Характеристика трансформаторной подстанции "Россь" Волковысского района Гродненской области

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Объектом разработки данного проекта является питающая подстанция напряжением 220/110/10 кВ. Цель работы: спроектировать питающую подстанцию напряжением 330/110/10 кВ. Основная задача эксплуатации данной подстанции состоит в обеспечении бесперебойного и качественного электроснабжения потребителей при наименьших материальных, трудовых и денежных затратах. Отмеченная задача решается путем выполнения технического обслуживания, капитальных и текущих ремонтов, своевременной ликвидации повреждений, оперативного ведения режимов, разработки и выполнения планов реконструкции и развития подстанции. При выработке конкретных рекомендаций по повышению эффективности технического обслуживания и ремонта подстанции необходимо учитывать особенности ее конструктивного исполнения, схемы сети и режимы работы подстанции.

При формировании структуры питающей подстанции необходимо учитывать следующее:

1. Нормальные режимы. Так как они наиболее длительны по времени, ими определяются экономические показатели.

2. Аварийные режимы. Они должны обеспечивать способность перехода в устойчивое состояние при возникновении каких-либо возмущений.

3. Ремонтные и послеаварийные режимы. По ним определяют требования к обеспечению надежности электроснабжения.

4. Ограничение токов короткого замыкания до целесообразных значений. Решение этой задачи влияет на экономические показатели и тяжесть аварийных режимов.

5. Защита от грозовых и коммутационных перенапряжений влияет на надежность функционирования.

6. Принципы построения релейной защиты, системной и сетевой автоматики также связаны с надежностью электроснабжения.

7. Организация безопасного обслуживания подстанции, которая включает возможность производства переключений для изменения схемы сети, выполнения работ под напряжением.

Задачи дипломного проектирования определили и его структуру. Дипломный проект состоит из перечня условных обозначений и основных терминов, используемых в работе. Во введении заявлена тема проекта, формулируются задачи. В основной части расчетно-пояснительной записки рассматриваются следующие вопросы: выбор мощности трансформаторов трансформаторной подстанции; расчет токов короткого замыкания и выбор основного оборудования подстанции; релейная защита и автоматика элементов подстанции; грозозащита и заземление подстанции; методы и средства ограничения токов короткого замыкания; охрана труда; технико-экономические показатели. В заключительной части представлены основные выводы проекта. В дипломную работу включен список использованных источников. Графическая часть дипломного проекта включает схему электрических соединений подстанции; схему собственных нужд подстанции; план и разрезы подстанции; схемы грозозащиты и заземления подстанции; релейную защиту и автоматику некоторых элементов подстанции; технико-экономические показатели.

1.ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

1.1 Производственная характеристика объекта проектирования

Трансформаторная подстанция «Россь» являетс одной из ключевых подстанций Гродненской энергосистемы. Экономическая энергия является наиболее удобным и дешевым видом энергии. Огромную роль в системах энергоснабжения играют электрические подстанции. Они являются важным звеном в системе электроснабжения. При проектировании подстанции стараются использовать типовые решения, схемы и элементы, что приводит к унификации оборудования подстанции и как следует к удешевлению обслуживания и проектировочной стоимости. Развитие промышленности и сельского хозяйства требует надежного и качественного электроснабжения. Этот фактор определяет необходимость развития энергосистемы.

Гродненская энергосистема образована в 60-х годах. Одной из подстанций, входящих в состав энергосистемы является подстанция 220/110/10 кВ «Россь».

Питание подстанции может осуществляться по линии 220кВ «Береза-Россь №1» или по линии 220кВ «Береза- Россь №2» в зависимости от режима работы энергосистемы.

ОРУ-220кВ выполнено по схеме с двумя рабочими и обходной системой шин. В качестве коммутационных аппаратов установлены воздушные выключатели ВВН-220, Установленные в 1967 году. Выключатели выработали свой ресурс. Наряду с этим, обслуживание и ремонт приводит к большим капитальным вложениям.

1.2 Обоснование целесообразности реконструкции подстанции

В любой энергосистеме при передаче электроэнергии происходят потери мощности. Одним из путей уменьшения потерь являются повышение напряжения. Для Гродненской энергосистемы характерны, в основном, протяженные линии с достаточно небольшой нагрузкой. Поэтому наиболее предпочтительным является напряжение 330кВ.В перспективе развития энергосистемы на Березовской ГРЭС планируется замена ОРУ-220кВ на ОРУ-330кВ, строительство воздушных линий 330кВ, включение подстанции в рассечку линии 330кВ. Это позволит отказаться от эксплуатации линий 220кВ. соответствующего оборудования. При этом будет произведено применение современного цифрового оборудования для релейной защиты и автоматики элементов подстанции отечественного и зарубежного производства. Будет произведена замена устаревшего оборудования, уменьшатся расходы на эксплуатацию и ремонт оборудования, уменьшатся потери при передаче электроэнергии.

С учетом этих фактов становится целесообразным перевод питания подстанции «Россь» на напряжение 330кВ.

2.ОБЩАЯ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выбор мощности трансформаторов трансформаторной подстанции

При выборе схемы распределительного устройства подстанции учитываем:

1. Число присоединений

-две линии - по заданию;

-два трансформатора - по требованию электроснабжения электроприемников различной категории [1];

2. Требования: надежности электроснабжения потребителей и обеспечения транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтных и послеаварийных режимах [2], простоты, наглядности и экономичности [3].

Исходя из этих требований, применяем типовую схему электрических соединений для РУ - 330 кВ типа «четырехугольник», рисунок 1.1 [3].

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.1 - Схема четырехугольника

Схема применяется (как типовая) на напряжении 330 кВ для всех подстанций, присоединенных к сети по двум ВЛ.

Для РУ - 110 кВ выбираем схему: две несекционированные системы шин с обходной по данным количества присоединений (7 ВЛ) и расчетной нагрузки (1,4 SАТ = 280 МВ·А) (рис. 1.2) [3]. Для РУ - 10 кВ выбираем типовую схему: одна секционированная система шин с количеством линий 10 кВ - 10 штук, рисунок 1.3 [3].

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.2 - Две несекционированные системы шин с обходной

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.3 - Одна секционированная система шин

Расчетные условия для выбора проводников и аппаратов по продолжительным режимам работы [4].

Для АТ подстанции со стороны ВН и СН:

IНОРМ = (1.1)

IМАХ = (1.2)

На стороне НН:

IНОРМ = (1.3)

где S'Н - наибольшая перспективная нагрузка на стороне СН,

S'НОМ.Т - номинальная мощность трансформатора.

IМАХ = 2 IНОРМ, (1.4)

IНОРМ.330 =

IМАХ.330 =

IНОРМ.110 =

IМАХ.110 =

IНОРМ.10 =

IМАХ.10 = 2 · 4,755 = 9,51 кА,

S'Н = (1.5)

Для ТСН на стороне ВН и НН:

IНОРМ.10 =

IМАХ.10 =

IНОРМ.0,4 =

2.2 Выбор АТ

В условиях, когда возможны перетоки мощности из сети СН и ВН в сеть НН, и в случаях присоединения к обмотке НН потребителей, требуется проверка загрузки общей обмотки автотрансформатора по формуле [3]:

S0 = б · S1 + S3 ? б SНОМ, (1.6)

где S0 - загрузка общей обмотки;

S1, S3 - соответственно загрузка обмотки ВН и НН;

SНОМ - номинальная мощность АТ;

б - коэффициент выгодности АТ.

б = (1.7)

где U1 - ВН; U2 - СН,

б = = 0,666,

б · S НОМ = 0,666 · 200 = 133,333 МВ·А,

б · S1 + S3 = 0,666 · 140 + 40 = 133,333 МВ·А,

133,3 = 133,3 выбираем АТ с мощностью 200 МВ·А.

Если выбрать АТ мощностью 125 МВ·А, тогда

б · S НОМ = 0,666 · 125 = 83,33 МВ·А, что < 133,333 МВ·А,

или проверяем по условию: ток в общей обмотке не должен превышать номинальный [5]:

IО = ? (1.8)

IНАГР = = 0,699818507 кА,

IНОМ = = 0,699818507 кА,

IНАГР = IНОМ (условие выполняется).

При одном отключенном АТ в послеаварийных режимах обеспечение энергией всех потребителей, допустимая перегрузка [6]:

SНАГР ? КПЕР.SАТ, (1.9)

SНАГР = , (1.10)

SНАГР = = 164,7 МВ·А,

КПЕР.SАТ = 1,4 · 200 = 280 МВ·А,

164,7 < 280 (условие выполняется).

Для нормальной работы электрооборудования подстанции и снабжения электропотребителей выбираем автотрансформатор АТДЦТН - 200000/330/110/11 [7].

PХ = 155 кВт, iХ = 0,45 %, SАТ = 200 МВ·А,

РК В-С = 740 кВт, UК В-С = 10,5 %, SНН = 80 МВ·А.

РК В-Н = 400 кВт, UК В-Н = 38 %,

РК С-Н = 350 кВт, UК С-Н = 25 %,

Емкость обмоток: ВН = 17500 пФ, НН = 26500 пФ.

А - автоматический;

Т - трехфазный;

ДЦ - охлаждение с принудительной циркуляцией масла и воздуха;

Т - трехобмоточный;

Н - с регулированием напряжения под нагрузкой.

2.3 Выбор ВДТ

При заданной нагрузке на стороне низшего напряжения 40 МВт выбираем регулировочный трансформатор ЛТДН - 40 000/10.

UН = 11 кВ; ± 1,65 кВ,

IН = 2099 А,

UК = 10,6 - 92,2 %,

IХ = 2,5 - 3,5 %,

PХ = 7 - 20 кВт,

PК = 70 кВт.

Л - линейный;

Т - трехфазный;

Д - вид системы охлаждения;

Н - переключение ответвлений под нагрузкой;

40 000- проходная мощность, кВ·А.

2.4 Выбор ТСН

Ориентировочные значения среднегодового расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций приведены в [3] и соответствуют напряжению 330 кВ:

-электроэнергия 800 - 2200 тыс. кВт/ч;

-электрическая нагрузка 160 - 440 кВт.

Выбираем двухобмоточный трансформатор: ТМ - 400/10/0,4 - 3 штуки.

2.5 Выбор реактора

РХ = 1,05 кВт, РК = 5,5 кВт, UК = 4,5 %, iХ = 2,1 % [3].

Реактор наружной установки РБНГ - 10-2500-0,25 УЗ [8].

UН = 10 кВ, IДД = 2150 А, ХНОМ = 0,25 Ом, ?Р = 16,1 кВт, IЭЛ.ДИН. = 49 кА,

IТЕРМ.СТ. = 19,3 кА, ф = 8 с.

Р - реактор;

Б - бетонный;

Н - наружной установки;

Г - горизонтальная установка фаз.

Выбираем реактор по пропускной способности ВДТ: при IН ВДТ = 2099 А IНР = 2150 А.

По рекомендациям [5] выбираем реактор с наибольшим индуктивным сопротивлением.

Согласно расчету выбранное оборудование должно удовлетворять нормальному режиму работы системы.

2.5 Расчет токов короткого замыкания и выбор основного оборудования подстанции

Расчет токов короткого замыкания производим в относительных единицах аналитическим методом по рекомендациям [9].

Принимаем SБ = 1000 МВ·А, UБ = Uср.ном.; IБ = . (2.1)

Произведем расчет сопротивления элементов схемы (рисунок 2.1) и составим схему замещения (рисунок 2.2).

U_cp1=340кВ К1

АТ-1 АТ-2 К2

U_ср2=115кВ

ВДТ-1 ВДТ-2

Р Р

К3

U_ср3=10,5кВ

ТСН-1

ТСН-2

U_ср4=0,4 кВ К4

Рисунок 1.4 - Расчетная схема

АТ-1,2: АТДЦТН-200000/330/110/11,UК В-С = 10,5 %,UК В-Н = 38 %,UК С-Н = 25 %; ВДТ-1,2: ТДНЛ-40000/10, UК = 10,6 %;

ТСН-1,2: ТМ-400/10/0,4, UК = 4,5 %, SС = 2000 МВ·А, Х*С = 0,5 - 0,7, ЕС = 1.

Сопротивление системы:

Х*С = (2.2)

SС = 2000 МВ·А, Х*С = 0,5,

Х*С = 0,5 · = 0,25.

Сопротивление трансформаторов:

АТ: Х*i = (2.3)

где i = В, С, Н; SНН = 0,4 SН.

UКВ = 0,5 (UК В-С + UК В-Н - UК С-Н) %, (2.4)

UКС = 0,5 (UК В-С + UК С-Н - UК В-Н) %, (2.5)

UКН = 0,5 (UК В-Н + UК С-Н - UК В-С) %, (2.6)

Х*В =

Х*С =

Х*Н =

ВДТ: Х* = (2.7)

Х* =

Х* =

Х* =

ТСН: Х* = (2.8)

Х* =

Сопротивление реактора:

Х*Р = ХLR · (2.9)

Х*Р =

Сопротивления нагрузки:

Х* = Х*Н (2.10)

Х*Н = 0,35,

Х*110 =

Х*10 =



Е₁=0,85 Е₂=0,85

Е₃=0,85 Е₄=0,85

Е₅=0,85 Е₆=0,85

Рисунок 1.5 - Схема замещения

Аналитический расчет сверх переходного режима КЗ.

Точка К1: шины 330 кВ

UБ = UСР.Н. = 340 кВ, SБ = 1000 МВ·А,

IБ = (2.11)

Преобразуем схему замещения:

Х18 = Х19 =

Х20 = Х21 = Х5 + Х9 = 0 + 5 = 5,

Х22 = Х23 =

Х24 =

Периодическая составляющая тока КЗ в точке К1 в начальный момент времени:

-энергосистемы:

I*П.0.с = , (2.12)

IП.0.с = I*П.0.с · IБ, (2.13)

IП.0.с = 4 · 1,698 = 6,792 кА.

-нагрузки:

I*П.0.н = , (2.14)

IП.0.н = I *П.0.н · IБ, (2.15)

IП.0.н = 0,3442 · 1,698 = 0,584 кА.

Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ:

IП.0.? = IП.0.с + IП.0.н, (2.16)

IП.0.? = 6,792 + 0,584 = 7,376 кА.

Ударный ток:

(2.17)

а)

б)

в)

Рисунок 1.6 - Схема замещения

Аналогично рассчитаем токи короткого замыкания и для других точек КЗ. Результаты расчетов сведем в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 - Результаты расчетов токов КЗ

Точка КЗ	Источник	SН, МВ·А	XРАСЧ.	I*п0	I*п0, кА	KУ	IУ, кА
1 СШ - 330	Система	2000	0,25	4,0	6,792	1,78	17,0975
	Нагрузка АТ - 1, 2	140+20	2,4694	0,3442	0,58445	1,93	1,594
	Суммарное значение			4,3442	7,3764		18,692
2 СШ - 110	Система	2000	0,825	1,204	6,044	1,78	15,215
	Нагрузка НН АТ - 2	20	33,549	0,025	0,1255	1	0,178
	Нагрузка СН АТ - 2	70	5	0,17	0,8534	1,93	2,329
	Суммарное значение			1,399	7,0229		17,719
3 СШ - 10	Система	2000+70+20	22,261	0,0446	2,452	1,935	6,7099
	Нагрузка 110 АТ - 2	70	134,841	0,0063	0,346	1,85	0,9052
	Нагрузка 10 АТ - 2	20	17,5	0,0486	2,672	1,369	5,1731
	Суммарное значение			0,0995	5,47		12,7882
4 СШ - 0,4	Система	2000	254,41	0,00382	5,514	1,935	15,089
	Нагрузка 10 АТ - 2	20	233,06	0,00365	5,268	1,8	13,41
	Суммарное значение			0,00747	10,782		28,499

Периодическая составляющая тока КЗ в точке К1 для момента времени

t = ф = 0.07с:

-энергосистемы:

IП.ф.с = IП.0.с = 6,792 кА, (2.18)

-нагрузки:

IП.ф.н = IП.0.н · ?-ф/Тн , (2.19)

IП.ф.н = 0,584 · ? -0,07/0,14 = 0,354 кА,

где tС.В. - собственное время отключения выключателя, с;

ф - расчетный момент времени, с; ф = tС.В. + 0,01, ф = 0,06 + 0,01 = 0,07 с.

ТН - постоянная времени затухания периодической составляющей тока КЗ[4].

Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ для момента времени t = ф = 0.07с:

IП.ф? = IП.ф.с + IП.ф.н , (2.20)

IП.ф? = 6,792 + 0,354 = 7,146 кА.

Апериодическая составляющая тока по ветвям КЗ:

-энергосистемы:

iа.ф.с = v2IП.0.с ?-ф/Та , (2.21)

iа.ф.с = v2 · 6,792 · ? -0,07/0,14 = 1,669 кА,

-нагрузки:

iа.ф.н = v2IП.0.н ?-ф/Та, (2.22)

iа.ф.н = v2 · 0,584 · ? -0,07/0,14 = 0,501 кА,

где Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ [5].

Суммарное значение апериодической составляющей тока КЗ для момента времени t = ф = 0.07с:

Iа.ф? = iа.ф.с + iа.ф.н, (2.23)

Iа.ф? = 1,669 + 0,501 = 2,17 кА.

Нормированное относительное значение апериодической составляющей вН определяем по кривой [5]:

вН = 20 % для ф = 0.07с.

Тепловой (термический) импульс тока КЗ:

ВК = I2П.0.?(tОТКЛ + Та), (2.24)

где tОТКЛ - время отключения выключателя, tОТКЛ = tР.З. + tО; tР.З. - время действия основной релейной защиты данной цепи, tО - полное время отключения выключателя.

ВК = 7,3762 · (0,35 + 0,14) = 26,659 кА·с.

Точки короткого замыкания К2 - 4 рассчитываем по аналогии К1 и результаты расчетов сведем в таблицу 1.2.

Таблица 1.2 - Результаты расчетов точек КЗ

Точка КЗ Расчетное значение	К1	К2	К3	К4
UНОМ., кВ	330	110	10	0,38
UР. МАХ., кВ	340	115	10,5	0,4
IР.МАХ, А	288,2	865	2717	706
IП.ф, кА	7,146	6,641	2,703	8,219
v2 IП.ф+iа.ф, кА	16,433	15,416	10,156	15,642
IП.0, кА	7,376	7,022	5,47	10,782
iУ, кА	18,692	16,8	12,788	28,499
ВК, кА·с	26,659	24,161	14,96	45,92
IНОРМ, А	245	735	4755	425
IМАХ, А	490	1470	9510	851

2.6 Расчетные условия для выбора электрических аппаратов

Электрические аппараты выбираются по расчетным условиям нормального режима с последующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах. Все электрические аппараты выбираются по номинальному напряжению, роду установки и конструктивному исполнению. По номинальному току выбираются те аппараты, по которым протекают рабочие токи. Кроме того, каждый аппарат в зависимости от его назначения дополнительно оценивается по ряду специфических параметров, приведенных в [5].

Таблица 1.3 - Расчетные условия для выбора электрических аппаратов

Параметры	Расчетные величины	Номинальные (каталожные) величины	Условия для выбора и проверки
1	2	3	4
Выключатели, разъединители
Номинальное напряжение	Uр макс	Uн	Uн?Uр макс
Номинальный ток	Iр макс	Iн	Iн?Iр макс
Номинальный ток отключения: симметричный (эффективное значение); ассиметричный (максимальное значение)	Iпф v2 Iпф+iаф	Iн откл v2 Iн откл(1+вн)	Iн откл? Iпф v2 Iн откл(1+вн)? ?v2 Iпф+iаф
Номинальный ток динамической стойкости: симметричный (эффективное значение); ассиметричный (максимальное значение)	Iп0 iу	Iдин с iмакс	Iдин с? Iп0 iмакс? iу
Тепловой импульс КЗ (термическая стойкость)	Вk	It, tt	I2t·tt?Вk
Предохранители
Номинальное напряжение	Uр макс	Uн	Uн?Uр макс
Номинальный ток	Iр макс	Iн	Iн?Iр макс
Номинальный ток отключения	Iп0	Iн откл	Iн откл? Iп0
Реакторы
Номинальное напряжение	Uр макс	Uн	Uн?Uр макс
Номинальный ток	Iр макс	Iн	Iн?Iр макс
Индуктивное сопротивление	Хр	Хн	Хн? Хр
Номинальный ток динамической стойкости	iу	iмакс	iмакс? iу
Тепловой импульс КЗ (термическая стойкость)	Вk	It, tt	I2t·tt?Вk
Короткозамыкатели
Номинальное напряжение	Uр макс	Uн	Uн?Uр макс
Номинальный ток динамической стойкости	iу	iмакс	iмакс? iу
Тепловой импульс КЗ (термическая стойкость)	Вk	It, tt	I2t·tt?Вk
Трансформаторы тока
Номинальное напряжение	Uр макс	Uн	Uн?Uр макс
Номинальный первичный ток	Iiр	Iiн	Iiн? Iiр
Номинальный вторичный ток	I2р	I2н	I2н? I2р
Класс точности	Nдоп,%	Nном,%	Nном,%? Nдоп,%
Номинальная вторичная нагрузка	S2р	S2н	S2н?S2р
Кратность тока динамической стойкости	i у	Кдин	Кдин?ly/(v2I1H)
Кратность односекундного тока термической стойкости	Вk	К1с	(К1с· I1н)2? Вk
Трансформаторы напряжения
Номинальное первичное напряжение	U1р макс	U1н	U1н?U1р макс
Класс точности	Nдоп,%	Nном,%	Nном,%? Nдоп,%
Номинальная мощность вторичной обмотки	S2р	S2н	S2н?S2р

2.7 Выбор основного оборудования подстанции

Все элементы распределительного устройства электрической подстанции должны надежно работать в условиях длительных нормальных режимов, а также обладать достаточной термической и динамической стойкостью при возникновении самых тяжелых КЗ. На основании рекомендаций [5, 10] произведем выбор основного оборудования подстанции по [8] и сведем его в таблицы 1.4. - 1.8.

Таблица 1.4 - Выбор выключателей

UН, кВ	Тип	Номинальные величины/Расчетные величины
		UР.МАХ, кВ	IН, А	IН.ОТКЛ, кА	IДИН, кА	iМАХ, кА	It tt, кА/с
330	ВГУ-330Б-40/3150У1	363	3150	40	40	102	40/3
110	ВГТ-110II-40/2500У1	126	2500	40	40	102	40/3
10	ВВЭ-10-31/630	12	630	31,5	31,5	80	31,5/3
	ВВЭ-10-31/3150	12	3150	31,5	31,5	80	31,5/3
0,38	ВА 88	0,5	200	20	-	-	-
	ВА 08	0,6	1600	40	-	-	-

Таблица 1.5 - Выбор разъединителей

UН, кВ	Тип	UР.МАХ, кВ	IН, А	IДИН, кА	iМАХ, кА	It tt, кА/с
330	РНД31-330/3200 У1	363	3200	-	160	63/2
	РНД32-330/3200 У1	363	3200	-	160	63/2
110	РНД31-110/2000	110	2000	-	100	40/3
	РНД32-110/2000	110	2000	-	100	40/3
10	РВРЗ-1-12/4000	12	4000	125	-	45/1
	РВЗ-11/630	12	630	52	-	20/4
	ЗР-10У3	12	-	51	-	20/1
0,38	РБ 31	0,66	100	10	-	16/1
	РБ 32	0,66	250	20	-	64/1
	Р 2315	1	1600	50	-	1000/2
	РЕ 13-41	0,66	1000	85	-	-

Таблица 1.6 - Выбор трансформаторов тока

UН, кВ	Тип	UР МАХ, кВ	I1Н, А	I2Н,кА	Класс точности	IДИНкА	It tt, кА/с
330	ТФУМ 330А	363	2000	5	0,5/10Р/10Р/10Р	198	77,2/2
	ТВТ-330-2000/1	330	2000	1	-	-	50/3
110	ТГФ-110У1	126	2000	1	0,5/10Р/10Р/10Р	170	60/3
	ТВТ-110-2000/1	110	2000	1	-	-	50/3
10	ТЛО-10	12	5000	5	0,5/10Р	-	К1С35/3
	ТЛО-10	12	500	5	0,5/10Р	-	К1С35/3
	ТВТ-10-12000/5	10	1200	5	-	-	28/3
	ТЗР-10	10,5	-	1	-	165	0,14/1

Таблица 1.7 - Выбор трансформаторов напряжения

UН, кВ	Тип	UР.МАХ, кВ	Класс точности	S2Н, В·А	Схема соединения
330	НКФ-330-73 У1	363	330000/v3 100/v3 100	2000	1/1/1-0-0
110	НКФ-110-83 У1	126	110000/v3 100/v3 100	2000	1/1/1-0-0
10	НАМИТ-10	12		-	-

Таблица 1.8 - Выбор реакторов

UН, кВ	Тип	IДД, А	ХН, Ом	IДИН.С, кА	It tt, кА/с
10	РБНГ 10-2500-0,25У3	2150	0,25	49	19,3/8

В соответствии с расчетами токов КЗ выбрано основное оборудование, которое может работать как в номинальном, так и в аварийном режимах работы без повреждений.

2.9 Грозозащита подстанции

Одним из важных условий бесперебойной работы электрической подстанции является обеспечение надежной грозозащиты (молниезащиты) ее электрооборудования. Правильно выполненная грозозащита надежно защищает объект и тем самым значительно повышает его эксплуатационные показатели. Затраты на устройство грозозащиты по сравнению с общими затратами на строительство подстанции весьма незначительны (не более 0,5 %).

При разработке системы грозозащиты для подстанций следует пользоваться рекомендациями ПУЭ [1]. Следуя данным рекомендациям, защита от прямых ударов молнии на подстанции напряжением 220 кВ и выше должна быть выполнена стержневыми молниеотводами, устанавливаемыми, как правило, на конструкциях ОРУ. В состав стержневого молниеотвода входят четыре конструктивных элемента: молниеприемник, несущая конструкция, токопровод и заземлитель. Если функции несущей конструкции выполняют порталы, в качестве заземлителя используется общее заземляющее устройство ОРУ. Отдельно стоящие молниеотводы имеют обособленный заземлитель.

Установка отдельно стоящих молниеотводов с обособленным заземлителем повышает надежность грозозащиты, но дороже установки молниеотводов на порталах ОРУ [5]. При установке отдельно стоящих молниеотводов расстояние в земле между обособленным заземлителем и ближайшей к нему точкой заземляющего контура должно быть не менее 3 м. Аналогично расстояние по воздуху от молниеотвода до токоведущей части ОРУ должно быть не менее 5 м. Сопротивление обособленного заземлителя не должно превышать 25 Ом. Отдельно стоящие стержневые молниеотводы выполняют также функции прожекторных мачт. Их устанавливают по углам площадки ОРУ независимо от наличия молниеотводов на порталах и учитывают при построении защитной зоны ОРУ [5].

Согласно руководящим указаниям в ОРУ 110 и 330 кВ молниеотводы устанавливаем на порталах. Отдельно стоящие стержневые молниеотводы устанавливаем по углам и периметру площадки ОРУ. На основании вышеизложенного нужно выбрать в соответствии с [23]:

-тип молниеотводов: металлический в виде составных решетчатых конструкций;

-количество: 6 штук;

-взаимное расположение: по углам и периметру площадки ОРУ;

-высоту: 38 м.

Расчет молниезащиты ОРУ ведется по данным [5]. Для защиты ОРУ применяются многократные молниеотводы, расположенные в вершинах квадратов или в шахматном порядке. В результате общая зона защиты ОРУ слагается их ряда зон защиты трех или четырех молниеотводов одинаковой высоты. Очертание внешней зоны защиты определяем по формуле:

rХ = (4.1)

где rХ - радиус зоны защиты; hМ, hХ, hа = hМ - hХ - высота соответственно молниеотвода, защищаемого объекта, активная высота молниеотвода; Кh - поправочный коэффициент для высоких молниеотводов, Кh = 1 при hМ = 30 м;

при 30 ? hМ ? 100 м Кh =

В общем случае радиус защитной зоны определяется соответственно на высоте расположения токоведущих частей электрических аппаратов, сборных шин и проводов ячейки. Высота их расположения определяется высотой шинных и ячейковых порталов ОРУ. Очертание верхней границы совпадает с зоной двукратного молниеотвода и имеет вид дуги окружности, причем расстояние:

rh = (4.2)

где а - расстояние между молниеотводами, определяемое из конструктивного чертежа ОРУ.

Внешняя граница образуется двумя отрезками прямых, причем расстояние rq, равное половине наименьшей ширины зоны двукратного молниеотвода, определяется по кривым [23] или по формуле:

rq ? rх · (4.3)

Образующий внутренний многоугольник также защищен достаточно надежно, если диаметр окружности:

D ? 8 · hа · Кh.

Расчет зон защиты молниеотводов

Очертание внешней зоны защиты по (4.1) при значениях:

hМ = 36,5 м, hХ = 15 м, hа = 36,5 - 15 = 21,5 м, Кh = 0,907 [23],

rХ =

Очертание верхней границы по (4.2) при а = 48 м:

rh =

Расстояние по (4.3):

rq ? 22,1 ·

Построение, выполненное в графической части, доказывает, что порталы и шинные мосты входят в защитную зону молниеотводов, установленных на ячейковых порталах ОРУ.

2.10 Заземление подстанции

Различают три вида заземления: рабочее, защитное и заземление молниезащиты [24]. Рабочее заземление сети - это соединение с землей некоторых точек сети для снижения уровня изоляции элементов электроустановки, эффективной защиты сети разрядниками от атмосферных перенапряжений, упрощения релейной защиты от однофазных КЗ, возможности удержания поврежденной линии в работе. Защитное заземление - это заземление всех металлических частей установки, которые нормально не находятся под напряжением, но могут оказаться под ним при повреждении изоляции. Защитное заземление выполняется для того, чтобы повысить безопасность эксплуатации, уменьшить вероятность поражения людей и животных электрическим током в процессе эксплуатации электрических установок. Заземление молниезащиты предназначено для отвода в землю тока молнии и атмосферных перенапряжений от молниеотводов, защитных тросов и разрядников и для снижения потенциалов отдельных частей установки по отношению к земле. При заземлении подстанции необходимо учитывать все три вида заземлений. Рабочее и защитное заземления должны выполнять свое назначение в течение всего года, заземление грозозащиты - только в грозовой период.

Заземляющее устройство любого вида состоит из заземлителя, располагаемого в земле, и проводника, соединяющего заземляемый элемент установки с заземлителем. Заземлитель может состоять из одного или многих вертикальных и горизонтальных электродов и характеризуется сопротивлением, которое окружающая земля оказывает стекающему току. Сопротивление заземлителя определяется отношением потенциала заземлителя к стекающему с него току.

2.11 Конструктивное исполнение устройств заземления ОРУ

Общее заземляющее устройство ОРУ в общем случае образуется естественными и искусственными заземлителями, а также заземляющими проводниками. При устройстве заземлителя, в первую очередь, используем естественные заземлители. Согласно [23] в качестве естественных заземлителей рекомендуется использовать:

1) заземлители опор высоковольтных линий, соединенные с заземляющим устройством при помощи грозозащитного троса линии;

2) свинцовые оболочки кабелей, проложенных в земле;

3) проложенные в земле водопроводные и другие металлические предметы, за исключением трубопроводов горючих жидкостей и взрывных газов;

4) металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, находящиеся в соприкосновении с землей.

Согласно ПУЭ [1] допустимое сопротивление растеканию для ОРУ 110 - 750 кВ должно составлять в любое время года не более 0,5 Ом, включая сопротивление естественных заземлителей.

Искусственные заземлители выполняем в виде сетки из проводников, уложенных в землю горизонтально на глубине 0,7 м. Сетку дополняем вертикальными проводниками длиной 5 м, погружаемыми в землю, по возможности, равномерно по периметру сетки. Для горизонтальных проводников заземлителя применяем сталь круглого сечения диаметром не менее 8 мм или стальные полосы сечением не менее 40Ч4 мм2. Вертикальные проводники выполняем из круглой стали диаметром 12 мм.

Также у молниеотводов устанавливаем вертикальные электроды. Рекомендуемое расстояние между вертикальными заземлителями аВ в зависимости от их длины ?В и площади искусственного заземлителя S выбираем из [5]. При площади круга S = рR2 = 113,097 мм2, диаметре 12 мм принимаем ?В = 5 м.

(4.5)

Электрические аппараты и конструкции ОРУ, подлежащие заземлению, присоединяем к сетке с помощью спусков на глубине не менее 0,3 м. Продольные горизонтальные заземлители прокладываем вдоль осей оборудования на расстоянии 0,8…1,0 м от фундамента или основания оборудования. Поперечные заземлители сетки прокладываем в удобных местах между оборудованием. Расстояние между ними принимаем увеличивающимся от периферии к центру заземляющей сетки. При этом первое и последующие расстояния, начиная от периферии, не должны превышать соответственно 4,0; 5,0; 6,0; 7,5; 9,0; 11,0; 13,5; 16,0; 20,0 м [5]. Прокладка продольных и поперечных горизонтальных заземлений обязательно проходит вблизи мест расположения заземляемых нейтралей трансформаторов, вентильных разрядников и молниеотводов при их установке на порталах ОРУ.

Размеры ячеек заземляющей сетки, примыкающих к местам присоединений нейтралей силовых трансформаторов к заземляющему устройству, не должны превышать 6Ч6 м2. Расстояние от границ заземлителя до забора ОРУ - 3 м и более. При этом металлические части забора не присоединяются к заземлителю во избежание выноса его потенциала за пределы территории.

2.12 Расчет заземляющего устройства

Произведем расчет заземляющего устройства. Он заключается в определении общего количества и длины вертикальных заземлителей по [5].

При выполнении расчета заземляющего устройства принимаем с1 = 600 Ом·м, с2 = 350 Ом·м, толщина слоя сезонных изменений Н = 2 м [25].

Расчет сопротивления заземлителя в неоднородном грунте (с1 ? с2) произведем по эквивалентному удельному сопротивлению сЭК, при котором сопротивление заземлителя имеет то же значение, что и в неоднородном грунте [25]. Сопротивление заземляющего устройства ОРУ определяется параллельным сложением сопротивлений естественного RЕ и искусственного RИ заземлителей.

Расчетное значение RИ определяется по эмпирической формуле:

RИ РАСЧ ? сЭК (4.6)

где n - число вертикальных заземлителей; ?в - длина одного вертикального заземлителя; S - площадь ОРУ; Lг - общая протяженность горизонтальных заземлителей (определяется по плану ОРУ); А - коэффициент, зависит от отношения ?в/vS [5].

Принимаем:

Lr ? 1670 м;

?в = 5 м;

?в/vS = 0,0446, тогда А ? 0,4.

Действительный план заземляющего устройства преобразуем в расчётную квадратную модель [4] со стороной

vS = v110 · 114 = 112 м.

Число ячеек по стороне квадрата:

m = (4.7)

m =

принимаем m = 7.

Длина полос в расчётной модели:

Lг' = 2vS · (m + 1), (4.8)

Lг' = 2 · 112 · (7 + 1) = 1792.

Длина сторон ячейки:

b = (4.9)

b =

Число вертикальных заземлителей по периметру контура при а/?в = 4:

n = (4.10)

n =

принимаем n = 22.

Общая длина вертикальных заземлителей:

Lв = ?в · n = 5 · 22 = 110 м. (4.11)

Относительная глубина:



Тогда :

А = 0,444 - 0,84 · (?в + t) / vS, (4.12)

А = 0,444 - 0,84 · (5 + 0,7) / 112 =0,40125.

Для и

определяем эквивалентное удельное сопротивление сэ:

Определяем RИ РАСЧ по (4.6):

Так как RИ РАСЧ > RЗ ДОП, необходимо принять меры для его снижения путем использования естественных заземлителей или путем расширения заземляющего устройства за пределы подстанции.

Определяем величину сопротивления естественных заземлителей системы, где: активное сопротивление грозозащитного троса RТ марок ТК 70 и ТК 50 соответственно RТ 70 = 2,3 Ом/км, RТ 50 = 3,7 Ом/км [7]; длина пролета ?ПР 330 = 425 м, длина пролета ?ПР 110 = 380 м; допустимое сопротивление заземляющих устройств опор воздушной линии RНАИБ. = 15 Ом (при сЭ от 100 до 500 Ом·м) [1]; допустимое сопротивление кабельной линии RК ДОП = 10 Ом [1]



Сопротивление одного грозозащитного троса найдем по формуле:

RТ = (4.13)

RТ 330 =

RТ 110 =

R'Т 330 =

R'Т 110 =

Общее сопротивление грозозащитных тросов:

RT = (4.14)

RT =

Сопротивление кабельных линий:

RК = (4.15)

RК =

Общее сопротивление естественных заземлителей:

RЕ = (4.16)

RЕ =

Результирующее сопротивление заземляющего устройства:

RЗ = (4.17)

RЗ =

Выбранное нами количество вертикальных заземлителей (n = 22 шт.) и длина горизонтальных заземлителей (Lr ? 1568 м), а также полученное в результате расчета сопротивление заземляющего устройства RЗ = 0,244 Ом соответствуют нормам ПУЭ для эффективно заземленных сетей (RДОП = 0,5 Ом).

2.13 Методы и средства ограничения токов короткого замыкания

Рост генераторных мощностей современных энергосистем, создание мощных энергообъединений, увеличение мощностей нагрузок приводят, с одной стороны, к росту электоровооруженности и производительности труда, к повышению надежности и устойчивости электроснабжения, а с другой - к существенному повышению уровня токов КЗ [27].

Максимальный уровень токов КЗ для сетей 35 кВ и выше ограничивается параметрами выключателей, трансформаторов, проводников и другого электрооборудования, условиями обеспечения устойчивости энергосистемы, а в сетях генераторного напряжения, в сетях собственных нужд и в сетях распределительных 3-20 кВ - параметрами электрических аппаратов и токопроводов, термической стойкостью кабелей, устойчивостью двигательной нагрузки.

Таким образом, уровень тока КЗ, повышающийся в процессе развития современной электроэнергетики, имеет в своем росте ряд ограничений, которые необходимо учитывать [4]. Конечно, аппаратуру и электрические сети можно усилить в соответствии с новым уровнем токов КЗ, перевести на более высокое напряжение, однако это в ряде случаев приводит к таким экономическим и техническим трудностям, что себя не оправдывает.

В настоящее время разработан комплекс мер, который позволяет регулировать уровни токов КЗ, ограничивать их при развитии электроустановок. Однако применение таких средств не является самоцелью и оправдано только после специального технико-экономического обоснования [27].

Наиболее распространенными и действенными способами ограничения токов КЗ являются: секционирование электрических сетей; установка токоограничивающих реакторов; широкое использование трансформаторов с расщепленными обмотками низшего напряжения.

Первый способ является эффективным средством, которое позволяет уменьшить уровни токов КЗ в реальных электрических сетях в 1,5-2 раза. Пример секционирования электроустановки с целью ограничения токов КЗ показан на рисунке 1.7.

 Шины узловой ПС Шины узловой ПС

I _к1 I _к2 К I '_к1 I '_к2 QB К

QB

G1 G2 G1 G2

а) б)

Рисунок 1.7 - Распределение токов КЗ: а)секционные выключатель включен; б)секционный выключатель отключен

Когда выключатель QB включен, ток КЗ от генераторов G1 и G2 проходит непосредственно к месту повреждения и ограничен лишь сопротивлением генераторов и трансформаторов соответствующих энергоблоков. Если выключатель QB отключен, в цепь КЗ дополнительно включается сопротивление линий. Токи КЗ от генераторов G1 и G2 при этом резко снижаются по сравнению с предыдущим случаем. В месте секционирования образуется так называемая точка деления сети. В мощной энергосистеме с большими токами КЗ таких точек может быть несколько.

Секционирование электрической сети обычно влечет за собой увеличение потерь электроэнергии в линиях электропередачи и трансформаторах в нормальном режиме работы, так как распределение потоков мощности при этом может быть неоптимальным. По этой причине решение о секционировании должно принимать после специального технико-экономического обоснования.

В распределительных электрических сетях 10 кВ и ниже широко применяется раздельная работа секций шин, питающихся от различных трансформаторов подстанции.

Основной причиной, определяющей такой режим работы, является требование снижения токов КЗ, хотя и в этом случае отказ от непосредственной параллельной работы трансформаторов имеет свои отрицательные последствия: разные уровни напряжения по секциям, неравномерная загрузка трансформаторов и т. п. При мощности понижающего трансформатора 25 МВ·А и выше применяют расщепление обмотки низшего напряжения на две, что позволяет увеличить сопротивление такого трансформатора в режиме КЗ примерно в два раза по сравнению с трансформатором без расщепления обмотки.

К специальным техническим средствам ограничения токов КЗ в первую очередь относятся токоограничивающие реакторы, которые служат для ограничения токов КЗ в мощных электроустановках, а также позволяют поддерживать на шинах определенный уровень напряжения при повреждениях за реакторами.

Основная область применения реакторов - электрические сети напряжением 6-10 кВ, иногда в установках 35 кВ и выше. Реактор представляет собой индуктивную катушку, не имеющую сердечника из магнитного материала. Благодаря этому он обладает постоянным индуктивным сопротивлением, не зависящим от протекающего тока. Возможные схемы включения реакторов представлены на рисунке 1.8.

 LK Линия

W

а) Т

LR

LR G

б) в)

Потребители

Рисунок 1.8 - Схемы включения реакторов: а)индивидуальное реактирование; б)групповой реактор; в)секционный реактор

Основным параметром является его индуктивное сопротивление xр = щL, Ом. Эффект ограничения тока и поддержания остаточного напряжения на шинах при КЗ за реактором иллюстрируется на рисунке 1.9.

G K K

Линия Линия

I _к I '_к

U х'_к = х_р + х_л

U х_к = х_л

U'_ост I '_к х_р

U_ост

х_к х'_к

а) б)

Рисунок 1.9 - Ограничение токов КЗ и поддержание напряжения на шинах при помощи реакторов: а) при отсутствии реактора; б) при наличии реактора

Также для ограничения токов КЗ разработаны токоограничивающие устройства различных типов: магнитосвязанные реакторы, магнитоуправляемые реакторы, коммутационные токоограничивающие устройства, резонансные токоограничивающие устройства [26].

Магнитосвязанные реакторы могут выполняться либо с взаимной магнитной связью обмоток одноименных фаз различных присоединений (сдвоенные реакторы), либо с магнитной связью обмоток разных фаз одного присоединения (токоограничивающие реакторы нулевой последовательности). Реакторы могут выполняться с ферромагнитными магнитопроводами.

Магнитоуправляемые реакторы выполняются на ферромагнитных насыщающихся магнитопроводах, которые подмагничивают постоянным током или вдоль основного магнитного потока от переменного тока или перпендикулярно ему, поэтому различают реакторы с продольным или поперечным подмагничиванием. Они могут быть выполнены большой электромагнитной мощности для использования в сетях любого напряжения.

Коммутационные токоограничивающие устройства основаны на использовании быстродействующих синхронных выключателей, которые отключают цепь переменного тока при первом прохождении тока КЗ через нуль. Разработаны также коммутационные устройства - ограничители тока, которые не только отключают ток КЗ при первом прохождении через нуль, но и искусственно снижают первую полуволну тока.

Резонансные токоограничивающие устройства представляют наибольший интерес, так как могут выполнять не только функции ограничения токов КЗ, но и функции устройств продольной компенсации индуктивного сопротивления сети. Их достоинство - токоограничение практически не зависит от мощности системы. Такие устройства целесообразно применять при напряжении 110 кВ и выше.

В сетях напряжением 110 кВ и выше для ограничения тока однофазного КЗ, который может превышать ток трехфазного КЗ, необходимо увеличивать сопротивление нулевой последовательности относительно точки КЗ. Методы и средства ограничения тока однофазного КЗ [26]: разземление части нейтралей трансформаторов; заземление нейтралей через реакторы; заземление нейтралей через резисторы; применение реакторов нулевой последовательности.

Основными факторами, определяющими допустимость применения указанных методов и средств ограничения токов КЗ, являются: допустимые уровни повышений напряжений промышленной частоты на неповрежденных фазах; допустимые уровни напряжений на нейтралях трансформаторов и автотрансформаторов; обеспечение селективности и чувствительности релейной защиты; допустимые параметры восстанавливающегося напряжения при отключении токов КЗ; технико-экономические показатели использования средств ограничения токов КЗ. Наиболее важными являются первые два фактора, остальные ограничения могут быть обеспечены дополнительными мероприятиями при использовании средств ограничения токов КЗ.

Для проектируемой подстанции были использованы следующие наиболее подходящие методы и средства ограничения токов короткого замыкания: секционирование и токоограничивающие реакторы.

2.14 Охрана труда

Охрана труда - система законодательных актов, социально-экономических, организационных, технических, гигиенических и лечебно-профилактических мероприятий и средств, обеспечивающих безопасность, сохранение здоровья и работоспособности человека в процессе труда [28].

«Охрана труда» занимается вопросами безопасности труда на производстве, предупреждения производственного травматизма и профессиональных заболеваний, пожаров и взрывов; изучает правовые нормы, основы научной организации труда работников систем электроснабжения, вопросы производственной санитарии, основы электробезопасности и техника безопасности при монтаже и эксплуатации электроустановок, основы пожарной безопасности.

Весь электротехнический персонал, обслуживающий электроустановки, проходит специальное обучение безопасным методам работы с последующей проверкой знаний Правил технической эксплуатации и Правил техники безопасности и присвоением определенной квалификационной группы.

Организация работы по технике безопасности на объектах электромонтажных работ предусматривает [29]:

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

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

-внедрение передового опыта работы по предупреждению производственного травматизма;

-инструктаж по безопасным методам работы на рабочих местах;

-организацию кабинетов по технике безопасности.

2.15 Требования безопасности при монтаже заземляющих устройств

При электромонтаже и ремонте оборудования подстанции следует применять меры защиты от механических травм (ушибов, ранений), ожогов, от поражения электрическим током. Персонал электромонтажной организации независимо от наличия квалифицированной группы по технике безопасности не приравнивается к эксплуатационному персоналу, и ему запрещается производить какие-либо работы по эксплуатации электроустановок на строительных площадках.

Персонал электромонтажной организации должен быть оснащен средствами индивидуальной защиты, которые включают [28]:

1. Защитные очки применяются для защиты глаз от твердых частиц при обработке металла, брызг кислоты, красок, искр и от светового воздействия при сварочных работах и т.п.

2. Рукавицы предназначены для защиты рук от искр, брызг расплавленного металла, высоких температур, кислот, механических воздействий.

3. Противогазы, респираторы предназначены для защиты органов дыхания при работах в условиях недостатка кислорода или чрезвычайно высокой загазованности от отравления газами. При сварочных работах применяют фильтрующие противоаэрозольные респираторы.

4. Каски предназначены для защиты головы от механических повреждений, атмосферных осадков, поражения электрическим током.

5. Предохранительные монтерские пояса и страховочные канаты предназначены для обеспечения безопасности работающих при верхолазных и земляных работах на электрических станциях и подстанциях.

Каждый работник, участвующий в работах по монтажу или эксплуатации электроустановок, проходит медицинское освидетельствование при приеме на работу и затем 1 раз в 24 месяца, а также вводный и ежеквартальный инструктаж, обучение и ежегодную проверки знаний по технике безопасности.

При монтаже заземляющих устройств применяются различные машины, механизмы и приспособления, облегчающие труд рабочих-монтажников и обеспечивающие безопасные условия работы. Кроме того, механизация электромонтажных работ играет важную роль в повышении производительности труда, в сокращении сроков монтажа электроустановок, обеспечивает высокое качество работ. Неумелое обращение с механизмами и приспособлениями, а также применение неисправных механизмов и инструментов могут быть причинами травм при выполнении монтажных работ заземляющих устройств. Поэтому к машинам, механизмам, различным устройствам, приспособлениям и инструментам предъявляют определенные требования по их содержанию и эксплуатации.

Согласно Правилам технической эксплуатации [30] заземляющие устройства должны удовлетворять требованиям обеспечения электробезопасности людей и защиты электроустановок, а также эксплуатационных режимов работы. Все металлические части электрооборудования и электроустановок, которые могут оказаться под напряжением вследствие нарушения изоляции, должны быть заземлены или занулены.

При сдаче в эксплуатацию заземляющих устройств электроустановок монтажной организацией кроме документации должны быть представлены протоколы приемо-сдаточных испытаний этих устройств.

Каждый элемент установки, подлежащий заземлению, должен быть присоединен к заземлителю или к заземляющей магистрали посредством заземляющего проводника. Последовательное соединение с заземляющим проводником нескольких частей установки запрещается.

Присоединение заземляющих проводников к заземлителям, заземляющему контуру и к заземляемым конструкциям должно быть выполнено сваркой, а к корпусам аппаратов, машин и опорам воздушных линий электропередачи - сваркой или болтовым соединением.

Заземляющие проводники должны быть предохранены от коррозии. Открыто проложенные заземляющие проводники должны иметь черную окраску.

Для монтажа заземляющего устройства разрабатываются траншеи глубиной от 0,5 до 1 метра механизированным или ручным способом. Разметка мест земляных работ производится геодезической службой заказчика. Запрещается производить земляные работы без согласованных и утвержденных чертежей. Производство земляных работ в зоне расположения подземных коммуникаций допускается только с письменного разрешения организации, ответственной за эксплуатацию этих коммуникаций. К разрешению должен быть приложен план с указанием расположения и глубины заложения коммуникаций, составленный на основании исполнительных чертежей. До начала работ необходимо установить знаки, указывающие места расположения подземных коммуникаций. В случае обнаружения подземных коммуникаций, не указанных на плане, дальнейшая работа прекращается до выяснения возможности производства земляных работ.

Траншеи и котлованы при глубине более 1 метра следует выполнять с откосами, соответствующими углу естественного откоса данного грунта. В случае выполнения отвесных стенок они должны укрепляться досками, стойками и распорками. Особое внимание необходимо обращать на надежность крепления стенок при наличии плывунов и притока грунтовых вод. Выбрасываемый грунт необходимо размещать на расстоянии не менее 0,5 метра от бровки траншеи или котлована в одну сторону. Образовавшиеся в грунте «козырьки» и оставшиеся на откосах камни должны быть немедленно обрушены, при этом рабочие должны быть выведены из опасных зон.

Колодцы на территории площадки должны быть закрыты или ограждены перилами высотой 1 метр. Траншеи и котлованы ограждаются только в опасных местах. В темное время суток кроме ограждения должны быть выставлены и световые сигналы.

На участках, где выполняются монтажные работы, опасные для окружающих, следует вывешивать предупредительные плакаты, устанавливать ограждения или назначать дежурных.

Переезды через канавы и траншеи должны обеспечивать одновременно с движением транспортных средств безопасное движение пешеходов. В местах переходов через канавы и траншеи, а также через транспортеры должны быть устроены мостики шириной не менее 0,8 метра с перилами высотой 1 метр. Все рабочие места на строительной площадке должны быть в темное время освещены. Запрещается доступ людей к работе в неосвещенных местах.

Металлические части строительных машин и механизмов с электроприводом, электродвигателей, пусковых аппаратов и других устройств должны быть заземлены. Схема электрических соединений на строительной площадке должна допускать возможность отключения всех находящихся под напряжением линий в пределах отдельных объектов и их участков.

При монтаже заземляющего устройства применяются сварочные работы [31]. К работе по электрической сварке могут быть допущены лица, достигшие 18-летнего возраста, имеющие квалификационную группу не ниже II. Они должны быть обучены правилам техники безопасности при производстве сварочных работ и иметь допуск к этим работам.

Металлические части электросварочных установок, зажим вторичной обмотки сварочного трансформатора, а также свариваемые конструкции до включения электроустановки в сеть должны быть надежно заземлены.

Перед началом и во время работы необходимо следить за исправностью изоляции сварочных проводов и электрододержателей, а также плотностью соединения контактов. При прокладке проводов и при каждом их перемещении принимаются меры против повреждения изоляции.