3. Расчет токов короткого замыкания

Для выбора и проверки электрических аппаратов необходимо, прежде всего, правильно оценить расчётные условия КЗ: составить расчётную схему, наметить места расположения расчётных точек КЗ, определить расчётное время протекания тока КЗ и расчётный вид КЗ.

Составим расчётную схему (рис. 1), которая представляет собой однолинейную электрическую схему проектируемой станции, в которую включены все источники питания и все возможные связи между ними и системой.

Рассчитаем сопротивления элементов, используя данные задания и параметры выбранных ранее трансформаторов и генераторов.

Расчёт будет производиться в относительных единицах. Принимаем S_б = 1000 МВ·А.

Линии:

где Х_уд - удельное сопротивление 1 км линии, равное 0,4 Ом.

l - длина линии, 150 км;

U_ср.н.² - средненоминальное напряжение, 525 кВ;

n - число цепей, 3.

Трансформаторы блока (ТЦ - 630000/500)

Трансформаторы собственных нужд (ТРДНС - 40000/35).

Пускорезервные трансформаторы СН.

ТРДНС - 63000/220

ТРДНС - 63000/35

Автотрансформаторы связи (АОДЦТН - 267000/500/220)

Генераторы (ТВВ - 500 - 2ЕУЗ)

Рисунок 2

Рассчитаем точки короткого замыкания.

Точка К1

Схему (рис. 1) свернём к схеме на рис. 2, где имеется две ветви источников питания - система и все генераторы станции.

Рисунок 3 - Сопротивление схемы

Сопротивления схемы на рис. 3 рассчитаем:

Х₃₃ = Х₁ + Х₂ = 0,05 + 0,073 = 0,123

Х₃₄ = 1/6·(Х₃ + Х₉) = 1/6·(0,222 + 0,41) = 0, 105

ЭДС остаются прежними:

Е_с = 1,0

Е₇ = Е₁ = Е₂ = Е₃ = Е₄ = Е₅ = Е₆ = 1,13

Периодические составляющие тока КЗ в относительных единицах:

I_*по = Е/Х

I_*пос = 1,0/0,123 = 8,13

I_*пог = 1,13/0,105 = 10,762

Базисный ток:

где U_ср.н. - средненоминальное напряжение ступени, для которой рассчитывается КЗ.

Для К1 U_ср.н. = 525 кВ.

тогда:

I_пос = I_*пос · I_б = 8,13 · 1,099 = 8,935 кА

I_пог = I_*пог · I_б = 10,762 · 1,099 = 11,827 кА

Ударный ток:

где К_у - ударный коэффициент, для шин повышенного напряжения станции с трансформаторами 100 МВ·А и выше К_у = 1,93.

Ток КЗ в производный момент времени переходного процесса находится по типовым кривым для момента расхождения контактов выключателя ф.

ф = ф_р.з. + ф_с.в.,

гдеф_р.з. - время действия релейной защиты, можно принять 0,01с.

ф_с.в. - собственное время отключения выключателя, для выключателей

500 кВ это время 0,055 с.

ф = 0,01 + 0,055 = 0,065 с.

Номинальный ток генераторов:

Находим отношение I_по/I_нг? 4 (четвёртая типовая кривая)

Отсюда: К = 0,88.

Тогда:

I_nфг = К·I_пог = 0,88·11,827 = 10,408 кА

I_nфс = I_пос = 8,935 кА

Величина асимметричного тока в момент размыкания контактов:

,

где Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ. Для шин повышенного напряжения станции с трансформаторами 100 МВ·А и выше Т_а = 0,14 с.

,

,

Находим суммарные значения токов:

I_по = I_пос + I_пог = 8,935 + 11,827 = 20,762 кА

i_у = 56,668 кА

I_nф = I_nфc + I_nфг = 8,935 + 10,408 = 19,343 кА

i_aф = i_aфг + i_афс = 10,514 + 7,943 = 18,457 кА

Максимальное значение асимметричного тока:

Точка К2.

Схема (рис. 1 преобразуется к виду на рис. 4

Рисунок 4 - Преобразованная схема

Дальнейшее преобразование схемы к виду на рис. 5 производим с помощью формул потокораспределения:

Рисунок 5 - преобразованная схема потокораспределения

Дальнейшие расчёты аналогичны расчётам точки К1.

