Проектирование системы электроснабжения города

Дифференциальная токовая отсечка.

Дифференциальная токовая отсечка выполняется с помощью простых токовых реле, действующих на отключение без выдержки времени. Схема дифференциальной отсечки показана на рисунке 4.11. Для облегчения отстройки от мгновенного пика бросков намагничивающих токов на выходе отсечки следует устанавливать промежуточное реле со временем действия 0,04 - 0,06 с. Ток срабатывания для отстройки от токов намагничивания принимается в пределах .

Трансформаторы тока должны выбираться по кривым предельной кратности таким образом, чтобы их полная погрешность не превышала 10%. При этих условиях отстройка от броска тока намагничивания одновременно обеспечивает отстройку и от токов небаланса при внешних коротких замыканиях.

Из-за большого значения тока срабатывания отсечка недостаточно чувствительна к витковым замыканиям. Надёжность действия отсечки при повреждениях на выводах трансформатора с приёмной стороны необходимо проверять по току двухфазного короткого замыкания. Как правило, чувствительность оценивается коэффициентом чувствительности: . Для выравнивания токов используются автотрансформаторы типа АТ-27.

Достоинством отсечки являются простота и быстродействие. Недостатком следует считать ограниченную чувствительность. Дифференциальная отсечка обычно применяется на трансформаторах малой мощности.

Дифференциальная защита с токовыми реле, включёнными через быстронасыщающиеся трансформаторы тока.

На рисунке 4.12 представлена схема дифференциальной защиты с реле РНТ-565. Подмагничивающее действие апериодического тока, появляющегося в первый момент короткого замыкания, приводит к замедлению при повреждении в зоне её действия. Продолжительность такого замедления невелика и составляет 0,03 - 0,1 с. Замедление действия является недостатком схемы с НТТ.

Ток срабатывания защиты должен отстраиваться от переменной составляющей переходных токов намагничивания и небаланса. В результате этого чувствительность защиты с насыщающимися трансформаторами оказывается выше, чем токовой отсечки. Опыт эксплуатации показывает, что ток срабатывания можно выбирать в пределах . При этом предполагается, что трансформаторы тока подобраны по кривым предельной кратности.

Схема, поясняющая его включение, показана на рисунке 4.12. Обмотки и образуют насыщающийся трансформатор. Первая из них включается по дифференциальной схеме (на разность токов), вторая - питает токовое реле КА (типа РТ-40). Уравнительные обмотки включаются в плечи защиты и служат для уравнивания вторичных токов. В защите двухобмоточных трансформаторов используется одна обмотка.

Число витков уравнительной обмотки регулируется с помощью отпаек и подбирается таким образом, чтобы при внешнем коротком замыкании ток в реле, а следовательно, и в обмотке отсутствовал, т.е. . Для обеспечения этого условия магнитодвижущие силы уравнительной и рабочей обмоток должны уравновешиваться согласно выражению (6).

Ток срабатывания защиты регулируется изменением числа витков обмотки . На магнитопроводе реле РНТ-560 имеется короткозамкнутая обмотка .

Она повышает отстройку реле от токов небаланса и бросков намагничивающих токов силового трансформатора, особенно когда эти токи не полностью сдвинуты относительно нулевой линии.

Ток , поступающий в первичную обмотку РНТ (рисунок 4.5, б), создаёт магнитодвижущую силу , которая образует в среднем стержне магнитный поток , замыкающийся по крайним стержням 2 и 3 магнитопровода. В общем случае ток состоит из переменной и апериодической составляющих: . Соответственно этому образуются две составляющие МДС и и два магнитных потока и .

Переменный поток , замыкаясь по стержню 2, наводит в обмотке , питающей реле КА, ЭДС . Апериодический поток , медленно изменяющийся во времени, не создаёт ЭДС в и полностью затрачивается на намагничивание магнитопровода. При наличии короткозамкнутой обмотки (рисунок 4.5, б) переменная составляющая потока наводит в витках ЭДС и ток . Последний создаёт МДС и .

Магнитодвижущая сила действует навстречу и почти полностью компенсирует её. Результирующая МДС создаёт остаточный поток (где - магнитный поток при отсутствии короткозамкнутой обмотки). Магнитодвижущая сила образует поток , замыкающийся вместе с составляющей потока по стержню 2.

Параметры короткозамкнутой обмотки подбирают таким образом, чтобы суммарный магнитный поток в стержне 2 был меньше потока . Здесь , и - составляющие магнитных потоков , и , замыкающиеся по стержню 2.

Короткозамкнутая обмотка уменьшает трансформацию периодической составляющей тока в реле и не влияет на значение и действие апериодической составляющей. Влияние обмотки равноценно уменьшению периодического тока в обмотке с до некоторого значения при сохранении неизменной . Изменением сопротивления регулируется отстройка реле РНТ от несимметричных токов переходных процессов. Наибольший эффект имеет место при .

Дифференциальная защита с использованием реле с торможением.

В дифференциальных защитах, установленных на трансформаторах с регулированием напряжения под нагрузкой или многообмоточных трансформаторах с несколькими питающими обмотками, токи небаланса в установившемся режиме имеют значительную величину. Чувствительность дифференциальной защиты в указанных случаях может быть повышена применением дифференциальных реле с торможением.

Схема и характеристики дифференциальной защиты с торможением.

Схема подключения защиты для двух- и трёхобмоточного трансформаторов показана на рисунке 4.13. Рабочая обмотка реле включается дифференциально, т.е. на разность токов трансформаторов тока, а тормозные - в плечи дифференциальной защиты с таким расчётом, чтобы в любом случае внешнего короткого замыкания хотя бы одна тормозная обмотка реле обтекалась током сквозного короткого замыкания.

При этих условиях ток срабатывания защиты (т.е. ток в рабочей обмотке, необходимый для действия защиты) под влиянием тока, протекающего в тормозной обмотке реле, возрастает, что повышает надёжность отстройки защиты от появляющихся в этом случае токов небаланса (рисунок 4.14).

При коротких замыканиях в зоне ток повреждения , протекающий по тормозным обмоткам, загрубляет реле (увеличивает его ) так же, как и в условиях внешнего короткого замыкания, но несмотря на это чувствительность реле с торможением оказывается выше, чем у реле с БНТ без торможения, что видно из диаграммы, приведённой на рисунке 4.14 (точки а и б). Чувствительность реле с торможением при коротких замыканиях в зоне можно повысить, если тормозные обмотки включать не во все плечи защиты (как показано на рисунке 4.13), а только там, где это необходимо для торможения при внешних коротких замыканиях.



Для обеспечения достаточной надёжности действия защиты при повреждениях в зоне и селективности при внешних коротких замыканиях коэффициент торможения, характеризующий наклон характеристики реле (рисунок 4.14), принимается равным 30 - 60%, а начальный ток при выбирается равным 1,5 - 2 А, т. е. 30 - 40%.

