Расчёт и выбор электрооборудования ПС 110/6 кВ участка "Вернинский" ЛЗРК ОАО "Первенец"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Раздел 1. Общая часть

Введение

Важнейшей задачей перед золотодобывающей промышленностью страны является повышение эффективности производства, проведение комплексной механизации и автоматизации процессов совершенствования управления производством.

Для золотодобывающей промышленности эти вопросы имеют особое значение. Высокая трудоемкость процессов на карьерах, сложные условия работы, различные технологические сложности предопределяют необходимость последовательного внедрения и совершенствования автоматических систем.

Технический процесс в создании высокопроизводительного оборудования для золотодобывающей промышленности выдвинул требование перехода от автоматизации отдельных установок к комплексной автоматизации, цепочек технологических машин и производственных процессов. В связи с этим возникли новые задачи по созданию автоматизированного электропривода и более совершенной аппаратуры карьерной автоматики, обеспечивающей автоматический контроль, управление и регулирование.

В дипломном проекте приводятся технологические проектные решения проектируемой трансформаторной подстанции ГПП 110/6 кВ и проектируемой ВЛ 110кВ в составе комплексного проекта строительства горно-обогатительного комплекса на базе золоторудного месторождения «Вернинское», разрабатываемого ФГУП ВНИПИпромтехнологии, г. Москва и ИПЦ ЗАО «Полюс», г. Красноярск.

1. Общие сведения о районе месторождения

Золоторудное месторождение Вернинское расположено в левом борту руч. Верный, левого притока р. Ныгри в центральной экономически освоенной части Бодайбинского района, площадь лицензионного отвода составляет 111,8 га.. Географические координаты объекта-58032/12// с.ш. и 115022/05// в.д.. С районным центром месторождение связано грунтовой дорогой протяжённость 136 км. в 4 км. южнее объекта расположен пос. Кропоткин с населением около 1500 человек. Ближайшая железнодорожная станция Таксимо Байкало-Амурской магистрали находится в 221 км. южнее г. Бодайбо и связана с ним и объектом работ автодорогой 3 класса. Возможно снабжение речными судами от порта Осетрово (844 км. по рекам Витим и Лена) и авиатранспортом через аэропорт г. Бодайбо. Энергоснабжение предприятия осуществляется по ВЛ-35 кВ., связывающей ГОК с подстанцией пос. Кропоткин.

1.1 Краткая характеристика производственной зоны

Климат района резкоконтинентальный с колебаниями температур от -50оС в январе до +38оС в июле при среднегодовой- -6оС. Безморозный период составляет в среднем 69 дней при максимальном - 103 дня. Среднегодовое количество осадков 370 мм., большая часть из них выпадает в тёплый период. Мощность снежного покрова до 40 см., он держится в гольцах с конца сентября до середины мая.

Рельеф местности типичный среднегорный с выположенными водоразделами и заболоченными относительно широкими долинами водотоками. Абсолютные отметки колеблются от 500 до 1400 м. при относительных превышениях в 300-700 м..

Речная сеть в районе хорошо развита, в непосредственной близости от месторождения протекает р. Ныгри и её приток руч. Верный. Водотоки через реку Вача и далее реки Жуя, Чара и Олекма впадают в р. Лена. По режиму все реки и ручьи, типично горные с ярко выраженным паводком в мае-июне, питание, преимущественно, за счёт атмосферных осадков. В зимне-весенний период отмечается меженный сток, мелкие ручьи перемерзают полностью, широко развиты налёдные процессы. Для водоснабжения фабрики будут использоваться воды руч. Верный.

Описываемая площадь отвечает горно-таёжной зоне Восточной Сибири с однообразной и угнетённой растительностью. Животный мир типичен для севера и не отличается видовым разнообразием, беден и в количественном отношении. Редкие и исчезающие животные и растения на площади месторождения отсутствуют.

1.2 Характеристика установленного оборудования

Краткая характеристика объекта.

Проектируемая подстанция ГПП 110/6 кВ размещается в 150 м. западнее

проектируемой ЗИФ и служит для электроснабжения следующих близрасположенных объектов:

- Здания и сооружения на промплощадке ЗИФ;

- Здания и сооружения на предзаводской площадке: пожпост, водопроводная

насосная станция IV подъема, котельная;

- Объекты хвостового хозяйства: насосные станции подкачки, бытовки-контейнеры;

- Площадка склада взрывчатых материалов (ВМ);

- Площадка базисного контейнерного склада цианистого натрия;

- Площадка твердых бытовых отходов (ТБО);

- Рудных складов: склада балансовой руды, склада забалансовой руды.

Тип трансформаторной подстанции выбран КТПБР-110-6-2х16000-КРПЗ-10 УХЛ1 с элегазовыми выключателями.

Схема подстанции по стороне 110 кВ реализована по схеме №6 «Заход-выход» с установкой резервного трансформатора и одним вводом по стороне 6 кВ

ОРУ -110 принято открытого типа.

ЗРУ-6 кВ и ОПУ подстанции размещаются в едином модульном здании, разделенном на помещения соответствующего назначения.

От ЗРУ-6 кВ подстанции к потребителям электроэнергии отходят 3 воздушные линии (из ни одна резервная) и 6 кабельных линий (одна резервная).

Присоединение подстанции к энергосистеме и электрические нагрузки.

Проектируемая подстанция ГПП 110/6 кВ Вернинского ГОКа присоединяется к электрической сети ОАО «Витимэнерго» врезкой от существующей одноцепной ВЛ 110 кВ «Кропоткин-Высочайший».

Расчетная потребляемая мощность энергопотребителей, подключаемых к ГПП 110/6 кВ, составляет 9,98 МВА, суммарная электрическая нагрузка - 10,765 МВА., см. таблицу расчетных нагрузок.

Состав основного электрооборудования ПС 110/6.

Проектируемая подстанция состоит из следующего основного электрооборудования:

1. Силовой трансформатор ТДН-16000/110 - 2 шт.

(производство ОАО «Уралэлектротяжмаш-Гидромаш, г. Екатеринбург).

2. Состав КТПБР-110-6-2х16000-КРПЗ-10 УХЛ1.

