Электроснабжение района Архангельской области

Прибор	Тип	Нагрузка Sпр, ВА
		Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр	Э-335	-	0,5	-
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Ваттметр	Д-305	0,5	-	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Учет активной и реактивной нагрузок	СЭТ-4ТМ 03	0,3	0,3	0,3
Итого	1,8	0,8	1,8

Произведем расчет для наиболее загруженной фазы А:

- номинальный вторичный ток ТТ, А;

zприб?rприб.= Ом;

rпров = ;

zвтор?rвтор= Ом;

Выбираем трансформатор тока ТВ с измерительной и релейной обмотками. Рaсчетныe данные и характеристики трансформатора тока приводятcя в таблице 7.9.

Таблица 7.9 - выбор встроенного ТТ выключателя в цепях линий и выключателя трансформатора 35 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	ТВ-35-600
1	2	3
Uуст?Uн	Uуст = 35 кВ	Uном=35кВ
Imax?Iном	Iвтор.?=100 А	Iном=100 А
iу?iдин	iу=1,9 кА	iдин=32кА
Bk?	bk=0,3 кА2•с	Вк=403,7 кА2•с
zвтор??	zвтор?=0,48	zн=2,0 Ом класс точности 0,5

Выбор трансформатора тока встроенного в ввод силового трансформатора

Для оснащения силового трансформатора 35/10 с комплектом релейной защиты, требуется выбрать ТТ встроенные в его ввод с напряжения ВН. Для этого выбираем трансформатор с одной релейной обмоткой. Расчетные данные и характеристики данного трансформатора представлены в таблице 7.10.

Таблица 7.10 - выбор ТТ встроенного в ввод трансформатора со стороны обмоток ВН 35 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	ТВТ-35-600 У1
1	2	3
Uуст?Uн	Uуст = 35 кВ	Uном=35кВ
Imax?Iном	Iвтор.?=100 А	Iном=100 А
iу?iдин	iу=1,9 кА	Не нормируется
Bk?	bk=0,3 кА2•с	Вк=192 кА2•с
zвтор??	zвтор? измеряеют после монтажных работ	zн=10,0 Ом класс точности 10Р



Выбор трансформатора тока встроенного в ввод выключателя 10 кВ

В KPУ 10 кВ необходимо предусматривать контроль величины тока, активной и реактивной энергии. При подключении приборов используется вторичная обмотка трансформатора тока. Выбираем трансформатор тока ТВК-10, встороенный в КРУ.

Расчетные данные и параметры трансформатора тока представлены в таблице 7.11

Таблица 7.11 - Выбор трансформатора тока выключателя в КРУ 10 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	ТВК-10-400/5-У1
1	2	3
Uуст?Uн	Uуст = 10 кВ	Uном=10кВ
Imax?Iном	Iвтор.?=346 А	Iном=400 А
iу?iдин	iу=3.26 кА	Iдин=52 кА
Bk?	bk=0,14 кА2•с	Вк=1200 кА2•с
zвтор??	zвтор? =0,20	zн=0,6 Ом класс точности 0,5

Выбор трансформатора тока секционного выключателя

Максимальный рабочий ток, на которой рассчитан трансформатор тока секционного выключателя определяется единичной мощностью трансформатора:

Iмакс.раб=А;

Выбираем трансформатор тока типа ТВК-10, номинальный ток (Расчетные данные и параметры трансформатора приводится в таблице 7.12.

Таблица 7.12 - Выбор трансформатора тока секционного выключателя КРУ 10 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	ТВК-10-300/5-0,5/10Р-У3
1	2	3
Uуст?Uн	Uуст = 10 кВ	Uном=10кВ
Imax?Iном	Iвтор.?=144,51 А	Iном=300 А
iу?iдин	iу=3.26 кА	Iдин=52 кА
Bk?	bk=0,14 кА2•с	Вк=1200 кА2•с
zвтор??	zвтор? =0,12	zн=0,6 Ом класс точности 0,5

Выбор трансформатора тока выключателя потребителя

Расчет максимального рабочего тока потребителей ПС-1

Iмакс.раб.=А.

Выбираем трансформатор тока с номинальным током 75А типа ТЛК-10. Параметры трансформатора тока и расчетные данные представлены в таблице 7.13.

Таблица 7.13 - Параметры ТТ выключателя потребителя в КРУ-10 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	ТВК-10-75/5-0,5/10Р-У3
1	2	3
Uуст?Uн	Uуст = 10 кВ	Uном=10кВ
Imax?Iном	Iвтор.?=74,65 А	Iном=75 А
iу?iдин	iу=3.26 кА	Iдин=52 кА
Bk?	bk=0,14 кА2•с	Вк=1200 кА2•с
zвтор??	zвтор? =0,19	zн=0,6 Ом класс точности 0,5

Выбор гибких шин

Гибкие шины подстанции выполнены сталеалюминевыми проводами марки АС.

Выбор гибких шин производится по следующим параметрам:

- проверка по экономической плотности тока;

- проверка на нагрев по длительно-допустимому току;

- проверка гибких шин на схлестывание;

- проверка на термическое действие тока короткого замыкания;

- проверка по условиям коронирования.

Проверка ошиновки по экономической плотности тока в пределах РУ не производится.

Расчет максимального рабочего тока в ОРУ 35 кВ в пункте 3.1 пояснительной записки Iмакс.раб.=100А.

Принимается провод марки СИП-3 1х35. Изоляция жилы выполнена из сшитого светостабилизированного полиэтилена, жила провода выполнена из алюминиевого сплава. Длительно допустимый ток жилы провода Iдлит.доп.=160 А, наружный диаметр провода d=12мм2.

Проверка сечения кабеля по нагреву в максимальном режиме определяется по формуле (7.23):

Iдоп' = kпер•kтемп•Iдоп>Iмакс.раб., А (7.14)

Где kпер=1,1 - коэффициент допустимой аварийной перегрузки провода с полиэтиленовой изоляцией;

kтемп.=0,83 - поправочный коэффициент провода подвешенного в воздухе при наивысшей температуре воздуха +35°С, табл. 1.3.2 [8];

Iдоп'=1,1•0,83•160=146 А>Iмакс.раб.=100 А.

Условие выполняется.

Проверка ошиновки на схлестывание не производится, так как ток КЗ в сети 35 кВ I''ОРУ35 кВ=836 А, что меньше I''k=50 кА.

Проверка кабеля на термическую стойкость основана на расчете теплового импульса - количество тепла, выделяющееся в активном сопротивлении кабеля при протекании через него тока КЗ.