Новочеркасским государственным технологическим университетом разработано реле с магнитным торможением ДЗТ-11, обеспечивающее отстройку как от бросков , так и от токов небаланса.

Реле (рисунок 4.15, а) состоит из трёхстержневого насыщающегося трансформатора 1, питающего обмотку электромагнитного реле 2. Насыщающийся трансформатор имеет, как и обычный НТТ, первичную рабочую обмотку и вторичную обмотку , в цепь которой включено дифференциальное реле. Для осуществления торможения на магнитопроводе насыщающегося трансформатора выполнена третья - тормозная обмотка . Рабочая обмотка включается дифференциально, а тормозная - в рассечку плеча токовой цепи защиты, т. е. так же как соответствующие обмотки обычного тормозного реле. Тормозная и вторичная обмотки реле состоят из двух секций А и В, расположенных на крайних стержнях магнитопровода. Рабочая обмотка помещена на среднем стержне.

Секции и тормозной обмотки соединены таким образом, чтобы создаваемый ими магнитный поток замыкался по крайним стержням. Поток наводит в секциях и вторичной обмотки ЭДС и которые, однако, взаимно уничтожаются, так как они равны по значению и взаимно противоположны по направлению. В результате этого ток тормозной обмотки не создаёт тока в реле и служит только для подмагничивания крайних стержней магнитопровода, насыщая их и ухудшая трансформацию тока из рабочей обмотки во вторичную.

Поток , создаваемый рабочей обмоткой, замыкается по крайним стержням и наводит в секциях вторичной обмотки согласно направленные ЭДС, обусловливающие ток в реле. Поток . Отсюда следует, что ток , необходимый для создания потока , достаточного для действия реле 2, зависит от магнитного сопротивления , которое увеличивается с насыщением крайних стержней магнитопровода вследствие подмагничивания их током тормозной обмотки. Чем больше ток , тем больший ток требуется для действия реле (рис. 4.15, б).

При отсутствии тормозного тока реле работает как обычное реле с БНТ, но без короткозамкнутых обмоток. Поэтому оно хуже отстраивается от бросков и апериодической составляющей .

При внешнем коротком замыкании ток, проходящий по тормозной обмотке, насыщает крайние стержни магнитопровода, в результате чего ток срабатывания реле возрастает, одновременно с этим ухудшается трансформация тока небаланса, появляющегося в рабочей обмотке трансформатора.

При повреждении в зоне действия защиты ток в рабочей обмотке равен или больше тока ; в этих условиях, несмотря на подмагничивание магнитопровода, в реле появляется ток, достаточный для его действия.

Магнитная индукция при токе срабатывания реле достигает значения, при котором начинается насыщение магнитопровода (1,1 - 1,2 Тл), благодаря чему апериодический ток почти не трансформируется во вторичную обмотку, как и в обычном БНТ. Поэтому рассмотренное реле не реагирует на апериодическую составляющую, содержащуюся в намагничивающем токе и токе небаланса при неустановившихся режимах.

Важнейшими преимуществами реле являются:

простота конструкции;

наличие тормозной характеристики;

относительно небольшая зависимость от фазы тормозных токов;

надёжная отстройка от апериодической составляющей токов намагничивания;

возможность выполнения реле с тремя и более тормозными обмотками. Последнее решает задачу защиты многообмоточных трансформаторов.

Тормозная характеристика каждого конкретного реле располагается между двумя кривыми, приведенными на рисунке 4.15, б, в зависимости от угла между тормозным и рабочим токами, а также от схемы питания тормозной обмотки.

Дифференциальная защита с реле ДЗТ-11, имеющим промежуточный насыщающийся трансформатор и одну тормозную обмотку, устанавливается на понижающих двухобмоточных трансформаторах напряжением 110 - 220 кВ, оснащённых устройством РПН. Защита выполняется в двухрелейном исполнении и подключается к трансформаторам тока по схеме, приведённой на рис. 6. В зону действия дифференциальной защиты, кроме выводов низкого напряжения трансформатора, попадают также подключённые к ним реакторы 6 - 10 кВ. Ток срабатывания защиты выполняется большим . Коэффициент чувствительности защиты при коротких замыканиях за реактором , а на выводах низкого напряжения для трансформаторов мощностью менее 80 MBА и для трансформаторов мощностью 80 MBА и более.

Если необходимый коэффициент чувствительности при коротких замыканиях за реактором не обеспечивается, дифференциальная защита выполняется в виде двух комплектов (с использованием реле типа ДЗТ-11): грубого, действующего без выдержки времени с током срабатывания защиты и чувствительного с выдержкой времени и . При использовании со стороны высшего напряжения трансформаторов тока с вторичным током 1 А защита должна выполняться с реле типа ДЗТ-11/3.

Вывод

Основное преимущество дифференциальных защит трансформаторов состоит в том, что они обеспечивают быстрое и селективное отключение повреждений, как в самом трансформаторе, так и на его выводах и в токоведущих частях к его выключателям. При построении защит силовых трансформаторов необходимо принимать во внимание ряд особенностей работы, включения и переходных режимов трансформаторов, рассмотренных выше. Учет этих особенностей обязателен при расчете и построении защит, без него невозможно создать надежную систему защиты.

5. Монтаж и эксплуатация кабельных линий 10 кВ в городских условиях

Монтаж кабельных линий.

Общие сведения.

С момента выпуска проекта кабельной сети до начала ее монтажа может пройти значительный период времени. Поэтому перед началом прокладки кабеля тщательно проверяют трассу, запроектированную для прокладки, выявляют наличие на ней различных сооружений и пересекающих или близлежащих подземных коммуникаций. До начала прокладки кабеля разрабатывают график производства работ с определением необходимых ресурсов: количества рабочих по квалификациям, автомашин, механизмов, инструментов и вспомогательных материалов.

При большом объеме кабельных работ и наличии на трассе сложных условий прокладки разрабатывают проект производства работ (ППР), в котором, помимо графика и расчета необходимых материальных и людских ресурсов, определяют методы и порядок выполнения работ на отдельных участках трассы, а также подготавливают заказы в мастерские для изготовления опорных и крепежных конструкций, а в необходимых случаях - специальных приспособлений.

Руководство работами по монтажу кабельных сетей поручают опытным работникам, хорошо знающим технологию и правила производства работ. Кажущаяся, на первый взгляд, несложность работы по прокладке кабеля является обманчивой: в процессе транспортировки и монтажа кабелю могут быть нанесены незаметные повреждения (вмятины, заплывающие проколы), которые остаются невыявленными и при сдаточных испытаниях повышенным напряжением. В дальнейшем в эксплуатации под воздействием рабочего напряжения и среды, в которой проложены кабели (влага, кислота, щелочь и пр.), происходит постепенное ослабление изоляции в месте повреждения, которое завершается пробоем и выходом кабеля из строя.

Только знание и строгое соблюдение установленных правил прокладки кабелей может служить гарантией надежности смонтированной кабельной линии и ее долговечной эксплуатации.

