Электроснабжение конверторного цеха металлургического комбината

; . (5.1)

Для построения картограммы нагрузок в качестве начала координат принимается нижний левый угол генерального плана. Координаты центров нагрузок цехов в выбранной системе координат и их активные нагрузки представлены в табл. 5.1.

Таблица 5.1 Координаты потребителей энергии и их активные нагрузки

Потребитель	Координата по оси X, м	Координата по оси Y, м	Максимальная активная мощность Pmax, кВт
П/с 20	500	1750	11445
П/c 21	525	1550	9450
П/с 4	650	800	11800
П/c 54	525	1075	3415
П/c 17	450	900	4200
П/c 33	775	1750	1446
П/с 18	725	1250	5300
П/c 26	750	1600	1267
П/с 28	775	1675	1305
П/c 30	675	1625	1892
П/с 48	625	625	7000
ЦРП 2 КХП	575	475	8030
Цех кристаллизаторов	525	1400	1400
П/c 42	325	175	775
ТМХ и ЦСП	675	2475	1940
Отделение науг. и подготовки ферросплавов	575	2750	1856
МОЗ КЦ №2	525	1625	3830
П/с 37	875	1775	1177
П/с 36	600	1675	1195
П/с 34	800	1625	1387
Печь дуговая	525	1600	26400
П/с 29	625	1725	1155

Подставляя в (3.1) значения из табл. 5.1 получим координаты центра активных нагрузок:

x0=(11445·500+9450·525+11800·650+3415·525+4200·450+1446·775+

+5300·725+1267·750+1305·775+1892·675+7000·625+8030·575+1400·525+

+775·325+1940·675+1856·575+3830·525+1177·875+1195·600+1387·800+

+26400·525+1155·625)/( 11445+9450+11800+3415+4200+1446+5300+1267+

+1305+1892+7000+8030+1400+775+1940+1856+3830+1177+1195+1387+

+26400+1155)=572,8, м.

y0=(11445·1750+9450·1550+11800·800+3415·1075+4200·450+1446·775+

+5300·1250+1267·1600+1305·1675+1892·1625+7000·625+8030·475+

+1400·1400+775·175+1940·2475+1856·2750+3830·1625+1177·1775+

+1195·1675+1387·1625+26400·1600+1155·1725)/(11445+9450+11800+3415

+4200+1446+5300+1267+1305+1892+7000+8030+1400+775+1940+1856+

+3830+1177+1195+1387+26400+1155)= 1347,4, м.

Найденные координаты активного центра нагрузок до конца не позволяют выбрать место расположения подстанции, так как в действительности центр электрических нагрузок постоянно смещается по территории предприятия. Это объясняется изменением потребляемой мощности отдельными цехами. Изменение расположения условного центра тяжести во времени происходит в пределах зоны, ограниченной эллипсом, радиусы которой необходимо определить.

Дисперсия по координате x для центра активных нагрузок будет вычисляться по формуле:

(5.3)

Дисперсия по координате у для центра активных нагрузок будет равна:

(5.4)

Далее определяется среднеквадратичное отклонение:

Х=; (5.5)

у=. (5.6)

Оценочные коэффициенты находятся следующим образом:

hХ=1/(Х); (5.7)

hУ=1/(У). (5.8)

Радиусы эллипса зоны рассеяния определяются из выражений:

RХ=/hХ ; (5.9)

RУ=/hУ.

Расчеты, проведенные по формулам (5.3) - (5.9) приведены в табл.5.2. Месторасположение главной подстанции на генеральном плане выбирается в пределах построенной зоны рассеяния центра электрических нагрузок. В случае если подстанцию в зоне рассеяния центра электрических нагрузок расположить не удается (зона рассеивание попадает на здание цеха) необходимо оценить, к чему приведет смещение, и на основании этого окончательно решить вопрос о местоположении подстанции.

Таблица 5.2 Расчет параметров зоны рассеяния центра электрических нагрузок

Название параметра	Обозначение параметра	Картограмма активных нагрузок
Дисперсия	Dx	7379,6
	Dy	251822,8
Среднеквадратическое отклонение	?x	85,9
	?y	501,8
Оценочный коэффициент	hx	0,00823
	hy	0,00141
Радиус эллипса зоны рассеивания	Rx	210,4
	Ry	1229,2

Из расчетов видно, что ГПП-7 не располагается в центре электрических нагрузок, но попадает в зону рассеяния. Для того чтобы подстанция располагалась ближе к центру электрических нагрузок необходимо ввести дополнительные нагрузки в сторону противоположную от ГПП-7 и вычисленного центра электрических нагрузок. Картограмма нагрузок предприятия представляет собой размещенные по генеральному плану окружности, площади которых в выбранном масштабе равны расчетным нагрузкам цехов. Для каждого цеха наносится своя окружность, центр которой совпадает с центром нагрузок цеха. Картограмма нагрузок позволяет достаточно точно представить распределение нагрузок по территории предприятия. Для i- того цеха радиус окружности:

ri=, (5.10)

где m - масштаб для определения области круга, [кВт/см2]. Принимаем масштаб m=1500 кВт/см2.

Таблица 5.3 Радиусы окружностей для картограммы активных нагрузок

Потребитель	Pmax, кВт	ri картограммы активных нагрузок
П/с 20	11445	1,56
П/c 21	9450	1,42
П/с 4	11800	1,58
П/c 54	3415	0,85
П/c 17	4200	0,94
П/c 33	1446	0,55
П/с 18	5300	1,06
П/c 26	1267	0,52
П/с 28	1305	0,53
П/c 30	1892	0,63
П/с 48	7000	1,22
ЦРП 2 КХП	8030	1,31
Цех кристаллизаторов	1400	0,55
П/c 42	775	0,41
ТМХ и ЦСП	1940	0,64
Отделение науг. и подготовки ферросплавов	1856	0,63
МОЗ КЦ №2	3830	0,90
П/с 37	1177	0,50
П/с 36	1195	0,50
П/с 34	1387	0,54
Печь дуговая	26400	2,37
П/с 29	1155	0,49

6. Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания необходим при выборе оборудования подстанции с целью выяснения, выдержит ли выбранное оборудование длительно допустимый и ударный динамические токи КЗ, а также для выбора и проверки релейной защиты.

Основными причинами возникновения КЗ в сети могут быть: повреждение изоляции отдельных частей электроустановки; неправильные действия обслуживающего персонала; перекрытие токоведущих частей установки.

