Поскольку нагрузка изменилась только в пунктах 3 и 5 то произведём выбор трансформаторов только в этих пунктах и двух добавившихся пунктах 6 и 7, причём для обоих рассматриваемых схем вариантов развития трансформаторы будут одинаковыми.

Построим суточные графики полной мощности пунктов для зимы (таблица. 2.3.4.1)

Суточные графики нагрузки полной мощности пунктов Таблица 2.3.4.1

S, МВА Дt, ч	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24
S3	11,6	17,42	23,2	23,2	29,03	11,6
S5	4,73	9,46	23,65	18,92	14,19	4,73
S6	3,87	7,74	19,35	15,48	11,6	3,87
S7	3,87	5,81	7,74	7,74	9,68	3,87



Пункт №3.

Найдем полную максимальную мощность, протекающую через обмотку ВН трансформатора:

S_{НГ.3 MAX}= S₃=29,03 МВА

В нормальном режиме должно выполняться следующее условие:

S_{МАХТ1(Т2)}^НР ? 2·S_{НОМТ1(Т2)}

S_{МАХТ1(Т2)}^НР = 29,03 МВА

Проверим возможность работы при данной нагрузке в пункте 3 трансформаторов ТДН-16000/110

29,03 МВА < 2·16 = 32 МВА - условие выполняется

При аварийном отключении одного из трансформаторов связи через оставшийся в работе трансформатор протекает мощность, определяемая графиком нагрузки нормального режима.

Наибольшая мощность, протекающая через трансформатор составляет 29,03 МВА. Таким образом, установленный трансформатор ТДН-16000/110 в этом режиме перегружается. Проверим его на допустимость аварийных перегрузок.

Определяем коэффициент начальной нагрузки, принимая S_ном.тр=16 МВА:



Коэффициент максимальной нагрузки эквивалентного графика.

Так как K^/₂<0.9·K_max , то принимаем K₂= 0,9K_max =1,63 .

Для трансформатора по табл.9 [2] определяем при K₁=0,725 и K₂=1,63, длительностью допустимой нагрузки не более h=16.

K_доп=1,5< K₂

Следовательно, необходима замена двух ТДН-16000/110 трансформаторами мощностью на ступень выше (ТPДН-25000/110).

Выбор трансформаторов остальных пунктов аналогичен.

Пункт №5.

Трансформатор	Sмакс	К1		0,9КМАХ	K2ДОП
ТДН-16000/110	23,65	0.57	1.34	1,33	1,6

Так как K^/₂>0.9·K_max , то принимаем K^/₂= K₂ =1,34 .

Для трансформатора по табл.9 [2] определяем при K₁=0,57 и K₂=1,34 ,

K_2ДОП> K₂, длительность нагрузки h=8 ч,. Следовательно, выбираем трансформаторы ТДН-16000/110.

Пункт №6.

Трансформатор	Sмакс	К1		0,9КМАХ	K2ДОП
ТДН-10000/110	19,35	0.55	1.58	1,74	1,5

Так как K^/₂<0.9·K_max , то принимаем K^/₂= 0,9K_max =1,74 .

Для трансформатора по табл.9 [2] определяем при K₁=0,55 и K₂=1,74 ,

K_2ДОП< K₂, длительность нагрузки h=12 ч,. Следовательно, выбираем трансформаторы ТДН-16000/110.

Пункт №7.

Трансформатор	Sмакс	К1		0,9КМАХ	K2ДОП
ТМН-6300/35	9,68	0,73	1,34	1,38	1,5

Так как K^/₂<0.9·K_max , то принимаем K^/₂=0,9 K_max =1,38 .

Для трансформатора по табл.9 [2] определяем при K₁=0,73 и K₂=1,38 ,

K_2ДОП< K₂, длительность нагрузки h=12 ч,. Следовательно, выбираем трансформаторы ТМН-6300/35.

2.4 Технико-экономическое обоснование наиболее рационального варианта

При этом будем рассматривать только отличающиеся части вариантов схем. Экономически целесообразным принимается вариант, характеризуемый наименьшими приведенными затратами при условии, что затраты на другой вариант превышают наименьшие более чем на 5%.

При выполнении технико-экономических расчётов используются укрупнённые показатели стоимости элементов электрических сетей.

З = Е_Н ·К_У + И_У + З_{ПОТ УК}

Минимум приведенных затрат:

Е_Н = 0,12 - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложения (срок окупаемости 8 лет).

У = 0 - ущерб (так как есть потребители I - категории все линии двухцепные, все трансформаторные подстанции двухтрансформаторные, а двойные аварии мы не рассматриваем ущерб принимается равным нулю)

К_У - суммарные капиталовложения в подстанции и линии

К_У = К_Л + К_ПС

В расчёте будем сравнивать только отличающиеся части схем. Таковыми являются:

Вариант №1 Вариант №2

3-6 5-6

Капиталовложения в ПС-3 и ПС-5 из-за разного количества выключателей для двух вариантов схем.

Стоимость работ по демонтажу ВЛ 35 - 330 кВ включает в себя затраты по демонтажу опор ВЛ (железобетонных и стальных), а также проводов и грозозащитных тросов. Они тоже будут одинаковы для обоих вариантов табл.7.34 [11] (провод ВЛ 110 кВ сечением до 240 мм² - 3,36 тыс.руб., один грозозащитный трос ВЛ 35-330 кВ - 1,47 тыс.руб.), поэтому их не учитываем.

Вариант №1

Рассчитаем стоимость строительства ВЛ 110 кВ с проводом АС - 70/11 (с учетом территориального коэффициента (К_тер = 1,0 для Европейской части России табл. 7.2 [11]):

1. Стоимость по базисным показателям табл. 7.4:

К_бп = К_L · L · К_тер = 2 · 850·24,75 · 1,0 = 42075 тыс. руб.

2. Вырубка просеки (10% от длины линии L_п = 2,475 км) табл. 7.8:

К_п = К_п · L_п · К_тер = 95 · 2,475 · 1,0 = 235,12 тыс. руб.



3. Устройство лежневых дорог (L_лд = 5 км) табл. 7.8:

К_лд = К_лд · L_лд · К_тер = 370 · 5 · 1.0 = 1 850 тыс. руб.

4. Установка выключателей по концам электропередачи табл. 7.19:

К_выкл = n · K_выкл · К_тер = 2 · 7300 · 1,0 = 14 600 тыс. руб.

5. Противоаварийная автоматика не учитывается, так как линия 110 кВ.

6. Стоимость строительства ВЛ с учетом прочих затрат (составляют 12,9%)

К_пз= 0,129·(К_бп+К_п+К_лд+К_выкл) = 0,129·(42075+235,12+1 850+14 600) =

= 7580 тыс. руб.

7. Стоимость постоянного отвода земельного участка табл. 7.7:

К_зем = L · n_1км · К_зем = 24,75 · 40 · 40 = 39600 тыс.руб.