Минимально допустимое сечение питающей линии по условиям термической стойкости определяется по формуле (7.14):

В таком случае, применив результат в п. 8.1, получим:

qмин = мм2;



Выбираем провод марки СИП-3 1х35 - 25 ТУ. Данный провод соответствует условию по термической стойкости.

Проверка шин по коронированию производится по условию (7.15):

1,07•Е?0,9•Е0 (7.15)

Где Е - рабочая напряженность электрического поля, кВ/см;

Е0 - начальная напряженность электрического поля, кВ/см.

Рабочая напряженность электрического поля определяется по формуле (7.16):

Е = (7.16)

где - напряжение линейное, кВ;

- среднегеометрическое расстояние между проводами, см. см;

- радиус провода, см;

Определим линейное напряжение:

кВ

Определим радиус провода по (7.17):

r0 = (7.17)

где d - диаметр провода, см;

r0 - радиус провода, см.

r0 = , см.

Полученные значения подставляем в формулу (7.18):



кВ/см.

Начальная напряженность электрического поля определяется по формуле (7.19):

Е0=30,3•m (7.19)

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, принимается для многопроволочных проводов равным 0,82 [2];

E0=30,3•0,82• кВ/см;

Полученные результаты Е и Е0 подставляются в неравенство (7.19):

1,07•16,12?0,9•34,43

17,3?31,0

Результат проверки по условию коронирования удовлетворительный.

Выбор гибких шин в КРУ 10 кВ

На участке цепи трансформатора ошиновка выполняется гибким проводом на участке ячеек КРУ 10 кВ при помощи секций сборных алюминиевых шин.

Расчет максимального рабочего тока КРУ 10 кВ выполняются в пункте 7.2.1.1 и Iмакс.раб.=216 А.

К установке берем провод СИП-3 1х120 - 10ТУ. Длительно допустимый ток Iдлит.доп.=430 А, наружный диаметр провода составляет d=17,4 мм2.

Проверка сечения кабеля по нагреву в режиме максимального рабочего тока (7.20):

Iдоп.' = kпер•kтемп•Iдоп>Iмакс.раб., А (7.20)



где kпер=1,1 - коэффициент допустимой аварийной перегрузки провода с полиэтиленовой изоляцией;

kтемп=0,83 - поправочный коэффициент провода подвешенного в воздухе при температуре окружающей среды +35°С, табл. 1.3.2 [1];

Iдоп' = 1,1•0,83•430=392,6 А>Iмакс.раб.=216 А.

Условие (7.29) выполняется.

Проверку ошиновки на схлестывание не производим, поскольку ток КЗ в точке К2 I''k1=1,43 кА<I''=50 кА.

Минимально допустимое сечение питающей линии по условиям термической определяется по формуле (7.21):

qмин = мм2.

Выбранное сечение провода СИП - 3 1х120 - 10 ТУ удовлетворяет условию по термической стойкости.

Проверка шин по условиям коронирования требуется для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше.

Таким образом, выбранное сечение провода СИП-3 1х120 - 10 ТУ удовлетворяет условию и принимается для проектирования.

Выбор жестких шин в КРУ 10 кВ

Согласно п.1.3.28 [4] сборные шины и ошиновки в пределах распределительного устройства по экономической плотности тока не проверяются, поэтому выбор производится по допустимому току, рассчитанному в пункте 7.2.1.1 пояснительной записки.

Принимаем к установке алюминиевые шины сечением (4х30) мм марки АДО (без термической обработки), длительно допустимый ток Iдлит.доп.=216 А.

Минимальное сечение шин по условиям термической стойкости определяется по (7.22):

qмин = мм2.

Это сечение меньше принятого сечения шины 120 мм2, соответственно шины соответствуют условию термической стойкости.

Проверка шин на механическую прочность.

Наибольшее удельное усилие при трехфазном токе КЗ определяется по формуле (7.23):

f(3) = = 8,4 Н/м;

Определение напряжения в проводнике при воздействии на него изгибающего момента производится по формуле (7.24):

урасч = (7.24)

где урасч - напряжение в проводнике при воздействии на него изгибающего момента производится по формуле, Н•м;

М - изгибающий момент, Н•м;

W - момент сопротивления шины, см3.

Определение изгибающего момента определим по формуле (7.25):

М = (7.25)

где l - пролёт между изоляторами, м;

пролёт между изоляторами определяется при условии превышения частоты собственных колебаний более 200 Гц. Расстояние между изоляторами определяется по формуле (7.26):

Момент инерции определим по формуле (8.26):

ф = (7.26)

где b - высота шины, мм;

h - ширина шины, мм.

ф = см4.

Для определения значения момента инерции подставим полученные значения в (8.27):

l2 ? м;

l ? =0,9 м.

Полученное значение пролета между изоляторами подставляется в (7.28):

М = = 0,7 Н•м;

W = см3

Полученные расчетным методом значения пролета между изоляторами и момент инерции шины подставляются в формулу (8.28):

урасч. = = 1,21 Мпа;

Для алюминиевых шин типа АДО допустимое значение напряжения в материале удоп. = 40 Мпа

Поскольку расчетное значение напряжения в материале менее допустимого, то соответствующий тип шин АДО - 4х30 соответствует требованиям по механической прочности и допустим для проектирования.

7.4 Выбор изоляторов

Выбор подвесных изоляторов в ОРУ 35 кВ

В типовых проектах конструкций РУ 35 кВ применяются стеклянные изоляторы ПС-70Д. Гирлянда для напряжения 35 кВ состоит из 4 изоляторов.

Выбор опорных изоляторов

Опорные изоляторы выбираются по следующим условиям:

- по разрушающему усилию: Fрасч<Fдоп;

- по напряжению установки: Uу<Uн.

Разрушающая сила определяется по формуле (7.29):

Fдоп = 0,6•Fраз (7.29)

где Fдоп - допустимая разрушающая сила, Н;

Fраз - разрушающая сила, Н.

Выбираю к установке опорный стержневой изолятор типа ИОС - 35 - 500 УХЛ1, Fраз = 5000Н.

Fдоп = 0,6•5000 = 3000 H

Fрасч = 1,3Н < Fдоп = 3000Н

Выбранный опорный изолятор удовлетворяет условию Fрасч < Fдоп, что говорит о соответствии его по механической прочности.

Выбор опорных изоляторов в КРУ 10 кВ

Опорный изолятор в КРУ 10 кВ выбирается аналогично методики п.7.4.2

Для установки выбираю изолятор ОНС-10-1000 У3, Fраз = 1000 Н.