Энергопоставляющие организации современных крупных городов имеют большое и сложное кабельное хозяйство с числом кабельных линий, доходящим до нескольких сот, при общей длине в сотни и даже тысячи км.

Прокладка кабелей в земле.

Для прокладки непосредственно в земле применяют бронированные кабели, защищенные от коррозии джутово-битумным покровом или поливинилхлоридной оболочкой.

Прокладку кабелей в земле следует производить после завершения строительных и планировочных работ по трассе. Преждевременная прокладка может повлечь повреждение кабелей при производстве земляных работ, связанных с планировкой территории, после которой кабели могут оказаться расположенными близко к поверхности земли, либо наоборот - на большой глубине, осложняющей доступ к ним в эксплуатации.

Глубина траншеи от планировочной отметки для кабелей напряжением 10 кВ должна быть 0,8 м, а при пересечении улиц, площадей - 1,1 м. Меньшая глубина траншеи (до 0,6 м) допускается при вводе кабелей в здания, сооружения, а также в местах пересечений с подземными сооружениями при условии защиты кабелей от механических повреждений на участках длиной до 5 м.

Ширина траншеи при прокладке в ней силовых кабелей должна быть не менее указанной в таблице 5.1 и в соответствии с рисунком 5.1.

Таблица 5.1 - Размеры траншей для прокладки кабелей

Тип траншеи	Размеры, мм	Число прокладываемых кабелей, шт.
	В1	В2	В3
Т1	250	350	2150	1
Т2	300	500	2300	1 - 2
Т3	400	600	2400	2 - 3
Т4	600	700	2500	3 - 4
Т5	750	830	2600	4 - 5
Т6	900	1000	2800	5 - 6

Здесь В1 - размер на дне траншеи, В2 - размер у поверхности земли, В3 - размер зоны отвода.

Дно траншеи по всей длине должно быть присыпано песком или мелкой землей, не содержащей камней, строительного мусора, шлака и т.д. Толщина подсыпки должна быть не менее 100 мм.

Прокладку кабелей в траншеях выполняют, как правило, с применением механизмов и приспособлений.

При прокладке в земле параллельно с другими эксплуатируемыми кабелями или инженерными коммуникациями вблизи зданий и сооружений должны соблюдаться расстояния в свету (не менее):

между кабелями 10 кВ - 0,1 м;

от кабелей 35 кВ - 0,25 м;

от кабелей, эксплуатируемых другими организациями и кабелей связи - 0,5 м;

от стволов деревьев - 2 м;

Рисунок 5.1 - Размеры траншей для прокладки кабелей.

от кустарниковых посадок - 0,75 м;

от фундаментов зданий и сооружений - 0,65 м;

от трубопроводов воды, канализации, дренажа, газопроводов среднего и низкого давления - 1 м;

от газопроводов высокого давления и теплопроводов - 2 м;

от электрифицированной железной дороги - 10,75 м;

от трамвайных путей - 2,75 м;

от бровки автомобильной дороги - 1 м;

от бордюрного камня - 1,5 м;

от крайнего провода ВЛ-110 кВ - 1 м;

от опоры ВЛ до 1000 В - 1 м.

Допускается уменьшение перечисленных расстояний в стесненных условиях, но это должно быть оговорено в проекте и должны быть предусмотрены меры по защите кабелей трубами или блоками. При пересечении других кабельных линий или инженерных коммуникаций и сооружений расстояния в свету должны быть не менее:

от кабелей напряжением до 10 кВ - 0,25 м;

от трубопроводов, теплопроводов, газопроводов - 0,5 м;

от полотна железных дорог, трамвайных путей, автомобильных дорог - 0,6 м.

Для прокладки кабелей в траншеях ПУЭ установлен ряд требований (помимо глубины заложения), обеспечивающих надежную эксплуатацию кабельных сетей: по расстояниям кабелей от фундаментов зданий, деревьев, кустарников, подземных трубопроводов, железных дорог и т. д. Все кабели, проложенные в траншеях на номинальное напряжение выше 1000 В, должны иметь защитные покрытия из кирпича (применяют только красный кирпич; силикатный в земле разрушается) или бетонных плит по всей длине трассы, наложенных на слой земли или песка толщиной 100 мм, которым присыпан уложенный в траншеях кабель.

В виде исключения ПУЭ допускают уменьшение глубины заложения кабелей до 0,5 м на участках длиной до 5 м в местах их пересечений с подземными коммуникациями и при вводе в сооружения, с условием прокладки при этом кабелей в трубах.

Подсыпка чистой земли толщиной 100 мм под кабель и над ним имеет существенное значение для условий охлаждения кабеля, которое зависит от теплового сопротивления окружающей среды.

Величина удельного теплового сопротивления грунта уменьшается по мере увеличения глубины траншеи и приближения к грунтовым водам.

На величину удельного теплового сопротивления грунта существенно влияет также состояние утрамбовки грунта. В одном и том же слое грунта в зависимости от его утрамбованности тепловое сопротивление может понизиться до 50%. Поэтому при прокладке кабеля в траншеях необходимо утрамбовывать оба слоя подсыпки кабеля. СНиП установлено предельное число кабелей в одной траншее - не более шести; устройство траншей с большим числом кабелей является неэкономичным.

Ширина траншеи определяется числом, сечением и марками кабелей. Между силовыми кабелями расстояние в свету должно быть не менее 100 мм. Между контрольными кабелями, не нуждающимися в охлаждении, расстояние не нормируется.

Кабель укладывают в траншее «змейкой» с небольшим запасом, составляющим 1,5-2% от общей длины траншеи, на случай возможных смещений почвы и температурных деформаций в разные времена года. В месте установки соединительной муфты предусматриваются расширение траншеи для устройства петли запаса и возможности вырезки поврежденной муфты с заменой ее новой.

В почвах, содержащих гниющие органические вещества, золу, шлак, известь, прокладка кабелей не допускается. В случае необходимости прокладки в таких почвах кабель по всей длине трассы закладывают в трубы с противокоррозийной обмазкой.

Раскатка кабелей в траншеях.

Работы по рытью траншей и прокладке в них кабелей являются весьма трудоемкими и должны быть максимально механизированы применением траншейных экскаваторов и автомеханизмов для раскатки кабелей.



а - проволочный чулок; б - брезентовый пояс; в - крепление за жилы кабеля; г - зажим для тяжения кабеля за жилы; (1 - трос; 2 - головка; 3 - звездочка; 4 - корпус; 5 - жилы кабеля; 6 - защитный конус; 7 - кабель).

Рисунок 5.2 - Способы крепления кабеля к тросу

Если по условиям трассы применение автомеханизмов затруднено, то кабель раскатывают в траншее тяжением лебедки по специальным кабельным роликам, которые устанавливаю на прямолинейных участках трассы по дну траншеи через 3-5м; на всех поворотах трассы устанавливают угловые ролики. На одном конце трассы размещают приводную лебедку на тяжение 0,5-2 тс (в зависимости от массы кабеля). Канатоемкость лебедки подбирают соответственно длине кабеля.