Для проверки проводников и аппаратов на термическую и динамическую стойкость во время КЗ, а также для выбора мер по ограничению токов КЗ и времени их действия выбирают трехфазное КЗ, так как случаи, когда токи двухфазного КЗ или однофазного КЗ больше, чем токи трехфазного КЗ, относительно редки.

При расчете токов КЗ будем исходить из следующих положений. Все источники, участвующие в питании рассматриваемой точки, работают с номинальной нагрузкой. В течении процесса короткого замыкания электродвижущие силы (ЭДС) всех источников питания совпадают по фазе. ЭДС источников питания, значительно удаленных от места КЗ, считаются неизменными. В сетях выше 1 кВ учитывается только реактивное сопротивление элементов. Индуктивные элементы и их сопротивления постоянны по их величине и не зависят от тока КЗ. Не учитывается влияние нагрузок и, в частности, влияние мелких асинхронных и синхронных двигателей. Сопротивления шин распределительных устройств, соединительных кабелей небольшой длины и электрических аппаратов не учитывают ввиду того, что суммарное сопротивление этих элементов по отношению к сопротивлению всей цепи не превышает 10%.

В начале проведем расчет токов трехфазного КЗ при питании ГПП-7 от подстанции ТЭЦ-1 с учетом подпитки места повреждения мощными синхронными двигателями. Расчётная схема сети приведена на рис. 6.1. Расчет токов КЗ проводим в относительных единицах. Принимаем базисную мощность МВ·А. Базисные напряжения принимаем равными среднему напряжению ступени (по шкале средних напряжений):

Определяем базисные токи:

Ток трехфазного КЗ на шинах 110 кВ подстанции «ТЭЦ-1» в максимальном режиме составляет =22,75 кА.

Сопротивление системы в максимальном режиме (питание от ТЭЦ-1):



Рис. 6.1 Расчётная схема сети

Сопротивление ВЛ 110 кВ (питание от ТЭЦ-1):

,

где =0,4 Ом/км - погонное сопротивление ВЛ; - длина ВЛ, км.

Сопротивление КЛ 110 кВ (питание от ТЭЦ-1):

,

где =0,2 Ом/км - погонное сопротивление КЛ; =0,405 км - длина КЛ. Найдем напряжение короткого замыкания каждой из обмоток трансформатора ТДЦТНК-63/110:



где - напряжения короткого замыкания для каждой пары обмоток.

Сопротивления трансформатора ТДЦТНК-63/110:

Определяем сопротивления трансформаторов ТМ-630 и ТМ-1000 и реакторов соответственно:

Двигатели ЭВС:



Схемы замещения с численными значениями для расчётов токов КЗ приведена на рис. 6.2.

Проводим расчет токов КЗ для точки К-1 (КЗ в сети 110 кВ, перед трансформатором).

Реактивное сопротивление генерирующей ветви:

Рис. 6.2 Схема замещения для расчёта токов КЗ

электроснабжение конверторный цех трансформатор

Периодическая составляющая тока КЗ генерирующей ветви:



Суммарный ток в точке К-1:

Ударный ток короткого замыкания определяем по формуле:

Мощность короткого замыкания:

Реактивное сопротивление генерирующей ветви:

Периодическая составляющая тока КЗ генерирующей ветви:

Суммарный ток в точке К-2:

Ударный ток короткого замыкания определяем по формуле:

,

Мощность короткого замыкания:

Проводим расчет токов КЗ для точки К-3 (КЗ в сети 10 кВ, за реактором):

Периодическая составляющая тока КЗ генерирующей ветви:

Суммарный ток в точке К-3:



Ударный ток короткого замыкания определяем по формуле:

.

Мощность короткого замыкания:

Проводим расчет токов КЗ для точки К-4 (сеть 6 кВ, перед реактором):

Коэффициент распределения тока КЗ по генерирующим ветвям для системы и двигателей ЭВС соответственно:

Реактивное сопротивление генерирующей ветви:

Периодическая составляющая тока КЗ генерирующей ветви:

Суммарный ток в точке К-3:

Ударный ток короткого замыкания определяем по формуле:

Мощность короткого замыкания:

Проводим расчет токов КЗ для точки К-5 (КЗ в сети 6 кВ, за реактором).

Находим результирующее сопротивление до точки К-5:

Реактивное сопротивление генерирующей ветви:

Периодическая составляющая тока КЗ генерирующей ветви:

Суммарный ток в точке К-5:

Ударный ток короткого замыкания определяем по формуле:

Мощность короткого замыкания:

Проводим расчет токов КЗ для точки К-6.

Находим результирующее сопротивление до точки К-6:



Реактивное сопротивление генерирующей ветви:

Периодическая составляющая тока КЗ генерирующей ветви:

Суммарный ток в точке К-6:

Ударный ток короткого замыкания определяем по формуле:

Мощность короткого замыкания:

Проводим расчет токов КЗ для точки К-7.

Находим результирующее сопротивление до точки К-7:

Реактивное сопротивление генерирующей ветви:

Периодическая составляющая тока КЗ генерирующей ветви:

Суммарный ток в точке К-7:

Ударный ток короткого замыкания определяем по формуле:

Мощность короткого замыкания:

Расчет токов КЗ при питании ГПП-7 от подстанций «Северная» и «Новая» проводится аналогично. Результаты расчетов сведены в табл. 6.1.

По полученным значениям расчета токов и мощностей короткого замыкания производится выбор электрооборудования и токоведущих частей системы электроснабжения.

Таблица 6.1 Результаты расчета токов и мощностей короткого замыкания

Место КЗ	Uн, кВ	Iб, кА	I”, кА	iу, кА	Мощность КЗ, МВА
К1	115	0,501	14,8	37,1	2903
К2	10,5	5,5	36,3	92,4	660
К3	10,5	5,5	27,7	70,6	504
К4	6,3	9,2	36,1	91,8	393
К5	6,3	9,2	13,0	33,0	141
К6	0,4	144,3	15,3	39,0	10,6
К7	0,4	144,3	16,6	42,2	11,5

7. Выбор сечений проводов и жил кабелей

кабели широко применяются в электроустановках. Потребители 10кВ, как правило, получают питание по кабельным линиям, которые сначала прокладываются в кабельных туннелях в распределительном устройстве, а затем в траншеях, земле. Выбираем кабель марки ААШв - с алюминиевыми жилами, с изоляцией из пропитанной бумаги в алюминиевой оболочке. Выберем кабель от главной понизительной подстанции №7 до распределительной подстанции №20 кислородно-конверторного цеха. Определим рабочий ток:

,

где SМАКС- полная максимальная мощность подстанции; UН- номинальное напряжение линии, кВ.