Fдоп = 0,6•1000 = 600 Н;

Fрасч = 7,5Н<Fдоп = 600Н, условие выполняется. Выбираем к проектированию опорный изолятор типа ОНС-10-1000 У3.

Выбор проходных изоляторов в КРУ 10 кВ

Опорные изоляторы выполняются по следующим условиям:

- по длительному току: Iмакс ? Iн;

- по напряжению установки: Uуст ? Uн;

- по разрушающему усилию: Fрас < Fдоп.

Расчетная разрушающая сила определяется по (7.30):

Fрас = 0,5•f(3)•l (7.30)

Fрас = 0,5•8,4•0,9 = 3,8 Н

Выбираю к установке проходной изолятор типа ИП-10/630-750 IIУ, с Fраз = 750 H.

Определение допустимой разрушающей силы рассчитывается по формуле (7.31):

Fдоп = 0,6•750 = 450 Н;

Fрас = 3,8Н < Fдоп = 450 Н, условие выполняется, изолятор типа ИП-10/630-750 IIУ соответствует условию технической прочности и выбирается к проектированию.



8. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

Релейной защитой называется комплекс согласованных автоматических устройств, обеспечивающих быстрое выявление и отделение от электрической сети поврежденных элементов с целью сохранения в работоспособном состоянии исправной части этой сети в аварийных ситуациях. Также назначением релейной защиты является выявление нарушений нормальных режимов работы оборудования и подача предупредительных сигналов обслуживающему персоналу, или отключение оборудования с выдержкой времени. К релейной защите предъявляются следующие требования: быстродействие, селективность, чувствительность, надежность.

Релейная защита будет выполнена на цифровой базе с применением микропроцессорных устройств «Сириус».

«Сириус» является современным цифровым устройством защиты, управления и противоаварийной автоматики и представляет собой комбинированные многофункциональные устройства, объединяющие различные функции защиты, измерения, контроля, автоматики, местного и дистанционного управления.

«Сириус» обеспечивает следующие эксплуатационные возможности:

- выполнение функций защит, автоматики и управления, определенных ПУЭ и ПТЭ;

- сигнализацию срабатывания защит и автоматики, положения коммутационных аппаратов, неисправности самой защиты;

- задание внутренней конфигурации (ввод защит и автоматики, выбор защитных характеристик, количество ступеней защиты и т.д.) программным способом;

- фиксацию, хранение и отображение аварийных электрических параметров защищаемого объекта до девяти послеаварийных событий с автоматическим обновлением информации;

- осциллографирование аварийных процессов;

- хранение и выдачу информации о количестве и времени пусков и срабатываний защит;

- учет количества отключений выключателя и циклов АПВ;

- пофазный учет токов при аварийных отключениях выключателя;

- контроль и индикацию положения выключателя, а также исправности его цепей управления;

- непрерывный оперативный контроль работоспособности (самодиагностику) в течение всего времени работы;

- получение дискретных сигналов управления и блокировок, выдачу команд управления, аварийной и предупредительной сгнализации;

- двусторонний обмен информацией с Автоматизированной Системой Управления (АСУ) и ЭВМ по стандартным вычислительным каналам связи;

- подключение к импульсным выходам счетчиков электроэнергии для передачи информации в АСУ;

Питание устройства может осуществляться от источника переменного (от 45 до 55 Гц), постоянного или выпрямленного тока напряжением 220 В.

8.1 Расчет дифференциальной защиты трансформатора для первой ступени напряжения

Основной ступенью защиты является дифференциальная защита. Такой тип защиты обеспечивает быстродействие и селективность отключения поврежденного трансформатора.

Защита спроектирована на базе микропроцессорного устройства «Сириус-Т». Данного вида защиту допустимо применять для защиты элементов сети как самостоятельно, так и совместно с другими видами защит РЗА (к примеру, резервной защитой).

Защита в блоке «Сириус-Т» имеет две ступени: ДЗТ-1 (дифференциальная быстродействующая токовая отсечка) и ДЗТ-2 (чувствительная дифференциальная токовая защита с торможением от сквозного тока и отстройкой от бросков тока намагничивания (БНТ)). Также предусмотрен контроль небаланса в плечах дифференциальной защиты с действием на сигнализацию (ДЗТ-3).

Начальные условия для расчета релейной защиты трансформатора представлены на рисунке 8.1.

Рисунок 8.1 - Начальные условия для расчета релейной защиты трансформатора

Произведем расчет уставок для первой ступени «Сириус - T»: ДЗТ-1.

Номинальный ток обмотки ВН трансформатора:

Номинальный ток обмотки НН трансформатора:

В соответствии с п.7.2.4на стороне ВН принимается к установке ТТ типа ТВ-35, I1Н = 200А, I2Н = 5А.

Коэффициент трансформации ТТ

В соответствии с п. 7.2.4 на стороне НН принимаем к установке ТТ типа ТВК-10-400 0,5/10Р-У3: I1н = 400 А, I2н = 5 А. Коэффициент трансформации трансформатора тока равен:

Для компенсации сдвига фаз первичных токов, трансформатор тока на стороне ВН трансформатора включается по схеме «треугольник» = , а на трансформаторе тока стороны НН по схеме «полная звезда»

Вторичные токи трансформаторов тока при номинальной мощности силового трансформатора:

- на стороне ВН: А.

- на стороне НН: А

На рисунке 8.2 представлена схема вторичных соединений трансформаторов тока после расчета.

Рисунок 8.2 - Схема вторичных соединений трансформаторов тока после расчета



Расчетные вторичные токи требуется проверить на попадание в допустимый диапазон выравнивания, определяемый номинальным током входа устройства «Сириус-Т». Вторичные токи должны входить в диапазон: для входа с Iном = 5 А - (1,00 - 10,00 А).

Поскольку вторичные токи входят в указанный диапазон (1,00-10,00 А), соответственно необходимая точность выравнивания токов обеспечена и применение данного вида защиты допускается.

Определяю токи небаланса, вызванные погрешностью трансформаторов тока I'нб и регулированием напряжения под нагрузкой (РПН) I''нб. При этом все токи приводятся к ступени напряжения основной стороны.

Расчетный ток небаланса при внешнем КЗ рассчитывается по (8.1) [21]:

Iнб = kотс•(kпер•kодн•е??fдоб)•, отн.ед. (8.1)

где kотс = 1,5 - коэффициент отстройки блока «Сириус-Т»;

kпер = 3,0 - коэффициент учитывающий переходный режим;

kодн = 1,0 - коэффициент однотипности трансформаторов тока;

е - относительное значение полной погрешности трансформаторов тока в установившемся режиме, для обмотки класса 10Р е=0,1;

?fдоб - 0,04 - отстройка от неточного задания номинальных токов сторон ВН и НН при округлении значений.