8. Суммарная стоимость строительства ВЛ:

К_?ВЛ = К_бп + К_п + К_лд + К_выкл + К_пз + К_зем = 42075 +235,12 + 1 850 + 14 600+ 7580 + 39600 = 105940,12 тыс.руб.

Найдём капиталовложения в ПС 5 .

В случае ПС-5. Выберем схему ОРУ ВН 110 - 4Н «Схема с неавтоматической перемычкой со стороны линий», количество присоединений равно 6 (2 двухцепные линии 110 кВ и 2 трансформатора).

Найдем капиталовложения в подстанцию №5



К_ПС5 = К_ОРУ + К_Т + К_ПЧ·б_ПЧ + K_{ОТВ.ЗЕМ}

Где б_ПЧ -коэффициент учитывающий постоянную часть затрат в соответствии с затратами на схему ПС после реконструкции в процентах

К_ОРУ = К_ОРУВН

Найдем капиталовложения в ОРУ ВН - 110 кВ подстанции №5.

К_ОРУ =15200 тыс.руб

Найдем капиталовложения в трансформаторы ТДН - 16000/110

К_Т = 4300 тыс.руб для одного трансформатора

Для двухтрансформаторной подстанции К_Т = 2·4300 = 8600 тыс.руб

К_ПЧ = 9000•0,5=4500 тыс. руб

К_ПС5=15200 + 8600 + 4500+200= 28500 тыс.руб

Два источника питания могут быть связаны обязательно через сборные шины в каком либо из пунктов. В данном случае это ПС-3.

Выберем схему ОРУ ВН 110 - 9 «Одна рабочая, секционированная выключателем, система шин», для ПС-3 количество присоединений равно 8 (3 двухцепные линии 110 кВ и 2 трансформатора).

Число ячеек: N_ЯЧ = 8 + 1 = 9 (8 присоединений + 1 ячейка секционного выключателя)

Стоимость ОРУ ВН: К_{ОРУ ВН} =9 7300 = 65700 тыс.руб., где 7300 тыс. руб. - стоимость ячейки комплекта с элегазовым выключателем 110 кВ (таблица 7.19 [1]).

К_{ОРУ ВН} = К_{ОРУ ПС-3} = 65700 тыс.руб.

Найдем капиталовложения в трансформаторы ТРДН - 25000/110

К_Т = 5500 тыс.руб для одного трансформатора

Для двухтрансформаторной подстанции К_Т = 2·5500 = 11000 тыс.руб

К_ПЧ = 12250•0,5=6275 тыс. руб

К_ПС3=65700 + 11000 + 6275+200=80775 тыс.руб

Суммарные капиталовложения:

К_У = К_ВЛ + К_{ОРУ ВН} = 105940,12 + 28500+80775 = 215215,12 тыс. руб.

Найдем суммарные издержки

Суммарные издержки складываются из издержек на обслуживание и ремонт и издержек на потерю электроэнергии.

И_У = И_ВЛ + И_ПС

И_ВЛ = А_ВЛ К_ВЛ

И_ПС = А_ПС К_ПС

А - ежегодные издержки на обслуживание и ремонты линий и подстанций, в относительных единицах от капиталовложений.



Суммарные издержки Таблица 2.4.1

АВЛ	АПС	ИВЛ	ИПС	ИСУМ
0,008	0,059	847,5	6447,22	7294,72

Найдем потери электроэнергии в линиях.

Расчет будем вести в форме таблицы.

Расчет потерь электроэнергии в линиях Таблица 2.4.2

ВЛ	Провод	U, кВ	Длина, км	r0, Ом/км	Э,МВт ч (в сутки)	Э,МВт ч (в год)	ЭВЛ МВт ч (в год)
3-6	АС-70/11	110	24,75	0,422	10,324	2491	3638
3-5	АС-70/11	110	33	0,422	6,09	1147

В остальных линиях потери электроэнергии для обоих вариантов одинаковы.

В трансформаторах потери электроэнергии для обоих вариантов одинаковы.

Расчет затрат на возмещение потерь электроэнергии Таблица 2.4.3

ЭВСЕЙ СЕТИ, МВт	Ц, МВт тыс.руб	ЗПОТ.СУМ, тыс руб
3638	0,069	251,02

Ц = 6,9 коп. / кВт·ч. - Стоимость 1 кВт ч потерянной электроэнергии

Найдем суммарные приведенные затраты для варианта №1:

З = Е_Н ·К_У + И_У + З_{ПОТ УК} = 0,12 ·215215,12 +7294,72+ 251,02 =33371,55 тыс.руб

Аналогично произведем технико-экономическое обоснование для второго варианта.

Вариант №2

Рассчитаем стоимость строительства ВЛ 110 кВ с проводом АС - 70/11 (5-6) с учетом территориального коэффициента (К_тер = 1,0 для Европейской части России табл. 7.2 [11]):

1. Стоимость по базисным показателям табл. 7.4:

К_бп = К_L · L · К_тер = 2 ·850· 33 · 1,0 = 56100 тыс. руб.

2. Вырубка просеки (10% от длины линии L_п = 3,3 км) табл. 7.8:

К_п = К_п · L_п · К_тер = 95 · 3,3 · 1,0 = 313,5 тыс. руб.

3. Устройство лежневых дорог (L_лд = 5 км) табл. 7.8:

К_лд = К_лд · L_лд · К_тер = 370 · 5 · 1.0 = 1 850 тыс. руб.

4. Установка выключателей по концам электропередачи табл. 7.19:

К_выкл = n · K_выкл · К_тер = 2 · 7300 · 1,0 = 14 600 тыс. руб.

5. Противоаварийная автоматика не учитывается, так как линия 110 кВ.

6. Стоимость строительства ВЛ с учетом прочих затрат (составляют 12,9%)

К_пз= 0,129·(К_бп+К_п+К_лд+К_выкл) = 0,129·(56100+313,5+1 850+14 600) =

= 9399,4 тыс. руб.

7. Стоимость постоянного отвода земельного участка табл. 7.7:

К_зем = L · n_1км · К_зем = 33 · 40 · 40 = 52800 тыс.руб.



8. Суммарная стоимость строительства ВЛ:

К_{?ВЛ 5-6} = К_бп + К_п + К_лд + К_выкл + К_пз + К_зем = 56100 + 313,5 + 1 850 + 14 600+ 9399,4 + 52800 = 135062,9 тыс.руб

Найдём капиталовложения в ПС.

В настоящем случае это капиталовложения в ОРУ ВН ПС-5.

Два источника питания могут быть связаны обязательно через сборные шины в каком либо из пунктов. В данном случае это ПС-5.

Выберем схему ОРУ ВН 110 - 9 «Одна рабочая, секционированная выключателем, система шин», для ПС-5 количество присоединений равно 8 (3 двухцепные линии 110 кВ и 2 трансформатора).

