сеть по конфигурации сооружается замкнутой, но работает в разомкнутом режиме, поэтому производя расчеты по программе RASTR, находим оптимальные точки потокораздела.

Определяем сопротивления линий по формулам:

(7.1)

(7.2)

где , — удельное сопротивление участка линии [13], Ом/км,

— длина линии, км.

Сопротивление трансформаторов подстанции, выбранных ранее, берем из таблицы 6.2.

Результаты расчета сопротивлений линии оформим в виде таблицы 7.1.

Таблица 7.1 — Активные и реактивные сопротивления ЛЭП 10 кВ, первый вариант реконструкции

Реактивные мощности в узлах Q, квар, рассчитываем по формуле:

Q = Ptgц, (7.3)

где P — активная мощность узла, км,

tgц — тангенс угла.

Таблица 7.2 — Исходные данные по узлам сети, первый вариант реконструкции

Распределительные сети в основном работают в разомкнутом режиме, т. е являются радиальными сетями. Поэтому распределительные сети должны содержать точки нормального разрыва, которые в зависимости от различных условий (авария или вывод участка сети в ремонт) могут быть изменены.

Был произведен расчет, по выбору точек потокораздела, выбираем точки 4 и 3, как самый оптимальный.

Результаты расчета сведем в таблицу 7.3.

Таблица 7.3 — Результаты расчета нормального режима

Таблица 7.4 — Потери активной мощности в элементах электрической сети

Суммарные потери: 15 МВт (100.00).

7.3 Электрический расчет второго варианта реконструкции сети

Определяем сопротивления линий по формулам (7.1) и (7.2).

Сопротивление трансформаторов подстанции, выбранных ранее, берем из таблицы 6.2.

Результаты расчета сопротивлений линии оформим в виде таблицы 7.9.

Таблица 7.9 — Активные и реактивные сопротивления ЛЭП 10 кВ, второй вариант реконструкции

Таблица 7.10 — Исходные данные по узлам сети, второй вариант реконструкции

Расчет нормальных режимов сети производим аналогично предыдущему пункту. Результаты расчета сведем в таблицу 7.11

Таблица 7.11 — Результаты расчета

Таблица 7.12 — Потери активной мощности в элементах электрической сети

Cуммарные потери: 16 МВт (100.00).

Схема сети первого и второго вариантов реконструкции сети указаны на рисунках 7.3 и 7.4, а также на листе 6 в графической части дипломного проекта.

Рисунок 7.3 — Результаты расчета режимов электрической сети первого варианта Рисунок 7.4 — Результаты расчета режимов электрической сети второго вариант

7.4 Аварийный расчет режимов сети

Расчет аварийного режима для первого варианта реконструкции сети.

Рассмотрим наиболее тяжелый случай, когда отключены линии 10−4 и 1−10. Результаты расчетов отобразим в таблицах 7.13 и 7.14.

Таблица 7.13 — Результаты расчета при отключении линии 10−4

Таблица 7.14 — Результаты расчета при отключении линии 1−10

Расчет аварийного режима для второго варианта реконструкции сети.

Рассмотрим наиболее тяжелый случай, когда отключены линии 10−4 и 1−10. Результаты расчетов отобразим в таблицах 7.15 и 7.16.

Таблица 7.15 — Результаты расчета при отключении линии 10−4

Таблица 7.16 — Результаты расчета при отключении линии 1−10

Результаты расчета режимов электрической сети указаны на листе 6 графической части проекта.

7.5 Оценка отклонения напряжения у потребителей

Отклонение напряжения — отличие фактического напряжения в установившемся режиме работы системы электроснабжения от его номинального значения.

Отклонение напряжения в той или иной точке сети происходит под воздействием изменения нагрузки в соответствии с её графиком.

Влияние отклонения напряжения на работу электрооборудования:

1) при снижении напряжения существенно ухудшается технологический процесс, увеличивается его длительность, следовательно, увеличивается себестоимость производства;

2) при повышении напряжения снижается срок службы оборудования, повышается вероятность аварий;

3) при значительных отклонениях напряжения происходит срыв технологического процесса;

4) снижается срок службы ламп освещения, так при величине напряжения 1,1· Uном срок службы ламп накаливания снижается в 4 раза;

5) при величине напряжения 0,9· Uном снижается световой поток ламп накаливания на 40% и люминесцентных ламп на 15%;

6) при величине напряжения менее 0,9· Uном люминесцентные лампы мерцают, а при 0,8· Uном просто не загораются;

7) при снижении напряжения на зажимах асинхронного электродвигателя на 15% момент снижается на 25%, двигатель может не запуститься или остановиться;

8) при снижении напряжения увеличивается потребляемый от сети ток, что влечёт разогрев обмоток и снижение срока службы двигателя, при длительной работе на напряжении 0,9· Uном срок службы двигателя снижается вдвое;

9) при повышении напряжения на 1% потребляемая двигателем реактивная мощность увеличивается на 3.7%, снижается эффективность работы привода и сети;

Обобщённый узел нагрузки электрических сетей (нагрузка в среднем) составляет:

10% специфической нагрузки;

30% освещение и прочее;

60% асинхронные электродвигатели.