(пр-во ЗАО «Высоковольтный союз»)

Состав оборудования , установленного в ОРУ-110кВ,

1. Блок приема Б110-10 УХЛ1

(с оборудованием ВЧ-связи в фазе «В») 2

2. Блок опорных изоляторов Б110Б-71 УХЛ1

(ОСК-12,5-110 УХЛ1 -3шт.) 1

3. Блок опорных изоляторов Б110Б УХЛ1

(ОСК-12,5-110 УХЛ1 -3шт.) 2

4. Блок трансформаторов тока Б110-2/К УХЛ1

(тт ТРГ-110 3 шт.) 3

5. Блок трансформаторов напряжения

Б110-4/К УХЛ1 (тп НАМИ-110 3 шт.) 2

6. Блок выключателя Б110Б-1 УХЛ1

(ВГТ-110-40/2500 УХЛ1) 2

7. Блок разъединителя Б110Б-7 УХЛ1

(РГП.2-110.II/1000 УХЛ1 с приводами ПД+ПРГ УХЛ1) 6

8. Блок разъединителя Б110Б-9 УХЛ1

(РГП.1-110.II/1000 УХЛ1 с приводами ПД+ПРГ УХЛ1) 1

9. Блок ОПН Б110Б-20 УХЛ1

(опн ОПН-110/88-10(II) IV УХЛ1 - 3 шт.) 1

10. Блок ЗОН-110 и ОПН Б110Б-28 УХЛ1

(ЗОН-110М- II УХЛ1 с приводом ПРН- II УХЛ1+ОПНН-110/56-10(II) IV УХЛ1 - по 1 шт.) 2

11. Прожекторная мачта с молниеотводом 6АЩ.304.017-02

12. Комплект монтажных деталей, кабельных конструкций, ошиновки для ПС

Состав оборудования , установленного в РУ-6кВ и ОПУ,

1. Шкаф трансформатора собственных нужд

ШТВП-10-63 УХЛ1 (тс ТМ-63/6 6/0,4кВ, ПКТ, опн Polim D08N) 1

2. Модульное однорядное здание КРПЗ-10 УХЛ1 (11 секций) 1

3. Шкаф автоматики обогрева модульного здания типа ШНВА У3 1

4. Шкаф ввода с вакуумным выключателем

ШВЕ-10-31,5-20*-3150 У3 (вв ВР3-10-40/3150У2,

тт ТЛШ-10 -3шт., сч. СЭТ-4ТМ.02.2, мпз MiCOM P123) 1

5. Шкаф трансформатора напряжения сборных шин ШКА-10-20-301-630У3 (тн НАМИТ-10-2, ПКН, опн Polim D08N, мпз MiCOM P922) 1

6. Шкаф кабельной линии с вакуумным выключателем ШВЕ-10-20-03-630 У3 (вв ВР1-10-20/630У2, тт ТЛК-10-5 -3шт., ттнп ТЗЛМ-1,

опн Polim D08N, сч. СЭТ-4ТМ.02.2, мпз MiCOM P123) 4

7. Шкаф воздушной линии с вакуумным выключателем ШВЕ-10-20-20-630 У3 (вв ВР1-10-20/630У2, тт ТЛК-10-5 -3шт., опн Polim D08N,

сч. СЭТ-4ТМ.02.2, мпз MiCOM P123) 3

8. Шкаф линии с вакуумным выключателем

ШВЕ-10-31,5-47-2000 У3 (вв ВР3-10-31,5/2000У2,

тт ТЛШ-10 -3шт., опн Polim D08N, сч. СЭТ-4ТМ.02.2, мпз MiCOM P123) 2

9. Шкаф кабельной сборки ШКС-10-31,5-505-2000 У3 (ттнп ТЗРЛ-200 -2шт.) 2

10. Шинная вставка типа ШВ-10-31,5- -3150 У3 (L=450мм) 2

11. Шинная вставка типа ШВ-10-31,5- -3150 У3 (L=600мм) 1

12. Шкаф шинного ввода типа ШШВ-10-31,5- -3150 У3 (L=800мм) 1

13. Шкаф шинного ввода типа ШШВ-10-20- -1000 У3 (L=950мм) 3

14. Шкаф питания оперативных шинок типа ОРШ У3 1

15. Шкаф распределения собственных нужд типа ШНВА У3 1

16. Шкаф ввода трансформатора собственных нужд типа ШНВА У3 (сч. СЭТ-4ТМ.02.2) 1

17. Шкаф оперативного тока типа ШОТ-01-80 1

18. Панель шинных аппаратов 110кВ типа ПРР-1 1

19. Панель АРН трансформатора типа ПРР-1 1

20. Панель управления и резервных защит трансформатора типа ПРР-1 (мпз MiCOM P123) 2

21. Панель основных защит трансформатора

типа ПРР-1 (мпз MiCOM P632) 1

22. Шкаф учета типа ОРШ У3 (сч. СЭТ-4ТМ.02.2 -2шт.) 1

23. Шкаф клемм телемеханики типа ШНВА У3

24. Установка компенсации реактивной мощности типа КРМ(УКРМ) на 6кВ на 900 кВар

Техническая характеристика трансформатора ТДН-16000/110

Тип трансформатора ТДН-16000/110

Sн - номинальная мощность 16000

Рхх - потери холостого хода 18,0

Ркз - потери короткого замыкания 85,0

? Uкз - напряжение короткого замыкания 10,5

? Iхх - ток холостого хода 0,7

Раздел 2. Специальная часть

2.1 Электроснабжение участка горных работ

Электроснабжение участка.

По степени обеспечения надежности электроснабжения потребители карьера в основном относятся к I-й, II-й и III-й категории по классификации ПУЭ.

- к 1-й категории относятся электроприводы насосной станции водопонижения;

- ко 2-й категории относятся электроприводы насосной станции водоотлива;

- к 3-й категории относятся электроприводы экскаваторов и электроосвещение.

Электроснабжение карьера осуществляется от ПС 110/6 по одноцепной ВЛ-6кВ.

Главная электрическая схема участка.

Экскаваторы получают питание от сети переменного тока напряжением 6000 В. переносным гибким кабелем, подключенным к соответствующему приключательному пункту, установленному непосредственно в карьере.

От кольцевого токоприёмника кабельного барабана высокое напряжение подаётся через вводной ящик и комбинированный кольцевой токоприёмник к высоковольтному распределительному устройству. В распределительном устройстве высокое напряжение распределяется по двум направлениям:

1) через разъединитель и вакуумный выключатель к синхронному электродвигателю преобразовательного агрегата;

2) через разъединитель и высоковольтные трубчатые предохранители к силовому трёхфазному трансформатору, от которого питается электрооборудование вспомогательных механизмов экскаватора, обмоток возбуждения синхронного двигателя, генераторов, двигателей главных приводов и т.д..

Питание электроприемников карьера осуществляется от бортовой ВЛ-6 кВ, выполненной на деревянных опорах проводом АС-95. Для подключения экскаваторов предусматривается установка высоковольтных ячеек наружной установки (приключательные пункты) на салазках типа ЯКНО -6У1В-В-4 с воздушным вводом и кабельным выводом.