При небольших усилиях тяжения (50-100 кгс) трос крепят к концу кабеля при помощи проволочного чулка или брезентового пояса за броню (рисунок 5.2, а и 5.2); при более значительных усилиях тяжения трос крепят непосредственно за жилы кабеля (рисунок 5.2, в) или с помощью специального зажима (рисунок 5.2, г).

Усилия тяжения кабелей приближенно можно подсчитать по формулам:

а) при скольжении кабеля по земле - F = 0,35Q кгс;

б) при скольжении кабеля по роликам - F = 0,25Q кгс,

Таблица 5.2 - Допустимые усилия тяжения кабелей

Количество жил и сечение кабеля, мм2	Допустимое усилие тяжения, кгс
	за алюминиевую оболочку кабеля	за жилы
		медные	многопроволочные алюминиевые	однопроволочные алюминиевые
3x240	1000	3600	2800	1400
3x185	850	2750	2200	1100
3x150	750	2250	1800	900
3x120	650	1800	1400	700
3x95	580	1400	1100	550
3x70	500	1050	840	400
3x50	450	750	600	600
3x35	400	500	400	400
3x25	380	350	300	300

При протяжке кабеля через трубы усилия тяжения возрастают за счет трения о стенки трубы; для уменьшения усилий тяжения кабель обильно смазывают тавотом перед входом его в трубу.

Предельно допустимые усилия тяжения кабеля составляют 15-20% от пределов прочности жил на разрыв, которые равны для меди 26 кгс/мм2, для алюминия 16 кгс/мм2 и приведены в таблице 5.2. При протяжке кабелей через трубы и блоки рекомендуется вести контроль тяжения с помощью динамометра.

Разность уровней и радиусы изгиба кабелей.

В кабелях с бумажной пропитанной изоляцией при значительной разности уровней начала и конца трассы имеет место стекание пропиточного состава. При этом в верхних участках трассы изоляция кабельных жил ослабляется. Кроме того, стекание пропиточного состава усиливает гидростатическое давление на оболочку кабеля (свинцовую, алюминиевую). По этим причинам ПУЭ ограничивает допустимую разность уровней при прокладке кабелей с бумажной пропитанной изоляцией величиной 15 м для кабелей на напряжение 10 кВ.

При больших перепадах уровней применяют кабели с обедненно пропитанной бумажной изоляцией, допускающие разность уровней 100 м, а также кабели с нестекающей пропиткой или с резиновой и пластмассовой изоляцией жил, для которых разность уровней не требует ограничения.

Для кабелей с нормально пропитанной бумажной изоляцией перепад уровней можно ограничить до 15 м врезкой стопорной соединительной муфты из эпоксидного компаунда.

При прокладке кабелей необходимо также соблюдать предельно допустимые значения радиусов изгиба кабелей, превышение которых приводит к нарушению целостности изоляции жил. ПУЭ установлены следующие минимально допустимые отношения радиуса внутренней кривой изгиба кабеля к его наружному диаметру:

25 - для одножильных кабелей с бумажной изоляцией в свинцовой оболочке;

15 - для многожильных кабелей в свинцовой и алюминиевой оболочках и для кабелей с резиновой и пластмассовой изоляцией при окружающей температуре прокладки ниже +10° С;

10 - для кабелей с резиновой и пластмассовой изоляцией при окружающей температуре прокладки выше +10° С.

Для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена производитель рекомендует минимальный радиус изгиба при прокладке - 15 диаметров кабеля. Однако при использовании специально шаблона допускается минимальный радиус изгиба в 7,5 диаметров кабеля.

Прокладка кабелей при отрицательных температурах.

При отрицательных температурах бумажная и пластмассовая изоляция кабелей отвердевает, становится неэластичной и при размотке легко может быть повреждена. Поэтому кабели рекомендуется прокладывать при положительных температурах. Если все же прокладка кабелей при отрицательных температурах необходима, то кабели перед прокладкой следует прогревать. Для кабелей, имеющих бумажную изоляцию с нестекающей пропиткой, выполненной на основе церезина (ЦАСБ, ЦААБ и т. д.), прокладку нужно вести при температуре не ниже +5° С; ниже этой температуры обязателен предварительный прогрев. Для кабелей с резиновой изоляцией минимальная температура для прокладки без подогрева составляет -15° С.

Кабели из сшитого полиэтилена могут прокладываться при температурах от -15 до -20о С.

Размотка, переноска и прокладка кабелей без предварительного прогрева допускаются при условии, что окружающая температура в течение 24 ч до начала прокладки не снижалась ниже указанных предельных значений. Кратковременные снижения температуры в течение 2-3 ч (ночные заморозки) могут не приниматься во внимание, если перед этим длительное время была положительная температура.

Наиболее простой способ прогрева кабелей - внести их в теплое помещение или палатку. Время прогрева в этом случае зависит от температуры воздуха в помещении: при 5-10°С продолжительность прогрева составляет 70 ч; при 10-25°С - 30 ч; при 25-40° С - 18ч.

Быстрее всего кабели прогреваются электрическим током - однофазным переменным, трехфазным или постоянным. При прогреве кабелей на барабанах электрическим током необходимо следить за тем, чтобы температура наружных витков не превышала +20° С, так как температура внутренних витков значительно превышает температуру наружных, и кабель может быть поврежден.

Испытания кабельных линий перед сдачей в эксплуатацию

Перед сдачей в эксплуатацию смонтированные кабельные линии испытывают повышенным напряжением выпрямленного тока. До начала испытания с помощью мегомметра проверяют целость жил, исправность изоляции и правильность присоединения одноименных фаз с обоих концов кабельной линии.

Кабели на напряжение 10 кВ испытывают повышенным напряжением выпрямленного тока в зависимости от рода изоляции и номинального напряжения кабеля, руководствуясь таблицей 21.

Продолжительность испытания каждой жилы по отношению к двум другим, соединенным вместе с оболочкой и броней, составляет:

для кабелей с бумажной и пластмассовой изоляцией - 10 мин;

для кабелей с резиновой изоляцией - 5 мин;

для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена - 15мин.

Кабели считают выдержавшими испытание, если не произошло пробоя изоляции, не было скользящих разрядов и толчков тока утечки или нарастания тока утечки после того, как величина испытательного напряжения достигла установившейся величины.

Таблица 5.3 - Испытательное напряжение выпрямленного тока при сдаче кабелей в эксплуатацию

Род изоляции	Испытательное напряжение, кВ
Бумажная нормально и обедненно-пропитанная	60
Бумажная с нестекающей пропиткой	50
Пластмассовая	50
Полиэтиленовая	40

После испытания исправный кабель длительное время сохраняет электрический заряд. Во избежание поражения током каждую жилу после испытания разряжают на землю с помощью высоковольтной штанги через ограничительное сопротивление, имеющееся обычно в кенотронной установке для высоковольтных испытаний.

Техника безопасности при монтаже кабельных линий.

Основные меры безопасности, применяемые при прокладке кабелей, сводятся к предупреждению ушибов и ранений рабочих.

Если кабель прокладывается вручную, то нагрузка, приходящаяся на каждого рабочего, не должна превышать 35 кгс для мужчин и 20 кгс для женщин и подростков до 18 лет.

Иногда приходится прокладывать кабели по стенам и конструкциям зданий и сооружений на значительной высоте от пола или земли. Эти работы надо выполнять с прочных подмостей с ограждением в виде перил и бортовых досок. Прокладка кабеля на высоте с лестниц не разрешается. Поднимать кабель на высоту более 2 м вручную можно только при помощи рогаток или блоков.

При разделке кабеля в муфте или воронке кабельную массу приходится разогревать до температуры 120-130° С. Этот процесс опасен, так как возможны ожоги людей при выплескивании разогретой массы или ее воспламенении. Кабельную массу следует разогревать на жаровне или электронагревателе, но не на открытом огне. Температуру разогреваемой массы следует контролировать по термометру. Ни в коем случае нельзя доводить массу до кипения, так как это может вызвать вспышку паров мастики или ее возгорание.

При разделке концов кабеля в эпоксидных муфтах опасно для человека воздействие эпоксидного компаунда и особенно его отвердителя (диэтилентриамина). При попадании этих веществ на кожу возможно заболевание дерматитом или экземой, а также раздражение слизистой оболочки глаз и верхних дыхательных путей. К работе с эпоксидным компаундом допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинский осмотр, а также инструктаж по безопасным методам работы, мерам профилактики и др.

Для предохранения кожи от воздействия компаунда и отвердителя работающие должны иметь на руках резиновые или полиэтиленовые перчатки. Допускается применение так называемых биологических перчаток, представляющих собой тонкий слой специальной защитной пасты, наносимый на поверхность кожи рук. Кроме перчаток должны быть надеты пластмассовые нарукавники, фартук (желательно из текстовинита), защитные очки и респираторы или противогазы. В случае попадания на кожу компаунда или отвердителя его нужно немедленно удалить мягкой бумажной салфеткой, а затем промыть пораженные места 3%-ным раствором уксусной или лимонной кислоты, либо горячей водой с мылом.

Эксплуатация кабельных линий.

В процессе эксплуатации КЛ выполняются следующие работы:

надзор за состоянием трасс и охранной зоны КЛ;

профилактические испытания кабелей;

контроль за режимами работы КЛ;

защита металлических оболочек от коррозии;

выявление мест повреждения и ремонт кабелей.

В процессе прокладки и монтажа кабельных линий эксплуатационная организация обязана осуществлять технический надзор за производством работ.

Кабельные линии могут обеспечить надежную и долговечную работу, но только при условии соблюдения технологии монтажных работ и всех требований правил технической эксплуатации.

На трассах кабельных линий 10 кВ, проложенных в земле систематически производят обходы и осмотры в сроки, по местным инструкциям, но не реже 1 раза в 3 месяца. Концевые - 1 раз в 6 месяцев. Кабельные колодцы - 2 раза в год.

Внеочередные осмотры производят в периоды паводков и после дождевых ливней.

Особое внимание необходимо уделять кабелям, проложенным в районах прохождения электрифицированного транспорта. Не менее двух раз в течение первого года эксплуатации такой кабельной линии необходимо измерять уровни потенциалов и блуждающих токов; при обнаружении их опасных величин должны быть приняты необходимые меры.

Большую опасность для целости подземных кабелей представляют собой раскопки, производимые на трассах или вблизи них. Эксплуатационная организация должна выделять наблюдающего при раскопках, контролирующего строгое соблюдение всех требований, изложенных в ПТЭ.

Чтобы своевременно выявить дефекты изоляции кабеля и муфт в начальной стадии появления и развития и тем самым предупредить внезапный выход кабеля из строя и разрушение его токами коротких замыканий, проводят профилактические испытания кабельных линий.

Испытания кабелей повышенным напряжением обычно на постоянном токе (при переменном токе значительно увеличивается мощность испытательной установки). При этом изменяют выпрямленное напряжение ступенями от нуля до величины, установленной правилами (таблица 5.4). Более подробные указания приведены в ПТЭ.

Таблица 5.4 - Испытательные напряжения выпрямленного тока для силовых кабелей.

Вид испытания	Величина испытательного напряжения, кВ	Продолжительность испытания каждой фазы, мин.
После капитального ремонта	60 кВ	5
В эксплуатации, профилактические испытания	50 - 60 кВ	5

Примечания: 1. Кабели с пластмассовой изоляцией на 10 кВ испытывают напряжением выпрямленного тока, равным 40 кВ.

Вначале с нуля ступенями повышают напряжение выпрямленного тока, при этом на каждой ступени имеет место толчок зарядного тока с последующим быстрым спадом, что наблюдается по показаниям миллиамперметра испытательного аппарата. При наличии в кабеле дефектов изоляции спад тока после броска будет замедленным. Установившееся значение зарядного тока при постоянном испытательном напряжении называется током утечки кабельной линии.

Определение места повреждения в кабеле.

Для определения места повреждения в кабеле, происшедшего в процессе нормальной эксплуатации или после пробоя при профилактическом испытании, существует несколько методов. Практически наиболее распространенными являются методы импульсный, петли и индукционный.

Импульсный метод основан на измерении времени пробега прямого импульса (от электронного прибора до места повреждения) и обратного, отраженного. Расстояние до места повреждения (м)

?х = (tх / 2)·х,

где tx - время пробега импульса, мкс; х - скорость распространения импульса по кабелю, равная 160 м/мкс (установлена экспериментальными измерениями и имеет отклонения ±3 м).

Следовательно,

?х = 80tх, м.

Приборы импульсного метода выпускаются нескольких типов: ИКЛ-4, ИКЛ-5 и Р5-1А (на электронных лампах) и Р5-5 (на полупроводниках). Прибор ИКЛ-4 предназначен только для кабельных линий; остальные приборы применимы как для кабельных, так и для воздушных линий электропередач и связи.

Все типы приборов импульсного метода имеют электроннолучевую трубку, на экране которой видно прохождение импульса; там же имеется линия масштабных отметок времени для отсчета расстояний (рисунок 5.3). Полярность отраженного сигнала показывает характер изменения волнового сопротивления в месте отражения. При обрыве или прохождении сигнала до конца линии волновое сопротивление увеличивается и выброс отраженного сигнала происходит вверх. Выброс вниз означает наличие короткого замыкания или замыкания жилы на оболочку; при этом происходит уменьшение волнового сопротивления.

Расстояние до места повреждения определяется отсчетом числа масштабных отметок и умножением на цену деления каждой отметки (в метрах).

Для прибора Р5-1а при установке переключателя масштабных отметок в положение «1» отметки следуют через каждые 2 мкс и цена деления масштаба составляет 160 м.

Рекомендуется для более точной ориентировки перед осциллографированием поврежденной кабельной линии провести осциллографирование исправной линии; полученные осциллограммы сравнить.

а - при замыкании в линии между фазами или фазы на оболочку; б - при обрыве линии или при прохождении сигнала до конца линии.

Рисунок 5.3 - Экран прибора ИКЛ для определения места повреждения линии импульсным методом.

Метод петли основан на сопоставлении сопротивлений целой и поврежденной жил кабеля. Измерение производят с помощью универсального моста сопротивлений или специального кабельного моста (рисунок 5.4).

После достигнутого по показаниям гальванометра равновесия плеч моста расстояние до места повреждения (м) определяется из выражения

?х = 2·?·R1 / (R1 + R2),

где ? - длина всего участка линии, м; R1 и R2 - сопротивления плеч моста.

1 - жилы кабеля; 2 - перемычка

Рисунок 5.4 - Определение места повреждения в кабеле методом петли:

Индукционный метод основан на пропускании по кабелю тока звуковой частоты и улавливании в телефоне с помощью магнитной рамки-искателя усиленного звука в месте повреждения (рисунок 5.5).

Выпускаются приборы с генераторами звуковой частоты (с рамкой и усилителем) типа ИНК-3 на полупроводниках для открытых кабелей и типа КИ-2М-для кабелей, размещаемых под землей. При приобретении навыков работы с этими приборами достигается высокая точность отыскания места повреждения в кабелях.



1 - генератор звуковой частоты; 2 - телефонные наушники; 3 - усилитель звука; 4 - приемная рамка; 5 - жилы кабеля; 6 - место повреждения с переходным сопротивлением на землю R, 7 - кривая слышимости при прохождении вдоль трассы кабеля с рамкой.

Рисунок 5.5 - Определение места повреждения в кабеле индукционным методом.

6. Экономическая часть

Экономическое обоснование дипломного проекта содержит определение проектных технико-экономических показателей, капитальных затрат на строительство системы электроснабжения города, расчёт ежегодных эксплуатационных расходов, связанных с обслуживанием и ремонтом электрических сетей, обеспечивающих поставку и распределение электрической энергии для потребителей, а также расчёт дисконтированных показателей экономической эффективности проекта.

6.1 Исходные данные для расчета экономической эффективности проекта

а) Нагрузка потребителей, кВт:

16-этажные по 127 квартир с электроплитами - Р`Уждэ = 4 127;

16-этажные по 381 квартир с электроплитами - Р``Уждэ = 12 419;

16-этажные по 508 квартир с электроплитами - Р```Уждэ = 6 874;

9-этажные по 72 квартир с газовыми плитами - Р`Уждг = 3 732;

9-этажные по 108 квартир с газовыми плитами - Р``Уждг = 4 111;

9-этажные по 144 квартир с газовыми плитами - Р```Уждг = 3 713;

Общественные учреждения - РУоу = 26 121;

металлообрабатывающий завод - РУз1 = 4 300;

кирпичный завод - РУз2 = 2 100;

завод железобетонных изделий - РУз3 = 3 100;

авиаремонтный завод - РУз4 = 3 760;

хлебозавод - РУз5 = 1 860.

б) Максимальное число часов использования нагрузки в год согласно ДБН 360 - 92 «Градостроительство, планировка и застройка городов и сельских поселений», ч/год:

для домов с электроплитами - Tmax.ждэ = 5 800;

для домов с газовыми плитами - Tmax.ждг = 5 700;

для общественных учреждений - Tmax.оу = 4 380;

металлообрабатывающий завод - Tmax.з1 = 4 350;

кирпичный завод - Tmax.з2 = 3 850;

завод железобетонных изделий - Tmax.з3 = 5 800;

авиаремонтный завод - Tmax.з4 = 3 750;

хлебозавод - Tmax.з5 = 4 200.

в) Коэффициент нормативных технологических потерь электроэнергии - Ктех.пот = 12,58%.

г) Нормативный срок строительства, лет - Тн = 1.

д) Удельные капиталовложения на 1км КЛ, грн/м:

ААШВУ 3х70 - ККЛ70 = 29,67;

ААШВУ 3х95 - ККЛ95 = 41,745;

ААШВУ 3х150 - ККЛ150 = 139,8;

ААШВУ 3х185 - ККЛ185 = 145.

е) Удельные капиталовложения на 1км ВЛ, грн/м:

2-цепная ВЛ 35 кВ (АС-150) - КВЛ35-150 = 19,2;

2-цепная ВЛ 110 кВ (АС-240) - КВЛ110-240 = 33,7;

ж) Стоимость ТП в зависимости от мощности трансформаторов, грн:

ГПП 2 х 63 000 кВА - КГПП = 5 112 500;

ТП 2 х 400 - КТП400 = 131 753;

ТП 2 х 630 - КТП630 = 188 646;

ТП 2 х 1000 - КТП1000 = 272 216.

з) Ежегодные затраты на техническое обслуживание и ремонт электрических сетей, %:

ТП - Иор.ТП = 4,3;

КЛ 10 кВ - Иор.КЛ10 = 4,3;

ВЛ 35 кВ - Иор.ВЛ35 = 1,2;

ВЛ 110 кВ - Иор.ВЛ110 = 1,2.

и) Расчетный срок эксплуатации проекта, лет - Т = 24.

к) Нормы амортизационных отчислений, %:

КЛ 10 кВ - НаКЛ = 4,0;

ВЛ - НаВЛ = 2,0;

Электрооборудование - НаЭО = 4,4.

л) Тариф на поставку электрической энергии, коп/кВт·ч - Тэ = 0,935.

м) Длины траншей с кабелями, м:

ААШВУ 3х70 - ?КЛ70 = 1 110;

ААШВУ 3х95 - ?КЛ95 = 2 520;

ААШВУ 3х150 - ?КЛ150 = 3 415;

ААШВУ 3х185 - ?КЛ185 = 6 735.

н) Длины ВЛ, м:

2-цепная ВЛ 35 кВ (АС-150) - ?ВЛ35-150 = 6 160;

2-цепная ВЛ 110 кВ (АС-240) - ?ВЛ110-240 = 6 700.

о) Кол-во ТП, шт:

ГПП 2 х 63 000 кВА - NГПП = 1;

ТП 2 х 400 - NТП400 = 2;

ТП 2 х 630 - NТП630 = 19;

ТП 2 х 1000 - NТП1000 = 26.

п) Норма транспортно-заготовительных отчислений, % - Нтз = 6.

6.2 Определение экономической эффективности проекта

Определение потребляемой ЭЭ по группам потребителей.

Суммарная нагрузка для жилых домов с электро- и газовыми плитами.

УРmax.ждэ = Р`Уждэ + Р`Уждэ + Р`Уждэ = 4 127 + 12 419 + 6 874 = 23 420 (кВт);

УРmax.ждг = 11 556 кВт.

Количество ЭЭ, потребляемое за год жилыми домами с электро- и газовыми плитами.