Число ячеек: N_ЯЧ = 8 + 1 = 9 (8 присоединений + 1 ячейка секционного выключателя)

Стоимость ОРУ ВН: К_{ОРУ ВН} =9 7300 = 65700 тыс.руб., где 7300 тыс. руб. - стоимость ячейки комплекта с элегазовым выключателем 110 кВ (таблица 7.19 [1]).

К_{ОРУ ВН} = К_{ОРУ ПС-5} = 65700 тыс.руб.

Найдем капиталовложения в трансформаторы ТДН - 16000/110

К_Т = 4300 тыс.руб для одного трансформатора

Для двухтрансформаторной подстанции К_Т = 2·4300 = 8600 тыс.руб

К_ПЧ = 12250•0,5=6275 тыс. руб

К_ПС5=65700 + 8600 + 6275+200= 80775 тыс.руб

В случае ПС-3. Выберем схему ОРУ ВН 110 - 4Н «Схема с неавтоматической перемычкой со стороны линий», количество присоединений равно 6 (2 двухцепные линии 110 кВ и 2 трансформатора).

Найдем капиталовложения в подстанцию №5

К_ПС2 = К_ОРУ + К_Т + К_ПЧ·б_ПЧ + K_{ОТВ.ЗЕМ}

Где б_ПЧ -коэффициент учитывающий постоянную часть затрат в соответсвии с затратами на схему ПС после реконструкции в процентах

К_ОРУ = К_ОРУВН

Найдем капиталовложения в ОРУ ВН - 110 кВ подстанции №3.

К_ОРУ =15200 тыс.руб

Найдем капиталовложения в трансформаторы ТРДН - 25000/110

К_Т = 5500 тыс.руб для одного трансформатора

Для двухтрансформаторной подстанции К_Т = 2·5500 = 11000 тыс.руб

К_ПЧ = 9000•0,5=4500 тыс. руб

К_ПС2=15200 + 11000 + 4500+200= 30900 тыс.руб

Суммарные капиталовложения:

К_У = К_ВЛ + К_{ОРУ ВН} = 135062,9 + 80775+30900= 246737,9 тыс. руб.



Найдем суммарные издержки

Суммарные издержки складываются из издержек на обслуживание и ремонт и издержек на потерю электроэнергии.

И_У = И_ВЛ + И_ПС

И_ВЛ = А_ВЛ К_ВЛ

И_ПС = А_ПС К_ПС

А - ежегодные издержки на обслуживание и ремонты линий и подстанций, в относительных единицах от капиталовложений.

Суммарные издержки

Таблица 2.4.4.

АВЛ	АПС	ИВЛ	ИПС	ИСУМ
0,008	0,059	1080	6588,82	7668,82

Найдем потери электроэнергии в линиях.

Расчет будем вести в форме таблицы.

Расчет потерь электроэнергии в линиях Таблица 2.4.5

ВЛ	Провод	U, кВ	Длина, км	r0, Ом/км	Э,МВт ч (в сутки)	Э,МВт ч (в год)	ЭВЛ МВт ч (в год)
5-6	АС-70/11	110	33	0,422	4,055	978	1198,3
3-5	АС-70/11	110	33	0,422	1,17	220,3

остальных линиях потери электроэнергии для обоих вариантов одинаковы.

В трансформаторах потери электроэнергии для обоих вариантов одинаковы.

Расчет затрат на возмещение потерь электроэнергии Таблица 2.4.6

ЭВСЕЙ СЕТИ, МВт	Ц, МВт тыс.руб	ЗПОТ.СУМ, тыс руб
1198,3	0,069	82,68

Ц = 6,9 коп. / кВт·ч. - Стоимость 1 кВт ч потерянной электроэнергии

Найдем суммарные приведенные затраты для варианта №1:

З = Е_Н ·К_У + И_У + З_{ПОТ УК} = 0,12 · 246737,9 + 7668,82+ 82,68 = 37360,04 тыс.руб.

Сопоставим эти две схемы:

Итак в результате технико-экономического расчета были получены значения затрат для каждого варианта.

Разница в затратах двух вариантов составляет более 5%.

Выбираем вариант №1. Этот вариант наиболее экономически выгоден.

Вывод: В данной главе были рассмотрены два варианта схем. Для этих вариантов были выбраны (для новых) и проверены (для существующих) напряжения линий, сечения проводов, тип опор. В соответствии с графиками нагрузки были рассчитаны мощности и выбраны (проверины) типы трансформаторов в пунктах питания. На основании технико-экономического анализа, был найден наиболее рациональный вариант развития сети (вариант № 1 на 10% экономически выгоднее, чем вариант №2).



Рис. 3.7. Выбранный вариант развития сети

Параметры выбранного варианта сетиТаблица 3.12

Линии	Длина, км	Напряжение, кВ	Марка провода	Пункты	Тип трансформатора	Схема ОРУ
ИП1-1	49,5	35	АС-95/16	1	ТМН 6 300/35	35-4Н
ИП1-2	41,25	110	АС-150/24	2	ТДН 16 000/110	110-4Н
ИП1-3	36,3	110	АС-120/19	3	ТРДН 25 000/110	110-9
2-4	33	110	АС-70/11	4	ТДН 16 000/110	110-4Н
3-5	33	110	АС-70/11	5	ТДН 16 000/110	110-4Н
3-6	24,75	110	АС-70/11	6	ТДН 16 000/110	110-4Н
ИП1-7	33	35	АС-95/16	7	ТМН 6 300/35	35-4Н
5-ИП2	24,75	110	АС-150/24

2.5 Расчёт и анализ основных режимов работы электрической сети. Регулирование напряжения

2.5.1 Характеристика основных режимов работы электрической сети

Расчет режимов электрической сети производится с помощью ЭВМ программой RastrWin. Расчёт режимов электрических сетей производится для определения:

1) Загрузки элементов сети, соответствующие пропускной способности сети ожидаемой потоком мощности;

2) Сечений проводов и кабелей, мощностей трансформаторов и автотрансформаторов;

3) Уровня напряжения в узлах и элементах сети и мероприятий обеспечивающих поддержание напряжения в допустимых пределах;

4) Потерь мощности и электроэнергии для оценки экономичности работы сети и эффективности способа снижения потерь.

Обычно рассматриваются 4 режима: нормальные режимы работы : наибольших нагрузок и наименьших нагрузок, а также наиболее тяжёлые послеаварийные режимы(отключение одной цепи наиболее загруженной линии, отключение одного самого мощного трансформатора в режиме наибольших нагрузок). В дипломном проекте кроме этих режимов рассмотрим режим наибольших нагрузок с отключенными КУ; c включенными КУ с изменением напряжения на источнике питания от 101% до 105% от номинального напряжения; включение в одну из линий УПК.