Питание насосов водоотлива осуществляется от комплектной КТПТ-1000 кВА. 6/0,4кВ. Для управления и питания электродвигателей насосов предусматриваются панели типа П5132, установленные в шкафах. Шкафы устанавливаются в блок контейнере типа Север. Контейнеры Север полной заводской готовности оборудованы системами отопления и вентиляции, электроосвещением. Учитывая, что насосы водоотлива относятся ко 2-й категории по надежности электроснабжения, в качестве второго источника предусматривается установка комплектной дизельной электростанции мощностью 900кВт Uвых~400B в контейнере Север типа ЭД900/1000 производства "ОАО Волжский дизельный завод им. Маминых". Мощность трансформаторной подстанции и ДЭС выбраны из расчета обеспечения пуска насоса мощностью 315 кВт по схеме звезда-треугольник.

Питание насосов водопонижения осуществляется от высоковольтной ячейки наружной установки на салазках с силовым трансформатором ТМГ-630 6/0,4 кВ типа ЯКНО-6У1В-ЭТ-8. Для управления и питания электродвигателями скважинных насосов типа SP17-45 фирмы Грундфос предусматриваются щиты управления типа SPMR/26-56SD той же фирмы. Шиты управления устанавливаются в блок контейнере типа Север. Учитывая, что насосы водопонижения относятся к 1-й категории по надежности электроснабжения, в качестве второго источника предусматривается установка комплектной дизельной электростанции мощностью 630 кВт Uвых~380В в контейнере Север типа ЭД900/1000 производства "ОАО Волжский дизельный завод им. Маминых".

Питание сети освещения карьера осуществляется от 3-х высоковольтных ячеек наружной установки на салазках с силовым трансформатором ТМГ-160 6/0,23 кВ типа ЯКНО-6У1В-ЭТ-8.

2.2 Расчет электрических нагрузок и мощности участковой ГПП-110/6

Активную Рр и реактивную Qр нагрузки рассчитываем по формулам:

Результаты расчета вносим в таблицу расчетных электрических нагрузок по ГПП-110/6 кВ «Верненский»

Расчет мощности участковой ГПП-110/6

Полная расчетная нагрузка ГПП-110/6 кВ=10367,87*2=20735,74 т.к. на подстанции установлены два силовых трансформатора типа ТДН 16000/110.

По условию выбора в=0,7-0,8 допускается для потребителей 3 категории по бесперебойности электроснабжения.

kз=16000/ Sр*2=16000/20735,74 ?0,8

При kз ?0,8, коэффициент допустимой нагрузки kд=1,12

Номинальная мощность трансформаторов= Smax/=20735,74/1,12=18914 кВА. Принимаем к установке два трансформатора мощностью по 16000 кВА каждый.

Kз=20735,74/(2*16000) ?0,65

Принимаем два трансформатора типа ТДН-16000/110

Sн=16000 кВА

Рхх=18,0

Ркз=85,0

Uкз=10,5 %

Iхх=0,7 %

Определение потерь в трансформаторе.

Рm=Pxx+в2*Pкз=18+0,82*85,0=72,4 кВт.

Qm=Sном*(Ixx+в2*Uкз)*10-2=16000*(0,7+0,72*10,5)*10-2=935,2 квар

Ixx - ток холостого хода=0,7 %

Uкз - напряжение короткого замыкания

С учетом потери в трансформаторе и его реактивной мощности полная расчетная нагрузка составляет:

в=16000/(10937,47*2) ?0,73

Загрузка трансформаторов составляет 73%.

Таким образом , принятые трансформаторы с учетом потерь обеспечивают полную нормальную работу участка.

2.3 Расчет и выбор воздушной линии

Выбор провода воздушной линии электропередач.

Исходные данные.

Потребляемая мощность ПС Высочайший : S=5 МВА (4250+j2635)

Потребляемая мощность ПС ГОК : S=10,367,87 МВА (9980+j3144)

Напряжение линии: Uн=110 кВ

Длинна линии до ПС ГОК: L1=10км

Длинна линии от ПС ГОК до ПС Высочайший: L2=38 км

Ток в линии до ПС ГОК:

Выбираем наибольшее ближнее АС-70/11

Активное сопротивление провода: r0=0.46 Ом*км

Реактивное сопротивление провода: X0=0.42 Ом*км

Зарядная мощность линии:

Падение напряжения на ПС ГОК

В пределах 5%

Падение напряжения на ПС Высочайший

Падение напряжения на ПС Высочайший составит 1,4%.

В проекте не предусмотрено АПВ, поэтому согласно ПУЭ 1.4.2, расчет линии на термическую стойкость производить не надо.

2.4 Расчет токов короткого замыкания и выбор оборудования ГПП-110/6 кВ

Сопротивление источника питания реактивное Ом 16,77 16,77

Линия АС-70 10 км. Реактивное сопротивление На 1 км x2 Ом/км 0,4 0,4

На 1 км xл= х2*I Ом 4 4

Активное сопротивление На 1 км ф2 Ом/км 0,46 0,46

На 1 км фл= ф2*I Ом 4,6 4,6

Тр-р ТДН-16000/110/6 Номинальная мощность Sн кВА 16000 -

Потери короткозамыкателя ? Pk кВт 85 -

Напряжение к.з. Uk % 6,6 -

Активное сопротивление Ом 11,95 -

Полное сопротивление Ом 141,75 -

Индуктивное сопротивление Ом 141,25 -

Результирующее сопротивление до места к.з. Реактивное xрез=хu+хл+хт Ом 162,02 20,77

Активное фрез=фu+фл+фт Ом 16,55 4,6

Полное Ом 162,86 21,27

Периодическая слагающая токи к.з. (приведенный к напряжению ВН) кА 0,407 3,12

Приведенный ток к.х. на стороне НН кА 7,091 -

Мощность к.з. МВА 80,96 -

Ударный коэффициент Постоянная времени сек 0,0353 -

Значение по кривым 0,972 -

Ударный коэффициент 1,972 -

Амплитуда ударного тока к.з. кА 20,97 -

Действующее значение ударного тока к.з. кА 12,77

Расчетное напряжение 115 кВ.

Вновь запроектированный элементы сети показаны штриховой линией.

Ток КЗ на шинах 110 кВ ПС «Кропоткин» - 3,96 кА взят по данным ОАО «Первенец».

Главная схема (ГС) электрических соединений энергообъекта - это совокупность основного электротехнического оборудования, коммутационной аппаратуры и токоведущих частей, отражающая порядок соединения их между собой.