Результаты расчётов сведём в табл. 2

Таблица 2 - Результаты расчетов

4. Выбор аппаратов

4.1 Выбор выключателей

Электрические аппараты выбираются по расчётным условиям нормального режима с последующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах. При этом расчётные величины должны быть меньшими или равным каталожным параметрам.

Расчётные и каталожные параметры выключателей на 500 кВ сводим в табл. 3

Таблица 3 - Высоковольтные выключатели 500 Кв

Расчётные и каталожные параметры на 220 кВ сведём в табл. 3

На стороне 6 кВ (собственные нужды) устанавливаются шкафы выкатного исполнения на базе электромагнитных выключателей. Для рабочих и резервных трансформаторов СН устанавливаем шкаф К - ХХ/(К - ХХV) на базе выключателя ВЭС - 6 - 40/3200 УЗ. Из табл. 2 видим, что проверку достаточно выполнить для точки КЗ за трансформатором ПРТСН - 220 кВ, для которого точки КЗ имеют наибольшую величину.

Расчётные (для этого трансформатора) и каталожные параметры выключателя (установленного в шкафу) приведены в табл. 3

На стороне 20 кВ (между автотрансформатором и пускорезервным трансформатором) установим воздушный выключатель ВВУ - 35А - 40/3150 У1.

Расчётные и каталожные параметры выключателя приведены в табл. 4.

Таблица 4 - Высоковольтные выключатели 220 кВ

Таблица 5 - Выключатели КРУ внутренней установки 6 кВ

Таблица 6

4.2 Выбор разъединителей

В РУ - 500 кВ используются разъединители с одним и двумя заземляющими ножами. Расчётные и каталожные данные выбора разъединителей приведены в табл. 7

Таблица 7 - Разъединители 500 кВ

В РУ - 220 кВ так же используются разъединители с одним и двумя заземляющими ножами. Расчётные и каталожные параметры выбора разъединителей приведены в табл. 8

Таблица 8 - Разъединители 220 кВ

4.3 Выбор разрядников

Для защиты от атмосферных и кратковременных внутренних перенапряжений изоляции оборудования применяют следующие виды разрядников:

РВМГ - 500 У1

РВМГ - 220 МУ1

РВМ - 20 У1.

5. Выбор токоведущих частей

ОРУ - 500 Кв

В качестве сборных шин ОРУ - 500 кВ выбираем гибкие сталеалюминевые провода марки АС. Выбор и проверку производим исходя из следующих условий:

А)

Для провода АС - 400/51 I_доп = 825А

712,93 < 825

Б) По условию короны для U_н = 500 кВ применяем три провода в фазе.

В) На термическую стойкость не проверяются.

Гибкая ошиновка РУ выполняется теми же проводами, что и сборные шины.

ОРУ - 220 кВ.

В качестве сборных шин ОРУ - 220 кВ выбираем гибкие провода марки АС. Выбор и проверку производим исходя из следующих условий:

А)

Выбираем провода 2хАС - 500/64 I_доп = 2·945 = 1890А

1653 890

Б) По условию короны удовлетворяют.

В) На термическую стойкость не проверяются.

Гибкая ошиновка РУ выполняется теми же проводами, что и сборные шины.

Провода для соединения ПРТСМ на 20 кВ применяем сталеалюминевые.

А)

Выбираем провода 2хАС - 400/51 I_доп = 2·825 = 1650А

1212,45 < 1650

Б) По условию короны удовлетворяют.

В) На термическую стойкость не проверяются.

Комплектные токопроводы в вводах 6 кВ:

Рабочие ТСН:

Выбираем токопровод ТЗК - 6 - 2000 - 81.

I_н = 2000 AI_н > I_ут

Проверяем на электродинамическую стойкость:

i_э.дин. = 81 кА;i_у = 42,391 кА;i_у < i_э.дин.

ПРТСМ:

Выбираем токопровод ТЗМЭП - 10 - 3150 - 128.

U_н = 10 кВU_р = 6 кВ 6 < 10

I_н = 3150 AI_ут = 3031,17 АI_н > I_ут

Проверяем на электродинамическую стойкость:

i_э.дин. = 128 кА;i_у = 73,138 кА;i_у < i_э.дин.

Для подвески гибких шин применяются следующие гирлянды изоляторов:

500 кВ:22хПС - 6А

220 кВ:15хПС - 6А

В цепи генератора применяем пофазный экранированный токопровод с электрически непрерывным кожухом ТЭКМ - Е - 20 - 20000 - 560.