Поэтому, устанавливает нормально и предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения на зажимах электроприёмников в пределах соответственно и номинального напряжения сети. В сетях 10 кВ согласно допустимым является потеря до 6%.

Проверим отклонение напряжения использовав формулы в пункте 6. Рассмотрим участок 10 — 1.

кВ,

.

Следовательно, выбранное сечение кабеля удовлетворяет требованиям по допустимым потерям напряжения.

8. Технико-экономическое сравнение вариантов

Проекты расширения, реконструкции сети реализуются в течение одного года. Поэтому полагаем, что капитальные затраты осуществляются в первый год реализации проекта, а со второго года после начала строительства начинается эксплуатация сети с неизменными ежегодными издержками. Сравнение вариантов производим по критерию минимума приведенных затрат. Расчет ведется по формулам, изложенным в и.

Предпочтение отдается тому из вариантов, приведенные затраты у которого наименьшие. Критерий минимума затрат:

(8.1)

где и соответственно капитальные затраты и издержки в первый год для i-го варианта реконструкции,

E норма дисконта (принимаем равной 0,12).

Капитальные затраты состоят из капитальных затрат в линии электропередач и подстанции. В расчетах используем укрупненные показатели.

. (8.2)

Капитальные затраты в кабельные линии электропередач определяются по формуле:

(8.3)

где — коэффициенты, значения которых зависят от марки кабеля и номинального напряжения,

— площадь сечения жилы одной фазы кабеля, мм^2, — длина линии, км.

Значения коэффициентов для СПЭ — кабелей на напряжение 10 кВ рассчитаны по данным заводов-изготовителей на начало 2007 г., поэтому не используем коэффициент удорожания.

Стоимость мачтовой трансформаторной подстанции определяем по формуле согласно [6]:

(8.4)

где — номинальная мощность трансформатора, кВ· А.

Стоимость закрытой трансформаторной подстанции определяем по формуле согласно [6]:

(8.5)

где — номинальная мощность трансформатора, кВ· А.

Ежегодные издержки состоят из отчислений на амортизацию объектов электрической сети, расходов на эксплуатацию и стоимости потерянной энергии.

Отчисления на амортизацию и эксплуатацию определяем по формуле:

(8.6)

где р_а и р_э соответственно норма на амортизацию и норма на текущий ремонт и эксплуатацию.

Для кабельных линий принимаем =0,053, =0,02, для электрооборудования и распределительных устройств ПС =0,064, =0,03.

Стоимость потерянной электроэнергии в электрической сети рассчитаем по формуле:

(8.7)

где время наибольших потерь, ч,

, соответственно нагрузочные потери мощности в сети и потери мощности холостого хода трансформаторов, кВт,

стоимость 1 кВт· ч нагрузочных потерь мощности и потерь мощности холостого хода трансформаторов, принимаем равным 120 бел. руб. /кВт· ч,

Т время работы в году рассматриваемого элемента сети.

Таким образом, ежегодные издержки определяются по формуле:

. (8.8)

Определим время наибольших потерь по формуле:

(8.9)

где — значение времени использования наибольшей активной мощности, ч.

Принимаем время использования наибольшей полной и активной мощности Время работы в году рассматриваемого элемента сети =8760 ч.

Приведем пример расчета для первого варианта.

Определим по формуле (8.9) время наибольших потерь:

.

Стоимость кабельных линий (кабель марки АБЛу сечением 95 мм²) рассчитаем по формуле (6.3):

Стоимость ЗТП определим по формуле (8.5):

Полные капитальные затраты для первого варианта реконструкции составляют .

Отчисления на амортизацию и эксплуатацию определяем по формуле (8.5):

Нагрузочные потери мощности рассматриваемого участка сети 4−10 по результатам расчета в линиях 4,6 кВт, на трансформаторном участке 44 0,97 кВт.

Потери мощности холостого хода на трансформаторном участке 44 0,56 кВт.

Стоимость потерянной электроэнергии в электрической сети рассчитаем по формуле (6.7):

Общие издержки составляют 34 308,9тыс. бел. руб.

Аналогично производим расчеты для второго варианта.

Стоимость кабельных линий (кабель марки АБЛу сечением 95 мм²) рассчитаем по формуле (6.3):

Стоимость МТП определим по формуле (8.4):

Стоимость ЗТП определим по формуле (8.5):

Суммарные капитальные затраты для второго варианта равны Отчисления на амортизацию и эксплуатацию

Нагрузочные потери мощности рассматриваемого участка сети по результатам расчета в линиях 5,58 кВт, на трансформаторном участке 1,15 кВт. Потери мощности холостого хода на трансформаторном участке 0,56 кВт.