В общем случае элементы главной схемы электрических соединений можно разделить на две части:

- Внешние присоединения (далее присоединения);

- Генераторы, блоки генератор-трансформатор, линия электропередач, шунтирующие реакторы;

- Внутренние элементы, которые в свою очередь можно разделить на:

Схемообразующие - элементы, образующие структуру схемы (коммутационная аппаратура - выключатели, разъединители, отделители и т.д., и токоведущие части - сборные шины, участки токопроводов, токоограничивающие реакторы);

- Вспомогательные - элементы, предназначенные для обеспечения нормальной работы ГС (трансформаторы тока, напряжения, разрядники и т.д.).

Тенденция концентрации мощности на энергетических объектах остро ставит задачу проблемы надёжности и экономичности электрических систем (ЭЭС) в целом и в частности, проблему создания надёжных и экономичных главных схем электрических соединений энергообъектов и их распределительных устройств (РУ).

Благодаря уникальности объектов и значительной неопределённости исходных данных процесс выбора главной схемы - всегда результат технико-экономического сравнения конкурентно способных вариантов, цель которого - выявить наиболее предпочтительный из них с точки зрения удовлетворения заданного набора качественных и количественных условий. Учёт экономических, технических и социальных последствий, связанных с различной степенью надёжности ГС, представляет в настоящее время наибольшую сложность этапа технико-экономического сравнения схем. Это связано, в первую очередь, с недостаточностью исходных данных (особенно статистических характеристик надёжности), сложностью формулирования и определения показателей надёжности ГС в целом и ущербов от недоотпуска электроэнергии и от нарушений устойчивости параллельной работы ЭЭС.

Основные назначения схем электрических соединений энергообъектов заключается в обеспечении связи присоединений между собой в различных режимах работы. Именно это определяет следующие основные требования к ГС:

- Надёжность - повреждение в каком-либо Присоединении или внутреннем элементе, по возможности, не должны приводить к потере питания исправных присоединений;

- Ремонтопригодность - вывод в ремонт, какого либо Присоединения или внутреннего элемента не должны, по возможности, приводить к потере питания исправных присоединений и снижению надёжности их питания;

- Гибкость - возможность быстрого восстановления питания исправных присоединений;

- Возможность расширения - возможность подключения к схеме новых присоединений без существенных изменений существующей части;

- Простота и наглядность - для снижения возможных ошибок эксплуатационного персонала;

- Экономичность - минимальная стоимость, при условии выполнения выше перечисленных требований.

Анализ надёжности схем электрических соединений осуществляется путём оценки последствий различных аварийных ситуаций, которые могут возникнуть на присоединениях и элементах ГС. Условно аварийные ситуации в ГС можно разбить на три группы:

- аварийные ситуации типа «отказ» - отказ какого-либо Присоединения или элемента ГС, возникающий при нормально работающей ГС;

- аварийные ситуации типа «ремонт» - ремонт какого-либо Присоединения или элемента ГС;

- аварийные ситуации типа «ремонт+отказ» - отказ какого-либо Присоединения или элемента ГС, возникающий в период проведения ремонтов элементов ГС.

Все известные в настоящее время ГС основаны на следующих принципах подключения присоединений:

- присоединение коммутируется одним выключателем;

- присоединение коммутируется двумя выключателями;

- присоединение коммутируется тремя и более выключателями;

В настоящее время разработано минимальное количество типовых схем РУ, охватывающих большинство встречающихся в практике случаев проектирования ПС и переключательных пунктов и позволяющих при этом достичь наиболее экономичных унифицированных решений. Для разработанного набора схем РУ выполняются типовые проектные решения компоновок сооружений, установки оборудования, устройств управления, релейной защиты, автоматики и строительной части ПС.

Применение типовых схем является обязательным при проектировании ПС. Применение нетиповых схем допускается при наличии соответствующих технико-экономических обоснований.

Проектирование схем РУ ПС сводится к выбору схемы из числа типовых в соответствии с правилами их применения.

Выбор оборудования РУВН.

В распределительных устройствах ПС содержится большое количество электрических аппаратов и соединяющих их проводников. Выбор аппаратов и расчёт токоведущих частей аппаратов и проводников - важнейший этап проектирования ПС, от которого в значительной степени зависит надёжность её работы.

Выбор выключателей на стороне ВН.

Выключатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока.

Выключатели предварительно выбираются по условиям работы: внутренняя или наружная установка, морозостойкость или тропическое исполнение, частота коммутаций, требуемые циклы АПВ (однократные, многократные, быстродействующие), степень быстродействия. Кроме того, решается вопрос о применении масляных или воздушных выключателей.

Согласно нормам технологического проектирования ПС в РУ 220кВ и ниже в большинстве случаев устанавливаются баковые маслообъёмные выключатели.

Выбор выключателей выполняется по следующим параметрам:

- номинальное напряжение аппарата должно быть больше или равно напряжению установки;

- номинальный ток аппарата должен быть больше или равен току максимальному нагрузки;;

- ток отключения должен быть больше или равен току расчётному ;

- ток электродинамической стойкости аппарата должен быть больше или равен ударному току;

- термическая стойкость аппарата должна быть выше или равна термической стойкости, рассчитанной для точки короткого замыкания

,

где - тепловой импульс тока короткого замыкания по расчёту;

- среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости) по каталогу;

-длительность протекания тока термической стойкости по каталогу, с

Рассчитаем максимальный ток нагрузки:

(6.1)

где - максимальная нагрузка подстанции, МВ*А

-номинальное напряжение с высокой стороны трансформатора, кВ

Ток короткого замыкания: Iк.з. = 3.96 кА

Ударный ток короткого замыкания определяется как

где - ударный коэффициент, который составляет

Тепловой импульс в точке короткого замыкания:

где

- время действия релейной защиты, с

- время отключения выключателя, с

- постоянная затухания апериодической составляющей тока К.З., зависящая от соотношения между X и R цепи.

Из справочника выбираем масляный выключатель ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1 и проверим его параметры с расчётными величинами.

Выбор выключателей на стороне 110кВ.

Условия выбора Расчётные величины Каталожные данные выключателя

ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1

110кВ 110 кВ

109А 1000 А

3,96 кА 20 кА

11,044 кА 52 кА

9,335 кА2*с 202*3=1200 кА2*с

Выбор разъединителей на стороне ВН.

Разъединитель - это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током. При ремонтных работах разъединителем создаётся видимый разрыв между частями, оставшимися под напряжением и аппаратами, выведенными в ремонт. Разъединители позволяют производство следующих операций:

- отключение и включение нейтрали трансформаторов и заземляющих дугогасящих реакторов при отсутствии в сети замыкания на землю;

- зарядного тока шин и оборудования всех напряжений (кроме батарей конденсаторов);

- нагрузочного тока до 15А трёхполюсными разъединителями наружной установки при напряжении 10 кВ и ниже. К разъединителям предъявляются следующие требования:

- создание видимого разрыва в воздухе, электрическая прочность которого соответствует максимальному импульсному напряжению;

- электродинамическая и термическая стойкость при протекании токов короткого замыкания;

- исключение самопроизвольных отключений;

- чёткое включение и отключение при наихудших условиях работы (обледенение, ветер).