Составим схему замещения сети:

Рис 2.5.1 Схема замещения электрической сети

Найдем параметры схемы замещения.

Так как все линии двухцепные N = 2:

- активное сопротивление линии, Ом

- реактивное сопротивление линии, Ом

- реактивная проводимость линии, мкСм

- удельное активное сопротивление линии, Ом/км

x₀ - удельное реактивное сопротивление линии, Ом/км

b₀ - удельная реактивная проводимость линии, мкСм/км

L - длина линии, км

Параметры линий сведём в таблицу:

Параметры линий Таблица 2.5.1

Линия	ИП1-1	ИП1-2	ИП1-3	ИП1-7	3-5	3-6	2-4	5-ИП2
UНОМ, кВ	35	110	110	35	110	110	110	110
Марка провода	АС-95/16	АС-150/24	АС-120/19	АС-95/16	АС-70/11	АС-70/11	АС-70/11	АС-150/24
Длина, км	49,5	41,25	36,3	33	33	24,75	33	24,75
r0, Ом/км	0,301	0,204	0,301	0,301	0,422	0,422	0,422	0,204
x0, Ом/км	0,421	0,42	0,421	0,421	0,444	0,444	0,444	0,42
b0, мкСм/км	-	2,707	2,611	-	2,547	2,547	2,547	2,707
RЛ, Ом	7,45	4,21	5,46	4,97	6,96	5,22	6,96	2,52
XЛ, Ом	10,42	8,66	7,64	6,95	7,33	5,49	7,33	5,19
BЛ, мкСм	-	223,23	189,55	-	168,1	126,1	168,1	134

Параметры схемы замещения для трансформаторов:

R_Т - активное сопротивление трансформатора, Ом (таблица 4.2)

X_Т - индуктивное сопротивление трансформатора, Ом (таблица 4.2)

При двух параллельно работающих трансформаторах, их сопротивления в схеме замещения необходимо уменьшить в 2 раза, а проводимости увеличить в 2 раза. Параметры трансформаторов сведём в таблицы:

Параметры трансформаторов. Таблица 2.5.2

№ пункта	2,4,5,6	3	1,7
Трансформатор	ТДН - 16000/110	ТРДН 25000/110	ТМН 6300/35
SНОМ, МВА	16	25	6,3
UНОМ ВН, кВ	115	115	35
UНОМ НН, кВ	11	11	11
КT	0,09565	0,09565	0,31428
ДUРЕГ,%	± 9 Ч 1,78 %	± 9 Ч 1,78 %	± 6 Ч 1,5 %
RT/2, Ом	2,19	1,27	0,7
XT/2, Ом	43,35	27,95	7,3
2PХX, МВт	0,038	0,054	0,018
2QХX, МВт	0.224	0.35	0.113

2.4.2 Расчёт и анализ режима наибольших нагрузок с отключенными КУ

Для расчёта режима наибольших нагрузок берём максимальную мощность в системе зимой (таблица 2. 4.3), когда возникают потоки мощности, связанные с наибольшим потреблением электроэнергии и наиболее полным использованием мощности электростанций. Напряжение на источнике питания 104% от номинального.

Таблица 2.5.3

Нагрузка в пунктах в режиме наибольших нагрузок

№ пункта	1	2	3	4	5	6	7
Р, МВт	8	25	21,6	17	22	18	7,2
Q, МВАр	4,32	12	11,02	8,67	11,22	8,64	3,89

Исходные данные и результаты расчета режима наибольших нагрузок приведены в приложении 1.

Значения напряжения у потребителей и потери мощности представлены в табл. 2.4.4 и 2.4.5

Таблица 2.5.4

Режим наибольших нагрузок с отключенными КУ

Пункт	1	2	3	4	5	6	7
U, кВ	9,72	10,05	10,4	10,06	10,3	10,18	10,26

Таблица2.5.5

Потери мощности в линиях при режиме наибольших нагрузок с отключенными КУ.

Линия	ИП1-1	ИП1-2	ИП1-3	2-4	3-5	3-6	ИП1-7	ИП2-5
?Р, МВт	0,65	0,89	0,40	0,22	0,16	0,18	0,32	0,33
?Q, МВАр	0,91	1,62	0,56	0,23	0,16	0,19	0,44	0,68

Таблица 2.5.6

Потери мощности в трансформаторах при режиме наибольших нагрузок с отключенными КУ.

Трансформатор	1	2	3	4	5	6	7
?Р, МВт	0,06	0,12	0,06	0,07	0,12	0,08	0,04
?Q, МВАр	0,63	3,02	1,39	1,43	2,28	1,52	0,46

Потери мощности во всей сети составляют:

Получили во всех пунктах напряжение у потребителей несколько ниже требуемого ПУЭ U? 10,5кВ. Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителей с использованием РПН трансформаторов.

2.4.3 Расчёт и анализ режима наибольших нагрузок с включенными КУ и изменением напряжения на источнике питания

Для расчёта режима наибольших нагрузок берём максимальную мощность в системе зимой (таблица 2.4.3), когда возникают потоки мощности, связанные с наибольшим потреблением электроэнергии и наиболее полным использованием мощности электростанций.

В результате расчёта получили следующие данные по работе сети в режиме наибольших нагрузок.

- напряжение на ИП в режиме наибольших нагрузок составляет 111,1 кВ

Таблица 2.5.7

Режим наибольших нагрузок при напряжении на источнике 111,1кВ

Пункт	1	2	3	4	5	6	7
U, кВ	9,58	9,96	10,17	9,86	10,09	9,94	10,1

Таблица 2.5.8

Потери мощности в линиях при режиме наибольших нагрузок при напряжении на источнике 111,1кВ

Линия	ИП1-1	ИП1-2	ИП1-3	2-4	3-5	3-6	ИП1-7	ИП2-5
?Р, МВт	0,6	0,73	0,37	0,21	0,16	0,18	0,34	0,33
?Q, МВАр	0,83	1,51	0,52	0,22	0,17	0,19	0,48	0,68

Таблица 2.5.9

Потери мощности в трансформаторах при режиме наибольших нагрузок при напряжении на источнике 111,1кВ

Трансформатор	1	2	3	4	5	6	7
?Р, МВт	0,06	0,14	0,06	0,07	0,11	0,08	0,04
?Q, МВАр	0,58	2,70	1,31	1,37	2,17	1,50	0,41

Потери мощности во всей сети составляют:

Получили во всех пунктах напряжение у потребителей несколько ниже требуемого ПУЭ U? 10,5кВ. Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителей с использованием РПН трансформаторов.