Тогда с учётом формулы получим:

, А.

Длительно-допустимый ток с учётом поправки на число рядом проложенных в земле кабелей и температуру окружающей среды:

IДОП=3·IДОП.НОМ.,

где IДОП.НОМ.- допустимый номинальный ток, А.

Применительно к нашему случаю:

IДОП=3·185=555, А.

Так как IДОП ? IР, то значит кабель проходит при проверке по нагреву в номинальном режиме эксплуатации. Для выбора термически устойчивого сечения жил кабеля определим сечение:

,

где F- сечение провода, мм2; I- рабочий ток в линии, А; jЭ- экономическая плотность тока, А/мм2.

С учётом формулы получим:

, мм2.

Из справочных данных выбираем провод с ближайшим стандартным сечением F=3х185мм2.

Для выбора термически устойчивого сечения шин кабеля необходимо иметь значение установившегося тока короткого замыкания из соответствующего расчёта и возможное прохождение этого тока через кабель. Определение сечения по термической устойчивости производится по формуле:

,

где б- расчётный коэффициент, определяется ограничением допустимой температуры нагрева шин кабеля, для кабелей с алюминиевыми жилами напряжением до 10кВ включительно б=12; I?- значение установившегося тока КЗ, А; tn- возможное время прохождения тока через кабель, сек.

Подставляя в формулу получим:

, мм2.

Следует выбрать термически устойчивое стандартное сечение SТ.У.=150 мм2. На самом деле к распределительной подстанции проложен кабель с сечением S=185 мм2, поэтому кабель является термически устойчивым к нагреву током короткого замыкания.

Сечения жил кабелей выбираются по допустимому нагреву. Температура нагрева жил кабелей и, следовательно, допустимый ток ограничиваются допустимой температурой для изоляции кабеля и зависят от материала изоляции жил кабеля. Сечение кабеля выбирается по таблицам ПУЭ, которые учитывают температуру жил. Выбираемое сечение обычно должно быть больше расчетного.

Ниже приводится расчет кабельной линии.

Для выбора сечения жил кабелей по нагреву определим расчетный ток. Расчетная нагрузка линии от подстанции до КТПУ

S = S1 + S2 + S3 = 1400 + 840 + 1660 = 3900 кВА.

Расчетный ток линии

I = = 3900 / (1,73·10) = 225 A.

По таблице (ПУЭ) находим для кабеля 10 кВ при сечении 185 мм2 длительно допустимый ток при прокладке кабелей в воздухе 270 А.

Нагрузка линии от КТП до КТПУ правильной машины и летучих ножниц

S = S2 + S3 = 840 + 1660 = 2500 кВА.

Расчетный ток линии

I = 2500 / (1,73·10) = 144 A.

Находим для кабеля 10 кВ при сечении 95 мм2 длительно допустимый ток 170 А. Нагрузка линии от КТПУ правильной машины до КТПУ летучих ножниц:

S = 1660 кВА; I = 1660 / (1,73·10) = 96 A.

Поправочный коэффициент на температуру воздуха Kср=0,8. Допустимая нагрузка на кабель

Iдоп = 96 · 0,8 = 76 A.

Выбираем кабель сечением 50 мм2 при допустимой нагрузке 110 А.

Рекомендуемые ПУЭ экономические плотности тока не определяют действительного экономически целесообразного сечения проводов или жил кабеля, так как они не отражают влияния стоимости электрической энергии, в очень малой степени зависят от числа часов работы линии, не зависят от конкретной величины капитальных затрат на сооружение линии и других факторов, определяющих экономический эффект, тогда как данная методика точно определяет величину экономически целесообразного сечения.

8. Экономический анализ варианта питания цеха

Для окончательного выбора типов и мощностей трансформаторов необходимо провести экономический расчет. Паспортные данные трансформаторов, используемых в расчетах, приведены в табл. 8.1.

Таблица 8.1 Паспортные данные трансформаторов

№ варианта	Тип трансформатора	Uвн, кВ	Uнн, кВ	n, шт	?Рхх, кВт	?Ркз, кВт	Iхх,%	Uкз,%	Цена, тыс.р.
1	ТРДЦНК 80000/110	115	10,5/10,5	2	70	310	0,60	10,5	23000
2	ТРДЦНК 40000/110	115	10,5/10,5	3	42	175	0,65	10,5	15000

Экономический расчет состоит в следующем.

Используя паспортные данные выбранных трансформаторов, определяют потери мощности. При этом учитывают не только потери активной мощности трансформаторов, но и потери активной мощности электрической системы, цепочки питания от генераторов электростанций до рассматриваемых трансформаторов. Такой расчет необходим из-за потребления трансформаторами реактивной составляющей мощности. Эти потери называются приведенными.

Для n параллельно работающих трансформаторов приведенные потери мощности определяются по следующей формуле

, (8.1)

где ?Рхх - потери холостого хода, кВт; Ки.п - коэффициент изменения потерь, Ки.п=0,02 кВт/кВар; Ixx - ток холостого хода в % от номинального; Sн.т - номинальная мощность трансформатора, кВА; Кз.т - коэффициент загрузки трансформаторов; ?Рк.з - потери короткого замыкания, кВт; Uк.з - напряжение короткого замыкания в % от номинального.

В связи с требованиями по эксплуатации два трансформатора не могут быть установлены на параллельную работу. Поэтому приведенные потери мощности для первого варианта будут:

=683,272, кВт.

Для второго варианта

=898,836, кВт.

Годовые потери электрической энергии в трансформаторах составят

. (8.2)

Годовые потери электрической энергии для первого варианта в соответствии с (8.2) составят

, кВт·ч.

Для второго варианта

, кВт·ч.

Стоимость годовых потерь электрической энергии определяется как

, (8.3)

где Са - стоимость одного кВт·ч электрической энергии, р.

Подставив значения в формулу (8.3), получим стоимость годовых потерь для первого варианта:

, р.

Для второго варианта

, р.

Капитальные затраты определяются по формуле:

, (8.4)

где К0 - капитальные затраты (стоимость) одного трансформатора, тыс. р. Подставив значения в выражение (8.4), получим капитальные затраты для первого варианта:

, тыс. р.

Для второго варианта:

,тыс. р.

Амортизационные отчисления определяются по следующей формуле:

, (8.5)

Амортизационные отчисления для первого варианта согласно формуле (8.5) составят:

, тыс. р.

Для второго варианта:

, тыс. р.

Суммарные годовые эксплуатационные расходы определяются как:

. (8.6)

Суммарные годовые эксплуатационные расходы для первого варианта:

, р.