Выбор разъединителей выполняется:

- по напряжению установки: ;

- по току: ;

- по конструкции;

- по электродинамической стойкости:;

- по термической стойкости:.

Из справочника [1] выбираем разъединитель РНДЗ.2-110/1000У1 и проверяем его параметры с расчётными величинами.

Выбор разъединителей.

Условия выбора Расчётные величины Каталожные данные разъединителя

РНДЗ.1-110/1000У1

РНДЗ.2-110/1000У1

110 кВ 110 кВ

109 А 1000 А

11,044 кА 80 кА

9,335 кА2*с 31,52*4=3969 кА2*с

Выбор трансформатора тока.

Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформатор тока выбирают:

- по напряжению установки ;

- по току , ;

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;

- по конструкции и классу точности;

- по электродинамической стойкости:

;

где - ударный ток КЗ по расчёту;

- кратность электродинамической стойкости по каталогу;

- номинальный первичный ток трансформатора тока;

- ток электродинамической стойкости.

- по термической стойкости

;

где - тепловой импульс по расчёту;

- кратность термической стойкости по каталогу;

- время термической стойкости по каталогу;

- ток термической стойкости;

- по вторичной нагрузке

,

где -вторичная нагрузка трансформатора;

- номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

Индуктивное сопротивление токовых невелико, поэтому . Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:

Сопротивление приборов определяется по выражению:

где - мощность потребляемая приборами;

- вторичный номинальный ток прибора

Сопротивление контактов принимаем 0,1Ом. Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие:

,

Сечение соединительных проводов определяем по формуле:

где - удельное сопротивление провода с алюминиевыми жилами;

- расчётная длина, зависящая от схемы соединения трансформатора тока.

Вторичная нагрузка трансформатора тока.

Самая нагруженная Фаза «А». Общее сопротивление приборов:

Ом

Для ТФЗМ 110-У1

Ом

Допустимое сопротивление провода:

Ом

Для подстанции применяем кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина которого 60м, трансформаторы тока соединены в неполную звезду, поэтому , тогда

мм2.

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4мм2

Ом

Таким образом, вторичная нагрузка составляет:

Ом

Расчёт трансформатора тока 110кВ.

Расчётные данные Данные ТФЗМ 110-У1

=110 кВ =110 кВ

=109 А =300 А

=11,044 кА =80 кА

=9,335 кА2*с =1200 кА2*с

=1,08 Ом =1,2 Ом

Выбираем трансформатор тока ТФЗМ-110-У1 с коэффициентом трансформации 300/5А, класс точности 0,5Р,10Р/10Р.

Выбор трансформатора напряжения.

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы напряжения выбираются:

- по напряжению установки ;

- по конструкции и схеме соединения обмоток;

- по классу точности;

- по вторичной нагрузке

,

где - номинальная мощность в выбранном классе точности. При этом следует иметь в виду, что для однофазных трансформаторов, соединённых в звезду, принимается суммарная мощность всех трёх фаз, а для соединённых по схеме открытого треугольника - удвоенная мощность одного трансформатора;

- нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединённых к трансформатору напряжения, ВА.

Нагрузка приборов определяется по формуле:

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения 110кВ.

Прибор Тип S одной обмотки, ВА Число обмоток Число приборов Общая потребная мощность

Р, Вт Q, Вар

Вольтметр Э-335 2,0 1 1 0 1 2

Ваттметр Д-335 1,5 2 1 0 1 3

Счётчик активной мощности СА-И670М 2,5 3 0,38 0,925 1 7,5 18,2

Счётчик реактивной мощности СР-4И676 2,5 3 0,38 0,925 1 7,5 18,2

Итого: 20 36,5

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения ВА.

Выбираем трансформатор напряжения НКФ-110-58 со следующими параметрами

- =110кВ

- номинальное напряжение обмотки:

o первичной -;

o основной вторичной -

o дополнительной вторичной - 100В;

- номинальная мощность в классе точности 0,5 =400ВА.

- предельная мощность 2000ВА.

Выбор схемы распределительного устройства низкого напряжения (РУНН).

В РУ 6 кВ в основном применяется схема с одной секционированной системой шин. Как правило, число секций соответствует числу источников питания. Для облегчения аппаратуры в цепи отходящих линий, для снижения сечения кабелей за счёт ограничения ТКЗ, и для обеспечения надёжной работы релейной защиты на ПС применяется раздельная работа трансформаторов. Секционный выключатель имеет устройство автоматического ввода резерва (АВР) и включается при обесточивании одной из секций. Если для ограничения ТКЗ устанавливаются трансформаторы с расщеплёнными обмотками, то применяются две одиночные, секционированные выключателем, системы шин.

В проектируемой схеме для ограничения ТКЗ принимаем следующие мероприятия:

- используем расщепление обмоток НН;

- используем две одиночные, секционированные выключателем, системы сборных шин;

- отключим секционные выключатели.

Выбираем схему РУ 6 кВ - две одиночные, секционированные выключателем, системы сборных шин, с раздельной работой двух трансформаторов и используем расщепление обмоток на НН.

Выбор оборудования РУНН.

Выбор выключателей на стороне НН.

Рассчитаем максимальный ток нагрузки, который будет протекать через вводные и секционные выключатели при отключенном трансформаторе и включенных секционных выключателях.

При равномерном распределении нагрузки между расщеплёнными обмотками трансформатора максимальный рабочий ток для цепей ввода и секционных выключателей.

Для отходящих присоединений:

В качестве РУ НН выбираем КРУН серии К-47 с выключателем ВКЭ-10-31,5/1600 У3 для ячеек ввода и секционных выключателей, и ВКЭ-10-31/630 У3 для ячеек отходящих линий.

Расчётные величины меньше паспортных данных выключателей, поэтому выбираем выключатели этого типа.

Выбор выключателей на стороне 10кВ.

Условия выбора Расчётные величины Каталожные данные выключателя для ячеек ввода и секционных выключателей

ВМП-10-20/1000 Каталожные данные выключателя для ячеек отходящих линий

ВКЭ-10-20/630

6 кВ 10 кВ 10 кВ

998 А

91 А 1000 А

630 А

7,091 кА 20 кА 20 кА

19,776 кА 52 кА 52 кА

78 кА2*с 202*4=3969 кА2*с 202*4=3969 кА2*с

Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения.