Wждэ = УРmax.ждэ · Тmax.ждэ = 23 420 · 5 800 = 135 836 000 (кВт·ч);

Wждг = 65 869 200 кВт·ч.

Количество ЭЭ, потребляемое за год общественными учреждениями.

Wоу = РУоу · Тmax.оу = 26 121 · 4 380 = 114 409 980 (кВт·ч).

Количество ЭЭ, потребляемое за год заводами.

Wз1 = Рз1 · Тmax.з1 = 4 300 · 4 350 = 18 705 000 (кВт·ч);

Wз2 = 8 085 000 кВт·ч; Wз3 = 17 980 000 кВт·ч;

Wз4 = 14 100 000 кВт·ч; Wз5 = 7 812 000 кВт·ч.

Количество ЭЭ, потребляемое за год всеми потребителями района.

Wa = Wждэ + Wждг + Wоу + Wз1 + Wз2 + Wз3 + Wз4 + Wз5 =

= 135 836 000 + 65 869 200 + 114 409 980 + 18 705 000 + 8 085 000 +

+ 17 980 000 + 14 100 000 + 7 812 000 = 382 797 180 (кВт·ч).

Потери ЭЭ.

Количество ЭЭ, потребляемая за год всеми потребителями района с учетом потерь.

Wобщ = Wа - ДWпот = 382 797 180 - 48 155 885 = 334 641 295 (кВт·ч).

Определение величины капитальных вложений.

Капитальные вложения - это инвестиции, направленные на создание основных фондов, которые определяются укрупненным методом. Расчет строительства представляет собой суммарную стоимость всей системы электроснабжения района города.

Стоимость прокладки кабелей.

УККЛ70 = 2 · ?КЛ70 · ККЛ70 = 2 · 1 110 · 29,67 = 65 867 (грн);

УККЛ95 = 210 395 грн; УККЛ150 = 954 834 грн;

УККЛ185 = 1 953 150 грн.

Общая стоимость кабельных линий.

УККЛ = УККЛ70 + УККЛ95 + УККЛ150 + УККЛ185 =

= 65 867 + 210 395+ 948 834 + 1 953 150 = 3 184 246 (грн).

Стоимость ВЛ.

УКВЛ35-150 = ?ВЛ35-150 · КВЛ35-150 = 6 160 · 19,2 = 118 272 (грн);

УКВЛ110-240 = 225 790 грн.

Общая стоимость ВЛ.

УКВЛ = УКВЛ35-150 + УКВЛ110-240 = 118 272 + 225 790 = 344 062 (грн).

Стоимость ТП

УКГПП = КГПП · NГПП = 5 112 500 · 1 = 5 112 500 (грн).

УКТП400 = 263 506 грн; УКТП630 = 3 584 274 грн;

УКТП1000 = 7 077 616 грн.

Общая стоимость ТП и ГПП.

УКТП = УКГПП + УКТП400 + УКТП630 + УКТП1000 =

= 5 112 500 + 263 506 + 3 584 274 + 7 077 616 = 16 037 896 (грн).

Капитальные затраты.

УК = УККЛ + УКВЛ + УКТП =

= 3 184 246 + 344 062 + 16 037 896 = 19 566 204 (грн).

Капитальные затраты с учетом транспортно-заготовительных расходов.

Кобщ = УК · (1 + Нтз / 100) = 19 566 204 · (1 + 6 / 100) = 20 740 176 (грн).

Годовые эксплуатационные издержки на электроснабжение города.

Ежегодные затраты на обслуживание.

ИорКЛ10 = УККЛ · ИорКЛ10% / 100 = 3 184 246 · 4,3 / 100 = 136 922 (грн);

ИорВЛ35 = 1 419 грн; ИорВЛ110 = 2 709 грн; ИорТП = 689 630 грн.

Суммарные ежегодные затраты на обслуживание.

Иор = ИорКЛ10 + ИорВЛ35 + ИорВЛ110 + ИорТП =

= 136 922 + 1 419 + 2 709 + 689 630 = 830 681 (грн).

Амортизационные отчисления.

Балансовая стоимость электрооборудования

Бст.эо = УКТП · (1 + Нтз / 100) = 16 037 896 · (1 + 6 / 100) = 17 000 169 (грн).

Балансовая стоимость линий.

Бст.КЛ = УККЛ · (1 + Нтз / 100) = 3 184 246 · (1 + 6 / 100) = 3 375 300 (грн);

Бст.ВЛ = 364 706 грн.

Амортизационные отчисления на основные фонды.

Иа.эо = Бст.эо · На.эо / 100 = 17 000 169 · 4,4 / 100 = 748 007 (грн);

Иа.КЛ = 135 012 грн; Иа.ВЛ = 7 249 грн.

Суммарные амортизационные отчисления на основные фонды.

Иа = Иа.эо + Иа.КЛ + Иа.КЛ = 748 007 + 135 012 + 7 249 = 890 313 (грн).

Общепроизводственные годовые издержки.

Ипр = 0,55 · Иор = 0,55 · 830 681 = 456 874 (грн).

Доход от реализации услуг.

Дэ =Wа · Тэ = 382 797 180 · 0,00935 = 3 579 154 (грн).

Коммерческие издержки

Иком = 0,03 · Дэ = 0,03 · 3 579 154 = 107 375 (грн).

Суммарные издержки по энергоснабжению города.

ИУ = Иор + Иа + Ипр + Иком =

= 830 681 + 890 313 + 456 874 + 107 375 = 2 285 244 (грн).

Себестоимость услуг по поставке ЭЭ.

Определение финансовых показателей проекта.

Доход от реализации услуг по поставке ЭЭ потребителям.

Дэ = 3 579 154 грн.

Рентабельность продукции.

Эксплуатационные расчеты без амортизационных отчислений.

Иэксп = ИУ - Иа = 2 285 244 - 890 313 = 1 394 929 (грн).

Налогооблагаемая прибыль.

Пнал = Дэ - ИУ = 3 579 154 - 2 285 244 = 1 293 910 (грн).

Налог на прибыль.

Нпр = 0,25 · Пнал = 0,25 · 1 293 910 = 323 478 (грн).

Дисконтированные показатели проекта.

Чистая дисконтированная прибыль

,

где ПДС - чистая дисконтированная прибыль за весь срок эксплуатации,

Т - расчетный срок эксплуатации,

ДЭt - доход от реализации электроэнергии в год t в грн.,

Иэксп - эксплуатационные издержки в год t в грн.,

Кt - капитальные затраты в год t в грн.,

Нпрt - налог на прибыль в год t в грн.,

(1 + ЕД)-t - дисконтный множитель, где ЕД1 = 5%, ЕД2 = 15%,

Все расчетные данные для расчета прибыли заносим в таблицу 6.1.

Критерием эффективности инвестиций является положительное значение интегрального эффекта ПДС > 0.

При ЕД1 = 5% УПДС5% = 4 151 081 грн., при ЕД2 = 15 % УПДС15% = 7 681 360 грн.