Iнб = 1,5•(3•1•0,1+0,04)•6,2=3,16 отн.ед.

Выбор срабатывания уставки с учетом отстройки от быстронасыщающегося трансформатора (БНТ) и небаланса при внешнем КЗ.

- первое условие:

- второе условие:

Принимаем уставку

Значение коэффициента чувствительности защиты по значению минимального тока двухфазного КЗ на выводах НН трансформатора, приведенному к ВН рассчитываемое по (8.2):

Вывод: полученная в расчетах дифференциальная защита обладает требуемой чувствительностью. Уставка защиты для ввода в микропроцессорный блок «Сириус - Т» равняется 6 относительным единицам.

8.2 Перечень устройств автоматики ГПП

Автоматическое включение резерва (АВР)

Поскольку подстанция работает по двум воздушным линиям, и трансформаторы в нормальном режиме получают питание раздельно, на подстанции предусмотрено автоматическое включение резерва (АВР) на шинах 10 кВ. На рисунках 8.3 и 8.4 представлена поясняющая схема первичных и вторичных цепей АВР.

Расчет параметров срабатывания АВР сводится к следующему [15]:

- определение напряжения срабатывания Uсраб. АВР пускового органа (реле минимального напряжения), реагирующего на снижение напряжения на рабочем источнике;

- определение минимального напряжения срабатывания пускового органа (максимальное реле напряжения) резервного источника, для другой секции шин напряжением 10 кВ оставшейся в работе;

- расчеты выдержки времени срабатывания АВР.

Напряжение срабатывания пускового органа принимают в пределах [15]:

Uср.АВР = (0,250,4)•Uраб;

Вторичное напряжение пускового органа АВР:

где Uраб - рабочее напряжение поддерживаемое на шинах РУ 10 кВ, Uраб = 10500 В;

- коэффициент трансформации ТН, .

Напряжение срабатывания максимального реле напряжения, определяемое из условия отстройки от минимального рабочего напряжения

Uмин.рез = 0,7•Uном.

Найдем напряжение вторичных цепей, необходимого для запуска резервного источника питания [15].

Время срабатывания АВР tсраб.АВР рассчитывают по выражению (8.3) из [15]:

tсраб.АВР > tс.з + ?t (8.3)

где tс.з - максимальное время срабатывания защиты присоединений, принимаем время срабатывания МТЗ потребителей 10 кВ:

tc.з = tс.зМТЗ 10 = 3,0 с;

?t - ступень селективности, принимается ?t=0,5с.

Время срабатывания АВР:

tсраб.АВР = 3+0,5=3,5 с.

Автоматическая частотная разгрузка (АЧР)

Устройства АЧР предназначены для отключения части электроприемников при возникновении в сети дефицита активной мощности, с последующим снижением частоты до аварийно низкого уровня.

На напряжении 10 кВ к устройствам АЧР подключаются электроприемники II и III категорий надежности, отключение которых не ведет к массовому недоотпуску продукции.

Рисунок 8.3 - Схема первичных цепей АВР



Рисунок 8.4 - Схема вторичных цепей АВР



9. ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

Глобальное пользование природными ресурсами и загрязнение окружающей среды, широкое внедрение научно-технического прогресса во все сферы общественно-производственной деятельности человека, сопровождается появлением и широким распространением различных биологических, природных, техногенных, экологических и прочих опасностей. Чтобы минимизировать последствия деятельности человечества на окружающую среду, необходимо разрабатывать и постоянно совершенствовать комплекс эффективных мер защиты.

Решение проблемы безопасности жизнедеятельности состоит в обеспечении нормальных (комфортных) условий деятельности людей, их жизни, в защите человека и окружающей его среды (производственной, природной, городской, жилой) от воздействия вредных факторов, превышающих нормативно-допустимых уровней. Поддержание оптимальных условий деятельности и отдыха человека, создающих предпосылки для высшей работоспособности и продуктивности.

В данном курсовом проекте разработано электроснабжение сельскохозяйственного района, питание потребителей которого осуществляется по воздушным и кабельным линиям напряжением 0,4-10 кВ.

9.1 Выполнение мероприятий по экологии при проектировании подстанций

При проектировании электросетевых объектов должны быть выполнены следующие требования в части обеспечения экологической безопасности ПС:

- предотвращение попадания трансформаторного масла на рельеф поверхности;

- применение, где это возможно, сухих реакторов, конденсаторов, оптико-электронных измерительных трансформаторов;

- соблюдение требований пожарной безопасности;

- применение взрывобезопасного оборудования;

- соблюдение требований ГОСТов и санитарных норм в области:

- электрических полей;

- магнитных полей;

- электростатических полей;

- электромагнитных помех;

- шума;

- качества атмосферного воздуха;

- качества воды.

При применении автоматического пожаротушения емкость маслосборника определяется проектом в зависимости от габаритов маслонаполненного оборудования и схемой установки клапанов системы.

Газоотводы, выхлопные и предохранительные устройства выключателей должны быть расположены так, чтобы выброс жидкости или газа был направлен в сторону от места, где может находиться обслуживающий персонал.

При наличии в электрических сетях синхронных компенсаторов с водородным охлаждением должны быть приняты меры, исключающие образование взрывоопасных смесей газов.

В помещениях ЗРУ, в которых имеются места возможного скопления вредных веществ (например, элегаза) в количествах, опасных для работающих, должна предусматриваться вытяжная вентиляция с забором в наиболее низкой точке и датчики для своевременного выявления утечек элегаза.

Приточно-вытяжная вентиляция с забором на уровне пола и на уровне верхней части помещения, где расположены КРУЭ и баллоны с элегазом.

Системы вентиляции ПС должны быть спроектированы так, чтобы концентрация опасных летучих веществ в помещениях не создавала угрозы жизни и здоровью людей, а также возможности возникновения взрывов и пожаров.

На ПС должны предусматриваться помещения для хранения баллонов с элегазом и газотехнологического оборудования.

На ПС должны предусматриваться места для хранения до монтажа банок конденсаторов, составляющих аккумуляторной батареи (кислота, банки и т.д.)

При проектировании электросетевых объектов, в процессе эксплуатации которых могут образоваться отходы, необходимо предусмотреть места (площадки) для сбора отходов в соответствии с установленными правилами, нормативами и требованиями в области обращения с отходами, в соответствии со ст. 10 ч. 3 ФЗ «Об отходах производства и потребления».

Малоопасные отходы могут складироваться как на территории основного предприятия, так и за его пределами в виде специальном спланированных отвалов и хранилищ.