- напряжение ИП в режиме наибольших нагрузок составляет 112,2 кВ

Таблица 2.5.10

Режим наибольших нагрузок при напряжении на источнике 112,2 кВ

Пункт	1	2	3	4	5	6	7
U, кВ	9,7	10,8	10,28	9,97	10,2	10,06	10,22



Таблица 2.5.11

Потери мощности в линиях при режиме наибольших нагрузок при напряжении на источнике 112,2 кВ

Линия	ИП1-1	ИП1-2	ИП1-3	2-4	3-5	3-6	ИП1-7	ИП2-5
?Р, МВт	0,58	0,72	0,36	0,21	0,16	0,17	0,28	0,32
?Q, МВАр	0,81	1,48	0,50	0,22	0,17	0,18	0,39	0,66

Таблица 2.5.12

Потери мощности в трансформаторах при режиме наибольших нагрузок при напряжении на источнике 112,2 кВ

Трансформатор	1	2	3	4	5	6	7
?Р, МВт	0,05	0,13	0,06	0,07	0,11	0,07	0,04
?Q, МВАр	0,56	2,64	1,28	1,34	2,12	1,46	0,40

Потери мощности во всей сети составляют:

Получили во всех пунктах напряжение у потребителей несколько ниже требуемого ПУЭ U? 10,5кВ. Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителей с использованием РПН трансформаторов.

-напряжение ИП в режиме наибольших нагрузок составляет 113,3 кВ

Таблица 2.5.13

Режим наибольших нагрузок при напряжении на источнике 113,3 кВ

Пункт	1	2	3	4	5	6	7
U, кВ	9,83	10,19	10,39	10,09	10,32	10,17	10,34



Таблица 2.5.14

Потери мощности в линиях при режиме наибольших нагрузок при напряжении на источнике 113,3 кВ

Линия	ИП1-1	ИП1-2	ИП1-3	2-4	3-5	3-6	ИП1-7	ИП2-5
?Р, МВт	0,57	0,70	0,35	0,20	0,15	0,17	0,27	0,31
?Q, МВАр	0,79	1,44	0,49	0,21	0,16	0,18	0,38	0,65

Таблица 2.5.15

Потери мощности в трансформаторах при режиме наибольших нагрузок при напряжении на источнике 113,3 кВ

Трансформатор	1	2	3	4	5	6	7
?Р, МВт	0,05	0,13	0,06	0,07	0,10	0,07	0,04
?Q, МВАр	0,55	2,58	1,26	1,31	2,07	1,43	0,39

Потери мощности во всей сети составляют:

Получили во всех пунктах напряжение у потребителей несколько ниже требуемого ПУЭ U? 10,5кВ. Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителей с использованием РПН трансформаторов.

-напряжение ИП в режиме наибольших нагрузок составляет 114,4 кВ

Таблица 2.5.16

Режим наибольших нагрузок при напряжении на источнике 114,4 кВ

Пункт	1	2	3	4	5	6	7
U, кВ	9,96	10,31	10,5	10,2	10,43	10,29	10,46



Таблица 2.5.17

Потери мощности в линиях при режиме наибольших нагрузок при напряжении на источнике 114,4 кВ

Линия	ИП1-1	ИП1-2	ИП1-3	2-4	3-5	3-6	ИП1-7	ИП2-5
?Р, МВт	0,55	0,68	0,34	0,20	0,15	0,16	0,26	0,31
?Q, МВАр	0,77	1,41	0,48	0,21	0,16	0,17	0,37	0,63

Таблица 2.5.18

Потери мощности в трансформаторах при режиме наибольших нагрузок при напряжении на источнике 114,4 кВ

Трансформатор	1	2	3	4	5	6	7
?Р, МВт	0,05	0,13	0,06	0,06	0,10	0,07	0,04
?Q, МВАр	0,54	2,53	1,23	1,28	2,03	1,40	0,38

Потери мощности во всей сети составляют:

Как мы видим, только в пункте 2 напряжение у потребителей соответствует ПУЭ, в остальных пунктах напряжение у потребителей несколько ниже требуемого ПУЭ U? 10,5кВ. Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителей с использованием РПН трансформаторов. Следует отметить, что потери мощности во всей сети в данном режиме несколько ниже, нежели в аналогичном режиме без включенных компенсирующих устройств.

-напряжение ИП в режиме наибольших нагрузок составляет 115,5 кВ



Таблица 2.5.19

Режим наибольших нагрузок при напряжении на источнике 105% от номинального

Пункт	1	2	3	4	5	6	7
U, кВ	10,09	10,42	10,61	10,32	10,54	10,40	10,58

Таблица 2.5.20

Потери мощности в линиях при режиме наибольших нагрузок при напряжении на источнике 115,5 кВ

Линия	ИП1-1	ИП1-2	ИП1-3	2-4	3-5	3-6	ИП1-7	ИП2-5
?Р, МВт	0,54	0,67	0,34	0,19	0,14	0,16	0,26	0,3
?Q, МВАр	0,75	1,38	0,47	0,20	0,15	0,17	0,36	0,61

Таблица 2.5.21

Потери мощности в трансформаторах при режиме наибольших нагрузок при напряжении на источнике 115,5 кВ

Трансформатор	1	2	3	4	5	6	7
?Р, МВт	0,05	0,12	0,05	0,06	0,10	0,07	0,04
?Q, МВАр	0,52	2,47	1,20	1,25	1,99	1,37	0,45

Потери мощности во всей сети составляют:

Получили в нескольких пунктах напряжение у потребителей несколько ниже требуемого ПУЭ U? 10,5кВ. Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителей с использованием РПН трансформаторов.



2.4.4 Расчёт и анализ режима наименьших нагрузок

Для режима наименьших нагрузок необходимо брать минимальную нагрузку в системе в летний период. Считаем, что в летний период все компенсирующие устройства отключены.

Напряжение ИП в режиме наименьших нагрузок составляет 100% от номинального, т.е. 110 кВ

Активную мощность ИП1 считаем ограниченной:

P_ИП1 = 13,1 МВт.

Т.к компенсирующие устройства в режиме наименьших нагрузок отключены, то пересчет реактивной мощности сведём в таблицу 2.4.22

Таблица 2.5.22

Нагрузка в пунктах в режиме наименьших нагрузок

№ пункта	1	2	3	4	5	6	7
Р, МВт	1,6	2,5	5,4	3,4	2,2	1,8	1,8
Q, МВАр	0,6	1,2	2,8	1,7	1,1	0,9	1,0

Исходные данные и результаты расчета режима наименьших нагрузок приведены в приложении 1.

Полученные результаты расчёта параметров работы сети приведены в таблице 4.23

Таблица 2.5.23

Режим наименьших нагрузок

Пункт	1	2	3	4	5	6	7
U, кВ	10,61	10,45	10,42	10,4	10,47	10,45	10,6

Потери мощности в элементах сети в этом режиме малы, проанализировать режим при помощи расчета в программе RastrWin не удастся.