Стоимость потерянной электроэнергии

Общие издержки составляют 34 212,712тыс. бел. руб.

Приведенные затраты для первого варианта:

.

Приведенные затраты для второго варианта:

.

Приведенные затраты меньше у первого варианта, значит он экономически выгоднее. Стоимость потерянной электроэнергии для второго варианта меньше, чем для первого, так как вследствие разных точек размыкания сети по рассматриваемому участку во втором варианте передается меньшая активная мощность. По данным результатов расчета режимов суммарные потери мощности по всей сети отличаются незначительно. Второй вариант из-за большей протяженности требует гораздо больших капитальных затрат на строительство, аренду земли и издержек на ремонт и эксплуатацию. По надежности электроснабжения варианты считаем равными, поскольку принятые схемы электроснабжения соответствуют нормам проектирования распределительных сетей 10 кВ.

9. Выбор заземления и защитных аппаратов в электрической сети

9.1 Выбор заземления

Заземление электроустановки — преднамеренное электрическое соединение ее корпуса с заземляющим устройством.

Заземление электроустановок бывает двух типов: защитное заземление и зануление, которые имеют одно и тоже назначение — защитить человека от поражения электрическим током, если он прикоснулся к корпусу электроприбора, который из-за нарушения изоляции оказался под напряжением.

Защитное заземление — преднамеренное соединение с землей частей электроустановки. Применятся в сетях с изолированной нейтралью, например, в старых домах с сетями 220 В.

В случае возникновения пробоя изоляции между фазой и корпусом электроустановки корпус ее может оказаться под напряжением. Если к корпусу в это время прикоснулся человек — ток, проходящий через человека, не представляет опасности, потому что его основная часть потечет по защитному заземлению, которое обладает очень низким сопротивлением. Защитное заземление состоит из заземлителя и заземляющих проводников.

Есть два вида заземлителей — естественные и искусственные.

К естественным заземлителям относятся металлические конструкции зданий, надежно соединенные с землей.

В качестве искусственных заземлителей используют стальные трубы, стержни или уголок, длиной не менее 2,5 м, забитых в землю и соединенных друг с другом стальными полосами или приваренной проволокой. В качестве заземляющих проводников, соединяющих заземлитель с заземляющими приборами обычно используют стальные или медные шины, которые либо приваривают к корпусам машин, либо соединяют с ними болтами. Защитному заземлению подлежат металлические корпуса электрических машин, трансформаторов, щиты, шкафы.

Защитное заземление значительно снижает напряжение, под которое может попасть человек, но это напряжение, может быть не равно нулю. Это объясняется тем, что проводники заземления, сам заземлитель и земля имеют некоторое сопротивление. При повреждении изоляции ток замыкания протекает по корпусу электроустановки, заземлителю и далее по земле к нейтрали трансформатора, вызывая на их сопротивлении падение напряжения, которое хотя и меньше 220 В, но может быть ощутимо для человека. Для уменьшения этого напряжения необходимо принять меры к снижению сопротивления заземлителя относительно земли, например, увеличить количество исскуственных заземлителей.

Зануление — преднамеренное электрическое соединение частей электроустановки, нормально не находящихся под напряжением с глухо заземленной нейтралью трансформатора через нулевой провод сети. Это приводит к тому, что замыкание любой из фаз на корпус электроустановки превращается в короткое замыкание этой фазы с нулевым проводом. Ток в этом случае возникает значительно больший, чем при использовании защитного заземления, и защитная аппаратура сработает эффективнее. Быстрое и полное отключение поврежденного оборудования — основное назначение зануления. Применятся в новых домах.

Различают нулевой рабочий проводник и нулевой защитный проводник.

Нулевой рабочий проводник служит для питания электроустановок и имеет одинаковую с другими проводами изоляцию и достаточное сечение для рабочего тока.

Нулевой защитный проводник служит для создания кратковременного тока короткого замыкания для срабатывания защиты и быстрого отключения поврежденной электроустановки от питающей сети. В качестве нулевого защитного провода могут быть использованы стальные трубы электропроводок, а также нулевые провода, которые не должны иметь предохранителей и выключателей. Нулевой рабочий проводник и нулевой защитный проводник обычно приходят с подстанции, где заземляется сердечник трансформатора.

Профилактический контроль изоляции проводят не реже один раза в три года. Сопротивление изоляции проводов измеряют мегаомметрами на номинальное напряжение 1000 В на участках при снятых плавких вставках и при выключенных токоприемниках между каждым фазным проводом и нулевым рабочим проводом и между каждыми двумя проводами. Сопротивление изоляции должно быть не меньше 0,5 МОм.