Конструкция вакуумных выключателей на напряжение 35 кВ и выше должны иметь защиту для уменьшения рентгеновского излучения, ГОСТ 12.2.007.3.

Уровни напряженности электрического поля за ограждаемой территорией ОРУ ПС не должны превышать допустимых для населения значений.

9.2 Основные способы и средства защиты от поражения электрическим током

Опасность электрического тока в отличие от прочих опасностей усугубляется тем, что человек не в состоянии без специальных приборов обнаружить напряжение дистанционно. Опасность обнаруживается слишком поздно - когда человек уже поражён.

Оперативное обслуживание действующих электроустановок предусматривает периодические и внеочередные осмотры электрооборудования систем электроснабжения и электроприёмников, контроль и учёт электроэнергии, оперативные переключения в электросетях, обеспечивающие бесперебойное снабжение электроэнергией. Оперативное обслуживание электроустановок осуществляется инженерно-техническим, дежурным и оперативно-дежурным персоналом.

При обслуживании электроустановок напряжением выше 1000 В старший в смене или одиночный дежурный должны иметь квалификационную группу по технике безопасности не ниже 4, а в электроустановках до 1000 В не ниже группы 3.

При эксплуатации ЭУ важную роль в обеспечении безопасности электротехнического персонала играют электротехнические средства защиты и предохранительные приспособления.

Все электрозащитные средства подразделяются на следующие группы:

-штанги изолирующие (оперативные, измерительные, для наложения заземления);

-клещи изолирующие (для операций с предохранителями) и электроизмерительные (токоизмерительные), указатели напряжения;

-изолирующие средства для ремонтных работ под напряжением выше 1000 В и слесарно-монтажный инструмент с изолирующими рукоятками;

-диэлектрические перчатки, боты, галоши, коврики, изолирующие накладки, изолирующие подставки;

-индивидуальные экранизирующие комплекты;

-переносные заземления, временные ограждения, знаки и плакаты по ТБ;

-защитные очки, рукавицы, противогазы, предохранительные монтерские пояса, когти, страховочные канаты, защитные каски.

Для организации безопасной эксплуатации подстанции выполняются следующие мероприятия:

- оформление работы нарядом-допуском, распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

- допуск к работе;

- надзор во время работы;

- оформление перерыва в работе, перевод на другое рабочее место, окончания работы

Работа в ЭУ производится по наряду, распоряжению, в порядке текущей эксплуатации.

К техническим мероприятиям по обеспечению электробезопасности работ в электроустановках относятся:

- отключение ремонтируемого оборудования и принятие мер против его ошибочного обратного включения или самовключения;

- установка временных ограждений неотключенных токоведущих частей и вывешивание запрещающих плакатов «Не включать, работают люди» или «Не включать - работа на линии»;

- присоединение переносного заземления - закоротки к заземляющей шине стационарного заземляющего устройства и проверка отсутствия напряжения на токоведущих частях, которые на время работ должны быть закорочены и заземлены;

- наложение переносных заземлителей-закороток на отключенные токоведущие части ЭУ сразу после проверки отсутствия на них напряжения или включение заземляющих ножей разъединителей, имеющихся в РУ;

- ограждение рабочего места и вывешивание разрешающего плаката «Работать здесь».



9.3 Выбор и место установки ОПН в схеме ПС

При защите силовых трансформаторов от грозового перенапряжения ОПН должен устанавливаться до коммутационного аппарата и присоединяться наикратчайшим путем от вводов трансформаторов к заземляющему устройству подстанции.

При установке ОПН в одной ячейке с трансформатором напряжения рекомендуется присоединять ОПН до предохранителя, чтобы предотвратить перегорание предохранителя при прохождении импульсных токов.

При наличии на присоединениях трансформаторов на стороне 3-20 кВ токоограничивающих реакторов ОПН должны быть установлены на шинах 3-20 кВ независимо от наличия ОПН возле трансформаторов.

Обмотки трансформаторов, которые не используются, должны быть соединены в треугольник или звезду (в соответствии с заводскими схемами), защищены ОПН или заземлены. Защита обмоток, которые не используются, не нужна, если к ним постоянно присоединена кабельная линия длиной не менее 30 м, которая имеет металлическую заземленную оболочку или броню.

Если к сборным шинам электростанции или подстанции присоединены вращающиеся электрические машины (электродвигатели, генераторы) и ВЛ на железобетонных опорах, то в начале защищенным молниезащитным тросом ввода должен быть установлен комплект ОПН с присоединением к заземлению.

ОПН, как правило, присоединяются параллельно защищаемому оборудованию по схеме «фаза-земля», причем подключение ОПН к шине заземления осуществляется жестко с применением болта, а к фазной жиле - по кратчайшему пути с помощью одножильного медного проводника сечением не менее 6 мм2 или аллюминиевого проводника сечением не менее 16 мм2. Допускается применение гибкой шины толщиной 1 мм и шириной 20-30мм. Расстояния между ограничителями и другими заземленными токоведущими частями электроустановки нормируются согласно «Правилам устройства электроустановок» (ПУЭ). Для обеспечения максимальной эффективности защиты электрооборудования от перенапряжения ОПН следует устанавливать как можно ближе к защищаемому оборудованию, на расстоянии не далее 3-6 м.

9.4 Монтаж защитного проводника в ВЛ 0,4 кВ

Воздушные линии электропередачи напряжением 0,4 кВ с изолированными проводами (ВЛИ 0,4 кВ), выполненные с применением самонесущих изолированных проводов (СИП) относятся к электроустановкам напряжением до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью.

Надежность работы ВЛИ по сравнению с ВЛ повышается за счет отсутствия стеклянной линейной изоляции, а также последствий климатических воздействий: исключены схлестывания проводов, как под непосредственным влиянием ветра и гололеда, так и вследствие касания веток деревьев; практически исключены обрывы проводов благодаря применению изолированных проводов повышенной механической прочности; отсутствуют отключения из-за набросов различных предметов на провода.

Заземление воздушных линий напряжением 0,4 кВ с изолированными проводами:

- для обеспечения нормальной работы электроприемников нормируемого уровня электробезопасности и защиты от атмосферных перенапряжений на ВЛИ должны быть выполнены заземляющие устройства.

- грозозащитные заземления выполняются: на опорах через 120 м; на опорах с ответвлениями к вводам в помещения, в которых может быть сосредоточено большое количество людей (школы, ясли, больницы и др.) или представляющих большую хозяйственную ценность (животноводческие помещения, склады, мастерские и др.); на конечных опорах имеющих ответвления к вводам; за 50 м от конца линии, как правило, на последней опоре; на опорах в створе пересечения с воздушными линиями более высокого напряжения.