А) U_н = 20 кВ;U_раб = 20 кВ;20 = 20

Б) I_н = 20000 А;I_{раб мах} = 16974,5 А;I_н > I_{раб мах}

В) Электродинамическая стойкость:

i_эл.дин. = 560 кА;i_у = 477,527 кА;i_у < i_эл.дин.

6. Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов

6.1 Выбор измерительных приборов

1) Турбогенератор.

Статор: Тип прибора Класс точности

А) Амперметр в каждой фазе Э - 3771,5

Б) Вольтметр Э - 3771,5

В) Ваттметр Д - 3651,5

Г) Варметр Д - 3652,5

Д) Счётчик активной энергии И - 6751,0

2) Счётчик реактивной энергии И - 675М2,0

Регистрирующие приборы:

А) Ваттметр Н- 3951,5

Б) Амперметр Н - 3931,5

В) Вольтметр Н - 3931,5

3) Ротор:

А) Амперметр Э - 3771,5

Б) Вольтметр Э - 3771,5

В) Регистрирующий амперметр Н - 393 1,5

3) Блочный трансформатор.

НН: -

ВН: Амперметр Э - 3771,5

5) Автотрансформатор связи.

НН: Амперметр Э - 3771,5

Ваттметр Д - 3651,5

Варметр с двухсторонней шкалой Д - 3652,5

СН: то же

ВН: Амперметр Э - 3771,5

6) Трансформатор собственных нужд.

Сторона питания: Амперметр Э - 3771,5

Ваттметр Д - 3651,5

Счётчик активной энергии И - 6751,0

Ввод к секциям 6,3 кВ:

Амперметр Э - 3771,5

Ваттметр Д - 3651,5

Счётчик активной энергии И - 6751,0

7) ЛЭП 220 кВ:

Амперметр Э - 3771,5

Ваттметр Д - 3651,5

Варметр Д - 3652,5

Счётчик активной энергии И - 6751,0

Счётчик реактивной энергии И - 673М2,0

8) ЛЭП 500 кВ:

Амперметр Э - 3771,5

Ваттметр Д - 3651,5

Варметр Д - 3652,5

Осциллограф

Счётчик активной энергии И - 6751,0

6.2 Выбор трансформаторов тока

Цепь генератора.

Встроенные в токопровод трансформаторы тока ТШЛ20Б - III 18000/5

Подсчёт вторичной нагрузки трансформатора тока приведён в табл. 9

Таблица 9 - Подсчёт вторичной нагрузки трансформатора тока

Наибольшая нагрузка приходится на ТТ фаз А и С S_приб = 26,1 В·А

r_приб= S_приб / I₂² = 26,1/ 5² = 1,04 Ом

Тогда r_пр = Z_{2 ном} - r _приб - r _к,

где r_к - сопротивление в контактах, Ом;

r_пр - сопротивление соединительных проводов, Ом;

Z_{2 ном} - номинальная нагрузка, Ом.

r_пр = 1,2 - 1,04 - 0,1 = 0,06 Ом.

Ориентировочная длина l = 10 м.

Во вторичных цепях электростанции с генераторами 100 МВт и выше используются медные жилы (с = 17,5·10^-9 Ом·м)

Тогда расчётное сечение проводов:

Выбираем кабель АКРВГ с жилами 3 мм².

Цепь собственных нужд.

В трансформатор СН встроены трансформаторы тока типа ТВТ - 35 - 4000/5.

С низкой стороны (6 кВ) трансформатора СН устанавливаем трансформаторы тока типа ТПЛШ - 10 - 4000/5.

I_р.мах = 3031,57 А < I _н = 4000 А

U_р.мах = 6 кВ < U_н = 10 Кв

Подсчёт вторичной нагрузки приведён в табл. 10

Таблица 10 - Подсчёт вторичной нагрузки

r_приб = S_приб/I_р = 3,0/5² = 0,12 Ом

Тогда: r_пр = Z_{2 ном} - r _приб - r_к, где

Z_2ном = 0,8 Ом

r_пр = 0,8 - 0,12 - 0,01 = 0,58 Ом.

Ориентировочная длина 6 метров, тогда:

S_пр = сl/r_пр = 0,0175·6/0,58 = 0,18 мм²

Принимаем кабель АКРВГ с жилами 1 мм².