Для второго варианта:

, р.

Суммарные приведенные затраты определяются как:

, (8.7)

где б - нормативный коэффициент, б=0,15.

Суммарные приведенные затраты З определяются по формуле (4.16). В первом варианте:

, р.

Во втором варианте:

, р.

Результаты расчета приведены в табл.8.2.

Таблица 8.2 Параметры трансформаторов главной понизительной подстанции

Тип	n, шт.	?S, кВА	Эксплуат. расходы, р	Цена, р	З, р
ТРДЦНК 80000/110	2	160000	12820009	23000000	19720009
ТРДЦНК 40000/110	3	120000	15871777	15000000	22621777

Сравнение суммарных приведенных затрат по двум вариантам показывает, что установка трех трансформаторов ТРДЦНК-40000/110 оказывается менее эффективным в экономическом плане. Также и в техническом расчете наиболее эффективны трансформаторы ТРДЦНК-80000/110.

9. Электрическое освещение

Освещение рабочей площадки конверторного отделения КЦ №2 осуществляется светильниками ГСП 17В, РСП 08В и лампами дуговыми металлогалогенными высокого давления ДРЛ-700, ДРИ-700-5. основные характеристики светильников приведены в табл. 9.1.

Таблица 9.1 Характеристики светильников конверторного отделения КЦ №2

Тип светильника	Лампа	КПД, %	Степень защиты	Размеры, мм	Масса, кг	cosц
	Тип	Мощность, Вт	Цоколь			H	D
ГСП17В-700-143	ДРЛ	700	Е40	60	IP54	810	595	16	0.8
РСП08В-700-112	ДРЛ	700	Е40	60	IP54	745	595	16	0.9

Светильник ГСП-17В предназначен для общего освещения высоких производственных помещений, в частности, металлургических цехов. Корпусные детали светильника - литые из алюминиевого сплава. Отражатель - алюминиевый. Пускорегулирующий аппарат (ПРА) - встроенный. Отсек ПРА может иметь один или два сальниковых ввода для радиального (одиночного) или транзитного (магистрального) подключения к электросети. В светильнике установлено импортное зажигающее устройство. Светильник поставляется отдельными легкособираемыми частями - корпус, отражатель, силикатное термостойкое защитное стекло (для светильников со степенью защиты IP54). Установка светильников типа ГСП- 17В может осуществляться на трос, крюк, вертикальный или горизонтальный монтажный профиль.

Светильник типа РСП 08В предназначен для общего освещения высоких производственных помещений. Корпусные детали светильника этого типа - литые из алюминиевого сплава. Отражатель - алюминиевый электрополироанный или стальной, окрашенный белой порошковой краской. Узел подвеса - из оцинкованной стали. Люминесцентные лампы использованы в постах управления, электротехнических, конторских, лабораторных и т.п. помещениях. Освещения вспомогательных производственных площадок и помещений выполняются лампами накаливания. Выбор величин освещенности производится согласно норм и правил.

Во всех пролетах конверторного отделения для питания светильников на каждом мостике прокладывается по две магистрали (питаемые от разных трансформаторов), одна из которых условно названа магистралью рабочего освещения, другая - аварийного.

Осветительные сети выполняются: на участках со сравнительно высокими температурами - проводом РКГМ, вблизи участков с высокими температурами кабелем АВРГ, во всех остальных случаях - кабелем АВВГ.

10. Построение системы заземления подстанции №7

10.1 Молниезащита понизительной подстанции №7

Здания и сооружения или их части в зависимости от назначения, интенсивности грозовой деятельности в районе местонахождения, ожидаемого количества поражений молний в год должны защищаться в соответствии с категориями устройства молниезащиты и типом зоны защиты. Защита от прямых ударов молнии осуществляется с помощью молниеотводов различных типов: стержневых, тросовых, сетчатых, комбинированных (например, тросово-стержневых). Наиболее часто применяют стержневые молниеотводы, тросовые используют в основном для защиты длинных и узких сооружений. Защитное действие молниеотвода в виде сетки, накладываемой на защищаемое сооружение, аналогично действию обычного молниеотвода.

Защитное действие молниеотвода основано на свойстве молнии поражать наиболее высокие и хорошо заземленные металлические сооружения. Благодаря этому защищаемое здание, более низкое по сравнению с молниеотводом по высоте, практически не будет входить в зону защиты молниеотвода. Зоной защиты молниеотвода считается часть пространства вокруг молниеотвода, обеспечивающая защиту зданий и сооружений от прямых ударов молнии с определенной степенью надежности. Наименьшей и постоянной по величине степенью надежности обладает поверхность зоны защиты; по мере продвижения внутрь зоны надежность увеличивается. Зона защиты типа А обладает степенью надежности 99,5% и выше, а типа Б - 95% и выше.

Производственные, жилые и общественные здания и сооружения в зависимости от их конструктивных характеристик, назначения и значимости, вероятности возникновения взрыва или пожара, технологических особенностей, а также от интенсивности грозовой деятельности в районе их местонахождения подразделяются на три категории по устройству молниезащиты: I- производственные здания и сооружения со взрывоопасными помещениями классов В-1 и В-2 по ПУЭ; к ней относятся также здания электростанций и подстанций; II - другие здания и сооружения со взрывоопасными помещениями, не относимые к первой категории; III - все остальные здания и сооружения, в том числе пожароопасные помещения.

Расчет молниезащиты зданий и сооружений заключается в определении границ зоны защиты молниеотводов, которая представляет собой пространство, защищаемое от прямых ударов молнии. Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой м (рис. 10.1) представляет собой круговой конус, который в зависимости от типа зоны защиты характеризуется следующими габаритами, для зоны А (вероятность прорыва 0,005):

, (10.1)

где h0 - вершина конуса зоны защиты, м, r0 - радиус основания конуса на уровне земли, м, rx - радиус горизонтального сечения зоны защиты на высоте hx, hx - высота защищаемого сооружения, м.

Для зоны Б (вероятность прорыва 0,05):

. (10.2)

Высота молниеотвода на исследуемой подстанции h=18,65 м, максимальная высота зданий 7 м. В соответствии с (10.2) и (10.3) получим, для зоны А:



Для зоны Б:

Размеры защищаемой части подстанции составляют 52,5x77 м. Как видно из расчетов одиночный молниеотвод установленный на подстанции не удовлетворяет требованиям молниезащиты (как для вероятности 0,005, так и для вероятности 0,05). Для защиты подстанции примем 4 молниеотвода высотой 29 м. Расчет будем производить как для двойного стержневого молниеотвода (рис. 10.2). Для зоны А при L>h параметры защитной зоны будут следующие:

, (10.3)

где hc - высота зоны защиты посередине между молниеотводами, м; rcx - ширина горизонтального сечения совместной зоны защиты в сечении на высоте hx - от уровня земли, м. rc - ширина совместной защиты в сечении на уровне земли.

Для зоны Б при L>1,5h параметры защитной зоны находятся по формуле:

. (10.4)

В соответствии с (10.2) и (10.4) для дли зоны А получим:

Рис.10.1 Сечение зоны защиты одиночного стержневого молниеотвода



Рис.10.2 Зона защиты двойного стержневого молниеотвода

В соответствии с (10.3) и (10.5) для зоны Б получим:

Из расчетов видно, что высота зоны защиты посередине между молниеотводами hc больше высоты зданий и сооружений на территории защищаемой подстанции. Длина подстанции ГПП-7 составляет 77 м, ширина горизонтального сечения совместной зоны защиты на высоте 7 м от земли для вероятности прорыва 0,005 по расчетам составляет 19,875 м, для двух двойных молниеотводов она будет соответственно равна 19,875·2·2=79,5, что больше длины подстанции. Для вероятности прорыва 0,05 ширина горизонтального сечения совместной зоны защиты будет равна 31,521·2·2=126,084, что также больше длины подстанции. Для всех случаев оборудование и сооружение подстанции попадает в зону защиты молниеотводов.

10.2 Проектирование защитного заземления подстанции

Заземляющие устройства представляют собой электротехнические устройства, предназначенные для создания надежных и обладающих небольшим сопротивлением заземлений определенных частей электрических машин, электрических аппаратов, токопроводов и молниеотводов с целью обеспечения принятых режимов работы электроустановок, зашиты их персонала от поражения электрическим током, выполнения грозозащиты и зашиты от защиты от перенапряжений. Различают рабочее, защитное и грозозащитное заземления. Рабочее заземление необходимо для обеспечения нормальной работы электроустановки, ее частей и сети в соответствии с принятыми для них режимов функционирования. К рабочему заземлению относятся заземлению относятся заземления нейтралей силовых трансформаторов, генераторов, реакторов поперечной компенсации на длинных электрических линиях, измерительных трансформаторов напряжения и т. д. Защитное заземление необходимо для обеспечения безопасности персонала при обслуживании электроустановки. К защитному заземлению относятся заземления внешних металлических частей электрических машин, трансформаторов, электрических аппаратов и токопроводов, в нормальном режиме не находящихся под напряжением. При эксплуатации к этим частям могут прикосаться люди, несмотря на то, что при возможном пробое изоляции на них может появиться напряжение. К защитному заземлению относится также заземление в одной точке вторичных цепей трансформатора тока и напряжения.

Грозозащитное заземление необходимо для обеспечения эффективной защиты электроустановок от грозовых перенапряжений. К грозозащитному заземлению относятся заземления стержневых и тросовых молниеотводов, металлических крыш зданий и сооружений, металлических и железобетонных опор электрических линий и порталов распределительных устройств, заземления искровых промежутков и разрядников.

Обычно для выполнения всех трех типов заземлений электроустановки используют одно заземляющее устройство. Оно состоит из заземлителя, непосредственно соприкасающегося с землей, и системы проводников, соединяющих заземляемые элементы с заземлителем. Различают естественные и искусственные заземлители. К первым относятся: находящиеся в земле металлические трубопроводы, за исключением трубопроводов горючих жидкостей, горючих или взрывоопасных газов; стальные и свинцовые оболочки кабелей, обсадные трубы артезианских скважин, металлические и железобетонные фундаменты зданий и сооружений и т. п., используемые для отвода тока в землю. Вторые представляют собой специально помещенные в землю системы жестко связанных (электрически) вертикальных и горизонтальных проводников, служащих для проведения тока в землю. Часто в электроустановках используются и те и другие заземлители, включенные параллельно.

При стекании тока с заземлителя последний приобретает некоторый потенциал, пропорциональный току. Отношение напряжения к току представляет собой сопротивление заземлителя, точнее, сопротивление земли стекающему с заземлителя току, начиная от поверхности проводников до некоторой эквипотенциальной поверхности, где плотность тока и градиент напряжения ничтожно малы. Сопротивление самих проводников относительно мало и его учитывают только при большой их длине. Поверхность земли в зоне растекания тока также приобретает некоторый потенциал, распределение которого зависит от схемы и размеров заземлителя, глубины заложения проводников, строения земли и его удельного сопротивления. Следовательно, при стекании тока с заземлителя между поверхностью земли и заземленными предметами возникают некоторые напряжения. Максимальное напряжение между поверхностью земли (пола) и заземленным предметом, которого может коснуться человек (но еще не касается), называется напряжением прикосновения.

Напряжение прикосновения составляет часть потенциала заземлителя. Отношение напряжения прикосновения к напряжению заземлителя называется коэффициентом распределения потенциала. Этот коэффициент зависит от схемы и устройства заземлителя. Можно также определить напряжение, приложенное к человеку от руки к ногам при его прикосновении к заземленному предмету. Таким образом, имеем выражение для напряжения, приложенного к человеку:

, (10.5)

где Uч - напряжение, приложенное к человеку; Uпр - напряжение прикосновения; rч - сопротивление тела человека; rс - сопротивление растеканию так а от его стопы.

Как видно из последнего выражения, напряжение, приложенное к человеку меньше напряжения прикосновения, так как верхний слой земли ограничивает ток, ответвляющийся в человека (сопротивление обуви не учитывается). Напряжение, приложенное к человеку, напрямую зависит от сопротивления тела человека и времени протекания тока. Допустимые напряжения прикосновения в зависимости от длительности протекания тока и частоты представлены в табл. 10.1.

В данной таблице допустимые значения напряжения прикосновения рассчитаны при условии, что сопротивление человека равно 1 кОм, что может не соответствовать действительности, поскольку сопротивление человека колеблется в пределах от 600 Ом до 100 кОм.

Действие электрического тока на человека зависит от значения тока и продолжительности его воздействия, а также от пути, по которому он проходит, и, наконец, от физического состояния человека. Именно значение тока представляет опасность для человека.

Несмотря на это при проектировании заземляющих устройств пользуются понятием допустимых напряжений. Также при проектировании заземляющих устройств нормируется сопротивление заземляющего устройства. Оно должно быть по возможности как можно меньше.

Напряжение прикосновения определяется по следующей формуле:

, (10.6)

где Iкз - значение тока однофазного короткого замыкания; zр - сопротивление растеканию тока заземляющего устройства; б - коэффициент распределения потенциала; в - коэффициент, учитывающий падение напряжения на сопротивление растеканию тока с ног человека.

Таблица 10.1 Допустимые напряжения прикосновения в зависимости от продолжительности воздействия тока и частоты

Частота сети, Гц	Продолжительность воздействия тока, с
	0,01-0,08	0,1	0,2	0,3	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8	0,9	1,0
	Допустимое напряжение прикосновения, В
50	650	500	250	165	125	100	85	70	65	55	50
400	-	500	500	330	250	200	170	140	130	110	100
0 (пост. ток)	-	500	400	340	280	250	230	210	190	165	150

Из формулы видно, что напряжение прикосновения напрямую зависит от сопротивления растеканию тока заземляющего устройства и тока короткого замыкания, если рассматривать самый тяжелый случай при в равном 1. Нередко в расчетах напряжение прикосновения не превышает допустимых значений даже при превышении сопротивления заземлителя. Однако, это не означает, что можно снизить требования к заземляющему устройству, поскольку токи, стекающие с заземлителя могут быть опасны не только для человека, но и для оборудования. Термин земля означает верхний слой земной коры, в котором проходит ток. Основные вещества, из которых состоит земля, практически не проводят ток. Проводимость земли объясняется наличием влаги между частицами оксидов и растворенных в ней солей. Таким образом земля обладает электрической проводимостью. Удельное сопротивление земли зависит от механического состава (размеров зерен, плотности породы), содержания влаги, содержания солей, температуры.

Рассмотрим таблицу удельного сопротивления грунта (табл. 10.2). Удельное сопротивление земли изменяется при перемещении по горизонтали и в глубину. Учитывая это можно написать выражение для определения удельного сопротивления для однородной земли:

, (10.7)

где - удельное сопротивление однородной земли; s - расстояние между двумя точками измерения; r - сопротивление участка измерения.

Однако, выражение (10.8) справедливо только для однородной земли. Для определения сопротивления неоднородной земли необходимо учитывать, что земля без механических повреждений имеет слоистую структуру.

Для определения эквивалентного сопротивления грунта используются различные таблицы, которые отражают эквивалентное сопротивление грунта при слоистой структуре. Однако при строительстве подстанций слоистая структура земли нарушается, поэтому для определения точного эквивалентного сопротивления грунта необходимы практические измерения сопротивления грунта и точное определение содержания той или иной породы в грунте на месте построения.

Необходимо также учитывать сезонные изменения верхнего слоя земли. Слой сезонных изменений равен приблизительно 2 м. Мороз и засуха резка увеличивают сопротивление верхнего слоя, а увеличение выпадения осадков уменьшает удельное сопротивление. Для проектирования заземлений необходимо знать максимальное и минимальное значение удельного сопротивления слоя сезонных изменений. Обычно эти данные усредняются.

Напряжения прикосновения и шага называют частичными напряжениями, так как они составляют часть потенциала заземлителя, тем меньшую, чем равномернее распределен потенциал по поверхности земли.

При проектировании заземляющего устройства приходится сопоставлять ожидаемые напряжения, приложенные к человеку, с соответствующими допускаемыми напряжениями для человека. Определение этих напряжений представляет немалые трудности, так как они зависят от многих факторов, которые не всегда могут быть учтены и проверены экспериментально. При проектировании заземляющего устройства необходимо, прежде всего, точно определить, от чего зависят его параметры.

Таблица 10.2 Характеристики грунта

Грунт	Содержание влаги, %	Удельное сопротивление, Ом·м
		Теоретическое (соответствующее влажности грунта)	Рекомендуемое для предварительных расчетов
Песок	10 - 20 сухой	200 -1000 -	700 5000
Супесок речной	10 - 20	150 - 400	300
Суглинок	30 20 10	40 65 200 - 300	- 200 -
Глина	40 20 10	8 30 100	- 100 -
Глина, смешанная с известняком и щебнем	-	50 - 200	150
Торф	-	20	20
Чернозем	60 20 сухой	10 80 200	- 200 -
Гранит, известняк, песчаник	-	-	105
Морская вода	-	200·10-3	3
Вода в прудах	-	40 - 50	50
Вода в ручьях и реках	-	50 - 100	100

Следующим этапом является определение расчетного тока, стекающего с заземлителя, продолжительность его прохождения. Третьим этапом при проектировании является выявление естественных протяженных заземлителей и определение их эквивалентного сопротивления. Далее намечают схему и размеры искусственного заземлителя с учетом системы естественных заземлителей, состоящих из железобетонных фундаментов наружного распределительного устройства. Пятый этап состоит в определении сопротивления искусственного заземлителя и сопротивления заземляющего устройства в целом; определяют потенциал заземлителя при расчетном токе. Затем определяют максимальное значение напряжения прикосновения для зимы и лета, а также напряжение, приложенное к человеку. Далее необходимо сопоставить расчетные данные с допустимыми и уточнить расчеты. На рис. 10.3 показан общий вид подстанции с указанием контура горизонтальных заземлителей, мест присоединения к заземляющему устройству, указанием электродов заземления и молниеотводов. Глубина заложения горизонтального заземлителя - 0,7 м. Соединения заземляющих проводников между собой обеспечивает надежный контакт и дополнен сваркой. Длина нахлестки при сварке равна шести диаметрам заземлителя. Для заземления корпуса трансформатора заземляющий проводник подведен по заземляющий болт трансформатора. Для удобства ввинчивания электродов в грунт к ним приварены наконечники. При расчете данного заземления удельное сопротивление грунта принималось равным 350 ОмМм. С целью выравнивания потенциала проложены продольные и поперечные горизонтальные заземлители и соединены в заземляющую сетку. Продольные заземлители проложены вдоль рядов электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0,7 м и на расстоянии 1 м от фундамента и основания оборудования. У входов и въездов на территории подстанции потенциал выравнивается путем установки двух вертикальных заземлений на ширине входа и въезда. Расстояние между заземлителями не превышает 5 м.

\

11. Оценка уровня надёжности электроснабжения

Передача, распределение и потребление выработанной электроэнергии должны производиться с высокой экономичностью и надежностью. Для надежности электроснабжения в зависимости от категории потребителей предусматривается резервное питание, так как в большинстве технологических процессов перерыв в питании электроэнергией не допустим. Так же прекращение электроснабжение может привести к человеческим жертвам и большому экономическому ущербу. Для оценки вероятности прекращения электроснабжения необходимо проводит расчет надежности системы. Расчет уровня надежности будем вести согласно методики изложенной в [8]

11.1 Определение показателей надежности элементов системы

В силовых трансформаторах могут появляться как внезапные, так и постепенные отказы. Причинами внезапных отказов являются повреждение вводов трансформатора, повреждения контактных соединений, утечка масла. Постепенные отказов возникают вследствие нарушения изоляции обмоток, воздействия перенапряжений, сквозных токов коротких замыканий и дефектов изготовления.Вероятность безотказной работы определяется из выражения:

(11.1)

где и - вероятности безотказной работы, соответствующие внезапному и постепенному отказу вследствие износа.

При расчете надежности элементов в качестве основного распределения времени безотказной работы используется показательное распределение:

(11.2)

Постепенные отказы трансформатора происходят по причине износа изоляции. Износ можно описать законом распределения Вейбулла-Гнеденко.

(11.3)

где - порог чувствительности (элемент гарантированно не откажет в интервале времени от нуля до ). В частном случае может быть равно нулю:

(11.4)

Предположим, что эксплуатация трансформатора производится правильно и проводится своевременная профилактика, ремонт и замена изношенных частей, тогда можно не учитывать вероятность постепенного отказа. Вероятность внезапного отказа для всех элементов определяется по справочным данным [7]. Для трансформатора типа ТДЦТНК-63000/110 интенсивность отказов ; среднее время восстановления .

Тогда, средне время безотказной работы трансформатора равно:



Интенсивность восстановления составляет:

Для трансформаторов типа ТМ-2500/6 интенсивность отказов ; среднее время восстановления . Тогда:

В высоковольтном выключателе могут, происходит постепенные и внезапные отказы. Внезапные отказы происходят из-за механических повреждений, перекрытия изоляции при перенапряжениях. Постепенные отказы происходят из-за износа частей выключателя. Предположим, что эксплуатация выключателей производится правильно и проводится своевременная профилактика, тогда можно не учитывать вероятность постепенного отказа.

Для выключателя ВМПЭ-10 определяем интенсивность отказов ; среднее время восстановления .

Тогда:

Для автоматических выключателей до 1 кВ интенсивность отказов ; среднее время восстановления .

Секционные выключатели вследствие небольшого времени работы (только в аварийных режимах) не учитываются, тогда вероятность безотказной работы данных элементов будет равна 1.

ВЛ представляет собой элемент, в котором происходят только внезапные отказы. Внезапные отказы происходят в результате обрыва проводов, повреждения опор. Интенсивность отказов ВЛ ; среднее время восстановления .

Интенсивность отказов КЛ 110 кВ ; среднее время восстановления .

Интенсивность отказов КЛ 6 кВ ; среднее время восстановления .

Модель отказов разъединителей представляет собой один элемент с показательным законом распределения, так как у разъединителей по условиям работы может быть только внезапный отказ. Причинами отказов являются: обледенение и разрегулирование; отказ привода; дефекты контактных соединений.

Интенсивность отказов разъединителей ; среднее время восстановления .

Шина представляет собой элемент, в котором может появиться внезапный отказ. Причинами внезапных отказов является воздействие токов короткого замыкания (динамическое и термическое действие токов КЗ).

Интенсивность отказов секций шин 10 кВ ; среднее время восстановления .



Заменим реальную систему электроснабжения блок-схемой. Блок-схема заменяет реальные связи между элементами системы электроснабжения условными, отражающими влияние надежности каждого отдельного элемента на надежность системы в целом. Блок-схема системы электроснабжения приведена на рис. 11.1. На блок схеме приняты следующие обозначения: Л1, Л2, Л3 - ВЛ- 110 кВ; К1.1, К2.1, К3.1 - КЛ-110 кВ; К1.2, К2.2, К3.2, К2.3, К3.3 - КЛ-6 кВ; Т1.1, Т2.1,Т3.1 - силовые трансформаторы ТДЦТНК-63000/110; Т2.2,Т3.2 - силовые трансформаторы ТМ-1000/6,3; Р1.1, Р1.2, Р1.3, Р2.2, Р3.2. - разъединители; В1.1, В1.2, В1.3, В2.1, В2.2, В2.3, В2.4, В3.1, В3.2, В3.3, В3,4 - выключатели типа ВМПЭ-10; В2.5, В3.5 - автоматические выключатели; Ш1.1, Ш1.2, Ш2.1, Ш2.2, Ш3.1, Ш3.2 - сборные шины 6 кВ.

11.2 Расчет надежности схемы электроснабжения

Анализ системы последовательно соединенных, восстанавливаемых элементов будем проводить с учетом условий: при отказе одного элемента интенсивности отказа оставшихся в работе элементов не изменяются; любой отказавший элемент начинает немедленно восстанавливаться.

Для системы из n последовательно соединенных восстанавливаемых элементов суммарная интенсивность отказов цепи может быть найдена как:

(11.5)

Среднее время безотказной работы для последовательной цепи:

(11.6)

Среднее время восстановления

(11.7)

Рис. 11.1 Структурная схема надежности

Вероятность безотказной работы системы из n последовательно соединенных элементов на интервале времени от 0 до t0 определяется по формуле:

(11.8)

Интенсивность восстановления последовательной цепи определяется

(11.9)

Стационарный коэффициент готовности последовательной цепи:

(11.10)

Коэффициент простоя равен:

(11.11)

Произведем расчет схемы, представленной на рис. 11.1. Заменим последовательные цепочки одним элементом (рис. 11.2). На представленной схеме элемент Э1 соответствует цепочке: Л1, К1, Т1, Р1, В1, Ш1. Цепочки для элементов Э2 и Э3 аналогичны. Элемент Э4 соответствует цепочке: В1.2, К1.2, В1.3, Ш1.2. Цепочки для элементов Э5 и Э6 аналогичны цепочки для элемента Э4. Элемент Э7 соответствует цепочке: В2.4, К2.3, Р2.2, Т2.2, В2.5. Элемент Э8 соответствует цепочке: В3.4, К3.3, Р3.2, Т3.2, В3.5. Проведем расчет для элемента Э1. Подставляя значения в выражения (11.5) - (11.11) получим:



Рис. 11.2 Упрощенная схема надежности

Расчет для остальных элементов проводится аналогично. Результаты расчета представлены в табл. 11.1.