Режим нейтрали электрической сети оказывает существенное влияние как на принятие схемно-конструктивных решений при проектировании, так и на условия эксплуатации сети.

В электрических сетях напряжением 6…35 кВ широко используется система изолированной нейтрали. Основное ее достоинство заключается в том, что повреждение изоляции одной из фаз представляет собой не короткое замыкание с большими токами, а замыкание на землю. При этом сеть достаточно длинное время, необходимое для обнаружения и устранения повреждения, может обеспечить электроснабжение потребителей. Однако такой режим нейтрали обладает рядом существенных недостатков. Так, при замыкании одной фазы на землю напряжение на других фазах повышается из-за смещения нейтрали. При металлическом замыкании напряжение на этих фазах достигает линейного, в результате чего изоляция линий и электрооборудования оказывается под повышенным напряжением. Возможные при замыкании на землю дуговые перенапряжения создают условия для перехода в двух — и трехфазные замыкания. При длительном замыкании с падением фазного провода на землю неотключенная линия создает опасность поражения людей и животных электрическим током. Из-за замыкания на землю могут возникнуть феррорезонансные перенапряжения в цепях намагничивания измерительных трансформаторов и другого электрооборудования. [6]

9.2 Выбор защитных аппаратов

Линии напряжением 0,38 кВ, отходящие от ТП 6…20/0,38 кВ, защищаются от коротких замыканий автоматическими выключателями, оснащенными электромагнитными и тепловыми расцепителями, блоками предохранитель — выключатель, предохранителями.

Предохранитель — это простейший аппарат, защищающий электрическую сеть от коротких замыканий и значительных перегрузок. Предохранитель состоит из двух основных частей: фарфорового основания с металлической резьбой и смежной плавкой вставки. Плавкая вставка рассчитана на номинальные токи 10, 16,20 А.

В сельских электрических установках на напряжение 10кВ применяются предохранители типов ПКТ и ПВТ.

Предохранители типа ПКТ (с кварцевым песком) изготовляют на напряжения 6 … 35 кВ и номинальные токи 40.400 А. Наиболее широкое распространение получили предохранители ПКТ-10 на 10 кВ, устанавливаемые на стороне высшего напряжения сельских трансформаторных подстанций 10/0.38 кВ.

Вместо предохранителей могут применяться автоматические выключатели (автоматы). Включают автоматы вручную, а отключать можно вручную и автоматически, в результате срабатывания вмонтированных в корпус расцепителей.

Автоматы с тепловыми расцепителями предназначены для защиты от перегрузок. В качестве теплового расцепителя служит биметаллическая пластинка. При прохождении по ней тока перегрузки она изгибается и приводит в действие расцепляющий механизм, отключающий автомат. В данном дипломном проекте выбираем автоматический выключатель 3Р, C-13A, 10 кА. [20]

Автоматические воздушные выключатели применяют для защиты участков сети от коротких замыканий, перегрузок или снижений напряжения. Их используют также для нечастых оперативных включений и отключений асинхронных короткозамкнутых электродвигателей. Конструкции автоматических выключателей различаются расцепителями — встроенными устройствами в виде защитных реле для дистанционного отключения. Различают расцепители максимального тока (электромагнитные или тепловые), минимального напряжения (нулевые) и независимые. Электромагнитные расцепители срабатывают практически мгновенно (за 0,02 с), тепловые отключают цепь в зависимости от длительности и силы тока, превышающего уставку теплового расцепителя. При наличии комбинированного расцепителя (то есть электромагнитного и теплового) выключатель мгновенно срабатывает при сверхтоках и с выдержкой времени от перегрузок, определяемой тепловым расцепителем. При снижениях напряжения до 70−30% номинального срабатывает расцепитель минимального, напряжения.

Для защиты сельских линий напряжением 10 кВ в качестве основных применяются максимальные токовые защиты, выполняемые на реле прямого действия, встроенных в привод выключателя. Такие же защиты устанавливаются на выключателях ввода и секционных выключателях. Для ускорения действия защит максимальная токовая защита может дополняться токовой отсечкой

Выбранные защитные аппараты представлены на листе 8 графической части дипломного проекта.

10. Технико-экономические показатели

Приведем следующие обобщенные данные технических и экономических показателей реконструируемого района электрической сети:

Протяженность линий электропередачи:

(10.1)

где — протяженность i-ой линии, км,

n — количество линий.

Вычисляем для кабельных линий.

Передаваемая активная мощность:

(10.2)

где активная мощность го потребителя, кВт.

Передаваемая электроэнергия:

(10.3)

где время использования максимальной нагрузки го потребителя, ч.

Потери мощности:

(10.4)

где нагрузочная составляющая потерь мощности в линиях и трансформаторах, кВт,

потери холостого хода в трансформаторах, кВт.