Измерительные трансформаторы предназначены для уменьшения первичных токов и напряжений до значений, наиболее удобных для подключения измерительных приборов, реле защиты, устройств автоматики. Применение измерительных трансформаторов обеспечивает безопасность обслуживающего персонала, так как цепи низкого и высокого напряжения разделены, а также позволяют унифицировать конструкцию измерительных приборов и реле.

Трансформаторы тока (ТТ) выбираем по следующим условиям:

- по конструкции и классу точности;

- по напряжению установки ;

- по первичному току ;

Номинальный первичный ток должен быть как можно ближе к расчётному току, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.

- по термической стойкости ;

- по вторичной нагрузке ;

Рабочий ток нагрузки, протекающий по вводным выключателям 10кВ (при работе обоих трансформаторов и равномерном распределении нагрузки по секциям РУ НН):

Определим максимальный рабочий ток, протекающий по вводным выключателям 10кВ (при отключении одного из трансформаторов и включенных секционных выключателей):

Из справочника [1] выбираем трансформатор тока типа ТЛШ 10 У3 с =1500А, =1500/5А, класс точности вторичной обмотки 0,5/10Р.

Данные расчётов сведены в табл. 6.7

Выбор трансформаторов тока 10кВ.

Расчётные данные Данные ТЛШ 10 У3

=6 кВ =110 кВ

=998 А =1000 А

=19,776 кА =20 кА

=239 кА2*с =202*3=3969 кА2*с

=0,76 Ом =0,8 Ом

Вторичная нагрузка трансформатора тока.

Самая нагруженная Фаза «А». Общее сопротивление приборов:

Ом

Для ТФЗМ 110-У1

Ом

Допустимое сопротивление провода:

Ом

Для подстанции применяем кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина которого 60м.

мм2.

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4мм2

Ом

Таким образом, вторичная нагрузка составляет:

Ом

Выбор трансформатора напряжения на НН.

Трансформатор напряжения выбирается:

- по напряжению установки ;

- по конструкции и схеме соединения обмоток;

- по классу точности;

- по вторичной нагрузке .

Вторичная нагрузка трансформатора

Выбираем трансформатор напряжения НТМК-10-71У3.

Три трансформатора напряжения на одной секции, соединённых в звезду, имеют мощность: 3*120=360ВА, что больше . Таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5.

Выбор трансформатора напряжения на второй секции аналогичен.

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2,5 мм2 по условию механической прочности.

Собственные нужды и оперативный ток.

Состав потребителей собственных нужд подстанции (СН) зависит от мощности трансформаторов, конструктивного выполнения подстанции, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования, способа обслуживания и вида оперативного тока.

Наименьшее количество потребителей СН на подстанциях, выполненных по упрощённым схемам, без синхронных компенсаторов - это электродвигатели обдува трансформаторов, обогрева приводов шкафов КРУН, а также освещение подстанции.

Наиболее ответственными потребителями СН подстанции являются оперативные цепи, система связи, телемеханики, система охлаждения трансформаторов, аварийное освещение, система пожаротушения, электроприёмники компрессорной.

Мощность потребителей СН невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.

Мощность трансформаторов СН выбирается по нагрузкам СН с учётом коэффициента загрузки и одновременности, при этом отдельно учитывается летняя и зимняя нагрузки, а также нагрузка в период ремонтных работ на подстанции.

Нагрузка СН подстанции определяется как по установленной мощности (Ру), с применением и подсчитывают по формуле:

(6.36)

где - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки. В ориентировочных расчётах можно принять

При двух трансформаторах СН с постоянным дежурством, мощность трансформаторов выбирается из условия:

 (6.37)

- коэффициент допустимой аварийной перегрузки, его можно принять равным 1,4.

Схема подключения ТСН выбирается из условия надёжного обеспечения питания ответственных потребителей. Выбираем схему питания СН с выпрямленным переменным оперативным током (рис.6.2). Трансформаторы СН присоединяются отпайкой к вводу главных трансформаторов. Такое включение обеспечивает возможность пуска ПС независимо от напряжения в сети 10кВ.

Схема питания собственных нужд.

Расчётная нагрузка при Кс=0,8:

оборудование подстанция нагрузка ток

(6.38)

Принимаем два трансформатора ТМ-100 кВА. При отключении одного трансформатора, второй будет загружен на 125,44/100=1,254 , т.е. меньше чем на 40 %, что допустимо.

Выбор ограничителей перенапряжений.

Ограничители перенапряжений являются основным средством ограничения атмосферных перенапряжений.

Выбор ограничителей перенапряжения производится в соответствии с номинальным напряжением защищаемого оборудования, уровнем электрической прочности его изоляции и наибольшей возможной величиной напряжения частотой 50Гц между проводом и землёй в месте присоединения ограничителя перенапряжений к сети.

Выбираем ограничитель перенапряжения типа

ОПН-П1-110/88/10/2 УХЛ1

2.5 Расчет защитного заземления

Расчет контура заземления.

1. Исходные данные.

1.1. Удельное сопротивление грунта, ?гр = 1000,00 Ом·м;

1.2. Длина вертикального заземлителя, L = 5,00 м;

1.3. Сезонный климатический коэффициент,? ? = 2,00;

1.4. Наружный диаметр вертикального заземлителя, d = 30,00 мм;

1.5. Нормируемое ПУЭ сопротивление заземляющего устройства

растеканию тока при базовом удельном сопротивлении земли,

Rнорм = 1,50 Ом;

1.6. Заглубление соединительной полосы, tполосы = 0,70 м;

1.7. Ширина соединительной полосы, b = 40,00 мм;

1.8. Расстояние между электродами, P = 2,50 м;

1.9. Коэффициент использования электрода, ?C = 0,58.

2. Сопротивление одного вертикального заземлителя.

Roc = 0,366*1000,00*2,00/5,00*(Lg(4·5,00/0,03) = 413,42 Ом

3. Определение ориентировочного числа стеожней.

Вычисляем сопротивление контура по алгоритму:

Rнорм - нормируемое ПУЭ сопротивление заземляющего устройства

растеканию тока при базовом удельном сопротивлении земли, Ом.

гр - удельное сопротивление грунта, Ом·м;

баз - базовое удельное сопротивление грунта, (?баз = 100 Ом·м).

RH = 1,50·(1000,00/100) = 15,00 Ом

Определяем ориентировочное число стержней по алгоритму:

Roc - сопротивление одного вертикального заземлителя, Ом;

RH - сопротивление контура, Ом.

nпредв = 413,42·2,00/15,00 = 55,12

Вычисленное приблизительное количество вертикальных электродов округляется в сторону увеличения до целого числа:

nпредв = 55,00

4. Вычисление сопротивления одиночного заземлителя с учетом коэффициента использования.