Цепь пускорезервных собственных нужд.

В трансформатор встроены трансформаторы тока:

в трансформатор с U_вн = 20 кВ - ТВТ - 35 - 1000/5

в трансформатор с U_вн = 220 кВ - ТВТ - 220 - 600/5

С низкой стороны 6 кВ трансформаторов пускорезервных устанавливаем трансформаторы тока типа ТПЛШ - 10 - 3000/5

I_р.мах = 1212,45 А < I_н = 3000 А

U_р.мах = 6 кВ < U_н = 10 кВ.

ТТ нагружен аналогично цепи СН (табл. 10). Используем кабель АКРВГ - с жилами 1 мм².

РУ - 500 кВ

Устанавливаем трансформаторы тока типа ТФРМ - 500Б - 2000/1

I_р.мах = 712,9 А < I_н = 2000 А

Проверку производим по следующим условиям:

i_у = 56,668 кА < i_дин = 120 кА - динамическая стойкость.

В_к = 88,37 < 47²·1= 2209 - термическая стойкость.

Требуемый класс точности - 0,5.

Подсчёт вторичной нагрузки приведён в табл. 11

Таблица 11 - Подсчёт вторичной нагрузки

Наибольшая нагрузка от приборов приходится на ТТ фаз А и С.

S_приб = 11,5 В·А

r_приб= S_приб / I₂² = 11,5/ 1² = 11,5 Ом

r_пр = Z_{2 ном} - r _приб - r _к,

где Z_{2 ном} = 40 Ом

r_пр = 40 - 11,5 - 0,1 = 28,4 Ом.

Тогда расчётное сечение проводов при длине 175 м равно:

Выбираем кабель АКРВГ с жилами 1 мм².

На РУ - 220 кВ

Устанавливаем трансформаторы тока типа ТФЗМ - 220Б - 1000/1.

I_р.мах = 981 А < I _н = 1000 А

U_р.мах = 220 кВ = U_н = 220 кВ

Устанавливаем приборы, аналогичные приборам линии 500 кВ.

Мощность вторичных нагрузок ТТ приведена в табл. 11

r_приб = 11,5/1² = 11,5 Ом

Z_{2 нои} = 20 Ом (класс точности 0,5)

r_пр = 20 - 11,5 - 0,1 = 8,4 Ом.

Тогда при длине проводов 100 метров:

Используем кабель АКРВГ с жилами 1 мм²

Автотрансформаторы

Высшая сторона 500 кВ

Встроенные трансформаторы тока типа ТВТ - 500 - 2000/1

Устанавливается один амперметр в фазу В типа Э - 377 с S_приб = 0,5 В·А.

Тогда r_приб = 0,5/1² = 0,5 Ом

Допустимая нагрузка 30 Ом

r_пр = 30 - 0,5 - 0,1 = 29,4 Ом.

Сечение провода:

Используем кабель АКРВГ с жилами 1 мм²

Средняя сторона 220 кВ

Встроенные трансформаторы тока типа ТВТ - 220 - 1000/1

I_р.мах = 981 А

Подсчёт вторичной нагрузки приведён в табл. 12

Таблица 12 - Подсчёт вторичной нагрузки

Наибольшая нагрузка от приборов приходится на ТТ фаз А и С.

S_приб = 1 В·А

r_приб= 1 Ом

Z_{2 ном} = 30 Ом

r_пр = 30 - 1- 0,1 = 28,9 Ом.

Тогда расчётное сечение проводов при длине 100 м равно:

Выбираем кабель АКРВГ с жилами 1 мм².

6.3 Выбор трансформаторов напряжения

Цепь генератора.

В токопровод встроены трансформаторы напряжения ЗОМ - 1/20.

Мощность приборов, подключённых к ТН приведена в табл. 13

Таблица 13 - Мощность подключенных к ТН приборов

Полную мощность определим по формуле:

Допустимая мощность ТН: S_д = 75 В·А

Тогда имеем: S_2? < S_доп

Следовательно, ТН обеспечит необходимый класс точности 0,5.

На шинах 500 кВ устанавливаем трансформатор типа НКФ - 500 - 100.

Подсчитаем его вторичную нагрузку (табл. 13).

Полная мощность:

Допустимая мощность 400 В·А, что выше чем S_2?.

Следовательно ТН обеспечивает необходимый класс точности 0,5.