Потери электроэнергии:

(10.5)

где нагрузочная составляющая потерь электроэнергии, кВт^. ч,

составляющая потерь холостого хода, кВт^. ч.

Нагрузочные потери электроэнергии находим по формуле:

(10.6)

где время наибольших потерь, ч.

Потери электроэнергии холостого хода находим по формуле:

(10.7)

где Т время работы в году рассматриваемого элемента сети.

Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии:

(10.8)

Нагрузочные потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии:

(10.9)

Потери холостого хода электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии:

(10.10)

Стоимость передачи электроэнергии:

(10.11)

где приведенные затраты, тыс. бел. руб.

Удельные капитальные затраты на кабельные линии раздельно:

(10.12)

где капитальные затраты на кабельные линии соответственно, тыс. бел. руб,

протяженность кабельных линий соответственно, км.

Себестоимость электроэнергии:

(10.13)

где — издержки (годовые эксплуатационные расходы), тыс. бел. руб.

Протяженность линий электропередачи:

Количество устанавливаемых трансформаторов N_тп=7_.

Передаваемая активная мощность:

Передаваемая электроэнергия:

Нагрузочные потери мощности:

Потери мощности холостого хода в трансформаторе:

Полные потери мощности:

Нагрузочные потери электроэнергии находим по формуле (10.6):

.

Потери электроэнергии холостого хода находим по формуле (10.7):

Полные потери электроэнергии:

Потери электроэнергии в процентах:

Стоимость передачи электроэнергии:

Себестоимость передачи электроэнергии:

Удельные капитальные затраты на кабельные линии:

Результаты расчета сведены в таблицу 10.1.

Таблица 10.1 — Результаты расчета технико-экономических показателей

Технико-экономические показатели приведены на лист 7 в графической части дипломного проекта. [19]

11. Охрана труда при эксплуатации электрических сетей

11.1 Инструкция по охране труда для электромонтера по эксплуатации распределительных сетей

К самостоятельной работе электромонтером по ремонту и обслуживанию электрооборудования (далее — электромонтером) допускаются лица не моложе 18 лет, имеющие профессиональную подготовку и прошедшие:

медицинский осмотр;

вводный инструктаж;

обучение безопасным методам и приемам труда и проверку знаний Правил устройства электроустановок;

первичный инструктаж на рабочем месте, повторный, внеплановый и целевой инструктажи.

При ремонте и обслуживании электрооборудования напряжением до 1000 В электромонтер должен иметь группу по электробезопасности не ниже III, а свыше 1000 В — не ниже IV.

Электромонтер обязан:

1. Соблюдать нормы, правила и инструкции по охране труда и пожарной безопасности и требования правил внутреннего трудового распорядка.

2. Правильно применять коллективные и индивидуальные средства защиты, бережно относиться к выданным в пользование спецодежде, спецобуви и другим средствам индивидуальной защиты.

3. Немедленно сообщать своему непосредственному руководителю о любом несчастном случае, происшедшем на производстве, о признаках профессионального заболевания, а также о ситуации, которая создает угрозу жизни и здоровью людей.

4. Знать сроки испытания защитных средств и приспособлений, правила эксплуатации, ухода и пользования ими. Не разрешается использовать неисправные и с просроченным сроком проверки защитные средства и приспособления.

5. Выполнять только порученную работу.

6. Соблюдать требования инструкций по эксплуатации оборудования.

7. Знать местонахождение средств оказания доврачебной помощи, первичных средств пожаротушения, главных и запасных выходов, пути эвакуации в случае аварии или пожара.

8. Знать нормы переноски тяжести вручную.

9. Знать номера телефонов медицинского учреждения и пожарной охраны.

10. Содержать рабочее место, в чистоте и порядке.

При заболевании или травмировании как на работе, так и вне ее необходимо сообщить об этом лично или через других лиц своему руководителю или руководителю предприятия.

При несчастном случае следует оказать помощь пострадавшему в соответствии с инструкцией по оказанию доврачебной помощи, вызвать работника медицинской службы. Сохранить до расследования обстановку на рабочем месте такой, какой она была в момент происшествия, если это не угрожает жизни и здоровью окружающих и не приведет к аварии.

При обнаружении пожара или загорания необходимо:

немедленно сообщить в пожарную охрану, своему руководителю или руководителю предприятия;

обесточить оборудование в зоне пожара или загорания;

приступить к тушению очага пожара имеющимися средствами пожаротушения.

Находясь на работе, электромонтер обязан соблюдать следующие требования:

ходить только по установленным проходам, переходным мостикам и площадкам соблюдая при этом безопасность при передвижении;

не садиться и не облокачиваться на случайные предметы и ограждения;

не подниматься и не спускаться бегом по лестничным маршам и переходным мостикам;

не прикасаться к электрическим проводам, кабелям электротехнических установок;

не находиться в зоне действия грузоподъемных машин;

не смотреть на дугу электросварки без средств защиты глаз.