C - коэффициент использования заземлителей;

Roc - сопротивление одного вертикального заземлителя, Ом.

R'ос = 413,42/0,58 = 712,79

5. Вычисление сопротивления соединительной полосы с учетом коэффициента использования.

Вычисляем длину соединительной полосы по алгоритму:

Lп = 5,00/2·56 = 140,00 м

Определяем сопротивление соединительной полосы по алгоритму:

b - ширина соединительной полосы, м;

tполосы - заглубление соединительной полосы, м;

- сезонный (климатический) коэффициент;

- удельное сопротивление грунта, Ом·м;

Lп - длина соединительной полосы, м;

- коэффициент использования соединительной полосы.

Rполосы=0,366·1000,00·2,00/(140,00·0,29)·Lg((2·140,00·140,00)/(0,04·0,70))=110,81 Ом

6. Сопротивление вертикальных заземлителей вместе с соединительной полосой.

Суммарное сопротивление вертикальных заземлителей и соединительной полосы определяется по алгоритму:

Rполосы - сопротивление соединительной полосы, Ом;

Rн - сопротивление контура, Ом.

Rверт = (110,81·15,00)/(110,81-15,00) = 17,35 Ом

7. Уточненное количество вертикальных заземлителей с учетом соединительной полосы.

Уточненное количество вертикальных заземлителей определяется по алгоритму:

C - коэффициент использования заземлителей;

Rверт - суммарное сопротивление вертикальных заземлителей и соединительной полосы, Ом;

R'ос - сопротивление одного вертикального заземлителя с учетом коэффициента использования, Ом.

n = 712,79/(17,35·0,58) = 70,84

Вычисленное количество вертикальных электродов округляется в сторону увеличения до целого числа: n = 71

Схема размещения электродов

Примечание:

Данный расчет выполнен ориентировочно, окончательный выбор заземляющего устройства будет произведен позднее, после дополнительного геологического исследования и уточнения удельного сопротивления грунта в месте строительства подстанции.

2.6 Расчет электрического освещения

Освещение подстанции

Освещение подстанции предусматривается с применением прожекторов и фар, установленных на механизмах. Согласно требованию ЕПБ проектом принято общее освещение подстанции с минимальной освещенностью Еmin=0,5 лк. Расчет ведется методом наложения изолюксов в район в работы подстанции.

Определить суммарный световой поток:

где ?FМИН - требуемая освещенность для отдельных участков, ?FМИН= 0,5 лк;

SОС - площадь освещаемого участка, SОС = 2000 м2;

kЗ - коэффициент запаса, kЗ = 1,4;

kП - коэффициент, учитывающий потери света, kП = 1,5.

Освещение осуществляется светильниками типа ПЗС - 24 с мощностью лампы 150 Вт.

Определяем требуемое количество прожекторов:

где FЛ - световой поток лампы прожектора, FЛ= 2100 лм;

зПР - к.п.д. прожектора, зПР = 0,35.

Высота установки прожектора:

hПР2 = IМАХ / 300 = 10000 / 300 = 5.8 м;

где IМАХ - максимальная сила света прожектора, IМАХ = 10000 кд

Необходимая мощность трансформатора:

где зС - к.п.д. осветительной сети, зС = 0,95;

зОС - к.п.д. светильников, зОС = 1;

cos иОС - коэффициент мощности ламп, cos иОС = 1

Для освещения карьера применим трансформатор ТМ-25/6 с номинальной мощностью 25 кВА, номинальным напряжением: высшее напряжение - 6 кВ, низшее напряжение - 0,4 кВ.

2.7 Молниезащита подстанции ГПП-110/6

Защита оборудования от прямых ударов молнии осуществляется при помощи 4-х отдельностоящих молниеотводов.

Защита силовых трансформаторов и остального оборудования подстанции от волн перенапряжений, приходящих с ВЛ, осуществляется согласно «Руководству по защите электрических сетей...» и 4.2.133 ПУЭ соответствующими ограничителями перенапряжений (ОПН).

Заземляющее устройство подстанций запроектировано в виде контура из стальных полос сечением 40x4 мм с вертикальными глубинными заземлителями длиной 7 м.

При этом соблюдаются требования 1.7.89, 1.7.91-1.7.94 ПУЭ для ПС к ограничению напряжения на заземляющем устройстве подстанции, к допустимому напряжению прикосновения или к допустимому сопротивлению заземляющего устройства и конструктивному исполнению заземляющего устройства.

Раздел 3. Организация производства

3.1 Структура управления участком

Начальник участка - является полноправным руководителем работ на своем участке, отвечает за выполнение плана по всем показателям и осуществляет оперативное руководство всеми работами: организацией работы по установленному графику, правильным ведением горных работ, эффективным машин и механизмов и своевременным их ремонтом, обеспечение работ материалами.

Механик участка - лицо ответственное за правильную работу всего механического оборудования, своевременного ремонта и ППР горного оборудования (бульдозеры, машины и др.), обеспечивает безопасную работу всего оборудования, занимается монтажом вновь поступившего оборудования, осуществляет мероприятия по его модернизации.

Участковый геолог - лицо ответственное за правильность ведения буровых и разведочных работ, а также за правильным извлечением полезного ископаемого.

Участковый маркшейдер - лицо ответственное за правильное перемещение фронта работ, а также за полной промывкой и вскрышей всех объемов пород и песков.

Главный энергетик участка - лицо ответственное за энергохозяйство, за правильную эксплуатацию электроустановок и другого электрооборудования, за своевременный ремонт и техническое обслуживание. Также за качественное и бесперебойное электроснабжение. Разрабатывает мероприятия по экономии энергетических ресурсов.

Горный мастер - лицо ответственное за правильное ведение работ, за качественную и полную промывку песков, также следит за полным извлечением полезного концентрата.

Оперативный персонал - это персонал, осуществляющий оперативное управление и обслуживание электроустановок (осмотр, оперативные переключения, подготовку рабочего места, допуск и надзор за работающими, выполнение работ в порядке текущей эксплуатации).

Ремонтный персонал - это персонал, обеспечивающий техническое обслуживание и ремонт, монтаж, наладку и испытание электрооборудования.

Административно-технический персонал - это руководитель и специалисты, на которых возложены обязанности по организации технического и оперативного обслуживания, проведения ремонтных, монтажных и наладочных работ в электроустановках.

Раздел 4. Экономика производства

4.1 Режим работы электроперсонала участка

Режим работы принят круглогодичный;

Количество смен в сутки-2 смены;

Продолжительность смены-12 часов;

Продолжительность рабочей недели-168 часов;

Праздничные и выходные дни-1536 часов-64 дня.

4.2 Баланс рабочего времени

Время работы предприятия круглый год.

Календарное планирование-365 дней.

1. Номинальный фонд дней

Фном=Д-(Дпразд.+Двых)=365-64=301

2. Эффективный фонд дней

Фэф=Фном-(Дпразд.+Двых)=365-91=274

3. Коэффициент списочного состава

к=301/274=1,1

4.3 Расчёт затрат на электроэнергию

Стоимость:

С=86*Р+1,045*Wа=86*9980,902+1,045*1702346,496=2637309,66 руб.

4.4 Затраты на содержание и эксплуатации оборудования

1. Эксплуатация оборудования 15% от ФОТ

Эо=ФОТ*0,15=622112,1069*0,15=93316,81603

2. Обслуживание 1% от балансовой стоимости

Об=1%*Бал.ст.=0,01*2235200=22352

Итого=Зо+Зоб=93316,81603+22352=115668,816

4.5 Цеховые расходы

Затраты на рациональность и изобретательность:

0,5% от (ФОТ+ФОТАУП.)=0,005*774880,1069=3874,400534 руб.

Затраты на ОТ

5% от (ФОТ+ФОТАУП.)=0,05*774880,1069=38744,00534 руб.

Итого=192487+3874,400534+38744,00534=235105,4059 руб.

Прочие расходы

10% от общего

Пр=Итого*10%=235105,4059*0,1=23510,54059 руб.

Всего цеховых расходов = 192487+3874,400534+38744,00534+235105,4059+23510,54059=493721,3523 руб.

Диаграмма структуры себестоимости.

Вспомогательные материалы 0,355556023

Содержание и эксплуатация 1,839958135

Дополнительная з/п. 1,915357565

Единый социальный налог,

26 % от основной з/п. +дополнительная з/п.

2,547172601

Цеховые расходы 7,8536865

Основная з/п 7,980656518

Амортизация содержания 35,55560233

Оплата за электроэнергию 41,95201033

Диаграмма структуры себестоимости.

Раздел 5. Охрана труда и промышленная безопасность

5.1 Общие положения

Основные понятия, используемые в Федеральном законе об основах Охраны труда.

· охрана труда -- система сохранения жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, включающая в себя правовые, социально-экономические, организационно-технические, санитарно-гигиенические, лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия;

· условия труда -- совокупность факторов производственной среды и трудового процесса, оказывающих влияние на работоспособность и здоровье работника;

· вредный производственный фактор -- производственный фактор, воздействие которого на работника может привести к его заболеванию;

· опасный производственный фактор -- производственный фактор, воздействие которого на работника может привести к его травме;

· безопасные условия труда -- условия труда, при которых воздействие на работающих вредных или опасных производственных факторов исключено либо уровни их воздействия не превышают установленные нормативы;

· рабочее место -- место, в котором работник должен находиться или в которое ему необходимо прибыть в связи с его работой и которое прямо или косвенно находится под контролем работодателя;

· средства индивидуальной и коллективной защиты работников -- технические средства, используемые для предотвращения или уменьшения воздействия на работников вредных или опасных производственных факторов, а также для защиты от загрязнения;

· сертификат соответствия работ по охране труда (сертификат безопасности) -- документ, удостоверяющий соответствие проводимых в организации работ по охране труда установленным государственным нормативным требованиям охраны труда;

· производственная деятельность -- совокупность действий людей с применением орудий труда, необходимых для превращения ресурсов в готовую продукцию, включающих в себя производство и переработку различных видов сырья, строительство, оказание различных видов услуг.

Мероприятия по электробезопастности.

Настоящий раздел выполнен в соответствии с действующими нормами и правилами:

- ГОСТы системы безопасности труда, ССБТ;

- (ПОТ Р М-016-2001, РД 153-34.0-03.150-00) «Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок».

- СО 153-34.20.501-2003 (РД 34.20.501-95) «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ»;

- СО 153-34.03.104-2003 (РД 34.03.104) «Санитарные нормы и правила выполнения работ в условиях воздействия электрических полей промышленной частоты (50 Гц)»;

-СО 153-34.03.603-2003 «Инструкция по применению и испытанию средств защиты, мспользуемые в электроустановках.

- СО 153-34.03.105 (РД 34.3.105) «Методические указания по организации работы по технике безопасности и производственной санитарии на электростанциях и в сетях»;

- СО 153-34.03.122-93 (РД 34.03.122-93) «Правила обеспечения защиты и охраны труда персонала при производстве работ под напряжением на ВЛ 110-1150 кВ»;

- Правила охраны электрических сетей напряжением свыше 1000 В.

Соблюдение вышеперечисленных действующих норм и правил, выполнение защитного заземления и молниезащиты обеспечивают электробезопасность при эксплуатации проектируемой подстанции.

Для создания нормальных условий труда при проведении работ по ремонту и техническому обслуживанию оборудования и строительных конструкций проектом предусматривается компоновка подстанции, допускающая возможность применение автокранов, подъезд передвижных лабораторий, инвентарных устройств и средств малой механизации.

Для обеспечения безопасности проведения работ по ремонту и техническому обслуживанию подстанции предусматривается:

- ограждение токоведущих частей;

- необходимые изоляционные расстояния между токоведущими частями

отдельных присоединений;

- требуемые проходы и проезды;

- электромагнитные и механические блокировки, исключающие ошибочные действия персонала при производстве оперативных переключений;

- защитное заземляющее устройство;

- дистанционное управление выключателями;

- система контроля и автоматики режимов работы;

- защита от коротких замыканий и перенапряжений;

- рабочее и аварийное освещение;

- предупредительная сигнализация.

Все технические решения по технологической части и оборудованию приняты и разработаны в соответствии с действующими нормами и правилами, включая правила техники безопасности.

При соблюдении правил технической эксплуатации, технологических карт по производству работ, а также правил техники безопасности, эксплуатация сооружений по данному проекту безопасна.

Требования по ТБ при эксплуатации электротехнических установок

При обслуживании электроустановок потребителей запрещается: - ремонтировать злектрооборудованне под напряжением;

- эксплуатировать без заземления;

-осуществлять запуск в работу со снятыми или поврежденными устройствами подключений силовых кабелей, соединительных муфт, защитной брони силовых кабелей;

-осуществлять подвешивание, перенос силовых электрокабелей, находящихся под напряжением без диэлектрических средств защиты от поражения электрическим током;

-использовать электроинструмент и электрооборудование со снятыми или поврежденными изолирующими ручками, держателями и пусковыми устройствами.