На шинах 220 кВ установим трансформатор напряжения типа НКФ - 220 - 58.

Допустимая мощность 400 В·А, что выше чем S_2?.

Следовательно ТН обеспечивает необходимый класс точности 0,5.

Таблица 14 - Мощность подключенных к ТН приборов

На шинах 220 кВ установлен трансформатор напряжения типа НКФ - 220 - 58.

Допустимая мощность вторичной нагрузки 400 В·А, а полная мощность подключенных приборов S_2? = 48 В·А. Следовательно ТН обеспечит необходимый класс точности 0,5.

7. Выбор типов релейной защиты

7.1 Защиты блока генератор - трансформатор

продольная дифференциальная защита трансформатора от многофазных замыканий, витковых замыканий и замыканий на землю на основе применения реле РНТ - 562;

продольная дифференциальная защита генератора от многофазных КЗ в обмотках статора и на его выводах с использованием реле РНТ - 562;

защита напряжения нулевой последовательности - от замыкания на землю на стороне генераторного напряжения;

газовая защита трансформатора - от замыкания внутри кожуха трансформатора;

токовая защита обратной последовательности, состоящая из двух фильтр - реле тока обратной последовательности РТФ - 2 и РТФ - 3. При этом чувствительный орган реле РТФ - 2 и РТФ - 3 осуществляет защиту генератора от перегрузок токами обратной последовательности. Грубый орган реле РТФ - 2 является резервной защитой от внешних несимметричных КЗ;

токовая защита с пуском по минимальному напряжению - резервная от симметричных КЗ;

защита нулевой последовательности от внешних замыканий на землю в сети с большим током замыкания н землю;

максимальная токовая защита от симметричных перегрузок, используется ток одной фазы;

цепь ускорения отключения блока и пуск схемы УРОВ при неполнофазных отключениях выключателя;

односистемная поперечная защита от витковых замыканий в одной фазе без выдержки времени - для защиты генератора.

7.2 Защита автотрансформаторов (АТ)

от всех видов КЗ в обмотках всех сторон АТ и на его выводах - продольная дифференциальная токовая защита;

от многофазных КЗ на выводах стороны НН АТ - дифференциальная токовая защита или МТЗ с комбинированным пуском по напряжению, которая одновременно выполняет функции защит от внешних КЗ;

от замыканий внутри кожуха АТ, устройства РПН АТ, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла - газовая защита;

от замыкания на землю со стороны НН АТ защита напряжения нулевой последовательности, действующая на сигнал;

от внешних многофазных КЗ, а так же для резервирования защит по пунктам 1) - 4) - токовая защита обратной последовательности с приставкой от симметричных КЗ (МТЗ с пуском по напряжению);

от внешних КЗ на землю в сети с большим током замыкания на землю - токовая направленная защита нулевой последовательности;

от перегрузок - МТЗ с использованием тока одной фазы;

в качестве пускового датчика - устройства тушения пожара н АТ - токовая защита нулевой последовательности с заземляющим проводом.

7.3 Защиты трансформаторов собственных нужд

от повреждений внутри кожуха и на выводах - продольная дифференциальная токовая защита на основе реле РНТ - 562;

от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газов и от понижения уровня масла - газовая защита;

от внешних КЗ, а так же для резервирования защит по пунктам 1) - 2) - МТЗ с комбинированным пуском по напряжению;

от перегрузки - МТЗ, использующая ток одной фазы с действием на сигнал.

7.4 Защита шин

дифференциальная токовая защита без выдержки времени, охватывающая все элементы, которые подсоединены к системе шин, осуществляется с помощью реле тока, отстроенного от переходного и установившегося тока небаланса;

на обходном выключателе устанавливается трёхступенчатая дистанционная защита и токовая отсечка от многофазных КЗ;

на обходном выключателе - четырёхступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности от замыканий на землю;

на шиносоединительном выключателе - двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ;

на шиносоединительном выключателе - трёхступенчатая токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю.

7.5 Защита ЛЭП

высокочастотная защита;

трёхступенчатая дистанционная защита;

токовая защита нулевой последовательности - для защиты от КЗ на землю.

8. Выбор конструкций и описания распределительных устройств

Типовые конструктивные решения служат основой для разработки конструкций РУ при проектировании конкретной электростанции. Окончательное решение по конструкции РУ принимается на основании технико-экономического сопоставления ряда эскизно проработанных вариантов компоновок.