Согласно ПУЭ в период наименьших нагрузок напряжение должно быть не выше 100% от номинального. Получили напряжение у потребителей выше требуемого. Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителей с использованием РПН трансформаторов. Если сравнивать максимальный и минимальный режим можно отметить, что потери мощности и напряжения значительно меньше в режиме наименьших нагрузок, т.е именно в этом режиме сеть наиболее экономичная.

2.4.5 Расчёт и анализ послеаварийного режима при отключении одной цепи на наиболее загруженной линии ИП2-5

При этом режиме оба трансформатора подстанции №5 остаются в работе, т.к линии используются 2х цепные, следовательно, изменятся только параметры линии ИП2-5: сопротивление этой линии увеличивается в 2 раза, а проводимость уменьшается в 2 раза. Для аварийного режима рассматриваем максимальную нагрузку в системе в зимний период, учитывая включенные компенсирующие устройства.

Таблица 2.5.24

Максимальная нагрузка в системе зимой

№ пункта	1	2	3	4	5	6	7
Р, МВт	8	25	21,3	17	22	18	7,2
Q, МВАр	3,12	7,2	8,02	6,87	8,52	6,99	2,54

Исходные данные и результаты расчета послеаварийного режима (откл. W3) приведены в приложении 1.

Значения напряжения у потребителей и потери мощности представлены в табл. 2.4.25 и 2.4.5



Таблица 2.5.25

Напряжения у потребителей в послеаварийном режиме (откл. ИП2-5)

Пункт	1	2	3	4	5	6	7
U, кВ	10,56	10,67	10,52	10,57	10,53	10,61	10,62

Таблица 2.5.26

Потери мощности в линиях в послеаварийном режиме (откл. ИП2-5)

Линия	ИП1-1	ИП1-2	ИП1-3	2-4	3-5	3-6	ИП1-7	ИП2-5
?Р, МВт	0,55	0,68	0,44	0,20	0,17	0,17	0,26	0,6
?Q, МВАр	0,77	1,41	0,61	0,21	0,18	0,17	0,37	1,23

Таблица 2.5.27

Потери мощности в трансформаторах в послеаварийном режиме (откл. ИП2-5)

Трансформатор	1	2	3	4	5	6	7
?Р, МВт	0,05	0,13	0,06	0,06	0,10	0,07	0,04
?Q, МВАр	0,54	2,53	1,24	1,28	2,06	1,41	0,38

Потери мощности во всей сети составляют:

При отключении одной цепи наиболее загруженной линии ИП2-5 мы получили во все пунктах напряжение соответствующее требованию U>10 кВ, следовательно, производить регулировку напряжения нет необходимости.

Таким образом, при выходе из работы одной цепи линии, вторая цепь позволяет дальнейшую работу электроприёмников при сохранении качества электроснабжения (хотя и при падении надёжности). Однако потери возрастают, поэтому по возможности следует отключать цепь линии в режиме наименьших нагрузок, когда потери в сети минимальны.

2.4.5 Расчёт и анализ послеаварийного режима при отключении самого мощного трансформатора

Допустим произошло отключение одного самого мощного трансформатора ПС (Т2 на ПС3) в режиме наибольших нагрузок. А значит все линии остаются в работе, следовательно, изменятся только параметры схемы замещения для трансформаторов: сопротивление трансформатора увеличить в 2 раза, а проводимость уменьшить в 2 раза. Для аварийного режима рассматриваем максимальную нагрузку в системе в зимний период, учитывая включенные компенсирующие устройства.

Исходные данные и результаты расчета послеаварийного режима (откл. Т2) приведены в приложении 1.

Полученные данные расчёта параметров работы сети приведены в таблицах 4.28, 4.29, 4.30

Таблица 2.5.28

Напряжения у потребителей в послеаварийном режиме (откл. Т2)

Пункт	1	2	3	4	5	6	7
U, кВ	10,56	10,67	10,22	10,57	10,61	10,65	10,62

Таблица 2.4.29

Потери мощности в линиях при послеаварийном режиме (откл. Т2)

Линия	ИП1-1	ИП1-2	ИП1-3	2-4	3-5	3-6	ИП1-7	ИП2-5
?Р, МВт	0,55	0,68	0,36	0,20	0,15	0,16	0,26	0,31
?Q, МВАр	0,77	1,41	0,50	0,21	0,16	0,17	0,37	0,64

Таблица 2.5.30

Потери мощности в трансформаторах при послеаварийном режиме (откл. Т2)

Трансформатор	1	2	3	4	5	6	7
?Р, МВт	0,05	0,13	0,26	0,06	0,10	0,07	0,04
?Q, МВАр	0,54	2,53	2,63	1,28	2,03	1,40	0,38

Потери мощности во всей сети составляют:

Напряжения во все пунктах соответствуют требованию U>10 кВ, производить регулировку не нужно.

Если сравнивать два аварийных режима, можно сделать вывод, что характере аварии влияет на отклонение напряжения и потери мощности по-разному. Так при отключении одной цепи наиболее загруженной линии потери во всей сети больше, чем при отключении одного из наиболее мощного трансформатора.

2.4.6 Расчёт и анализ режима с включенным в линию УПК, при отключении одной цепи наиболее загруженной линии ИП2-5

Устройства продольной компенсации (УПК) применяются для увеличения пропускной способности воздушных линий и представляют собой батареи конденсаторов, включаемые последовательно в линии электропередачи для компенсации части продольного индуктивного сопротивления.

Преимущества УПК:

-Увеличение передаваемой мощности

- Уменьшение падений напряжения, вызываемых перегрузками

-Сокращение необходимости в строительстве дополнительных ВЛ и

развития дополнительных генерирующих мощностей в отдельных регионах

-Не предполагает увеличение технических параметров ВЛ для передачи больших мощностей, обеспечивает снижение потерь активной и реактивной мощностей

Устройство продольной компенсации будем включать в линию ИП2-5,в аварийном режиме при отключении одной цепи. Потери напряжения в линии не должны превышать 2,5 %.

Параметры линии:

R_Л =5,04(Ом);

X_Л =10,38(Ом);

S_нг =46,8+j18,72 МВА;

АС-150/24;

L= 24.75 км

Параметры УПК:

КС2А-0,66-40; U=0.66 кВ; Q_ном =40 кВар.

1) Определим потери напряжения в линии без учета конденсаторов:

? == 3,9 кВ

2) Дополнительные потери напряжения(по условиям задания)

?=*110=2,75 кВ

3) Определим сопротивление конденсаторов, снижающих потери напряжения в линии до 2,75 кВ

2,75=, откуда

(Ом).



4) Определим ток в линии

=100,36 А

5) Определим номинальный ток конденсаторов:

6) Определим число конденсаторов, включенных параллельно в одну фазу линии

=1,66

7) Сопротивление конденсатора КС2А-0,66-40

Ом

Определим число конденсаторов, включенных последовательно

= 1,23

8) Общее число конденсаторов в линии

=2*2*3=12

9) Установленная мощность, ном. напряжение и ток батареи конденсаторов

=0,48 мВар

=0,66*2=1,32 кВ

=121,2 А

10) Действительное сопротивление конденсатора равно:

= 7,3 Ом

11) Потери напряжения в линии равны:

? == 2,6 кВ,

отсюда результирующие сопротивление линии :

(Ом)

Исходные данные и результаты расчета режима приведены в приложении 1.

Полученные данные расчёта параметров работы сети приведены в таблицах 4.31, 4.32, 4.33

Таблица 2.5.31

Напряжения у потребителей

Пункт	1	2	3	4	5	6	7
U, кВ	10,56	10,67	10,53	10,57	10,55	10,62	10,62



Таблица 2.5.32

Потери мощности в линиях

Линия	ИП1-1	ИП1-2	ИП1-3	2-4	3-5	3-6	ИП1-7	ИП2-5
?Р, МВт	0,55	0,68	0,42	0,20	0,17	0,17	0,26	0,59
?Q, МВАр	0,77	1,41	0,58	0,21	0,17	0,17	0,37	0,37

Таблица 2.5.33

Потери мощности в трансформаторах

Трансформатор	1	2	3	4	5	6	7
?Р, МВт	0,05	0,13	0,06	0,06	0,10	0,07	0,04
?Q, МВАр	0,54	2,53	1,24	1,28	2,05	1,40	0,38

Потери мощности во всей сети составляют:

В данном режиме мы получили во все пунктах напряжение соответствующее требованию U>10 кВ, следовательно, производить регулировку напряжения нет необходимости.

Таким образом, можно сказать, что установка в линии УПК несколько снижает потери активной и реактивной мощности в сети, тем самым снижаются общие потери во всей сети, нежели в аналогичном режиме без УПК.

Вывод: в данной главе была составлена схема замещения сети и были определены её параметры. Затем были рассчитаны и проанализированы следующие режимы работы сети: режим наибольших нагрузок, режим наименьших нагрузок, 2 послеаварийных режима, режим наибольших нагрузок с включенным в линию УПК.



2.5.7 Регулирование напряжения в электрических сетях

Для того чтобы выдержать необходимые отклонения напряжения на приёмниках, ПУЭ предписывается регулировать напряжение на шинах 10 кВ подстанций, к которым присоединены распределительные сети. В период наибольших нагрузок это напряжение должно быть не ниже 105% от номинального, в период наименьших - не выше 100% от номинального, а в послеаварийном - не ниже 100% от номинального. Трансформаторы выполняются двух типов: с переключением регулировочных ответвлений без возбуждения, т.е. с отключением от сети (трансформаторы с ПБВ); с переключением регулировочных ответвлений под нагрузкой (трансформаторы с РПН). Мы будем использовать трансформаторы второй группы, они снабжены специальным переключательным устройством, позволяющим осуществлять переключения по мере необходимости без отключения потребителей. Такие трансформаторы имеют большее число регулировочных ответвлений и больший диапазон регулирования напряжения. Коэффициент трансформации, используемый при оптимизации, является промежуточной расчетной величиной. В технологических задачах используют номер положения отпайки РПН или ВДТ, называемый анцапфой. В программе RastrWin3 в исходных данных вместо коэффициента трансформации будем задавать тип регулируемого трансформатора и номер анцапфы. Задание и расчет анцапф выполняется следующим образом:

В таблице Анцапфы задаем информацию для каждого типа регулируемого трансформатора.

Рис.2. 4.2 База данных анцапф для расчетной схемы.

При изменении номера анцапфы происходит автоматическая коррекция коэффициента трансформации.

Таблица Анцапфы хранится в отдельном файле соответствующего типа. В таблице Анцапфы размещена следующая информация:

Nбд - номер типа регулирования трансформатора в базе данных;

EИ - единицы измерения шага отпаек (%).

«+ -» - порядок нумерации анцапф: «+» - анцапфы нумеруются, начиная от максимальной положительной добавки, «-» - от максимальной отрицательной;

Тип - тип регулирования.

Кнейтр - число анцапф в нейтральном положении (с нулевой добавкой);

V(нр) - напряжение нерегулируемой ступени;

V(рег) - напряжение регулируемой ступени;

Nanc - число анцапф с шагом, заданным в следующей колонке;

Шаг - величина шага (%).

Таким образом, максимальной положительной отпайке (+9) (+6 для ТМН 6300/35) будет соответствовать число 1, нейтральной (+0) будет соответствовать число 10 (7), а максимальной отрицательной отпайке (-9) (-6) будет соответствовать число 19 (13).

Ниже указаны напряжения у потребителя до и после регулировки. Исходные данные находятся в приложении 1.

Режим наибольших нагрузок с отключенными КУ

Таблица 2.5.1

Результаты регулировки напряжения у потребителя

	Напряжение у потребителя,кВ
Пункты	1	2	3	4	5	6	7
До	9,72	10,05	10,4	10,06	10,3	10,18	10,26
После	10,59	10,59	10,63	10,6	10,67	10,55	10,57

Во всех пунктах напряжение у потребителей соответствует требуемому ПУЭ U? 10,5кВ. Необходимости устанавливать дополнительные средства регулирования нет.

-Режим наибольших нагрузок с включенными КУ

Таблица 2.5.2

Результаты регулировки напряжения у потребителя

		Напряжение у потребителей, кВ
	Пункты	1	2	3	4	5	6	7
101%	До	9,58	9,96	10,17	9,86	10,09	9,94	10,1
	После	10,44	10,67	10,57	10,56	10,63	10,65	10,56
102%	До	9,7	10,08	10,28	9,97	10,2	10,06	10,22
	После	10,58	10,62	10,51	10,5	10,57	10,6	10,53
103%	До	9,83	10,19	10,39	10,09	10,32	10,17	10,34
	После	10,57	10,56	10,62	10,63	10,5	10,53	10,65
104%	До	9,96	10,31	10,5	10,2	10,43	10,29	10,46
	После	10,56	10,67	10,56	10,57	10,61	10,65	10,62
105%	До	10,09	10,42	10,61	10,32	10,54	10,40	10,58
	После	10,54	10,61	10,67	10,68	10,54	10,58	10,58

Во всех пунктах напряжение у потребителей соответствует требуемому ПУЭ U? 10,5кВ. Необходимости устанавливать дополнительные средства регулирования нет.

-Режим наименьших нагрузок

Таблица 2.5.3

Результаты регулировки напряжения у потребителя

	Напряжение у потребителя, кВ
Пункты	1	2	3	4	5	6	7
До	10,61	10,45	10,42	10,4	10,47	10,45	10,6
После	9,97	9,89	9,95	9,85	9,91	9,89	9,97

Согласно ПУЭ в период наименьших нагрузок напряжение должно быть не выше 100% от номинального. Во всех пунктах напряжение соответствует требуемому.

Вывод: в данной главе для выдерживания необходимых напряжений на приёмниках, согласно требованиям, было отрегулировано напряжение на шинах 10 кВ подстанций, к которым присоединены распределительные сети.

3. СПОСОБЫ ЗАЩИТЫ ОТ ПОРАЖЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ ТОКОМ. ЭЛЕКТРОЗАЩИТНЫЕ СРЕДСТВА И ПРИСПОСОБЛЕНИЯ

3.1 Основные причины электротравм и действие электрического тока на организм человека

При эксплуатации и ремонте электрического оборудования и сетей человек может оказаться в сфере действия электрического поля или непосредственном соприкосновении с находящимися под напряжением проводками электрического тока. В результате прохождения тока через человека может произойти нарушение его жизнедеятельных функций.

Опасность поражения электрическим током усугубляется тем, что, во первых, ток не имеет внешних признаков и как правило человек без специальных приборов не может заблаговременно обнаружить грозящую ему опасность; во вторых, воздействия тока на человека в большинстве случаев приводит к серьезным нарушениям наиболее важных жизнедеятельных систем, таких как центральная нервная, сердечно-сосудистая и дыхательная, что увеличивает тяжесть поражения; в третьих, переменный ток способен вызвать интенсивные судороги мышц, приводящие к не отпускающему эффекту, при котором человек самостоятельно не может освободиться от воздействия тока; в четвертых, воздействие тока вызывает у человека резкую реакцию отдергивания, а в ряде случаев и потерю сознания, что при работе на высоте может привести к травмированию в результате падения.

Основными причинами поражения людей электрическим током являются:

· Прикосновение к неизолированным токоведущим частям электропотребителей или распределительных устройств при эксплуатации или тех. обслуживании под напряжением (случайное прикосновение из-за невнимательности, усталости, нарушении правил техники безопасности; использование для работы инструмента с токопроводящими рукоятками и др.)

· Ошибочная подача напряжения на оборудование или электроприборы при тех. обслуживании и ремонте по халатности, невнимательности, технической неграмотности или из-за отсутствия на включающем устройстве предупреждающих знаков и плакатов безопасности;

· Прикосновение к находящимся под напряжением электрическим проводам с нарушенной изоляцией;

· Прикосновение к металлическим частям оборудования, электроприемников, а также сооружений, случайно оказавшимся под напряжением в результате пробоя изоляции или соприкосновения с проводами линии электропередачи, оголенными жилами сети (кабеля) электропитания;

· Воздействие шагового напряжения при передвижении человека в непосредственной близости от упавшего на землю и находящегося под напряжением провода линии электропередачи или контактного провода электротранспорта.

Электрический ток, проходя через тело человека, может оказывать биологическое, тепловое, механическое и химическое действия. Биологическое действие заключается в способности электрического тока раздражать и возбуждать живые ткани организма, тепловое - в способности вызывать ожоги тела, механическое - приводить к разрыву тканей, а химическое - к электролизу крови. Условно электротравмы делят на местные и общие. При местных электротравмах возникает местное повреждение организма, выражающиеся в появлении электрических ожогов, электрических знаков, в металлизации кожи, механических повреждениях и электроофтальмии (воспаление наружных оболочек глаз). Общие электротравмы, или электрические удары, приводят к поражению всего организма, выражающемуся в нарушении или полном прекращении деятельности наиболее жизненно важных органов и систем - легких (дыхания), сердца (кровообращения).

Оценивать опасность воздействия электрического тока на человека можно по ответным реакциям организма. С увеличением тока четко проявляются три качественно отличные ответные реакции. Это прежде всего ощущение, более судорожное сокращение мышц (неотпускание для переменного тока и болевой эффект постоянного) и, наконец, фибрилляция сердца. Электрические токи, вызывающие соответствующую ответную реакцию, подразделяют на :

неощущаемые (0,6 - 1,6мА);

ощущаемые (3мА);

отпускающие (6мА);

неотпускающие (10-15мА);

удушающие (25-50мА);

фибрилляционные (100-200мА);

тепловые воздействия (5А и выше).

Таблица 3.1

Воздействие электрического тока на организм человека

Значение	Характер воздействия
тока, мА	Переменный ток 50 Гц	Постоянный ток
0,6--1,6	Начало ощущения -- слабый зуд, пощипывание кожи под электродами	Не ощущается
5--7	Болевые ощущения усиливаются во всей кисти руки, сопровождаются судорогами; Руки, как правило, можно оторвать от электродов	Начало ощущения. Впечатление нагрева кожи под электродом
8--10	Сильные боли и судороги во всей руке, включая предплечье. Руки трудно оторвать от электродов	Усиление ощущения нагрева
20--25	Руки парализуются мгновенно, оторваться от электродов невозможно. Сильные боли, дыхание затруднено	возникновение ощущения внутреннего нагрева. Незначительные сокращения мышц рук
25--50	Очень сильная боль в руках и груди. Дыхание крайне затруд-нено. При длительном токе может наступить паралич дыхания или ослабление деятельности сердца с потерей сознания	Ощущение сильного нагрева, боли и судороги в руках. При отрыве рук от электродов возникают едва переносимые боли в результате судорожного сокращения мышц
100	Фибрилляция сердца через 2-3 с; еще через несколько секунд -- паралич сердца	Паралич дыхания при длитель-ном протекании тока
300	То же действие за меньшее время	Фибрилляция сердца через 2-3 с; еще через несколько секунд -- паралич дыхания
более 5000	Дыхание парализуется немедленно -- через доли секунды. Фибрилляция сердца, как правило, не наступает; возможна временная остановка сердца в период протекания тока. При длительном протекании тока (несколько секунд) тяжелые ожоги, разру-шения тканей

3.2 Способы защиты от поражения электрическим током

Для обеспечения электробезопасности при монтаже и эксплуатации электроустановок применяют различные способы и средства защиты, выбор которого зависят от ряда факторов, в том числе и от способа электроснабжения. Для обеспечения защиты от поражения электрическим током в электроустановках должны применяться технические способы и средства защиты.

Выбор того или иного способа или средства защиты (или их сочетаний) в конкретной электроустановке и эффективность его применения зависят от целого ряда факторов, в том числе от:

· номинального напряжения;

· рода, формы и частоты тока электроустановки;

· способа электроснабжения (от стационарной сети, от автономного источника питания электроэнергией);

· режима нейтрали источника трехфазного тока (средней точки источника постоянного тока) - изолированная нейтраль, заземленная нейтраль;

· вида исполнения (стационарные, передвижные, переносные);

· условий внешней среды;

· схемы возможного включения человека в цепь протекания тока (прямое однофазное, прямое двухфазное прикосновение; включение под напряжение шага);