Обращать внимание на знаки безопасности, сигналы и выполнять их требования. Запрещающий знак безопасности с поясняющей надписью «Не включать — работают люди!» имеет право снять только тот работник, который его установил. Запрещается включать в работу оборудование если на пульте управления установлен запрещающий знак безопасности с поясняющей надписью «Не включать — работают люди!» .

При передвижении по территории необходимо соблюдать следующие требования:

ходить только по пешеходным дорожкам, тротуарам;

при выходе из здания убедиться в отсутствии движущегося транспорта.

Для питья следует употреблять воду из сатураторов или специально оборудованных фонтанчиков.

Принимать пищу следует только в специально оборудованных помещениях.

Курить следует только в специально отведенных местах. Запрещается употребление спиртных напитков и появление на работе в нетрезвом состоянии, в состоянии наркотического или токсического опьянения.

Опасными и вредными производственными факторами являются:

напряжение в электрической сети;

наличие напряжения на обслуживаемом оборудовании;

неогражденные острые кромки инструментов;

вылетающие стружка, опилки, осколки обрабатываемого материала;

повышенная физическая нагрузка;

повышенная (пониженная) температура окружающего воздуха;

возможность падения электромонтера с высоты;

падение предметов с высоты;

повышенный уровень шума;

пыле — и газообразные выделения применяемых в производстве веществ в воздухе рабочей зоны.

Отработавший смену электромонтер может быть задержан для работ по ликвидации аварии по усмотрению лица, руководящего ликвидацией аварии.

Спецодежда и другие средства индивидуальной защиты выдаются согласно Типовым отраслевым нормам.

Работодатель обязан заменить или отремонтировать спецодежду, спецобувь и другие средства индивидуальной защиты, пришедшие в негодность до истечения установленного срока носки по причинам, не зависящим от работника.

11.2 Требования безопасности перед началом работы

1. Надеть исправную спецодежду, проверить исправность средств индивидуальной защиты.

2. Проверить наличие ключей от электрощитов, пультов управления, оперативной документации.

3. Проверить исправность инструментов, приспособлений, средств коллективной и индивидуальной защиты.

4. Для переноски инструмента используется специальная сумка или переносный ящик. Переноска инструмента в карманах запрещается.

5. Убедиться в достаточном освещении рабочего места, отсутствии электрического напряжения на ремонтируемом оборудовании.

6. Выполнение работ повышенной опасности производится по наряду-допуску после прохождения целевого инструктажа.

7. Удалить из зоны проведения работ посторонних лиц и освободить рабочее место от посторонних материалов и других предметов, оградить рабочую зону и установить знаки безопасности.

8. При обнаружении неисправности оборудования, инструмента, приспособлений, средств индивидуальной или коллективной защиты, рабочего места как перед началом работы, так и во время работы сообщить руководителю и до устранения неполадок к работе не приступать. Пользоваться неисправными, с истекшим сроком испытания инструментами, приспособлениями, средствами индивидуальной или коллективной защиты запрещается.

9. Для выполнения совместной работы несколькими лицами должен назначаться старший работник, обеспечивающий согласованность действий и соблюдение требований безопасности.

11.3 Требования безопасности во время выполнения работы

1. Заметив нарушение требований безопасности другим работником, не оставаться безучастным, а предупредить рабочего об опасности.

2. Не допускать на рабочее место лиц, не связанных с ремонтом, не отвлекаться посторонними разговорами, помнить об опасности поражения электрическим током.

3. При появлении нескольких неисправностей в электрооборудовании устранять неисправности в порядке очередности или по указанию руководителя, если это не влечет опасности поражения персонала электрическим током или порчи оборудования.

4. Перед выполнением ремонта электрооборудования — выполнить все организационные и технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ.

5. Разборку и сборку электрооборудования производить на верстаках, стеллажах, подставках, специальных рабочих столах или стендах, обеспечивающих их устойчивое положение.

6. Гаечные ключи применять по размеру гаек или болтов, не применять прокладки между ключом и гайкой, не наращивать ключи трубами и другими предметами.

7. Выпрессовку и запрессовку деталей производить с помощью специальных съемников, прессов и других приспособлений, обеспечивающих безопасность при выполнении этой работы.

8. Обрабатываемую деталь надежно закреплять в тисках или другом приспособлении. При рубке, чеканке и других работах, при которых возможно отлетание частиц материала, пользоваться очками или маской.

9. Сварку и пайку производить в защитных очках, с включенной вентиляцией.

10. Перед испытанием электрооборудования после ремонта оно должно быть надежно закреплено, заземлено (занулено), а вращающиеся и движущиеся части закрыты ограждениями.

11. Производить обходы и осмотр электрооборудования по утвержденному маршруту, обращая внимание на правильность режимов работы, состояние и исправность средств автоматики. Шкафы, пульты управления должны быть надежно закрыты. Результаты осмотров фиксируются в оперативном журнале.

12. При ремонте и техническом обслуживании электрооборудования, находящегося под напряжением, следует пользоваться средствами защиты (инструментом с изолированными ручками, диэлектрическими перчатками, указателем напряжения), которые должны быть исправны и испытаны в электротехнической лаборатории. На защитных средствах должен быть порядковый номер и дата его испытания. Инструмент переносить в закрытой сумке или ящике. Работа по ремонту и техническому обслуживанию электрооборудования, находящегося под напряжением, должна производиться двумя работниками, имеющими группу по электробезопасности не ниже III.

13. Перед пуском временно отключенного оборудования осмотреть и убедиться в готовности к приему напряжения и предупредить работающий персонал о предстоящем включении.

14. Во время работы постоянно поддерживать порядок на рабочем месте, не допускать его захламленности и не загромождать посторонними предметами.

15. При замене плавких предохранителей под напряжением необходимо:

отключить нагрузку;

надеть защитные очки и диэлектрические перчатки, встать на диэлектрический коврик;

пассатижами или специальным съемником снять предохранители.

16. Применение плавких некалиброванных вставок не допускается.

Вставки должны строго соответствовать типу предохранителя, на котором указан номинальный ток вставки.

17. При ремонте электроосветительной аппаратуры участок, на котором ведется работа, должен быть обесточен. При замене ламп накаливания, люминесцентных или ртутных низкого и высокого давления пользоваться защитными очками.

18. Работы в действующих электроустановках производить по наряду-допуску или распоряжению.

19. Отключение и включение электрооборудования производится по заявке согласно списку лиц, имеющих право давать заявки на отключение и подключение электрооборудования.

20. При работе с применением этилового спирта для чистки рабочих поверхностей следует помнить, что этиловый спирт — ЯД!

21. Хранить спирт необходимо в несгораемой посуде с плотно закрывающейся крышкой. Оставлять в открытой посуде после окончания работ или на ночь любое количество спирта запрещено, оставшийся спирт сдается на хранение руководителю работ.

22. При чистке рабочих поверхностей с применением бензина следует надеть дополнительно резиновые перчатки и помнить, что бензин взрывопожароопасен и токсичен.

23. Работы проводятся на рабочем месте, оборудованном принудительной вытяжной вентиляцией и поддоном. Во время работы не допускать разлива бензина и его попадания на кожу. При работе разрешается применять не более 0,5 л бензина.

24. По окончании работы с бензином необходимо: оставшийся бензин слить в металлическую емкость с герметично закрывающейся пробкой и сдать на склад; протереть насухо поддон и инструмент; вымыть руки и лицо теплой водой с мылом.

11.4 Требования безопасности по окончании работы

1. Отключить (отсоединить) электрооборудование, электроинструмент и грузоподъемные машины от сети.

2. Убрать инструменты, приспособления, средства защиты в отведенное для этого место.

3. Привести в порядок мастерскую, рабочее место. Инструмент и защитные средства убрать в шкаф для хранения. Снять предупредительные плакаты и ограждения. Мусор, обрывки проводов, бронешлангов и т. п. убрать в контейнеры для мусора.

4. Привести в порядок спецодежду, очистить от пыли и грязи, принять душ.

5. Обо всех замечаниях, дефектах, выявленных в течение рабочего дня, сообщить своему руководителю или руководителю предприятия.

11.5 Требования безопасности в аварийных ситуациях

1. При аварии или возникновении аварийной ситуации принять меры, предупреждающие и устраняющие опасность.

2. Электромонтер должен помнить, что при внезапном отключении напряжения оно может быть подано вновь без предупреждения. При поражении электрическим током необходимо немедленно освободить пострадавшего от действия тока, соблюдая требования электробезопасности, оказать доврачебную помощь и вызвать работника медицинской службы, поставить в известность руководство РЭС

3. При возникновении пожара сообщить в пожарную охрану по телефону 101, руководителю работ и приступить к тушению.

4. Во всех случаях при проведении аварийных работ следует выполнять все организационные и технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ.

11.6 Защитные меры безопасности

Для обеспечения охраны труда и техники безопасности проектами реконструкции распределительных сетей 10 кВ предусмотрено:

использование технически совершенного оборудования;

размещение оборудования, обеспечивающего его свободное обслуживание;

выполнение заземляющих устройств элементов электроустановок с нормированной ПУЭ величиной сопротивления и конструкций [2];

применение типовых конструкций опор линий электропередачи и трансформаторных подстанций;

использование при выполнении строительно-монтажных работ машин и механизмов, в конструкции которых заложены принципы охраны труда;

высокая степень механизации строительно-монтажных работ;

выполнение строительно-монтажных работ в соответствии с типовыми технологическими картами.

Заключение

В качестве исследуемой электрической сети для дипломного проекта была представлена электрическая сеть 10 кВ населенного пункта.

Целью дипломного проекта была реконструкция распределительной электрической сети подстанции. Для решения поставленной задачи производились следующие мероприятия: разработка вариантов реконструкции распределительной сети, определение расчетных электрических нагрузок, выбор конструктивного исполнение линий и трансформаторных подстанций, электрические расчеты нормальных и послеаварийных режимов выбранных вариантов. Были произведены расчеты, по которым был выбран оптимальный вариант реконструкции сети.

Дипломный проект выполнен согласно нормам, относящимся к проектированию и реконструкции электрических сетей, соответственно можно считать, что реконструируемая сеть будет достаточно надежной и экономичной.

Список использованных источников

1. Белорусский государственный концерн «Белэнерго», ОАО «Белэлектросетьстрой». Прокладка силовых кабелей напряжением 10 кВ в траншеях. Материалы для проектирования и рабочие чертежи. Мн.: 2004. — 23 с.

2. Правила устройства электроустановок. — М.: Энергоатомиздат, 2003. — 648 с.

3. Белорусский государственный энергетический концерн «Белэнергосетьпроект». Заземления на ЛЭП напряжением 0,38 — 10 кВ и трансформаторных подстанций напряжением 10/0,38 кВ. Мн.: 1999. — 35 с.

4. Белорусский государственный концерн «Белэнерго». Научно-исследовательское и проектно-изыскательское государственное предприятие «Белэнергосетьпроект». Методическое указание по выбору мощности силовых трансформаторов 10/0,4 кВ на подстанциях сельскохозяйственного назначения с учетом климатических условий Республики Беларусь, Мн.: 1994. — 14 с.

5. Белорусский государственный концерн «Белэнерго». Научно-исследовательское и проектно-изыскательское государственное предприятие «Белэнергосетьпроект». Проектирование электрических сетей напряжением 0,38 — 10 кВ сельскохозяйственного назначения (НПС 0,38 — 10), Мн.: 1994. — 28 с.

6. Фадеева Г. А., Федин В. Т. Проектирование распределительных электрических сетей. Мн.: 2009. — 364 с.

7. Электрические системы и сети. Проектирование: Учебное пособие для втузов, 2-е изд., испр. и доп. / Г. Е. Поспелов, В. Т. Федин. — Мн., «Вышэйш. школа», 1988. — 308 с.

8. Эксплуатация электрических сетей: учебник/М.А. Короткевич. — Мн.: Выш. шк., 2005 г. — 363 с.

9. Минский электротехнический завод им. В. И. Козлова, каталог, 2008. — 125 с.

10. М. А. Короткевич. Основные направления совершенствования эксплуатация электрических сетей — Мн.: ЗАО «Техноперспектива», 2003 г. — 372 с.

11. Козлов В. А., Билик Н. И., Файбисович Д. Л. Справочник по проектированию систем электроснабжения городов. — Л: Энергия, 1972. — 358 с.

12. Режим доступа: http://www.rastrwin.ru/download/Files/Posobie. pdf, свободный. — Комплекс Rastr. — Яз. русский.

13. ЗАО «Севкабель». — Электрон. дан. (1 файл). — М.,. — Режим доступа: http://www.tdsevcable.ru/apvp.html, свободный. — Кабели силовые с изоляцией из сшитого полиэтилена на напряжение 10 кВ. — Яз. русский.

14. Режим доступа: http://www.vsegost.com/Catalog/37/3761. shtml ГОСТ 13 109–97. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения — 357 с.

15. Ю. В. Копытов, М. В. Беккер. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. Москва 1986 г. — 364 с.

16. Справочник по электрическим сетям 0,4 — 35 кВ и 110 — 1150 кВ. — Т.4. / Е. Ф. Макаров. — М., 2005 — 376 с.

17. Электрические системы и сети: Учебник /Г.Е. Поспелов, В. Т. Федин, П. В. Лычёв — Мн.: УП «Технопринт», 2004. — 720 с.

18. Местные электрические сети.В. В. Керного, Г. Е. Поспелов, В. Т. Федин. Под общ. ред. Г. Е. Поспелова. Мн., «Вышэйш. школа», 1972. — 376 с.

19. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: Учебное пособие, 2-е изд., перераб. и доп. / В. М. Блок, Г. К. Обушев, Л.Б. аперно и др.; Под ред.В. М. Блок. — М.: Высш. шк., 1990. — 383 с.

20. Режим доступа: http://www.powerportal.ru/searchinprice_1719.html, свободный. — Электротехнический портал.