РУ должны удовлетворять ряду требований. Основные из них: надёжность, экономичность, удобство и безопасность обслуживания, безопасность для людей, находящихся вне РУ, пожаробезопасность, возможность расширения.

Надёжность в работе означает малую вероятность возникновения повреждения оборудования, КЗ в РУ, локализацию повреждения, если оно всё-таки возникло.

Требования экономичности предполагает возможно меньшие размеры РУ (площадь, объём зданий), капитальные затраты и сроки сооружения.

Для оперативного персонала необходимо обеспечить безопасность и удобство осмотра оборудования, произведений переключений и выполнения работ по устранению мелких неполадок, для ремонтного персонала - безопасность и удобство ремонта и замены оборудования при снятии напряжения лишь с того присоединения, которому принадлежит ремонтируемое оборудование. Требование возможности расширения означает возможность подключения к РУ новых присоединений.

Площадка ОРУ окружается от остальных территорий станции внутренним забором высотой 1,6 м - сплошным сетчатым и решётчатым. Компоновку ОРУ выбирают, исходя из схемы соединений, перспектив развития и особенностей конструкций установленных электрических аппаратов.

В моём проекте на напряжение 500 кВ - принимаем схему 3/2 выключателя на цепь, на 220 кВ - двойная система шин с обходной.

Рассмотрим схему 3/2 выключателя на цепь. Каждое присоединение включено через два выключателя. Для отключения линии необходимо отключить два рядом стоящих выключателя. В нормальном режиме обе системы шин находятся под напряжением. Для ревизии одного выключателя отключают его разъединители, установленные по обе стороны выключателя. Количество операций для вывода в ремонт - минимальное, разъединители служат только для отделения выключателя при ремонте, никаких оперативных переключений они не производят. Достоинством схемы является то, что при ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе и высокая надёжность, т.к. все присоединения остаются в работе даже при повреждении на шинах.

Схема позволяет в рабочем режиме без операций разъединителями производить опробирование выключателей.

Для увеличения надёжности одноимённые элементы присоединяют к разным системам шин.

Недостатком схемы являются:

- отключение КЗ на линии двумя выключателями, что увеличивает общее количество ревизий выключателями;

- удорожание конструкции РУ при нечётном числе присоединений;

- снижение надёжности, если количество линий не соответствует числу трансформаторов.

Схема с двумя и обходной системами шин.

Эту схему мы принимаем на 220 кВ.

Применение отдельных ОВ и ШСВ обеспечивают большую оперативную гибкость, но увеличивает капитальные затраты.

Недостатки схемы:

- отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединённых к данной СШ;

- повреждение СШВ равнозначно КЗ на обеих СШ;

- большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ.

ОРУ сооружается при напряжениях 35 кВ и выше. Они дешевле ЗРУ, но менее удобны в обслуживании и занимают большую площадь.

Сборные шины и ошиновку выполняют неизолированными сталеалюминевыми проводами на оттяжных и подвесных гирляндах изоляторов или жёсткими алюминиевыми трубами на опорных изоляторах.

Жёсткие шины позволяют применить более простые несущие конструкции, уменьшить занимаемую площадь и высоту ОРУ. Однако стоимость жёстких шинных конструкций несколько выше стоимости гибких шин, а так же для крепления требуются более дорогие и менее надёжные опорные изоляторы.

Для крепления гибких проводов предусматриваются порталы, для жёстких шин и аппаратов опоры в виде стояк и стульев или так же порталы.

Оборудование одного присоединения занимает горизонтальную полосу, которую называют ячейкой.

Надёжность ОРУ достигается соблюдением достаточных изоляционных расстояний в воздухе между токоведущими частями разных фаз и между токоведущими и заземлёнными частями.

Для удобства обслуживания (монтажа, ремонта) предусматривается проезд вдоль ряда выключателей. Габариты проезда должны быть не менее 4 м по ширине и высоте.

9. Специальная часть

Реконструкция КЭС на 500 кВ вызвано необходимостью создания второго независимого источника питания потребителей относящихся к первой категории по бесперебойности питания, а так же для усиления межсистемной связи энергоузла.

Рассматривается два варианта реконструкции ОРУ 500 кВ. оба варианта предусматривают сохранение существующей схемы соединений ОРУ 500 кВ, а также возможность ее дальнейшего развития.

В основу разработанных вариантов реконструкции ОРУ 500 кВ КЭС заложены следующие принципы:

- сохранение надежности работы транзита;

- обеспечение возможности подключения ВЛ 500 (220) кВ на любом из этапов реконструкции;

- сохранение связи между ОРУ 500 и 110 кВ;

- минимальное количество переключений коммутационного оборудования;

- минимальное количество и протяженность временных перемычек и участков линий. Реконструкция существующего ОРУ 500 кВ ПС рассматривается с учетом ввода в действие автотрансформатора Т3 напряжением 500/220/10 кВ мощностью 3х167 + 167 МВА.

Вариант 1. Проведение реконструкции в ячейках ОРУ 500 кВ КЭС предлагается осуществить с сооружением дополнительной ячейки №5 с выключателем 500 кВ и поочерёдным использованием его вместо одного из существующих выключателей 500 кВ, подлежащих замене. Последний выключатель существующей ячейки №1 ОРУ 500 кВ ПС 500 кВ демонтируется на последнем этапе. На рисунке 2.1 приведены этапы проведения реконструкции ОРУ 500 кВ по варианту 1.

При реконструкции по варианту 1 сооружение, монтаж оборудования и ошиновки в подменной ячейке, а также замена оборудования в существующих ячейках выполняется вблизи высокого напряжения.

Вариант 2. Проведение реконструкции в ячейках ОРУ 500 кВ КЭС предлагается осуществить путём сооружения в ОРУ 500 кВ двух новых линейных ячеек с выключателями 500 кВ, в последующем предназначенных для подключения ВЛ 500 кВ. При реконструкции ОРУ 500 кВ во вновь сооружаемые для указанной линии ячейки поочерёдно подключаются ВЛ 500 кВ с поочерёдной реконструкцией освободившихся ячеек в существующем ОРУ 500 кВ.

Этапы проведения реконструкции ОРУ 500 кВ по варианту 2 приведены на рисунке 6

Для временного переключения существующих ВЛ 500 кВ в расширяемую часть ОРУ 500 кВ сооружается одноцепный заход ВЛ 500 кВ, показанный на рисунке 6.

Рисунок 6 -Этапы проведения реконструкции ОРУ 500 кВ ПС 500 кВ по варианту 1

Рисунок 7 -Этапы проведения реконструкции ОРУ 500 кВ КЭС 500 кВ по варианту 2

10. Охрана труда, техника безопасности и экология

10.1 Структура организации охраны труда на предприятиях электрических сетей

В соответствии с законодательством о труде и охране труда наниматель обязан обеспечивать здоровые и безопасные условия труда, соблюдать установленные нормативными правовыми актами (документами) требования охраны труда, принимать необходимые меры по профилактике производственного травматизма, профессиональных и других заболеваний.

Охрана труда - система обеспечения безопасности жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, включающая правовые, социально-экономические, организационные, технические, психофизиологические, санитарно-гигиенические, лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия и средства.

Типовое положение о службе охраны труда организации разработано в соответствии со статьей Трудового Кодекса Республики Казахстан и направлено на выполнение нанимателями обязанностей по охране труда, реализацию государственной политики в этой области.

Типовое положение устанавливает правовые основы организации и деятельности службы охраны труда нанимателей всех организационно-правовых форм, определяет задачи, функции и права этой службы в общей системе управления профилактической работой в организации по предупреждению производственного травматизма, профессиональных и производственно обусловленных заболеваний, улучшению условий труда работников.

Управление охраной труда в организации осуществляет её руководитель. Для организации работы и осуществления контроля по охране труда руководитель организации создаёт службу надзора за эксплуатацией, техникой безопасности, дозиметрией и дезактивацией.

Служба надзора за эксплуатацией, техникой безопасности, дозиметрией и дезактивацией является самостоятельным структурным подразделением и подчиняется непосредственно руководителю организации или одному из его заместителей, назначенному ответственным за организацию охраны труда (рисунок 7).

По своему статусу служба надзора за эксплуатацией, техникой безопасности, дозиметрией и дезактивацией включается в состав основных производственно-технических подразделений организации, и её решения, принятые в пределах предоставленных прав и полномочий, являются обязательными для выполнения руководителями и другими работниками всех подразделений организации.

Порядок взаимодействия службы надзора за эксплуатацией, техникой безопасности, дозиметрией и дезактивацией с подразделениями, их полномочия, а также обязанности, ответственность и права соответствующих должностных лиц и специалистов организации в решении вопросов охраны труда устанавливается системой управления охраной труда (положением об организации работы по охране труда), другими локальными нормативными актами.

Работники службы надзора за эксплуатацией, техникой безопасности, дозиметрией и дезактивацией в своей деятельности руководствуются законодательством Республики Казахстан о труде и охране труда, соглашениями (генеральным, тарифным и местным), коллективным договором, решениями (постановлениями, приказами, распоряжениями, предписаниями) органов государственного управления охраной труда, надзора и контроля, вышестоящей организации, соответствующими локальными нормативными актами, нормативно-технической документацией и типовым положением.

На основе типового положения в организации разрабатываются положения о службе надзора за эксплуатацией, техникой безопасности, дозиметрией и дезактивацией, учитывающие специфику и характер её деятельности.

Основными задачами службы надзора за эксплуатацией, техникой безопасности, дозиметрией и дезактивацией являются:

1) организация работы по охране труда, в том числе:

– координация деятельности подразделений по обеспечению здоровых и безопасных условий труда;

– совершенствование системы управления охраной труда;

– внедрение передового опыта и научных разработок по безопасности и гигиене труда, пропаганда охраны труда;

– информирование и консультирование работников организации, в том числе её руководителя, по вопросам охраны труда;

2) осуществление контроля по охране труда, в том числе:

– за обеспечением требований безопасности и гигиены труда;

– за соблюдением законодательства о труде и охране труда;

– за выполнением локальных нормативных актов по вопросам охраны труда.

На службы надзора за эксплуатацией, техникой безопасности, дозиметрией и дезактивацией возлагаются следующие функции по организации работы по охране труда:

1) анализ состояния условий и охраны труда, причин нарушений законодательства о труде и охране труда, производственного травматизма, профессиональной и производственно обусловленной заболеваемости;

2) организационное и методическое руководство работой подразделений по обеспечению здоровых и безопасных условий труда;

3) разработка и осуществление мероприятий по функционированию и совершенствованию системы управления охраной труда;

4) проведение проверок (обследований) состояния условий и охраны труда, санитарно-бытового обеспечения работников, соблюдения требований охраны труда при проведении технологических процессов, эксплуатации зданий, сооружений, станков, машин, механизмов, другого оборудования, транспортных средств, приспособлений, инструмента, средств коллективной и индивидуальной защиты;

5) организация совместно с подразделениями проведения обучения и проверки знаний работников по вопросам охраны труда;

6) подготовка с участием подразделений перечней действующих и подлежащих разработке инструкций по охране труда; разработка программы вводного инструктажа по охране труда и его проведение;

7) оказание организационно-методической помощи подразделениям:

– в проведении измерений параметров опасных и вредных производственных факторов;

– в оценке безопасности оборудования, приспособлений, инструмента, организации производства работ и рабочих мест;

– в проведении аттестации рабочих мест по условиям труда, паспортизации санитарно-технического состояния условий и охраны труда;

– в разработке программ, планов, мероприятий по улучшению условий и охраны труда, предупреждению производственного травматизма, профессиональных и производственно обусловленных заболеваний;

– в разработке и пересмотре инструкций по охране труда, организационно-методических стандартов организации, содержащих требования охраны труда, программ первичного инструктажа на рабочем месте, учебных планов и программ обучения вопросам охраны труда работников организации;

– в оборудовании информационных стендов, уголков по охране труда;

– в организации проведения инструктажа по охране труда (первичного на рабочем месте, повторного, внепланового, целевого),

– в составлении списков профессий и должностей, в соответствии с которыми работники должны проходить обязательные медицинские осмотры;

– в подготовке перечней профессий и категорий работников, имеющих в соответствии с законодательством право на компенсации по условиям труда;

8) участие в:

– осуществлении надзора за строительством и реконструкцией зданий, сооружений;

– приёмке в эксплуатацию оборудования, законченных строительством или реконструированных (модернизированных) производственных объектов, административных и бытовых зданий;

– работе комиссий по приёмке из ремонта установок, агрегатов и другого оборудования в части соблюдения требований безопасности труда, а также по контролю качества средств индивидуальной защиты;

– работе аттестационных комиссий по аттестации руководителей и специалистов организации; комиссий по проверке знаний работников по вопросам охраны труда;