Определение дисконтированной среднегодовой рентабельности инвестиций (индекс доходности) PI.

 при ЕД1 = 5%;

при ЕД2 = 15%.

Критерий экономической эффективности проекта по индексу доходности РI5% = 1,21 1 сохраняется при ЕД1 = 5%.

Внутренняя норма прибыли «е» (IRR).

Значение внутренней нормы рентабельности е = 8,51 % означает, что на строительство выгодно брать кредиты под процент меньше расчетного значения 8,51 %.

Период возврата капитала (срок окупаемости проекта) равен году расчетного периода, после которого кумулятивная (нарастающим итогом) сумма чистой дисконтированной прибыли переходит из отрицательных значений через 0 в положительные значения. Срок окупаемости проекта наступает на 16-м году расчетного периода. При этом сохраняется критерий эффективности капиталовложений

Токуп.< Трасч., т.е. затраченные капиталовложения возвращаются до истечения расчетного периода.

7. Охрана труда

Общие положения.

В настоящем разделе будут рассмотрены меры безопасности при эксплуатации электрооборудования подстанции напряжением 110/35/10 кВ. Подстанция напряжением 110/35/10 кВ является объектом повышенной опасности поражения электрическим током. Для обеспечения электробезопасности обслуживающего персонала на подстанциях применяются следующие меры:

устройство защитного заземления;

выравнивание потенциалов;

устройство защиты от атмосферных перенапряжений (молниезащита);

контроль изоляции электрооборудования;

ограждение токоведущих частей или расположение их на высоте, недоступной для случайного прикосновения;

блокировки безопасности;

методы ориентации в электроустановках;

применение электрозащитных средств при производстве работ в электроустановках;

выполнение организационных и технических мероприятий, обеспечивающих безопасность производства работ в электроустановках.

Вкратце рассмотрим основные меры по обеспечению электробезопасности на подстанциях.

Для контроля состояния изоляции электрооборудования применяют устройства, обеспечивающие постоянный контроль за состоянием изоляции. Кроме того, в сроки, устанавливаемые ПТЭ и местной системой планово-предупредительных ремонтов (ППР), производятся испытания изоляции повышенным напряжением и замеры ее сопротивления.

Территория подстанции ограждается сетчатым забором высотой 2 м, с размером ячейки не более 25х25 мм. Токоведущие части открытого распределительного устройства (ОРУ) напряжением 110/10 кВ, находящиеся на открытом воздухе, расположены на высоте 3,6 м, что обеспечивает безопасность производства осмотров и обслуживания электрооборудования в порядке текущей эксплуатации. Токоведущие части напряжением 35кВ и 10 кВ находятся в закрытых распределительных устройствах (ЗРУ-35 и ЗРУ-10 кВ) на высоте 2,5 м от пола, что обеспечивает их недоступность от случайного прикосновения. Ширина коридора обслуживания составляет 2 м. ЗРУ-10 кВ комплектуется шкафами КРУ (комплектными распределительными устройствами), конструкция которых исключает возможность доступа к токоведущим частям во время нормального режима работы.

Электромагнитные и механические блокировки, применяемые на подстанции, предусмотрены для исключения возможности:

включения разъединителей на заземляющие ножи;

включения заземляющих ножей на ошиновку, не отделенную разъединителями от ошиновки, находящейся под напряжением;

отключения и включения разъединителями тока нагрузки;

проникновения обслуживающего персонала в части электроустановки, находящиеся под напряжением.

Методы ориентации позволяют лицам из числа обслуживающего персонала четко ориентироваться в электроустановках при выполнении работ и предостерегают их от ошибочных действий. Ориентация в электроустановках подстанции обеспечивается:

маркировкой частей электрооборудования;

предупредительными сигналами, надписями и плакатами;

предупреждающими знаками безопасности, которые наносятся на корпуса электрооборудования, двери шкафов КРУ и опоры;

расположением и окраской неизолированных частей;

световой сигнализацией.

Для обеспечения безопасности при производстве работ в электроустановках подстанции необходимо применять электрозащитные средства. Нормы комплектования электроустановок электрозащитными средствами приведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 - Нормы комплектования подстанции электрозащитными средствами

Средства защиты	Напряжение электрооборудования
	110 кВ	35 кВ	10кВ
	Тип	Кол-во	Тип	Кол-во	Тип	Кол-во
Оперативная штанга	ШОУ-110	2шт.	ШОУ-35	2шт.	ШО-10У1	2шт.
Изолирующая штанга	ШИ-110-У1	2шт.	ШИ-35-У2	2шт.
Изолирующие клещи						2шт.
Указатель напряжения	УВН-90	2шт.	УВН-70	2шт.	УВН-10	2шт.
Защитные очки		2шт.		2шт.		2шт.
Диэлектрические перчатки		2пар.		2пар.		2пар.
Диэлектрические боты		2пар.		2пар.		2 пар.
Переносное заземление	ШЗП-110	2 ком.	ШЗП-35	2 ком.	ШЗП-10У4	2шт.
Шланговый противогаз	ПШ-1	2шт.	ПШ-1	2шт.	ПШ-1	2шт.
Средства защиты	Напряжение электрооборудования
	110 кВ	35 кВ	10кВ
	Тип	Кол-во	Тип	Кол-во	Тип	Кол-во
Временные ограждения		2шт.		2шт.		2шт.
Плакаты безопасности	5 комплектов

Безопасность производства работ в электроустановках достигается выполнением организационных и технических мероприятий. К организационным мероприятиям относятся:

утверждение перечней работ, выполняемых по нарядам, распоряжениям и в порядке текущей эксплуатации;

назначение лиц, ответственных за безопасное ведение работ;

оформление работ нарядом, распоряжением или утверждением перечня работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

подготовка рабочих мест;

допуск к работам;

надзор во время ведения работ;

перевод на другое рабочее место;

оформление перерывов в работе и ее окончание.

Техническими мероприятиями являются:

снятие напряжения с места работы и принятие мер, препятствующих ошибочному или самопроизвольному включению коммутационной аппаратуры;

вывешивание запрещающих плакатов на приводах и ключах управления коммутационной аппаратурой;

проверка отсутствия напряжения;

установка заземлений;

ограждение рабочих мест, оставшегося под напряжением оборудования, вывешивание плакатов безопасности.

Защитное заземление электроустановки напряжением выше 1 кВ сети с эффективно заземленной нейтралью

Нормативные требования

Заземляющие устройства электроустановок выше 1 кВ сети с эффективно заземленной нейтралью следует выполнять с соблюдением требований либо к их сопротивлению, либо к напряжению прикосновения, а также с соблюдением требований к конструктивному выполнению и к ограничению напряжения на заземляющем устройстве. Требования не распространяются на заземляющие устройства опор ВЛ.

Заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований к его сопротивлению, должно иметь в любое время года сопротивление не более указанного, включая сопротивление естественных заземлителей.