- повторные заземления нулевого провода для воздушных линий с изолированными проводами выполняются для воздушных линий 0,38 кВ на деревянных и железобетонных опорах.

- сопротивление повторного заземлителя зависит от удельного сопротивления грунта и от количества заземлителей на линии.

- общее сопротивление растеканию тока заземлителей линии (в том числе и естественных) в любое время должно быть не более 10 Ом.

- заземляющие проводники для повторных и грозозащитных заземлений следует выполнять из круглой стали или проволки не менее 6мм. При применении неоцинкованных заземляющих проводников необходимо предусматривать меры по защите от коррозии.

- корпуса светильников уличного освещения, ящиков, щитков и шкафов, а также все металлоконструкции опор должны быть занулены. На железобетонных опорах для связи с заземлителем следует использовать арматуру стойки и подкоса (при наличии). На деревянных опорах (конструкциях) крепежная арматура не заземляется, за исключением опор, на которых выполнено повторное заземление нулевого провода.

Заземляющие устройства служат для обеспечения необходимого уровня электробезопасности в зоне обслуживания электроустановки и за ее пределами, для отвода в землю импульсных токов с молниеотводов и ограничителей перенапряжений, для создания цепи при работе защиты от замыканий на землю.

9.5 Расчет защитного заземления на ТП

Согласно [1] заземляющее устройство подстанции 35 кВ в сети с эффективно заземлённой нейтралью должно иметь в любое время года сопротивление не более 0,5 Ом с учетом сопротивления естественных и искусственных заземлителей.

В целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории, занятой оборудованием, прокладываются продольные и поперечные горизонтальные заземлители и объединяются между собой в заземляющую сетку. В траншею вертикально ввинчиваются стержни, а выступающие из земли верхние концы соединяются сваркой внахлестку. Горизонтальные заземлители прокладываются по краю территории, занимаемой заземляющим устройством так, чтобы они в совокупности образовывали замкнутый контур. Продольные заземлители прокладываются вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0,7 м от поверхности земли и на расстоянии 1,0 м от основного оборудования. Поперечные заземлители также прокладываются на глубине 0.7 м от поверхности земли с постепенным увеличением расстояний между ними от периферии к центру заземляющей сетки. Вертикальные заземлители применяются длиной 5 м.

Заземляющее устройство является общим для установок на различное напряжение, но за расчетное сопротивление заземляющего устройства применяется наименьшее из допустимых. Так как естественные заземлители не используются, заземляющее устройство должно иметь сопротивление искусственных заземлителей

При расчёте устройства заземления для электроустановок 35 кВ и выше согласно ПУЭ сопротивление заземляющей установки должно быть не более 0,5 Ом.

Определяем расчетное удельное сопротивление грунта:

(9.1)



где уд - удельное сопротивление грунта, уд = 50 Омм; Кс - коэффициент сезонности. Для вертикальных электродов Кс.в. = 1,7, для горизонтальных полос Кс.г. = 3.

Тогда:

расч.в=501,7=85,

расч.г=503=150.

Общая длина горизонтальных заземлителей равна 234 м. Определяется расчётное сопротивление растеканию горизонтальных электродов по формуле из табл.12.1 [8]:

, (9.2)

Тогда:

[Ом],

где b=40 мм - ширина полосы; l = 234 м.

Предварительно принимается в контуре 40 вертикальных заземлителей. По [5] коэффициент использования полосы = 0,29:

Rг= 0,49/0,29=1,69 [Ом].

Уточняется необходимое сопротивление вертикальных электродов [2]:

, (9.3)

где Rе - сопротивление естественного заземлителя, по [5] принимается Rе = 2 Ом; Rз - допустимое сопротивление заземляющего устройства, Rз = 0,5 Ом.



[Ом].

Определяем общее сопротивление вертикальных заземлителей:

[Ом].

Сопротивление растеканию одного вертикального электрода стержневого типа определяется по формуле [5]:

(9.4)

где lВ ? длина вертикального стержня, м;

tВ ? расстояние от поверхности до центра стержня, м;

d ? диаметр вертикального стержня, м.

[Ом].

Количество вертикальных заземлителей определяется по формуле:

, (9.5)

где КИ,В - коэффициент использования вертикальных заземлителей, зависящий от расстояния между ними, их длины и количества [2].

Принимаем в контуре 40 вертикальных заземлителей.

Согласно ПУЭ, размеры ячеек заземляющей сетки, примыкающих к местам присоединения нейтрали силовых трансформаторов к заземляющему устройству, не должны превышать размеров 66 м2. Поэтому окончательно устанавливаем сетку горизонтальных заземлителей с ячейками размером 66 м2, с расположением по периметру вертикальными заземлителями в количестве 40 штук.

9.6 Проектирование молниезащиты подстанции

Согласно ПУЭ защита РУ и ПС от прямых ударов молнии осуществляется стержневыми и тросовыми молниеотводами.

Защита ОРУ 35 кВ и выше от прямых ударов молнии должна быть выполнена отдельно стоящими или на конструкциях стержневыми молниеотводами. Рекомендуется использовать защитное действие высоких объектов, которые являются молниеприемниками (опоры ВЛ, прожекторные мачты, радиомачты и т.п.).

Если зоны защиты стержневых молниеотводов не закрывают всю территорию ОРУ, дополнительно используют тросовые молниеотводы, расположенные над ошиновкой.

Расстояние в земле между точкой заземления молниеотвода и точкой заземления нейтрали трансформатора должно быть не менее 3 м.

Защиту от прямых ударов молнии ОРУ, на конструкциях которых установка молниеотводов не допускается или не целесообразна по конструктивным соображением, следует выполнять отдельно стоящими молниеотводами, имеющими обособленные заземлители с сопротивлением не более 80 Ом при импульсном токе 60 кА.

Расстояние между обособленными заземлителями молниеотвода и заземляющим устройством ОРУ (ПС) должно быть не менее 3 м.

Место присоединения заземлителя отдельно стоящего молниеотвода к заземляющему устройству ПС должно быть удалено по магистралям заземления на расстоянии не менее 15 м от места присоединения к нему трансформатора (реактора).

Заземлители молниеотводов, установленных на прожекторных мачтах, должны быть присоединены к заземляющему устройству ПС.

Тип, количество и взаимное расположение молниеотводов определяют геометрическую форму зоны защиты. Под зоной защиты понимают часть пространства, внутри которого здание или сооружение защищено от прямых ударов молнии с определенной степенью надежности (для ПС 35/10 - 99,5%).