Таблица 11.1 Показатели надежности эквивалентных элементов

Элемент	Э1, Э2, Э3	Э4, Э5, Э6	Э7, Э8
?, год-1	1,303	2,45	2,33
, год	0,77	0,41	0,43
, год-1	0,001223	0,001738	0,001821
?, год-1	817,52	575,54	549,12
	0,998409	0,995765	0,995766
		0,004235	0,004234

12. Охрана труда и защита окружающей среды

12.1 Техника безопасности и охрана труда

Предприятия принимают максимально возможные меры для охраны труда тех людей, которые имеют непосредственное отношение к энергетике. Проблемы повышения электробезопасности решаются повседневным улучшением условий труда, совершенствованием мер защиты персонала и других лиц, занимающихся эксплуатацией электроустановок от опасности поражения током. Создаются новые средства защиты с учетом достижений в области электробезопасности.

Безопасная эксплуатация электрооборудования может быть достигнута при высокой производственной дисциплине, соответствующей квалификации обслуживающего персонала, безукоризненном выполнении требований действующих правил, норм и инструкций по электробезопасности. Надежность и безопасность электрооборудования значительно повышаются при применении ежедневных осмотров электротехническим персоналом. В обеспечение безопасных условий работы входят своевременное обучение персонала и проведение периодического контроля знаний персонала, работающего в электрических установках. Осмотр электроустановок производится не менее чем двумя лицами, причем одно из них должно иметь квалификационную группу не ниже третьей. Во время осмотра не разрешается снимать предупредительные плакаты и ограждения, проникать за них, касаться токоведущих частей, обтирать или чистить их и устранять обнаруженные неисправности, если при этом необходимо приближаться к токоведущим частям. Лица, производящие осмотр, обязаны немедленно сообщить об обнаруженных неисправностях вышестоящему лицу и сделать соответствующую запись в эксплуатационном журнале.

Иногда при эксплуатации электроустановок возникают условия, при которых нет стопроцентной защиты от воздействия тока, даже если схема сооружений была построена в соответствии со всеми требованиями ПТЭ, то на помощь приходят приборы, аппараты, переносные и перевозимые приспособления и устройства, служащих для защиты персонала. Эти средства не являются конструктивными частями электроустановок; они дополняют ограждения, блокировки, сигнализацию, заземление и другие стационарные защитные устройства. Средства защиты, применяемые в электроустановках, могут быть условно разделены на четыре группы: изолирующие, ограждающие, экранирующие и предохранительные. Первые из перечисленных изолируют человека от токоведущих или заземленных частей, а также от земли. К основным изолирующим средствам в электроустановках выше 1000 В относятся изолирующие ткани, изолирующие и электроизмерительные клещи, указатели напряжения, а также средства для ремонтных работ под напряжением выше 1000 В. Для защиты персонала были изобретены и введены в эксплуатацию еще целый ряд дополнительных изолирующих приспособлений. К ним относятся диэлектрические перчатки, боты и ковры, а также изолирующие подставки. Ограждающие электрозащитные средства предназначены для временного ограждения токоведущих частей, к которым возможно случайное прикосновение или приближение на опасное расстояние, а также для предупреждения ошибочных операций с коммутационными аппаратами. К ним относятся временные переносные ограждения - щиты и ограждения, клетки, изолирующие накладки, временные переносные заземления и предупредительные клапаны. К экранирующим средствам защиты относят комплекты (костюмы с головными уборами, обувью и рукавицами), переносные экранирующие устройства (экраны) и экранирующие тканевые изделия (зонты, палатки и т.п.). Предохранительные средства защиты можно отнести к средствам защиты индивидуальной защиты. Они включают защитные очки и щитки, специальные рукавицы, изготовляемые из трудновоспламеняемой ткани, защитные каски, противогазы, предохранительные монтерские пояса, страховочные канаты, монтерские когти.

Весь персонал энегообъектов, организаций должен быть практически обучен способам оказания первой медицинской и экстремальной реанимационной помощи, а также приемам оказания первой помощи пострадавшим непосредственно на месте происшествия.

12.2 Мероприятия по защите окружающей среды

Основным из путей решения экологических задач в мире общепризнан экологический менеджмент. В самом общем виде экологический менеджмент можно определить как разностороннюю комплексную деятельность, направленную на реализацию экологических целей, проектов и программ.

Промышленно развитые страны в 1970-х гг. предприняли природоохранные меры законодательного и нормативного характера, применили экологически ориентированные методы управления. Развитие этих работ потребовало создание стандартов, определяющих единую методологию их проведения.

Таким образом, одним из способов повышения конкурентоспособности продукции комбината и доступа ее на международный рынок является разработка, внедрение и сертификация органом по сертификации системы управления окружающей средой предприятия.

Международной организацией по стандартизации (ИСО) разработана серия стандартов в области экологического управления. Основным стандартом ИСО 14001 - «Системы управления окружающей средой».

На подстанциях должны приниматься меры предупреждения или ограничения прямого и косвенного воздействия на окружающую среду выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и сбросов сточных вод в водные объекты, снижения звукового давления и сокращения потребления воды из природных источников.

Весь технологический процесс подстанции (передача, распределение и трансформация электроэнергии) не оказывает сильного негативного влияния. Однако, экологическую опасность представляет масло, находящееся в трансформаторах и выключателях. Предприятия, на которых при эксплуатации электроустановок образуются токсичные отходы, должны обеспечивать их своевременную утилизацию, обезвреживание и захоронение. Нельзя допустить утечки масла, так как это может привести не только к аварийному режиму, но и к загрязнению почвы и грунтовых вод. Первостепенной задачей предприятия является соблюдение мер предосторожности при выбросе вредных веществ в атмосферу. В настоящее время на подстанциях, в том числе и на РП-7-2, переходят на вакуумные выключатели типа BB/TEL, которые являются более безопасными в экологическом плане, а на крупных подстанциях переходят от масляных трансформаторов к сухим, где в качестве охлаждающей среды выступает воздух, который может либо циркулировать естественным путем, либо с помощью вентилятора. Вакуумные выключатели типа BB/TEL не представляют опасности для окружающей среды и здоровья людей после окончания срока службы.

Подстанции, как правило, должны располагаться на непригодных для сельскохозяйственного использования землях, на незаселенной территории, занятой кустарниками и малоценными насаждениями, вне площадей залегания полезных ископаемых. Подстанции должны размещаться с учетом наиболее рационального использования земель и перспективы последующего расширения.

На Новолипецком металлургическом комбинате ежегодно проводятся меры по защите окружающей среды, к ним относятся: усовершенствование старых или строительство новых очистных сооружений, профилактические работы.

При проектировании подстанции необходимо учитывать и экологический аспект. В проектах строительства подстанции учитываются затраты на снятие, хранение и транспортировку плодородного слоя почвы, а также затраты на возмещение убытков землепользователей, связанных с изъятием земельного участка.