Расчет и анализ системы электроснабжения деревоперерабатывающего завода

- реактивное сопротивление элемента высшего напряжения, мОм;

- номинальные напряжения на низшей и высшей сторонах.

Выбор защитной аппаратуры осуществляется после расчета ударных токов, кА [6]

, (4.4)

где - ток трехфазного короткого замыкания, кА;

- значение ударного коэффициента, определяемого по кривым [6], а при .

Рассчитаем ток короткого замыкания в точке К1 (рисунок 4.1).

Определяем сопротивление элементов одной линии на высшей стороне по формулам

(4.5)

(4.6)

где L - длина линии, питающей трансформатор Т1, L=420 м.

мОм,

мОм.

Сопротивления системы высшего напряжения приводим к напряжению по формуле (4.3)

 (4.7)

(4.8)

Подставляем числовые значения в выражения (4.7) и (4.8)

мОм,

мОм.

Определяем сопротивление трансформатора Т1 по формулам

(4.9)

(4.10)

где - номинальное напряжение сети;

- номинальная мощность трансформатора, кВА;

- мощность потерь короткого замыкания, кВт;

- напряжение короткого замыкания, .

мОм,

мОм.

Определим суммарные активные и реактивные сопротивления до точки короткого замыкания К1 по формулам

; (4.11)

, (4.12)

где - добавочное сопротивление, учитывающее переходное сопротивление контактов, мОм.

мОм,

мОм.

Определяем полное сопротивление линии, включающей элементы L, Т1, , мОм

(4.13)

Так как в схеме имеется параллельная линия с элементами с параметрами, аналогичными параметрам элементов L, Т1, , то полное сопротивление элементов схемы до точки К1 определяется по формуле

(4.14)

мОм.

Определяем ток короткого замыкания в точке К1 на вводе низшего напряжения ТП по формуле

(4.15)

кА.

Ударный ток в точке К1 определяется по формуле (4.4), где

кА.

Далее определяем токи КЗ и ударные токи на вводе в распределительные устройства, питающие электроприемники завода. В качестве примера произведем расчет тока КЗ и ударного тока в точке К3.

Для определения тока короткого замыкания в точке К3 необходимо дополнительно учесть сопротивления шинопроводов, кабельных линий и переходных сопротивлений контактов.

Сопротивления шинопровода ШМА мОм/м, мОм/м, м.

Сопротивление кабельной линии РУ-0,4кВ - ВРУ2 , длина кабельной линии L₂=90м.

Определим активное и индуктивное сопротивление шинопровода по формулам

(4.16)

(4.17)

Подставляем числовые значения в выражения (4.16) и (4.17)

мОм,

мОм.

Определим активное и индуктивное сопротивления кабельной линии по формулам

(4.18)

(4.19)

Подставляем числовые значения в выражения (4.18) и (4.19)

мОм,

мОм.

Определим суммарные активные и индуктивные сопротивления до точки К3 по формулам

(4.20)

(4.21)

где - добавочное сопротивление, учитывающее переходное сопротивление контактов, мОм.

мОм,

мОм.

Полное сопротивление до точки короткого замыкания К3 определяем по формуле

(4.22)

мОм.

Определяем ток короткого замыкания в точке К3 по формуле

(4.23)

кА.

Ударный ток в точке К3 определяется по формуле (4.4), где

кА.

Аналогично определяются токи короткого замыкания и ударные токи для остальных точек КЗ (таблица 4.2).

Таблица 4.2 - Определение токов короткого замыкания и ударных токов

Точка КЗ на расчетной схеме	Полное сопротивление до точки КЗ , мОм	Ток короткого замыкания ,кА	Ударный ток ,кА
К2	76,58	3,02	4,72
К4	40,59	5,7	8,05
К5	86,77	2,66	3,7
К6	66,19	3,5	4,9
К7	63,38	3,6	5,1
К8	118,97	1,94	2,7
К9	54,4	4,25	6
К10	54,4	4,25	6
К11	57,83	3,99	5,65
К12	73,24	3,15	4,46
К13	54,4	4,25	6
К14	54,4	4,25	6
К15	54,4	4,25	6
К16	54,4	4,25	6
К17	54,4	4,25	6
К18	52,44	4,4	6,2
К19	52,44	4,4	6,2

4.2.1 Выбор коммутационной аппаратуры для распределительных пунктов

При выборе автоматического выключателя существуют следующие требования:

- номинальное напряжение выключателя не должно быть ниже напряжения сети. Отключающая способность должна быть рассчитана на максимальные токи короткого замыкания, проходящие по защищенному элементу;

- номинальный ток расцепителя должен быть не меньше наибольшего расчетного тока нагрузки, длительно протекающего по защищаемому элементу

; (4.24)

- автоматические выключатели проверяются на электродинамическую стойкость

. (4.25)

В качестве примера произведем выбор автоматического выключателя для распределительного пункта ВРУ2.

А, кА (таблица 4.1 и 4.2).

В качестве вводного автомата в ВРУ2 принят автомат типа ВА99м/400А ЭКФ, номинальный ток которого А, ток расцепителя А, ток электродинамической стойкости кА, номинальное напряжение выключателя В.

Производим проверку по формулам (4.24) и (4.25)

,

.

Следовательно выбранный аппарат подходит для установки в ВРУ2.

Характеристика аппарата ВА99м/400А.

Выключатели автоматические серии ВА99м применяются для нечастых (до 30) оперативных включений и отключений тока в нормальном режиме, а также для защиты от токов перегрузки и коротких замыканий распределительных сетей и электродвигателей.

В качестве вводно-распределительного устройства ВРУ2 принимаем панель типа ВРУ-8505Э.

Панель распределительного устройства ВРУ-8505Э предназначена для приема и распределения электрическое энергии, а так же для защиты от перегрузок и токов короткого замыкания в трехфазных электрических сетях напряжением 380/220 В переменного тока частотой 50 Гц.

4.2.2 Выбор коммутационной аппаратуры для трансформаторной подстанции

При установке более одного автомата защиты на одной линии, согласно [1], должна быть соблюдена селективность. По этому условию выбирается ток расцепителя автомата на ТП

. (4.26)

К установке на ТП для защиты линии ВРУ2 принят автомат ВА52-39, номинальный ток которого А, ток расцепителя А, ток электродинамической стойкости кА.

Аналогично производим выбор коммутационных аппаратов для остальных распределительных пунктов.

Таблица 4.3 - Выбор коммутационной аппаратуры для распределительных пунктов

Обозначение на схеме	Тип распределительной панели	Аппарат защиты на вводе
		Марка	Номинальный ток , А	Ток расцепителя , А	Количество, шт
ВРУ1	ВРУ-8505Э	ВА99м/400А ЭКФ	400	400	1
Обозначение на схеме	Тип распределительной панели	Аппарат защиты на вводе
		Марка	Номинальный ток , А	Ток расцепителя , А	Количество, шт
РЩ3	ЩО70Э-3-19У3	ВА99м/1600А ЭКФ	1250	1000	2
ВРУ4	ВРУ-8505Э	ВА99м/250А ЭКФ	250	200	1
ВРУ5	ВРУ-8505Э	ВА99м/800А ЭКФ	500	500	1
ВРУ6	ВРУ-8505Э	ВА99м/800А ЭКФ	630	500	1
ВРУ7	ВРУ-8505Э	ВА99м/160А ЭКФ	160	125	1
ВРУ8	ВРУ-8505Э	ВА99м/800А ЭКФ	630	630	1
ВРУ9	ВРУ-8505Э	ВА99м/800А ЭКФ	630	500	1
ВРУ10	ВРУ-8505Э	ВА99м/800А ЭКФ	160	100	1
ЩУО	CCFE-3B	ВА99м/160А ЭКФ	160	100	1
ЩУ КС1	CCFE-1	ВА99м/400А ЭКФ	400	400	2
ЩУ КС2	CCFE-1	ВА99м/400А ЭКФ	400	400	2
ЩУ КС3	CCFE-1	ВА99м/400А ЭКФ	400	400	2
ЩУ ФБС	CCFE-1Р	ВА99м/400А ЭКФ	400	400	2
ЩУ ОМ	CCFE-1	ВА99м/400А ЭКФ	400	310	2
РЩ ВК1	ЩО70Э-3-19У3	ВА99м/400А ЭКФ	400	400	1
РЩ ВК2	ЩО70Э-3-19У3	ВА99м/400А ЭКФ	400	400	1

Таблица 4.4 - Выбор коммутационной аппаратуры на отходящих линиях ТП

Обозначение на схеме	Аппарат защиты на отходящих линиях ТП
	Марка	Номинальный ток , А	Ток расцепителя , А	Количество, шт
ВРУ1	ВА-52-39	630	500	1
РЩ3	ВА-55-43	1250	1250	2
ВРУ4	ВА-52-39	250	250	1
ВРУ5	ВА-52-39	630	630	1
ВРУ6	ВА-52-39	630	630	1
ВРУ7	ВА-52-39	160	160	1
ВРУ8	ВА-55-41	800	800	1
ВРУ9	ВА-52-39	630	630	1
ВРУ10	ВА-52-39	160	125	1
ЩУО	ВА-52-39	160	125	1
ЩУ КС1	ВА-52-39	630	500	1
ЩУ КС2	ВА-52-39	630	500	1
ЩУ КС3	ВА-52-39	630	500	1
ЩУ ФБС	ВА-52-39	630	500	1
ЩУ ОМ	ВА-52-39	400	400	1
РЩ ВК1	ВА-52-39	630	500	1
РЩ ВК2	ВА-52-39	630	500	1

Принципиальная схема питающей и распределительной сети представлена на чертеже 2.

5. РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА

5.1 Выбор режима нейтрали

С учетом технологических особенностей потребителей электроэнергии на деревоперерабатывающем заводе принимаем систему заземления TN-C-S (Т- глухое заземление нейтрали; N- открытые проводящие части присоединены к глухозаземленной нейтрали источника питания; С- функции нулевого защитного и нулевого рабочего проводников совмещены в одном проводнике; S- нулевой рабочий и нулевой защитный проводники разделены). Система TN-C-S - система TN, в которой функции нулевого защитного и нулевого рабочего проводников совмещены в одном проводнике в какой-то её части, начиная от источника питания. В системе TN-C-S во вводно-распределительном устройстве электроустановки совмещенный нулевой защитный и нулевой рабочий проводник PEN разделен на нулевой защитный PE и нулевой рабочий N проводники [7].

5.2 Расчет заземляющего устройства

Согласно [1] сопротивление заземляющего устройства в сетях до 1 кВ с глухозаземленной должно быть не более 4 Ом при линейном напряжении 380 В источника трехфазного тока.

Части электроустановок, подлежащих заземлению, должны иметь надежную металлическую связь с нейтралью источника питания, выполняющуюся посредством заземляющих проводников или нулевого провода.

В качестве заземлителей применяют для вертикального погружения в землю- стальные стержни диаметром 12-16 мм, угловую сталь с толщиной стенки не менее 4 мм или стальные трубы с толщиной стенки не менее 3,5 мм; для горизонтальной укладки - стальные полосы толщиной не менее 4 мм или круглую сталь диаметром 6 мм.

Рекомендуется применять длину вертикальных стержневых электродов 2-5 м, а электродов из угловой стали - 2,5-3 м. Верхний конец вертикального заземлителя целесообразно заглублять на 0,5 - 0,7 м от поверхности земли. Горизонтальные заземлители применяют для связи между собой вертикальных заземлителей и как самостоятельные заземлители.

В качестве примера произведем расчет заземляющего устройства для цеха лесопиления.

В соответствии с [1] устанавливаем допустимое сопротивление заземляющего устройства , Ом.

Предварительно с учетом отведенной территории намечаем расположение заземлителей. Заземлители будут располагаться в ряд.

Определяем расчетное удельное сопротивление грунта с учетом повышающего коэффициента , учитывающего высыхание грунта летом и промерзание его зимой (таблица 26 [6]);

Определяем сопротивление растеканию одного вертикального электрода по формуле

(5.1)

где l - длина вертикального электрода, м;

d - диаметр вертикального электрода, м;

t - расстояние от центра вертикального электрода до поверхности земли, м.

В качестве вертикальных заземлителей принимаем стальные стержни диаметром м и длиной м. Глубина заложения электродов - 0,5 м, тогда м.

Ом.

Определяем число вертикальных заземлителей с учетом коэффициента использования вертикальных заземлителей , размещенных в ряд, (таблица 28 [6]), по формуле

(5.2)

шт.

Определяем общее эквивалентное сопротивление десяти вертикальных заземлителей по формуле

(5.3)

Ом.

Определяем сопротивление растеканию горизонтальных электродов по формуле

(5.4)

где L - длина горизонтального электрода, м;

b - толщина горизонтального электрода, м;

h - глубина заложения горизонтального электрода, м.

Принимаем в качестве горизонтальных электродов стальные полосы длиной м, толщиной м, глубина заложения полос м.

Ом.

Определяем расчетное сопротивление растеканию горизонтальных электродов с учетом коэффициента использования горизонтальных соединительных электродов в ряду из вертикальных электродов, , по формуле

(5.5)

Ом.

Производим проверку рассчитанного заземляющего устройства. При этом сопротивление растеканию заземлителей в ряду должно удовлетворять условию

(5.6)

Определяем сопротивление растеканию заземлителей в ряду по формуле

(5.7)

Ом.

Таким образом, сопротивление растеканию заземлителей в ряду удовлетворяет условию (5.6)

Ом.

Для цеха лесопиления выполняем заземление из десяти вертикальных стержневых электродов диаметром 16 мм и длиной 5 м, соединенным между собой стальной полосой длиной 45 м и толщиной 4 мм, и размещаем вдоль стены цеха.

Для остальных производственных строений выполняем заземление из трех вертикальных стержневых электродов диаметром 16 мм и длиной 5 м, соединенным между собой стальной полосой длиной 10 м и толщиной 4 мм. Глубина заложения ряда заземлителей - 0,5 м.

В производственных помещениях выполняется общее заземляющее устройство ГЗШ для электроустановок напряжением до 1кВ.

План расположения заземления представлен на чертеже 4.

6. РАСЧЕТ УСТРОЙСТВ МОЛНИЕЗАЩИТЫ

Здания и сооружения деревоперерабатывающего завода относятся к III категории молниезащиты.

Молниезащита зданий и сооружений III категории выполняется при помощи молниеприемной заземленной металлической сетки, проложенной под неметаллической кровлей (металлочерепица). Молниеприемная сетка должна быть выполнена из стальной проволоки диаметром не менее 6 мм и уложена на кровлю сверху или под несгораемые или трудносгораемые утеплитель или гидроизоляцию. Шаг ячеек сетки должен быть не более 6х6 м. Узлы сетки должны быть соединены сваркой. Выступающие над крышей металлические элементы (трубы, шахты, вентиляционные устройства) должны быть присоединены к молниеприемной сетке. Токоотводы от молниеприемной сетки должны быть проложены к заземлителям не реже чем через 25 м по периметру здания. Во всех возможных случаях заземлитель защиты от прямых ударов молнии необходимо объединить с заземлителем электроустановок [10].

Вертикальные заземлители выполняются из стальных стержней диаметром 16 мм и длиной 5 м.

Горизонтальные заземлители выполняются из стальных полос 40х4 мм. Глубина заложения заземлителей составляет 0,5 м.

Все соединения токовводов с заземлителями выполняются сваркой.

В местах присоединения токовводов к заземлящему устройству приваривается по одному вертикальному заземлителю, если площадь здания до 900 м², более - по два вертикальных заземлителя, соединенных стальной полосой [10].

План расположения молниезащиты представлен на чертеже 5.

7. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ДЕРЕВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА

Электрическое оборудование промышленных предприятий в процессе эксплуатации оказывается под воздействием разнообразных факторов: высокой влажности, агрессивных сред, пыли, атмосферных явлений (осадков, гроз, ветра), а также механической и электрической нагрузок. При этом происходят изменения основных свойств электроизоляционных, проводниковых и конструкционных материалов электроустановок, приводящие к возникновению коротких замыканий, пробоев изоляции, механическим повреждениям, вызывающим отключения электроустановок или электросетей, т.е. к перерыву в подаче электроэнергии.

Перерывы электроснабжения приводят к простою производства, снижению объема выпуска продукции, увеличению затрат за счет порчи основного оборудования, простоя рабочей силы, увеличения расхода сырья и материалов, восстановления отказавших электроустановок и т.п. В связи с этим возникает необходимость в объективной оценке способности систем электроснабжения обеспечить бесперебойность работы и подачи электроэнергии при некотором уровне затрат на строительство и эксплуатацию (ремонт и обслуживание). На этой основе принимают решение о выборе способов повышения бесперебойности электроснабжения - резервирование от различных источников, увеличение числа и продолжительности технического обслуживания, повышения его качества и др [9].

В данном проекте, для повышения надежности электроснабжения потребителей электроэнергии деревоперерабатывающего завода, разработаны следующие мероприятия:

1. установка в качестве резервного источника питания дизель-генератора, для питания потребителей первой категории;

2. сооружение двух одноцепных линий ВЛ-10 кВ на железобетонных опорах с проводом марки СИП-3 взамен линии ВЛ-10 кВ на деревянных опорах с проводом марки АС-95/16.

7.1 Выбор резервного источника питания

Определяющим критерием при выборе дизель-генератора является суммарная максимальная мощность всех потребителей электроэнергии, которые планируется запитывать от генератора. Мощность дизель-генератора должна быть не ниже суммарной максимальной мощности всего оборудования, работающего одновременно. Необходимо также учитывать, что наиболее эффективно и экономично дизельные генераторы работают в режимах, близких к номинальным, что обусловлено особенностями конструкции дизелей, потому значительно (более чем на 30%) завышать мощность дизель-генератора относительно суммарной мощности электрооборудования не стоит - это повысит стоимость вырабатываемой электроэнергии и может увеличить вероятность отказа дизель-генератора [9].

Таблица 7.1 - Суммарная мощность потребителей I категории

Наименование потребителя	Суммарная активная мощность Р?, кВт	Суммарная реактивная мощность Q?, кВАр	Суммарная полная мощность S?, кВА	Расчетный ток Iр, А
1. Котельная	459	345	575	874,41
2. Аварийное, эвакуационное, дежурное освещение	27	13	30	45,5
3. Пожарно-охранная сигнализация	1,8	0,864	2	3,04
4. Насосная пожаротушения	15,93	9,86	18,75	28,52
Итого:	504	368	625,5

Второй определяющий критерий - род тока, вырабатываемый генератором [9].

Третий критерий при выборе дизель-генератора - экономичность и емкость топливного бака. Обычно экономичность определяется часовым расходом топлива дизель-генератора при номинальной нагрузке. Зная емкость топливного бака и часовой расход топлива, можно определить промежуток времени t, ч, между заправками агрегата по формуле [18]

(7.1)

где - емкость топливного бака, л;

- часовой расход топлива, л/ч.

В некоторых случаях определяющим фактором при выборе дизель-генератора является его пониженная шумность. Если параметры шумности критичны, то следует выбирать дизель-генератора с наиболее защищающими звукоизолирующими кожухами.

Массогабаритные показатели и условия эксплуатации дизель-генератора также могут быть определяющими факторами при его выборе. Если дизель-генератора планируется устанавливать в помещении, требуется учитывать его размеры для обеспечения достаточного прохода, необходимого для обслуживания оборудования. Если дизель-генератор планируется устанавливать на улице, необходимо выбирать такую модель, которая может работать в любых погодных условиях. Оптимальным решением для размещения дизель-генераторов являются небольшие боксы или контейнеры.

Сегодня наиболее распространены электростанции на базе термоизолированных контейнеров (КДЭС). Контейнер автоматически решает проблему монтажа дизельного генератора, позволяет обойтись без оборудования специального помещения и оснащения сложной системой вентиляции, обогрева и освещения.

КДЭС обладают повышенной прочностью и жесткостью за счет цельносварной конструкции корпуса; имеют надежную и долговечную термоизоляцию, систему обогрева и освещения, а также систему пожарной сигнализации.

КДЭС характеризуются повышенной шумоизоляцией и высоким уровнем пожарной безопасности благодаря автономной системе пожаротушения. Срок службы таких дизельных генераторов - не менее 20 лет.

С учетом всех вышеприведенных критериев выбираем дизельный генератор LeroySomer 491 М5 мощностью 650 кВА, установленный в контейнере длиной 6 метров.

Паспортные данные выбранного дизель-генератора приведены в таблице 7.2 [18].

Таблица 7.2 - Паспортные данные выбранного дизельного генератора LeroySomer 491М5

Наименование параметра	Параметры дизельного генератора
Тип	LeroySomer, 3-х фазный, одноопорный, бесщёточный, с самовозбуждением и саморегулированием, класс защиты IP23
Модель	491 М5
Выходная номинальная мощность, , кВА	650
Выходная максимальная мощность , кВА	715
Выходное напряжение , В	переменное, 400В
Частота, Гц	50
Потребление топлива при номинальной нагрузке , л/ч	108
Объем топливного бака , л	1000
Габариты (ДхШхВ), мм	3890х1630х1950
Масса, кг	5200

Произведем проверку правильности выбора дизель-генератора по времени работы в случае отключения основного источника питания [18].

Определим время работы дизель-генератора между заправками по формуле (7.1) , ч. На складе горюче-смазочных материалов (ГСМ) деревоперерабатывающего завода запас дизельного топлива составляет 5 тонн или 6501 литр. Согласно [1] ремонтные работы по восстановлению электроснабжения потребителей деревоперерабатывающего завода должны быть завершены в течении суток. В течении этого времени дизель-генератор должен обеспечивать работу потребителей I категории.

Определим время работы дизель-генератора Т, ч, с учетом имеющегося запаса дизельного топлива по формуле

(7.2) ч.

Следовательно, имеющегося запаса топлива хватит на 60 часов работы двигателя, что соответствует требуемым условиям.

7.2 Замена воздушной линии электропередачи 10 кВ с использованием защищенных проводов и железобетонных опор

7.2.1 Системы защищенных проводов и кабелей для ВЛ 6-20 кВ

На сегодняшний день в качестве наиболее перспективной и прогрессивной альтернативы неизолированным проводам для ВЛ 6-20 кВ можно рассматривать следующие варианты:

- защищенные провода;

- силовые кабели для ВЛ 6-20 кВ;

- универсальные кабели.

Защищенный провод (марки СИП-3, SAX, SAX-W) представляет собой одножильный многопроволочный проводник, покрытый защитной оболочкой. Проводник изготавливается из алюминиевого сплава, защитный слой из светостабилизированного сшитого полиэтилена. Провод может изготавливаться с водонабухающим слоем под защитной оболочкой для защиты алюминиевой жилы от атмосферной влаги [19].

Силовой кабель для воздушных линий электропередачи напряжением 6-20 кВ (марка SAXKA-W) представляет собой жгут из однофазных силовых кабелей, скрученных вокруг несущего троса. Токопроводящие жилы выполнены из уплотненного алюминия, несущий трос из стали. Кабели имеют продольную и поперечную защиту от проникновения влаги.

Универсальный кабель (марка MULTIWISKI) состоит из трех однофазных скрученных кабелей. Предназначен для монтажа на опорах ВЛ 6-20 кВ, для прокладки в земле в виде подземной кабельной линии, а также для прокладки по дну искусственных водоемов и естественных водных преград в виде подводной кабельной линии.

Силовые кабели для ВЛ 6-20 кВ и универсальные кабели являются менее распространенными на практике, их применение целесообразно в отдельных случаях при повышенных технических и (или) экологических требованиях к линиям электропередачи в конкретных условиях.

Применение защищенных проводов является наиболее приемлемым и распространенным техническим решением для ВЛ 6-20 кВ [19].

7.2.2 Устройство воздушных линий электропередачи напряжением 6-20 кВ с защищенными проводами

Воздушные линии электропередачи напряжением 6-20 кВ с защищенными проводами представляют собой воздушные линии электропередачи, выполненные на опорах с применением железобетонных, деревянных или металлических стоек. На опорах посредством специальной арматуры подвешены защищенные провода. Крепление проводов к опорам осуществляется в основном с помощью траверс и изоляторов. Соединения и ответвления проводов осуществляются с помощью соединительных и ответвительных зажимов. Помимо линейной арматуры неотъемлемой частью конструкций опор являются устройства грозозащиты ВЛЗ.

При применении защищенных проводов могут быть использованы конструкции опор ВЛ действующих проектов повторного применения [19].

7.2.3 Конструктивное исполнение защищенного провода

Защищенные провода изготавливаются из термоупрочненного алюминиевого сплава. Провод покрыт изолирующей оболочкой из атмосферостойкого светостабилизированного полиэтилена и имеет круглую форму сечения. В конструкции провода может присутствовать водонабухающий слой расположенный под изолирующей оболочкой. Водонабухающий слой предназначен для защиты провода от проникновения атмосферной влаги.

Конструктивное исполнение проводов, защищенных изоляцией, на напряжение 10 кВ - одножильное.

На российском рынке провода данного типа имею следующие наименования:

1. «SAX» и «SAX-W» - производства «Pirelli Cables and Systems Oy»;

2. «СИП-3» («Заря») - производства: ОАО «Севкабель» (г. Санкт-Петербург), ОАО «Иркутсккабель» (Иркутская область, г. Шелехов), ЗАО «Москабельмет» (г. Москва) и других кабедьных заводов.

Провод SAX-W имеет в конструкции водонабухающий слой. Наличие водонабухающего слоя обеспечивает самоликвидацию путем герметизации мелких повреждений изоляции, что, в свою очередь, значительно повышает ресурс провода и увеличивает надежность работы ВЛЗ в целом.

Провод СИП-3 (SAX) характеризуется стойкостью к ультрафиолетовому излучению, стойкостью к воздействию озона, сохраняет механическую прочность и электрические параметры при температурах окружающей среды от минус 50 єС до плюс 50 °С, не распространяет горение [19].

7.2.4 Преимущества воздушной линии электропередачи с защищенными проводами

Воздушные линии электропередачи 6-20 кВ с защищенными проводами имеют ряд преимуществ по сравнению с традиционными ВЛ с неизолированными проводами, в том числе [19]:

1. Высокая надежность и бесперебойность энергообеспечения потребителей (исключаются короткие замыкания из-за схлестывания проводов, случайных перекрытий и т.п.);

2. Повышенная надежность в зонах интенсивного гололедообразования, меньший вес и меньшая интенсивность налипания снега, инея, гололеда;

3. Уменьшение расстояний между проводами на опорах и в пролете, в том числе, в местах пересечений и сближений с другими ВЛ, а также при их совместной подвеске на общих опорах;

4. Общее снижение электрических потерь в линиях электропередачи за счет уменьшения реактивного сопротивления;

5. Обеспечение бесперебойной работы линии в случаях падения веток и небольших деревьев на провода;

6. Сокращение ширины просеки;

7. Значительное снижение случаев вандализма и воровства. Защищенные провода не пригодны для вторичной переработки с целью получения цветного металла;

8. Значительно снижается возможность возникновения пожаров;

9. Значительное сокращение эксплуатационных расходов за счет уменьшения объемов расчистки трасс; 10. Сокращение общих эксплуатационных расходов в связи с меньшей повреждаемостью ВЛЗ.

7.2.5 Климатические условия и основные технические данные провода марки СИП-3 1х95мм²

Таблица 7.3 - Климатические условия и основные технические данные провода марки СИП-3 1х95мм²

Наименование параметра	Значение параметра
Климатические условия
Ветровой район	III
Район гололедности	II
Низшая температура, °С	-40
Высшая температура, °С	40
Температура гололедообразования, °С	-5
Среднегодовая температура, °С	0
Скорость ветра, м/с	32
Механические характеристики провода
Номинальный наружный диаметр провода, мм	16,0
Расчетная масса 1 км провода, кг	383
Механические характеристики токопроводящей жилы
Число проволок в жиле, шт	7
Номинальный наружный диаметр жилы, мм	11,3
Разрывная нагрузка жилы, кН, не менее	27,9
Физико-механические характеристики провода
Модуль упругости, х104 Н/мм2	6,3
Температурный коэффициент линейного удлинения, х10-6 град-1	23,0
Предел прочности при растяжении , Н/мм2	295

7.2.6 Выбор типа опор

Выбор типа опор для защищенного провода СИП-3 произведем по типовому проекту 27.002 разработанному филиалом ОАО «НТЦ электроэнергетики» - РОСЭП [20].

В проекте шифр 27.002 разработаны одноцепные железобетонные опоры на стойках СВ105, СВ110, С112 ВЛ-10 кВ с защищенными проводами Сип-3 сечением 50,70,95 и 120 мм² для применения в I-IV районах по гололеду и ветру.

Промежуточные опоры разработаны в виде одностоечных свободностоящих конструкций с горизонтальным расположением проводов в оголовке, закрепленном на вершине стойки с помощью болтов.

Опоры анкерного типа, имеющие горизонтальное расположение проводов, приняты подкосной конструкции, позволяющей выполнять их сборку и установку в пробуренные котлованы укрупненными монтажными блоками.

Закрепление в грунтах промежуточных опор, как правило, выполняется без ригелей.

Закрепление опор анкерного типа выполняется в соответствии с проектом без установки в основании анкерных устройств или с анкерными плитами или ригелями.

Согласно климатическим условиям и параметрам провода СИП-3 выбираем одноцепную железобетонную промежуточную опору типа П20-1Н на стойке СВ105-5, одноцепную железобетонную анкерную (концевую) опору типа А20-1Н на стойке СВ105-5; для перехода ВЛ через дорогу и при повороте угла выбираем одноцепные железобетонные опоры: промежуточную типа П20-3Н на стойке СВ110-5 и угловую типа УП20-3Н на стойке СВ110-5.

Таблица 7.4 - Расчетные пролеты для железобетонных опор ВЛ-10 кВ

Наименование параметра	Тип опоры и стойки
	П20-1Н, СВ105-5	А20-1Н, СВ105-5	П20-3Н, СВ110-5	УП20-3Н, СВ110-5
Габаритные пролеты для населенной местности , м	75	55	85	55
Ветровые пролеты для населенной местности , м	82	-	75	-

7.2.7 Линейная арматура для воздушной линии 10 кВ

Для крепления защищенных проводов к траверсам и другим металлоконструкциям опор, для соединения проводов между собой предусмотрено использование арматуры компании НИЛЕД-ТД [19].

В номенклатуре линейной арматуры представлены следующие элементы:

· изоляторы и спиральные вязки;

· натяжные и поддерживающие зажимы;

· соединительные и ответвительные зажимы;

· устройства защиты от птиц и веток, маркеров проводов и т.д.

Изоляторы и спиральные вязки

На ВЛЗ 6-10 кВ для крепления защищенных проводов предусматривается применение штыревых изоляторов. Материалом изготовления может быть керамика, стекло или полимерные композиции.

При проектировании ВЛЗ 6-10 кВ возможен выбор двух конструктивных видов штыревых изоляторов. Первый вид - это традиционные изоляторы с канавкой для провода на верхней поверхности головки изолятора. На таких изоляторах возможно крепление как защищенных, так и неизолированных проводов. Второй вид - изоляторы со сквозной втулкой в теле изолятора для закладки в нее защищенного провода.

Существуют особенности применения штыревых изоляторов со втулками для закладки защищенного провода. Первая особенность - закладка защищенного провода во втулку изолятора возможна только на промежуточных опорах прямых участков ВЛЗ. На угловых промежуточных опорах защищенный провод необходимо крепить к шейке изолятора с внешней стороны угла поворота оси ВЛЗ. Вторая особенность - при монтаже изоляторы со втулками позволяют отказаться от применения раскаточных роликов на промежуточных опорах и производить раскатку защищенного провода прямо на штыревых изоляторах.

Крепление защищенного провода к штыревым изоляторам осуществляется спиральными вязками по две вязки на изолятор (по одной в сторону каждого пролета). При проектировании и монтаже вязки необходимо выбирать в зависимости от двух параметров: сечения провода и диаметра шейки изолятора [19].

Натяжные зажимы

На опорах анкерного типа защищенные провода крепятся посредством натяжных зажимов. При проектировании возможен выбор двух видов натяжных зажимов:

· натяжные клиновые зажимы;

· натяжные зажимы типа - SO85, SO105, SO146.

При выборе натяжных зажимов необходимо учитывать особенности каждого вида.

Клиновые натяжные зажимы для защищенных проводов имеют пластиковые клинья, предназначенные для предотвращения повреждения защитного слоя провода в месте его крепления. Таким образом, клиновые зажимы не требуют снятия защитного изоляционного слоя с провода при анкерном креплении в натяжном зажиме. Поэтому применение клиновых натяжных зажимов является более предпочтительным как с точки зрения упрощения монтажа, так и с точки зрения эксплуатационной долговечности ВЛЗ.

Натяжные зажимы типа SO85, SO105, SO146 в своей конструкции не имеют элементов, предназначенных для предохранения защитного слоя провода в месте крепления, поэтому при монтаже эти зажимы требуют снятия защитного слоя с провода. Применение таких зажимов является менее преимущественным, чем клиновых натяжных зажимов с точки зрения эксплуатационной надежности ВЛЗ 6-10 кВ и удобства монтажа [19].

Выбранная линейная арматура для ВЛ-10 кВ указана в таблице 7.5.

Таблица 7.5 - Линейная арматура для ВЛ-10 кВ

Наименование линейной арматуры	Количество линейной арматуры для опор типа
	П20-1Н	А20-1Н	П20-3Н	УП20-3Н
Штыревой изолятор IF20	18	4	12	6
Колпачок К9	18	4	12	6
Подвесной изолятор SML 70/20Г	-	12	-	-
Спиральная вязка типа СВ70	36	8	24	12
Плашечный зажим СD35	6	12	4	2
Анкерный зажим PAZ 2	-	24	-	-

7.2.8 Линейные разъединители для воздушной линии 10 кВ

Для создания видимого разрыва на ВЛЗ 10 кВ возможно применение линейного разъединителя типа РЛНД1-10/400. Разъединитель представляет собой комплект из трех однофазных разъединителей. Каждый однофазный разъединитель состоит из натяжного полимерного изолятора и смонтированных на нем подвижного и неподвижного контактов.

Монтаж разъединителя РЛНД1-10/400 возможен при двух вариантах. Первый вариант - монтаж разъединителя осуществляется на опоре анкерного типа, при этом фазы разъединителя заменяют собой натяжные изоляторы. Таким образом изолирующая подвеска «траверса - натяжной изолятор - натяжной зажим» заменяется подвеской «траверса - фаза линейного разъединителя - натяжной зажим». Второй вариант - монтаж каждой фазы разъединителя осуществляется при разрыве провода между двумя натяжными зажимами.

Операции с линейным разъединителем производятся с помощью оперативной изолирующей штанги [19].

Таблица 7.6 - Параметры линейного разъединителя РЛНД1-10/400

Наименование параметра	Значение параметра
Номинальное напряжение, кВ	10
Номинальный ток , А	400
Ток односекундного короткого замыкания, кА	10
Ток отключения с преобладающей активной нагрузкой, А	12,5
Ток отключения для воздушных сетей с кабельными вставками, А	10
Минимальное расстояние между разъединителями смежных фаз после их установки, мм	800

7.2.9 Монтажные таблицы для воздушной линии 10 кВ

При монтаже провод должен быть подвешен с таким тяжением, чтобы напряжения в проводе во всех режимах соответствовали расчетным значениям. Тяжение провода может быть измерено непосредственно при помощи динамометра или определено косвенным путем по значению стрелы провеса.

Монтажные таблицы представляют собой зависимости изменений напряжений и стрел провеса проводов от изменения температуры окружающего воздуха.

Монтажные таблицы необходимы для правильного монтажа проводов линии электропередачи. Для проводов марки СИП-3 монтажные таблицы определяются эмпирическим путем [20].

С учетом характера местности, типов опор и пересекаемых объектов приведенный пролет для данного анкерного участка составит м. Монтажная таблица для вышеприведенных условий [19]:

Таблица 7.7 - Монтажная таблица для ВЛ-10 кВ

Температура, t, °С	Напряжение в проводе, , МПа	Стрела провеса, f, м
-40	72,5	0,2
-20	49,2	0,3
-15	39,1	0,4
0	30,6	0,5
15	22,1	0,7
20	17,3	0,8
40	15,2	1,0

Расстановка опор по профилю трассы представлена на чертеже 6.

Эскизы одноцепных железобетонных опор для воздушной линии электропередач 10 кВ представлены на чертеже 7.

8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕКУЩИХ РАСХОДОВ НА СОДЕРЖАНИЕ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ДЕРЕВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА

8.1 Определение текущих расходов при эксплуатации проектируемых объектов

Текущие расходы предприятия по эксплуатации проектируемых объектов складываются из следующих видов элементов затрат [17]

(8.1)

где - общая сумма текущих расходов;

- расходы на оплату труда работников предприятия;

- отчисления единого социального налога от фонда оплаты труда работников предприятия;

- материальные затраты;

- амортизационные отчисления;

- прочие расходы.

Исходные данные для расчета текущих расходов предприятия принимаются согласно техническому заданию на строительство завода и техническим условиям «Хабаровскэнерго» №16-5/12941 от 22.12.05г. [21]:

- стоимость основных фондов проектируемого объекта тыс.руб.; - число проектируемых электротехнических объектов ед.; - норматив расходов материалов или запасных частей на один объект тыс.руб/ед.;

- расход электроэнергии на производственные нужды тыс.кВт·ч;

- потери электроэнергии в производственных сетях тыс.кВт·ч.

- число транспортных средств, используемых для обслуживания объектов электроснабжения ед.

8.2 Определение фонда заработной платы и контингента работников

Количество работающих на предприятии определено исходя из двухсменной работы предприятия, принятого технологического процесса, режимов работы и норм обслуживания оборудования.

По группам производственных и вспомогательных рабочих предусмотрен дополнительный штат для подмены отсутствующих по уважительным причинам в соответствии с режимом их работы.

Таблица 8.1- Штатное расписание предприятия

Должность	Контингент, чел.	Тарифный разряд
	в смену	всего
1. Главный инженер	1	1	-
2. Помощник главного инженера	1	1	-
3. Главный электрик	1	1	-
4. Начальник смены	1	2	-
5.Старший мастер	1	2	-
6.Мастер	1	2	-
7. Электромонтеры по оперативному и техническому обслуживанию КТПН	2	4	2,36
8. Электромонтеры по ремонту оборудования КТПН	2	4	2,36
Должность	Контингент, чел.	Тарифный разряд
	в смену	всего
9. Электромонтеры по оперативному и техническому обслуживанию ВЛ-10кВ	2	4	2,63
10. Электромонтеры по ремонту ВЛ-10кВ	3	6	2,63
11. Электромонтеры по ремонту и техническому обслуживанию КЛ-10кВ	2	4	2,36
12. Электромонтеры по ремонту и техническому обслуживанию КЛ-0,4кВ	4	8	2,36
13. Электрогазосварщик	2	4	2,14
14. Электрик-связист	1	2	2,64
15. Водитель автомобилей	3	6	1,9
Итого	27	51

Основной годовой фонд заработной платы работников предприятия определяется по формуле [16]

(8.2)

где - средняя месячная заработная плата одного работника;

- явочная численность работников предприятия;

12 - число месяцев в году.

Средняя месячная заработная плата включает следующие группы выплат [16]

(8.3)

где - месячная тарифная ставка или оклад работника;

- доплаты за условия труда;

- доплаты за работу в ночное время;

- доплаты за работу в праздничные и выходные дни;

- доплаты за разъездной характер работы;

- часть заработной платы, устанавливаемая в виде стимулирующих доплат (премии, доплаты за ученое звание, государственные знаки отличия и др.);

- надбавки к оплате труда работников, учитывающие условия жизни (районные коэффициенты, северные надбавки);

- надбавки, учитывающие продолжительность стажа работы на предприятии.

Месячная тарифная ставка определяется по формуле [16]

(8.4)

где - месячная тарифная ставка оплаты труда работника конкретного разряда квалификации;

- минимальная отраслевая месячная заработная плата;

- тарифный коэффициент, соответствующий конкретному разряду квалификации.

По состоянию на 1.01.11 минимальная месячная заработная плата составляет р.

К компенсационным доплатам относятся следующие:

1. Доплаты за условия труда

Определяются в зависимости от установленного на предприятии процента доплат за особые условия труда и месячной тарифной ставки или оклада. Принятые проценты доплат в среднем составляют:

- особо опасные, особо вредные и особо тяжелые работы - 4-12%;

- опасные, вредные и тяжелые работы - 6-12%.

Доплаты за условия труда составляют 10% от месячной тарифной ставки и определяются по формуле

(8.5)

2. Доплаты за работу в ночное время. Эти доплаты производятся работникам, имеющим круглосуточный режим труда. К ночному времени относится суточный период с 22 до 6 часов, оплата за который производится в размере часовой тарифной ставки, увеличенной на 40%. В плановых расчетах для работников, имеющих круглосуточный режим труда, эта доплата принимается в размере 20%.

Доплаты за работу в ночное время определяются по формуле

(8.6)

3. Доплаты за работу в праздничные и выходные дни

Доплаты производятся работникам, имеющим круглосуточный режим труда или режим труда «дежурство на дому», и в планируемых расчетах принимаются в размере 2,2% от месячной тарифной ставки или оклада. Доплаты за работу в праздничные дни и выходные определяются по формуле

(8.7)

4. Доплаты за разъездной характер работы

Устанавливаются работникам, обслуживающим устройства и оборудование, расположенные на определенном расстоянии от основного предприятия. Размер доплат устанавливается на предприятии самостоятельно, в расчетах может приниматься в размере 10% от тарифной ставки или оклада, с учетом условий труда. Доплаты за разъездной характер работы определяются по формуле

(8.8)

Размер премии устанавливается в процентах от тарифной ставки с учетом условий труда и доплат за работу в ночное время и определяется по формуле

 (8.9)

где Р - размер премии руководителей, специалистов, рабочих и прочих служащих.

Размеры премий принять следующие: руководители и специалисты - 15%, рабочие и служащие - 10%.

Основными надбавками к заработной плате, применяемыми на предприятии, являются надбавки за условия жизни - районный коэффициент, северные надбавки, а также надбавки за стаж работы на предприятии.

Величина надбавки к заработной плате за условия жизни () устанавливается в расчетах для Дальневосточного региона в размере 30% и определяется по формуле

(8.10)

Надбавка в виде оплаты труда за непрерывный стаж работы () устанавливается в зависимости от проработанного работником на предприятии времени. В расчетах принимается в размере 25% и определяется по формуле

(8.11)

Все группы работников получают три вида выплат: тарифную ставку, надбавку за стаж работы и надбавку по районному коэффициенту. Остальные выплаты планируются в зависимости от режима и условий труда конкретных групп работников. В качестве примера произведем расчет средней месячной заработной платы и основного годового фонда заработной платы электрика - связиста, используя данные таблицы (8.1) и формулы (8.1) - (8.10)

руб,

руб,

руб,

руб,

руб,

руб,

руб,

руб,

руб,

руб.

Расчет средней месячной заработной платы для работников по обслуживанию систем электроснабжения деревоперерабатывающего завода представлен в таблице 8.2.

Таблица 8.2 - Расчет фонда заработной платы работников деревоперерабатывающего завода

Продолжение таблицы 8.2

Отчисления на социальное страхование работников включают отчисления:

- в фонд занятости;

- в пенсионный фонд;

- в фонд медицинского страхования;

- в фонд социального страхования.

В расчетах ставка отчислений в ЕСН принимается в размере 26% от фонда оплаты труда.

Отчисления на социальные нужды определяются по формуле [16]

, (8.12)

где - налоговая ставка единого социального налога, ;

- основной годовой фонд заработной платы работников предприятия, руб.

тыс.руб.

8.3 Расчет текущих материальных затрат

Расчет материальных затрат для обслуживания электротехнических объектов включает определение следующих параметров [17]

, (8.13)

где - расходы на материалы, запасные части и прочие комплектующие элементы, необходимые для текущего обслуживания и ремонта электротехнических устройств;

- расход топлива на производственные цели;

- расход электроэнергии на производственные цели;

- прочие материальные затраты.

Расходы на материалы определяются по формуле

, (8.14)

где - число проектируемых электротехнических объектов, по которым осуществляется текущее обслуживание;

- норматив расходов материалов или запасных частей на один объект. тыс.руб.

Расходы на топливо связаны с использованием транспортных средств в производственных целях, определяются по формуле

, (8.15)

где - число транспортных средств, используемых на предприятии, ед.;

- среднесуточный пробег транспортных средств, км/сут;

- норма расхода топлива на 1 км пробега, л;

- цена одного литра топлива, руб/л.

тыс.руб.

Расход электроэнергии для производственных целей определяется по формуле

, (8.16)

где - расход электроэнергии на производственные нужды, тыс.кВт·ч;

- потери электроэнергии в производственных сетях, тыс.кВт·ч;

- цена 1 кВт·ч электроэнергии, руб./ кВт·ч.

тыс.руб.

Прочие материальные затраты принимаются в расчетах в размере 10% от расходов на материалы и определяются по формуле

, (8.17) тыс.руб.

Определяем материальные затраты для обслуживания электротехнических объектов по формуле (8.12)

тыс.руб.

8.4 Определение амортизационных отчислений

Амортизационные отчисления представляют собой накопления, предназначенные для замены оборудования по истечении его срока службы. Они определяются по нормам от стоимости объектов основных средств и включаются в затраты предприятия.

Амортизационные отчисления определяются по формуле [17]

(8.18)

где - стоимость основных производственных фондов, находящихся на балансе предприятия, тыс.руб. из которых стоимость оборудования КТПН тыс.руб, стоимость участка воздушной линии тыс.руб, стоимость кабельных линий тыс.руб, стоимость дизельного генератора тыс.руб.; стоимость остального электротехнического оборудования тыс.руб. согласно техническому заданию на строительство завода;

- норма амортизационных отчислений, , , , , .

тыс.руб.,

тыс.руб.,

тыс.руб.,

тыс.руб.,

тыс.руб.

Общее количество амортизационных отчислений определяется по формуле

 (8.19)

Прочие текущие расходы составляют 10% от фонда оплаты труда работников предприятия и определяются по формуле [17]

(8.20)

тыс.руб.

Определяем текущие расходы предприятия по формуле (8.1)

Результаты вычислений сведем в итоговую таблицу 8.3.

Таблица 8.3 - Определение текущих расходов на содержание системы электроснабжения деревоперерабатывающего завода

Показатель	Сумма, тыс.руб.
1.Материальные затраты в том числе: - вспомогательные материалы - топливо - электроэнергия - прочие затраты	41880 100 683 41087 10
2.Фонд оплаты труда	14165
3.Отчисления на социальное страхование	3683
4.Амортизационные отчисления	55
5.Прочие расходы	1416
Всего затрат	61199

Экономические показатели работы деревоперерабатывающего завода представлены на чертеже 8.

9. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ КОМПЛЕКТНОЙ ТРАНСФОРМАТОРНОЙ ПОДСТАНЦИИ

9.1 Анализ вредных и опасных факторов производства

Опасные и вредные производственные факторы подразделяются по природе действия на следующие группы:

- физические;

- химические;

- биологические;

- психофизиологические.

Работу персонала трансформаторной подстанции можно отнести сразу к нескольким группам: физическим (повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека; повышенный уровень электромагнитных излучений; недостаток естественного света), химическим (работа с трансформаторным маслом), психофизиологическим (работа с электрооборудованием требует повышенного внимания, что приводит к нервно-психическим перегрузкам).

9.2 Общие положения по безопасности при включении комплектной трансформаторной подстанции

Комплектные трансформаторные подстанции наружной установки (КТПН) служат для приема, трансформирования и распределения электроэнергии потребителям.

9.2.1 Действия оперативного персонала до включения подстанции

До включение КТП оперативному персоналу необходимо проверить:

- техническое состояние и правильность заземления КТП;

- правильность подключения КТП к линии высокого напряжения и сети 0,4 кВ;

- высоковольтный и низковольтный отсеки и отсек силового трансформатора, и удалить из них посторонние предметы;

- уровень масла в трансформаторе;

- правильность выполнения блокировок;

- наличие предупреждающих надписей.

9.2.2 Действия оперативного персонала при включении подстанции

При включении КТП оперативный персонал обязан соблюдать следующую последовательность действий:

- установить защитную сетку и закрыть защитный щиток в отсеке высокого напряжения (ВН) корпуса КТП;

- отключить заземляющее устройство;

- включить высоковольтные выключатели;

- включить выключатели по стороне низкого напряжения;

- проверить наличие напряжения, убедившись в исправности КТП, включить поочередно автоматы присоединений на стороне 0,4 кВ.

9.3 Осмотр комплектной трансформаторной подстанции

Одним из важнейших мероприятий по обеспечению безопасности персонала КТПН является проверка общего состояния КТП, которая должна проводиться каждые шесть месяцев.

При осмотре электроустановок необходимо руководствоваться «Правилами устройства электроустановок» [1], приказом Минэнерго РФ от 13 января 2003 г. №6 «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей» [11], ПОТ Р М-016-2001 РД 153-34.0-03.150-00 с изменениями от 18 февраля 2003г. «Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации электроустановок» [12].

9.3.1 Периодический осмотр комплектной трансформаторной подстанции

Осмотр электроустановок трансформаторных подстанций и распределительных пунктов может выполнять один работник с III группой по электробезопасности из состава оперативных и оперативно-производственных работников, либо работник с V группой по электробезопасности из состава руководителей и специалистов предприятия с разрешения лица, в управлении которого находится электроустановка.

Список лиц, имеющих право единоличного осмотра оборудования трансформаторных подстанций, утверждается главным инженером предприятия.

Периодический осмотр электрооборудования трансформаторных подстанций электромонтерами, а также инженерный осмотр работниками из состава руководителей и специалистов производится по графикам, которые утверждаются главным инженером предприятия или его заместителем.

Во время осмотра выполнение какой-либо работы запрещается.

При осмотре электроустановок запрещается приближаться к токоведущим частям, находящимся под напряжением на расстояние:

- при напряжении до 1000 В - не нормируется (без прикосновения);

- при напряжении 6-10 кВ - 0,6 метра.

При осмотре электроустановок выше 1000 В запрещается открывать двери помещений, ячеек, не оборудованных сетчатыми ограждениями или барьерами.

В электроустановках выше 1000 В, к которых вход в помещения, ячейки оборудован сетчатыми ограждениями или барьерами, при осмотре запрещается открывать двери сетчатых ограждений и проникать за ограждения или барьеры

В электроустановках до 1000 В при осмотре разрешается открывать двери щитов, сборок, пультов управления и других устройств.

9.3.2 Осмотр строительной части комплектной трансформаторной подстанции

При осмотре должно быть проверено:

- состояние окружающей КТП территории в отношении обеспечения подъезда автотранспорта, наличие отмостки, отсутствие мусора и других посторонних предметов, а в зимнее время отсутствие снега в местах проходов и подъездов к КТП обеспечивается ли планировка вокруг КТП и отвод ливневых вод от здания;

- исправность штукатурки стен, отсутствия течей воды через перекрытие, отсутствие отверстий в полу, стенах, через которые могут проникать животные и птицы, исправность дверей помещений распределительных устройств (РУ) и трансформаторов, их покраску. Полы в помещении должны быть ровными, не иметь порогов и уступов и исключать образование цементной пыли;

- ввод заземляющих проводников в здание через стены должен выполняться в трубах или иных жестких обрамлениях. У мест ввода заземляющих проводников в здания должны быть предусмотрены опознавательные знаки;

- двери трансформаторных подстанций должны быть несгораемыми или трудносгораемыми и открываться наружу. Двери должны быть заперты на замок.
На входных дверях РУ-0,4-10кВ и камеры трансформатора должны быть вывешены плакаты "Стой напряжение", и надпись указывающая номер КТП, его принадлежность и адрес владельца;

- наличие и исправность жалюзи или сеток с ячейкой размером 15х15мм на вентиляционных проемах;

-при открытии двери в камеру трансформатора, наличие у входа барьера, преграждающего доступ в камеры с плакатом "Стой напряжение". Барьеры должны устанавливаться на высоте 1,2м;

- наличие на стенах против выводов трансформатора надписей, указывающих величину напряжения выводов трансформатора (0,4кВ, 10кВ);

- отсутствие в камере трансформаторов лишних предметов;

- наличие и состояние противопожарных средств;

- наличие и состояние запоров на дверях;

- состояние кабельных вводов.

9.3.3 Осмотр электрической части комплектной трансформаторной подстанции