Для защиты подстанций обычно требуется установка нескольких молниеотводов.

Каждый молниеотвод состоит из следующих элементов:

- молниеприемник;

- несущая конструкция (металлическая), предназначенная для установки молниеприемника;

- токоотвод, обеспечивающий отвод тока в землю;

- заземлитель, отводящий ток молнии в землю и обеспечивающий контакт с землей молниеприемника и токоотвода.

При расчёте молниезащиты используется методика из [2].

Принимается высота молниеотвода h = 20 м, (см. рис. 9.1).

Рис. 9.1 - Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода

Длина отрезков: CA' = CB' = 0,75•h = 0,75•30 = 22,5 (м).

Расстояние: CO' = 0,8•h = 0,8•20 = 16 (м).

Длина отрезков: CA = CB = 1,5•h = 1,5•20 = 30 (м).

Для определения радиуса защиты rX м, на любой высоте hX зоны защиты используются формулы:

при ; (9.6)

при . (9.7)

Оптимальная высота молниеотвода на ОРУ 35 кВ определяется из предыдущих выражений по формулам:

при , (9.8)

при . (9.9)

При hx = 11 м. Так как hx 2/3h то для расчета используем формулу(10.1):

rх=1,5(h-1,25?hх)=1,5?(30-1,25?11)=25 [м].

Устанавливаем 4 молниеотвода на расстоянии друг от друга так, чтобы они перекрывали зоны защиты противоположного молниеотвода и защищали верхнюю часть подстанции.

На ПС устанавливается 4 молниеотвода (см. Лист 4).



9.7 Проектирование маслосброса с маслоприемника трансформатора

Для маслонаполненного хозяйства должно быть организовано централизованное масляное хозяйство, оборудованное резервуарами для хранения масла, насосами, оборудованием для очистки, осушки и регенерации масел, передвижными маслоочистительными и дегазационными устройствами, а также ёмкостями для транспортировки масла.

На территории ОРУ подстанций следует предусматривать устройства по сбору и удалению масла (в том случае, если имеется маслонаполненное оборудование) с целью исключения вероятности протечек его при авариях по территории и попадании масла в водоемы.

При массе масла или негорючего экологически безопасного диэлектрика в одном баке массой более 600 кг предусматривается маслоприемник. Рассчитанный на полный объем масла, или на удержание 20 % масла с отводом в маслосборник.

Для предотвращения возможного растекания масла и распространения пожара при повреждениях маслонаполненных силовых трансформаторах (реакторах) с количеством масла более 1т в единице, предусматриваются маслоприемники, маслоотводы, и маслосборники с соблюдением следующих требований:

Габариты маслоприемника должны выступать за габариты трансформатора (реактора) не менее чем на 0,6м при массе масла до 2т, на 1м при массе от 2 до 10т, на 1,5м при массе от 10 до 50т, на 2м при массе более 50т. При этом габарит маслоприемника может быть принят меньше со стороны перегородки на 0,5м со стороны стены или перегородки, располагаемой от трансформатора (реактора) на расстоянии менее 2м;

Объем маслоприемника с отводом масла следует рассчитывать на единовременный прием 100% масла, залитого в трансформатор (реактор).

Объём маслоприемника без отвода масла следует рассчитывать на прием 100% масла, залитого в трансформатор (реактор), и 80 % воды от средств пожаротушения из расчета орошения площадей маслоприемника и боковых поверхностей трансформатора (реактора) с интенсивностью 0,2 л/с•м2 в течение 30 минут;

Маслоприемники с отводом масла могут выполняться как заглубленными так и незаглубленными (дно на уровне окружающей планировки). При выполнении заглубленного маслоприемника устройство бортовых ограждений не требуется, если при этом обеспечивается объем маслоприемника.

Маслоприемники с отводом масла могут выполняться:

- с установкой металлической решетки на маслоприемнике, поверх которой насыпается гравий или щебень толщиной слоя 0,25 м;

- без металлической решетки с засыпкой гравия на дно маслоприемника с толщиной слоя не менее 0,25м;

Незаглубленный маслоприемник следует выполнять в виде бортовых ограждений маслонаполненного оборудования. Высота бортовых ограждений должна быть не более 0,5м над уровнем окружающей планировки.

Дно маслоприемника (заглубленного или незаглубленного) должно иметь уклон не менее 0,005 в сторону приямка и быть засыпано чисто промытым гранитным (либо другой непористой породой) гравием или щебнем фракцией от 30 до 70 мм. Толщина засыпки должна быть не менее 0,25м.

Верхний уровень гравия (щебня) должен быть не менее чем на 75 мм ниже верхнего края борта (при устройстве маслоприемников бортовыми ограждениями) или уровня окружающей планировки (при устройстве маслоприемников без бортовых ограждений).

Допускается не производить засыпку для маслоприемников по всей площади гравием. При этом на системах отвода масла от трансформаторов (реакторов) следует предусматривать установку огнеоградителей.

Маслосборные устройства могут выполняться в отдельно стоящих, пристроенных и встроенных в производственные помещения ЗРУ в камерах трансформаторов и других маслонаполненных аппаратов с массой масла в одном баке до 600 кг при расположении камер на первом этаже с дверями, выходящими на ружу.

Маслоотводы должны выполняться закрытыми, в отдельных случаях (например при сильнопучинистых грунтах, при высоких уровнях грунтовых вод), при специальном обосновании, допускаются открытые маслоотводы при соблюдении следующих условий:

- обязательно сооружение бордюра по периметру маслоприемника для задержания растекающегося масла;

- трасса маслоотводов должна проходить на расстоянии не менее 10м от маслонаполненной аппаратуры;

- сброс масла из маслоприемников должен осуществляться в закрытый маслосборник с последующей откачкой в передвижные ёмкости стационарным или передвижным насосом.

Для ПС 750 кВ рекомендуется размещать маслосборники вблизи маслонаполненного оборудования.

Допускается размещения маслосборника вне ограды подстанции (преимущественно для комплектных трансформаторных подстанций и ПС 110 кВ с блочным и мостиковыми схемами электрических соединений) при условии его ограждения, обеспечения подъезда автотранспорта и согласования с землевладельцем.

Расстояния от резервуаров открытых складов масла должны быть не менее:

- до зданий и сооружений электростанций и ПС (в том числе до трансформаторной мастерской) 12м - для складов с общей емкостью до 100 т масла; 18м - для складов емкостью более 100 т;

- до жилых и общественных зданий - расстояния на 25 % больше установленных в пункте описанном выше;

- до аппаратной маслохозяйства - 8 м;

- до складов баллонов водорода - 20 м;

- до внешней ограды подстанции: 6,5 м - при устройстве охранной сигнализации по периметру, 4 м - в остальных случаях;

Для закрытых подстанций маслосборник предусматривается за пределами здания.

Маслосборники рассчитываются из условий размещения 100 % масла, содержащегося в наибольшем трансформаторе, 80 % расчетного расхода воды от автоматического пожаротушения с предусматриваемой сигнализацией условно чистой воды, с выводом сигнала на щит управления.

На подстанции без автоматического пожаротушения емкость маслосборника рассчитывается из условия размещения 100 % масла и 20 % расчетного расхода воды из гидрантов.

9.8 Противопожарные средства на подстанции

Пожары в электроустановках обычно сопровождаются значительным отделением дыма, газообразных продуктов, разложением изоляции, масла, кабельной мастики. Для предупреждения электропоражений до начала тушения пожара необходимо снять напряжение с электроустановки. Если это невозможно, то допускается тушение пожара электрооборудования, находящегося под напряжением, но с соблюдением особых мер электробезопасности.

При тушении пожара электрооборудования под напряжением соблюдаются следующие правила:

- руководителем тушения пожара является старший командир подразделения, а до его прибытия - старший из числа дежурного электротехнического персонала или ответственный за электрохозяйство.

- отключение присоединений, на которых горит оборудование, выполняется дежурным электроперсоналом без предварительного разрешения вышестоящего лица с уведомлением его после окончания операций отключения;

- тушение компактными и распыленными струями воды допускается в открытых для обзора ствольщика ЭУ и кабеля напряжением до 10 кВ. При этом ствол заземляется, и ствольщик должен работать в диэлектрических перчатках и ботах, стоять не ближе 3,5 м от очага пожара при диаметре спрыска ствола - 13 мм при напряжении до 1 кВ включительно и 4,5 м - до 10 кВ. При диаметре спрыска ствола 19 мм эти расстояния увеличиваются соответственно до 4 и 8 м.

- нельзя применять для тушения морскую или сильно загрязненные воду, пены;

- при тушении кабелей в туннелях, каналах под напряжением выше 1кВ ствольщик должен направить струю воды через дверной проем или люк. Пожар электроустановок со снятым напряжением допускается любыми средствами и веществами включая воду. Для тушения пожаров применяют различные огнегасительные вещества, которые подразделяются на жидкие, газообразные и твердые.

К первичным средствам огнетушения относятся объединенные в пожарный пункт ручные и передвижные огнетушители, пожарный ручной инструмент и инвентарь, ведра, бочки с водой, лопаты, ящики с песком, асбестовые полотна, войлочные маты, кошма, ломы, пилы, багры, вилы, топоры.



9.9 Выбор места строительства подстанции с учетом требований экологии

Общие положения

При выборе площадки для строительства вновь проектируемых ПС и трассы ВЛ должны соблюдаться федеральные законы, кодексы и законодательные акты РФ в части охраны компонентов природной среды.

Выбор площадок и трасс должен осуществляться с соблюдением требований ФЗ «О животном мире», обеспечивающих охрану животного мира, включая сохранение среды обитания объектов животного мира и условий их размножения, нагула, отдыха и путей миграции.

При выборе площадки ПС и трассы ВЛ должны соблюдаться следующие основные принципы охраны окружающей среды:

- презумпция экологической опасности;

- не превышение допустимых воздействий на природную среду;

- не превышение норм выбросов загрязняющих веществ в атмосферу;

- не превышение норм сбросов загрязняющих веществ в водные объекты.

Выбор места размещения электросетевого объекта должен

осуществляться с точки зрения минимального ущерба земельным сельскохозяйственным ресурсам, лесным угодьям.

Размещение электросетевого объекта должно производиться с учетом наиболее рационального использования земель, как на период строительства, так и с учетом возможного последующего расширения электросетевого объекта.

Размещение ПС и ВЛ должно производиться с учетом:

- природные особенности территории;

- состояние природной среды (загрязнение атмосферы, агрессивность грунта, подземных вод и т.д.);

- ценность территории (природоохранная, культурная, национальная, особо охраняемые природные объекты и пр.);

- возможный ущерб, причиняемый природной и социальной среде, а также возможные изменения в окружающей природной среде в результате сооружения ПС и ВЛ и последствия этих изменений для природной среды, жизни и здоровья населения.

Не допускается размещение электросетевых объектов на землях особо охраняемых территорий:

- на землях заповедников, заказников, природных национальных парков, ботанических садов, дендрологических парков и водоохранных полос (зон);

- в зонах охраны гидрометеорологических станций;

- в первой зоне санитарной охраны источников водоснабжения и площадок водопроводных сооружений, если проектируемые объекты не связаны с эксплуатацией источников;

- в первой зоне округа санитарной охраны курортов, если проектируемые

объекты не связаны с эксплуатацией природных лечебных средств курортов.

В соответствии с Водным Кодексом РФ ст. 65 п. 16, в границах водоохранных зон допускается строительство электросетевых объектов при условии, что они будут оборудованы сооружениями, обеспечивающими охрану водных объектов от загрязнения, засорения и истощения вод.

Размещение электросетевых объектов (ПС и ВЛ) в зоне санитарной охраны водозаборных сооружений может быть осуществлено при условии выполнения мероприятий по соблюдению экологической безопасности.

На территориях с уровнями загрязнения, превышающими установленные гигиенические нормативы, запрещается проектирование электросетевых объектов, являющихся источниками загрязнения атмосферы.

В соответствии со ст. 59 Лесного Кодекса РФ может быть запрещено проектирование и строительство ПС и ВЛ на территории расположения редких и находящихся под угрозой исчезновения видов деревьев, кустарников, лиан, иных лесных растений, занесенных в Красную книгу Российской Федерации или Красные книги субъектов Российской Федерации, при условии, что негативное воздействие электросетевых объектов может привести к сокращению численности таких растений или ухудшению среды их обитания.

На землях, включенных в границы особо охраняемых природных территорий (национальные парки; природные парки; государственные природные заказники; памятники природы; дендрологические парки и ботанические сады; лечебно-оздоровительные местности и курорты) без изъятия из хозяйственной эксплуатации, ограничивается расширение и строительство новых электросетевых объектов. Режим использования этих земель определяется положением, утвержденным государственным органом.

На территории государственного природного заповедника, в том числе биосферного, запрещается строительство ПС и ВЛ, (ст. 9) ФЗ «Об особо охраняемых природных территориях».

Выбор площадки для строительства ПС

Площадки для строительства ПС должны выбираться в соответствии: