Техническое перевооружение подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Техперевооружение ПС 110/10/6 кВ «Земетчино-2»

1.1 Обоснование и технические расчёты перевооружаемой подстанции

В настоящее время подстанция 110/10/6 кВ «Земетчино-2» присоединена к сетям Пензенской энергосистемы от ВЛ 110 кВ «Вадинск-Земетчино» и ВЛ 110 кВ «Земетчино-Башмаково». На подстанции установлены два трансформатора 110/10/6 кВ мощностью по 25 МВА. От подстанции на напряжение 6 кВ осуществляется питание механического завода, очистных сооружений, а так же бытовых и прочих потребителей прилегающего района.

Необходимость техперевооружения ПС 110/10/6 кВ «Земетчино-2» возникла в связи с появлением городских потребителей, питающихся напряжением 10 кВ, и намечающимся переводом нагрузок с 6 кВ на 10 кВ.

Схема присоединения ПС 110/10/6 кВ «Земетчино-2» к Пензенской энергосистеме приведена на чертеже 1 графической части.

Присоединение подстанции к сетям энергосистемы намечается осуществить с сохранением существующей схемы ОРУ 110 кВ ПС «Земетчино-2».

При двух трансформаторах и двух отходящих или питающих линиях, схемой, требующей наименьшего числа выключателей при одновременной работе всех коммутируемых цепей, является схема «мостик». В этой схеме обеспечивается четкое отключение любой из двух линий, повреждения на которых являются наиболее вероятными, без нарушения работы трансформаторов С-1-Т, С-2-Т.

На основании «Типовых принципиальных электрических схем распределительных устройств напряжением 6-750 кВ подстанций и указаний по их применению» приняты следующие принципиальные схемы распределительных устройств:

110 кВ - «мостик с выключателем СВ110 кВ и ремонтной перемычкой, отделителями в цепях трансформаторов»;

10 кВ - две одиночные, секционированные выключателями СВ 10 кВ, секции шин;

6 кВ - две одиночные, секционированные выключателями СВ 6 кВ, секции шин.

Техперевооружение подстанции выполняется в пределах существующего ограждения. В связи со стесненными условиями по площади, ОРУ 110 кВ выполняется с сохранением существующих компоновочных решений. Нормально разомкнутая перемычка с двумя разъединителями имеет возможность поочередного вывода в ремонт любого из них, при установке одного разъединителя вывод в ремонт потребовал бы отключения обеих линий, что очевидно недопустимо.

Распределительное устройство 6-10 кВ состоит из большого числа шкафов КРУ, поэтому принимается закрытым, с установкой шкафов серии КРУ/TEL. Новые шкафы устанавливаются на месте демонтируемых шкафов КВЗ-6, КВЗ-10. Архитектурно-планировочное решение ЗРУ 6-10кВ остается без изменений.

Размещение панелей управления, защиты, щитов собственных нужд переменного и постоянного тока, аккумуляторной батареи осуществляется в здании ОПУ.

1.2 Характеристика потребителей и требования к надежности их электроснабжения

От подстанции «Земетчино-2» напряжением 6 кВ в настоящее время осуществляется питание: Земетчинского механического завода, очистных сооружений, бытовых потребителей. Напряжением 10 кВ осуществляется питание: Земетчинской типографии, Земетчинского маслосырзавода, ООО «Хлеб», Земетчиноавтодора, Земетчинского хлебоприемного предприятия, жилого поселка.

С точки зрения рассматриваемых требований к надежности все электроприемники потребителей согласно ПУЭ разбиваются на три категории.

В соответствии с ПУЭ к I категории относятся приемники, перерыв в электроснабжении которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, расстройство сложного технологического процесса, нарушение работы важных элементов городского хозяйства. Эти электроприемники должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв в их электроснабжении может быть допущен только на время автоматического ввода резервного питания. Для электроснабжения особой группы электроприемников I категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого источника питания. В качестве третьего источника для особой группы электроприемников и второго независимого источника для остальных электроприемников могут использоваться автономные электростанции, аккумуляторные батареи, специальные агрегаты бесперебойного питания и т.д.

Ко II категории относятся приемники, перерыв в электроснабжении которых связан с массовым недоотпуском продукции, простоем рабочих механизмов и промышленного транспорта, нарушением нормальной деятельности значительного числа городских жителей. Для этой группы приемников допустимы перерывы в электроснабжении на время, необходимое для включения резервного питания дежурным персоналом или выездной оперативной бригады. Резервное питание может осуществляться от одного источника, и ввод этого питания может производиться не автоматически.

Согласно ПУЭ допускается питание рассматриваемых приемников по одной воздушной ЛЭП и от одного трансформатора при наличии централизованного резерва последних, а так же при условии проведения ремонта линий и замена трансформатора за время не более одних суток.

Для потребителей III категории, к которым относятся все остальные электроприёмники, допустимы перерывы в электроснабжении на время, необходимое для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжении, но не свыше одних суток.

Анализируя потребителей ПС «Земетчино-2» приходим к выводу: основная масса потребителей, таких как «ЗМЗ», «ЗХПП», ООО «Хлеб», «ЗМСЗ», очистные сооружения может быть отнесена к потребителям II категории.

Наряду с этим остальных потребителей можно отнести к потребителям III категории.

1.3 Анализ потребительских нагрузок, определение числа и мощности силовых трансформаторов

1.3.1 Электрические нагрузки на напряжениях 6кВ и 10 кВ подстанции «Земетчино-2» приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Нагрузки потребителей МВА

Наименование	2010 г.	После техперевооружения
Шины 6 кВ
Механический завод	1	0,4
Очистные сооружения	0,15	0,05
Жилой поселок	0,62	0,65
ИТОГО на шинах 6 кВ	1,77	1,1
Шины 10 кВ
ООО «Хлеб»	0,2	0,15
Типография	0,1	0,05
Маслосырозавод	0,75	0,6
Хлебоприемное предприятие	0,85	0,8
Земетчиноавтодор	1,7	1,6
Жилой поселок	0,63	0,74
ИТОГО на шинах 10 кВ	4,23	3,94
ИТОГО на ПС	6	4,04

Определим мощность на шинах ПС:

,

где = 0.85 - коэффициент совмещения максимумов нагрузок городских

- суммарная мощность ПС, с шин 10 кВ,

.

1.3.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Подстанции напряжением 110/10/6 выполняют обычно двухтрансформаторными. Выбор мощности трансформаторов производится на основании расчетной нагрузки потребителей в нормальном режиме работы. Номинальная мощность каждого из трансформаторов определяется из выражения:

,

= 3,64 МВА

Загрузка трансформаторов установленных в данный момент на ТП:

Выбираем два трансформатора мощностью по 6,3 МВА каждый

Загрузка трансформаторов:

Таким образом, принимаем к установке два трехобмоточных трансформатора мощностью по 6,3 МВА каждый.

1.4 Расчет токов трехфазного короткого замыкания

1.4.1 Выбор расчётной схемы

В электроустановках могут возникнуть различного вида КЗ, которые сопровождаются резким увеличением тока. Поэтому все электрооборудование, устанавливаемое в системах электроснабжения, должно быть устойчивым к токам КЗ и выбираться с учетом этих величин. Устойчивыми при токах КЗ являются те аппараты, проводники и устройства, которые при расчетных условиях выдерживают воздействия этих токов не подвергаясь электрическим, механическим и иным разрушениям или деформациям, препятствующим их дальнейшей нормальной эксплуатации.

При расчете токов КЗ в электроустановках напряжением выше 1000 В учитываются индуктивные сопротивления электрических машин, силовых трансформаторов, воздушных и кабельных линий. Активные сопротивления элементов системы электроснабжения не учитываются, если выполняется условие

;

где - соответственно суммарные активные и индуктивные сопротивления элементов системы электроснабжения до точки короткого замыкания, Ом.

Для расчетов токов КЗ составляют расчетную схему системы электроснабжения, схема представлена на рисунке 10. Расчетная схема представляет собой упрощенную однолинейную схему, на которой указывают все элементы системы электроснабжения и их параметры, влияющие на ток КЗ.

На основании расчетной схемы составляют схему замещения, где указываются индуктивные и активные сопротивления элементов схемы, начиная от источника питания до расчетной точки короткого замыкания. На основании схемы замещения производится дальнейший расчет токов КЗ.

При выборе расчетной схемы исходят из нормальных, предусматриваемых для данной электроустановки условий длительной ее работы и не считаются с кратковременными видоизменениями схемы этой электроустановки, которые не предусмотрены для длительной эксплуатации, например, послеаварийный режим.

Ток трехфазного КЗ находится по выражению

,

где - линейное значение эквивалентной ЭДС схемы замещения, кВ;

- суммарное эквивалентное сопротивление, Ом.

Расчеты приведем в именованных единицах, поэтому для определения тока КЗ необходимо привести все электрические величины к напряжению ступени, на которой имеет место КЗ.

Эквивалентная ЭДС при расчетах в именованных единицах близка к номинальному напряжению . Поэтому в приближенных расчетах можно не определять эквивалентную ЭДС, а принять ее равной соответственно номинальному напряжению. Тогда выражение примет вид:

,

Составим схему замещения (смотри рис. 2) и пронумеруем ее элементы в порядке их расположения от системы (источника питания) в направлении к токам КЗ.

1.4.2 Расчётные сопротивления линий 110 кВ

Исходные данные для расчета сопротивлений линий от ПС «Вадинск» и ПС «Башмаково» до ПС «Земетчино-2» сведены в таблицу 2.

Индуктивные и активные сопротивления воздушных линий соответственно:

Ом, Ом,

Ом, Ом,

Таблица 2 - Исходные данные для расчета сопротивлений

ЛЭП	Тип провода	Длина линии в км	Удельное сопротивление линий 110 кВ, Ом/км
			Активное	Индуктивное
W1	АС-95	23,6	0,306	0,434
W2	АС-95	10,3	0,306	0,434

1.4.3 Активные и реактивные сопротивления трансформаторов

Поскольку выбран к установке трансформатор ТМН-6300/110, по справочным данным /5/ его параметры:

Таблица 3 - Параметры трансформатора

Наименование	Технические данные
Sном МВ•А	6,3
Способы и диапазон регулирования напряжения	РПН на стороне НН +15%-12%
Uвн кВ	115
Uнн кВ	11
Pхх кВт	10,0
Pкз кВт	48
Qхх кВАр	50,4
iхх, %	0,8
Uк, %	10,5
Rтр Ом	8
Хтр Ом	220

Определим активное сопротивление R_тр для трансформаторов: /8, стр. 40.

R_тр = ,

P_к = 48 кВт /4/

Определим индуктивное сопротивление трансформатора мощностью 6,3 МВА по формуле /8, стр. 48./

,

Ом

1.4.4 Сопротивление системы

,

Ом,

Ом,

где - ток трехфазного КЗ в точке К1 на шинах ПС «Башмаково» (значение взято по данным службы РЗА НиЛПО).

1.4.5 Расчёт токов трёхфазного короткого замыкания

Рассчитаем токи трехфазного КЗ в точках КЗ₁ - на шинах 110 кВ и КЗ₂ - на шинах 10 кВ. Для этого необходимо составить схему замещения системы.

Суммарные сопротивления элементов схемы:

Индуктивные:

Ом,

Ом,

Ом,

Ом,

Активные:

Ом.

Ом.

Эквивалентные сопротивления для этой схемы:

, ,

Ом, Ом,

Ом

Т.к. условие выполняется, то активное сопротивление не учитываем.

Ток трехфазного КЗ в точке КЗ 1 на шинах 110 кВ:

кА.

Все электрооборудование, устанавливаемое в РУ 110 кВ должно быть устойчивым к току КЗ и выбираться с учетом его величины.

1.4.6 Токи короткого замыкания на шинах 10 кВ

Расчет тока короткого замыкания в точке КЗ 2 на шинах 10 кВ проведем, свернув схему замещения до схемы, представленной на рис. 4. Расчёт проводится аналогично и его результаты сведём в таблицу 4.

Суммарные сопротивления элементов схемы:

Индуктивные:

,

Ом

Ом,

Активные:

,

Ом.

Ом.

Ом

Таблица 4 - Суммарные сопротивления

Элемент схемы	Суммарные сопротивления, Ом	Полное суммарное сопротивление до точки КЗ, Ом
	активное	индуктивное
5			10,37
6			220
точка КЗ2			230,4

Ток трехфазного КЗ в точке КЗ 2 на шинах 10 кВ:

кА.

Ток трехфазного КЗ в точке КЗ 2 на шинах 10 кВ, приведенный к напряжению 10 кВ:

кА.

Электрооборудование, устанавливаемое в РУ 10кВ должно быть устойчивым к току КЗ и выбираться с учетом его величины.

1.5 Проверка высоковольтных электрических аппаратов, устанавливаемых на ПС «Земетчино-2»

Высоковольтные электрические аппараты выбираются по условиям длительного режима работы и проверяются по условиям коротких замыканий. При этом для всех аппаратов производится: выбор по напряжению, выбор по нагреву при длительных токах, проверка на электродинамическую стойкость, проверка на термическую стойкость.

Требования, предъявляемые к электрическому оборудованию:

- изоляция оборудования должна обладать достаточной электрической прочностью, чтобы противостоять наибольшему рабочему напряжению, а так же коммутационным и атмосферным перенапряжениям.

проводить в течении неограниченного времени наибольшие рабочие токи соответствующих присоединений, при этом температура в наиболее нагретых местах не должна превышать нормированные значения для продолжительного режима;

выдерживать тепловое и механическое воздействие токов КЗ, т.е. обладать термической и электродинамической стойкостью;

быть экономичными и надежными в эксплуатации, т.е. вероятность повреждений должна быть мала, а требования по ремонту и уходу минимальными,

быть безопасными для лиц, обслуживающих установку.

1.5.1 Проверка выключателей

Выключатели высокого напряжения служат для коммутации электрических цепей во всех эксплуатационных режимах: включения и отключения токов нагрузки, токов намагничивания трансформаторов и зарядных токов линий и шин, отключения токов КЗ, а также при изменениях схем электроустановок.

Каждый режим работы имеет свои особенности, определяемый параметрами электрической цепи, в которой установлен выключатель. Требования, предъявляемые к выключателям во всех режимах работы, следующие:

- надежное отключение любых токов в пределах номинальных значений;

- быстродействие при отключении, т.е. гашение дуги в возможно меньший промежуток времени, что вызывается необходимостью сохранения устойчивости параллельной работы станций при КЗ;

- пригодность для автоматического повторного включения после отключения электрической цепи защитой;

- взрыво- и пожаробезопасность;

- удобство обслуживания.

На существующей ПС используются выключатели типов МКП-110/630-20У1; ВМПЭ-10/1600; ВМГ-10/630,1600; 3200.

МКП-110/630-20У1: Выключатель маломасляный, трехполюсный напряжением 110 кВ, в комплекте с приводом ШПЭ-33.

Параметры выключателей приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Параметры выключателя МКП - 110

Название параметра, ед. измерения	Значение
Номинальный ток Iном, А Номинальное напряжение Uном, кВ Номинальный ток отключения Iоткл.ном, кА Содержание апериодической составляющей н, % Параметры сквозного тока КЗ, кА - ток электродинамической стойкости iдин -ток термической стойкости Iтер Время протекания тока термической стойкости tтер, с Полное время отключения tоткл, с Собственное время отключения tс.в,с	630 110 20 20 52 20 3 0,08 0,05

Проверку выбранного выключателя проведем:

- по номинальному напряжению:

,

где, - номинальное напряжение выключателя, кВ.

=110 кВ /5, табл. 5.1/

Среднее номинальное напряжение в распределительной сети = 110 кВ.

Условие выполняется;

а) - по номинальному длительному току:

где, - длительный номинальный ток выключателя, А. = 630А;

- расчетный ток продолжительного режима цепи, А.

расчётный ток выбирается из наиболее неблагоприятного эксплуатационного режима. =117,2 А.

Условие выполняется;

б) - по электродинамической стойкости предельному периодическому току КЗ:

,

где, - начальный периодический сверхпереходной ток КЗ в выключателе;

= 6,53 кА;

- предельно сквозной ток (действующее значение периодической составляющей) допустимый для рассматриваемого выключателя, кА;

= 25 кА /5, табл. 5.1/.

Условие выполняется;

в) - по электродинамической стойкости ударному току КЗ

,

где, - ударный коэффициент;

- номинальный ток электродинамической стойкости выключателя (амплитудное значение предельного полного тока, допустимого для рассматриваемого аппарата), кА;

=52 кА /5, табл. 5.1/.

ударный коэффициент

,

где, - постоянная времени затухания апериодического тока;

с,

где Ом и Ом (см. таблицу 4 для точки К1).

Ударный ток КЗ:

кА.

Условие выполняется;

- по отключающей способности номинальному току отключения

,

где - номинальный симметричный ток отключения выключателя, А;

- симметричная (периодическая) составляющая тока КЗ, соответствующая расчетному времени отключения короткого замыкания.

Согласно /7, рис. 3/ периодический ток максимален в начальный момент короткого замыкания. Во время неустановившегося переходного процесса он уменьшается и достигает периодической составляющей тока КЗ, т.е. установившегося значения .

Из этого можно сделать вывод, что в расчетное время , периодический ток будет меньше значения трехфазного короткого замыкания в начальный момент короткого замыкания, поэтому принимаем кА.

=20 кА /5, табл. 5.1/.

Условие выполняется;

- по отключающей способности номинальному апериодическому току

отключения:

,

где - апериодическая составляющая тока КЗ, соответствующая времени до момента расхождения дугогасительных контактов выключателя , А;

- номинальный апериодический ток отключения выключателя, А;

- номинальное относительное содержание апериодической составляющей тока отключения для времени , = 1 /13, стр. 99/.

Номинальный апериодический ток отключения выключателя

кА.

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания, соответствующая времени

,

где - расчетное время, с;

= с,

где - минимальное время действия релейной защиты (принимается равным 0,01 с) /8/

- собственное время отключения выключателя, с;

=0,05 с /5, табл. 5.1/.

кА.

Условие выполняется;

- по термической стойкости

,

где - импульс квадратичного тока, кА²с;

-предельный ток термической стойкости, кА;

- предельное время термической стойкости, с;

=20 кА, =3 с /5, табл. 5.1/.

Импульс квадратичного тока



где - действующее значение периодической составляющей тока КЗ (можно принять равным ) /8/;

- время от начала короткого замыкания до его отключения, сек.

с,

где - время действия релейной защиты, с;

- полное время отключения выключателя с приводом, с;

=0,7 с - из журнала уставок релейной защиты;

0,12 с - /5, табл. 5.1/.

кА²с.

кА²с.

Условие выполняется.

Сводная таблица по выбору выключателей и разъединителей устанавливаемых на ПС «Земетчино-2».

Таблица 6 - Сводная таблица по выбору выключателей и разъединителей

Условия выбора	Расчетные данные сети	Каталожные данные
		Выключатель МКП-110/630-20У1	Разъединитель РДЗ-2-110/1000-У1
Uс.ном Uном	Uс.ном=110 кВ	Uном = 110 кВ	Uном = 110 кВ
Iрасч Iном	Iрасч =117,2 А	Iном =630 А	Iном = 1000 А
I// Iпр.с	I// =3,15 кА	Iпр.с = 20 кА	-
iуд iпр.с	iуд=13,94 кА	iпр.с = 52 кА	iпр.с = 80 кА
In Iоткл.ном	In =6,53 кА	Iотк.ном=20кА	-
Bк I2пр.тtт	Bк=37кА2с	I2пр.тtт==1200 кА2с	I2пр.тtт==2977 кА2с

Заключение: установленные выключатели удовлетворяют токам КЗ.

1.5.2 Проверка и выбор разъединителя

Для данного вида выключателей выбираем разъединитель РДЗ-2-110/100-У1 со следующими параметрами, приведенными в таблице 7.

Таблица 7 - Параметры разъединителя

Наименование параметра, ед. измерения	Значение
Номинальный ток Iном, А Номинальное напряжение Uном, кВ Амплитуда предельного сквозного тока КЗ, к А Предельный ток термической стойкости / допустимое время, кА/с Тип привода	1000 110 80 31,5/3 ПД-1У1

Проверку разъединителей проведем по электродинамической стойкости ударного тока КЗ

.

=13,94 кА см. 1.6., =80 кА /5, табл. 5.5/

Условие выполняется.

Заключение. Установленные разъединители динамически и термически устойчивы к токам КЗ.

1.5.3 Проверка и выбор выключателей напряжением 6-10 кВ

На напряжение 6-10 кВ выбираем выключатели типа ВВ/TEL-10-20/1000, 1250: вакуумные с пофазным электромагнитным приводом. К их преимуществам относятся высокий коммутационный ресурс, межревизионные интервалы вакуумных выключателей практически определяются механической стойкостью встроенного привода. Технические данные выключателей ВВ/TEL-10 приведены в таблице 9.

Таблица 8 - Параметры выключателей ВВ/TEL-10

Параметры	Значения
Номинальный ток Iном, А Номинальный ток отключения Iоткл.ном, кА Ресурс по коммутационной стойкости: - при номинальном токе отключения «О» - при номинальном токе отключения «ВО» - при номинальном токе «ВО» Нормированные параметры сквозного тока КЗ, кА: - амплитудное значение - начальное действующее значение периодической составляющей Ток термической стойкости для промежутка времени 3 с, кА Собственное время отключения выключателя, мс. Полное время отключения выключателя, мс. Собственное время включения выключателя, мс.	1000 20 150 50000 100000 51 20 20 45 55 90

Для выбранного выключателя подбираем разъединитель ШШР 1-10/1000 со следующими техническими параметрами, которые приведены в таблице 9.

Таблица 9 - Параметры разъединителя

Наименование параметров	Значение
Номинальный ток Iном, А Номинальное напряжение Uном, кВ. Амплитуда предельного сквозного тока КЗ, кА. Предельный ток термической стойкости, кА/ допустимое время, с Тип привода.	1000 10 25 25/4 ПР-У1

Проверка выключателя ВВ/TEL-10 и разъединителя ШШР 1-10/1000 проводим по приведенному выше алгоритму, полученные результаты по выбору высоковольтных аппаратов на напряжение 10 кВ сведем в таблицу 10.

Таблица 10 - Результаты по выбору высоковольтных аппаратов

Условия выбора	Расчетные данные сети	Каталожные данные
		Выключатель ВВ/TEL-10-20/1000	Разъединитель ШШР 1-10/1000-у1
Uс.ном Uном	Uс.ном=10кВ	Uном = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Iрасч Iном	Iрасч =251 А	Iном =1000 А	Iном = 1000 А
I// Iпр.с	I// = 3,15 кА	Iпр.с = 20 кА	-
iуд iпр.с	iуд=8,32 кА	iпр.с = 51 кА	iпр.с = 25 кА
In Iоткл.ном	In =3,15 кА	Iотк.ном=20 кА	-

Заключение. Установленные выключатели и разъединители удовлетворяют условиям устойчивости к токам КЗ.

1.5.4 Проверка трансформаторов тока

Трансформаторы тока (ТТ) применяются в схемах измерений и учета электроэнергии. Они являются также элементами устройств релейной защиты и автоматики. Через них релейные схемы получают информацию о состоянии электрических цепей высокого напряжения. При помощи ТТ первичный ток уменьшают до значений, наиболее удобных для питания измерительных приборов и реле. Вторичные токи принимают равными 1 или 5 А.

Первичная обмотка трансформатора тока включена в рассечку фазы электрической цепи. От первичной обмотки, находящейся под высоким напряжением вторичная обмотка надежно изолируется, что гарантирует безопасное обслуживание вторичных цепей и подключенных к ним приборов и реле.

Выбираем ТТ для высокого напряжения 110 кВ типа ТВ-110-20У2 и проверяем его пригодность. Согласно ПУЭ п. 1.5.17. «допускается применение ТТ с завышенным коэффициентом трансформации (по условиям электродинамической стойкости или защиты шин), если при максимальной нагрузке присоединения ток во вторичной обмотке трансформатора тока будет составлять не менее 40% номинального тока счетчика, а при минимальной рабочей нагрузке - не менее 5%».

Согласно п. 1.5.16 ПУЭ «класс точности трансформаторов тока для присоединения расчетных счетчиков электроэнергии должен быть не более 0,5».

Силовой трансформатор ТМН 6300/110 - ТТ типа ТВ-110-20У2. Основные параметры выбранного трансформатора тока приведены в таблице 12.

Таблица 11 - Параметры ТТ

Параметры	Значения
Номинальное напряжение, Uном, кВ Номинальное рабочее напряжение, Uном.раб., кВ Номинальный ток первичной обмотки, А вторичной обмотки, А Время протекания КЗ, tкз, с Коэффициент трансформации kтт Класс точности	110 126 200 5 3 40 0,5

Проверку трансформаторов тока произведем по следующим параметрам:

- по номинальному току:

,

где - номинальный ток первичной цепи трансформатора тока, А. =200 А;

=117,2 А.

Условие неравенства выполняется;

- на электродинамическую стойкость:

,

где - кратность электродинамической стойкости, =110 /5, табл. 5.9/. кА.

Условие: выполняется;

- на термическую стойкость:

,

где - кратность термической стойкости, = 25 /4, табл. 5.9/;

- предельное время термической стойкости, с. =3 с /4, табл. 5.9/;

=37,6 кА²с.

кА²с.

Условие выполняется.

- Вторичная нагрузка.

Вторичный ток при максимальной нагрузке:

,

где k_ТТ=40 - коэффициент трансформации,

А.

Отношение вторичного тока к номинальному составит 60%.

Вторичный ток при минимальной нагрузке:

А.

Отношение вторичного тока к номинальному составит 12%. 12 5, таким образом, трансформатор пригоден. /ПУЭ, п. 1.5.17/.

Погрешность трансформатора тока зависит от его нагрузки. Нагрузка ТТ определяется полным сопротивлением его вторичной цепи. Сюда входят сопротивления всех последовательно включенных приборов, а также соединительных проводов и предохранительных контактов.

Номинальная вторичная нагрузка:

,

где S_{2 ном} = 10 ВА,

.Ом

Вторичная нагрузка трансформатора должна удовлетворять условию.

Определим вторичную нагрузку упрощенно/5, стр. 96/:

,

где - сопротивление токовых катушек последовательно включенных приборов;

- сопротивления соединительных проводов;

= 0,1 Ом - переходные сопротивления контактов

,

где l = 15 м - длина провода между ТТ и счетчиком

=53 м/(Оммм²) - удельная проводимость

S=2,5 мм² - сечение провода

Ом.

Сопротивления приборов приведены в таблице 12.

Таблица 12 - Сопротивления приборов

Прибор	Тип	Sпр, ВА	Zприб,Ом
Амперметр	Э-30	1	0,040
Счетчик (акт. н)	САЗУ-11670	0,5	0,025
Счетчик (реакт. н)	СРИУ-И673	0,5	0,050
Итого:			0,115

Z₂= 0.115+0.112+0.1=0.33 Ом

0.330.4, следовательно, условие выполняется. Принимаем к установке ТТ типа ТВ-110-20У2.

Таблица 13 - Сводная таблица по выбору трансформаторов тока

Условия выбора	Расчетные данные сети	Каталожные данные
		Tр-р тока ТВ-110-20У2
Uс.ном Uном	Uс.ном=110 кВ	Uном = 110 кВ
Iрасч I1ном	Iрасч =117,2 А	I1ном =200 А
	iуд = 13,94 кА
	=37,6 кА2с	кА2с.

Установленные трансформаторы тока удовлетворяют электродинамической и термической стойкости.

1.5.5 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения служат для преобразования высокого напряжения в низкое, стандартных значений, используемых для питания измерительных приборов и для различных реле управления, защиты и автоматики.

Они так же как и ТТ изолируют измерительные приборы и реле от высокого напряжения, обеспечивая безопасность их обслуживания.

Вторичные обмотки ТН подлежат заземлению. ТН обладают погрешностью по напряжению. Значения погрешностей зависят от мощности нагрузки ТН. Чем она больше, тем больше токи в обмотках. Пропорционально этим токам увеличивается падение напряжения в обмотках. Предельно допустимое значение падения напряжения ТН определяет класс точности.

Согласно ПУЭ (п. 1.5.16) класс точности ТН для питания расчетных счетчиков должен быть не ниже 0,5.

На напряжение 110 кВ выбираем ТН типа НКФ-110-83 и проверим их пригодность. Номинальные параметры приведены в таблице 15.

Таблица 14 - Параметры трансформатора напряжения

Параметры	Значения
Номинальное напряжение, Uном, кВ Напряжение на обмотках, UВН., кВ Основная вторичная обмотка UНН Дополнительная вторичная обмотка UНН Предельная мощность, ВА Номинальная мощность при классе точности 0,5, ВА Пробивное напряжение, кВ Uк, %	110 110/3 100/3 100 2000 400 72 4,73

а) Номинальное напряжение сети и номинальное напряжение ТН одинаковы.

U_с.ном =U_ном

б) Расчетная полная нагрузка вторичных цепей:

S_2ном S₂,

где S_2ном - номинальная мощность вторичной обмотки (при заданном классе точности), ВА

S_2ном =400 ВА (кл. точности 0,5)

Для трехфазных ТН определяется мощность нагрузки S_ТН каждой из фаз, по формуле:

S_тн=0.58S_мах.мф+0.42 S_мin.мф,

где S_мах.мф и S_мin.мф - наибольшая и наименьшая мощности междуфазной нагрузки.

Таблица 15 - Сводная таблица нагрузок

Прибор	Тип	Sп	Кол-во приборов	Нагрузка между фазами
				SАВ	SВС	SАС
Счетчик активной и реактивной энергии	СЭТ-4М.02	1	3	3	3	3
Киловольтметр	Э-377	1,5	1	-	-	1,5
Итого				3	3	4,5

Мощность ее нагрузки по формуле:

S_тн= 0.584,5+0,423=3,87 ВА

Расчетная нагрузка трансформатора напряжения определяется:

S_тн= 3S_тн=33,87=11,61 ВА

11,61400 ВА,

следовательно, условие выполняется.

Определим потери напряжения в соединительных проводах. Согласно ПУЭ (п. 1.5.19) «сечение и длина проводов и кабелей в цепях напряжения расчетных счетчиков должны быть выбраны такими, чтобы потери напряжения в этих цепях составляли не более 0,25% номинального напряжения, при питании от ТН класса точности 0,5». Падение линейного напряжения определяется:

,

где I_Н - ток нагрузки наиболее загруженной фазы ТН, А;

,

А

R_пр - сопротивление соединительных проводов

,

где l = 20 м - длина соединительных проводов,

=53 м/(Оммм²) - удельное сопротивление

S=4 мм² - сечение провода

Ом

В,

что не превышает допустимых значений.

На напряжение 10 кВ выберем трансформатор напряжения типа НТМИ -10. Трансформатор обеспечивает измерение трех линейных, трех фазных напряжений и напряжений нулевой последовательности. ТН типа НТМИ имеет повышенную надежность и устойчив к перемежающимся дуговым замыканиям сети на землю. Для обеспечения своей устойчивости он не требует принятия, каких либо дополнительных мер со стороны потребителя. ТН НТМИ-10 предназначен для работы в сетях с изолированной нейтралью.

Параметры трансформатора напряжения НТМИ-10 приведены в таблице 16.

Таблица 16 - Параметры ТН

Параметры	Значения
Номинальное напряжение, Uном, кВ Напряжение на вторичных обмотках основных, U., кВ Класс точности по ГОСТ 8.401-80 Мощность основных вторичных обмоток, ВА Дополнительных вторичных обмоток, ВА Предельная мощность, ВА Погрешность по напряжению, % Погрешность по углу, %	10 100 0,2 100 30 1000 0,2 10

Произведен выбор высоковольтных электрических аппаратов распределительных устройств 110 и 10 кВ ПС «Земетчино-2» по условиям длительного режима работы. Высоковольтные электрические аппараты проверены на электродинамическую стойкость, и на термическую стойкость к токам коротких замыканий.

Заключение: Все выбранные высоковольтные аппараты удовлетворяют условиям надежной эксплуатации в нормальных и аварийных режимах и обеспечивают безопасность обслуживающего персонала.

2. Технико-экономический расчет

Необходимость техперевооружения ПС 110/10/6 кВ «Земетчино-2» возникла в связи с появлением городских потребителей, питающихся на напряжении 10 кВ, и намечающимся переводом нагрузок с 6 кВ на 10 кВ, а так же в связи с тем, что оборудование на существующей ПС выработало свой эксплуатационный ресурс. После проведения техперевооружения ПС «Земетчино-2» будет относиться к проходным ПС: подстанция включена в рассечку линии с двухсторонним питанием, в цепях трансформаторов установлены разъединители и отделители, а в перемычке - секционный выключатель.

При проектировании перевооружаемой подстанции производят выбор наиболее целесообразного варианта на основе всестороннего анализа технических и экономических показателей. Общеизвестными показателями экономической эффективности являются суммарные приведенные затраты и эксплуатационные расходы. Экономические показатели в большинстве случаев являются решающими при технико-экономических расчетах. Однако, если рассматриваемые варианты равноценны в отношении стоимостных показателей, предпочтение отдают варианту с лучшими техническими показателями.

2.1 Расчет первого варианта (с трансформаторами 25 МВА)

2.1.1 Суммарные затраты:

,

где К - единовременные капиталовложения в сооружаемые сети;

И - годовые эксплуатационные расходы;

= 0,12 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений.

Определим суммарные капиталовложения в ПС «Земетчино-2». Они будут складываться из стоимости трансформаторов, ячеек с выключателями и разъединителями, постоянной части затрат на ПС.

Капитальные вложения:

,

где - суммарная стоимость трансформаторов на ПС;

- постоянная часть затрат на ПС;

- суммарная стоимость ячеек ОРУ, ЗРУ.

В суммарную стоимость ОРУ, ЗРУ, трансформаторов входит:

- стоимость оборудования,

- стоимость монтажа и материалов,

стоимость строительной части.

= 2+2х= 25610+2х326 = 11872 тыс. руб.

= 5610 тыс. руб. - стоимость 3-х фазного 3-х обмоточного трансформатора с РПН /8, табл. 6.119/

= 326 тыс. руб.-стоимость трансформаторного масла для тр-ра 25 МВА;

= 250 тыс. руб. - постоянная часть затрат на ПС /8, табл. 6.132/;

=

где = 225 тыс. руб. - стоимость ячеек ОРУ 110 кВ по схеме мостик с 1 выключателем и двумя разъединителями.

= 14550 тыс. руб. - стоимость ЗРУ 6-10 кВ с 4-ю секциями шин и 30-ю отходящими линиями.

Суммарные капитальные вложения в реконструкцию подстанции по первому варианту:

тыс. руб.

2.1.2 Ежегодные эксплуатационные расходы электрической сети

,

где - полные годовые отчисления на амортизацию и обслуживание сети;

- стоимость потерянной за год электроэнергии.

Находим отчисления на амортизацию и обслуживание силового оборудования (трансформаторов, выключателей, разъединителей):

,

где - норма амортизационных отчислений, =0,058 /8, табл. 6.32/;

- затраты на ремонт и обслуживание, =0,03 /8, табл. 6.32/.

тыс. руб.

Нерациональные потери в трансформаторах связаны с тем, что реальная мощность нагрузки значительно ниже, чем мощность трансформаторов. Это приводит к значительным потерям в трансформаторах, постоянно включенных в сеть, которые можно определить по выражению:

, (1)

где n - число трансформаторов;

- соответственно потери холостого хода и короткого замыкания;

кВт /6, табл. 8.17/;

Т - число часов в году, Т = 8760 ч;

P_ср-среднее значение активной мощности потребляемой нагрузкой за время Т_р, кВТ;

Т_р - продолжительность работы трансформатора под нагрузкой, час;

- номинальная мощность трансформатора кВА;

W_а, W_p - соответственно активная и реактивная энергия за расчетный период, кВт*ч.

638,604+199,523=838,127 тыс. кВт*ч

Таким образом, потери холостого хода за год значительно больше активных потерь от нагрузки.

638,604 тыс. кВт;

199,523 тыс. кВт

Выражение для определения стоимости потерь в трансформаторе примет вид:

где С - стоимость 1 кВт*ч потерь электроэнергии, С=0,85 руб./кВт*ч /8, рис. 6.2/

Годовые эксплуатационные издержки:

И= 807,7+712,41=1520,11 тыс. руб.

Приведенные затраты по первому варианту составят:

З=0,12*

26897+1520,11=4747,75 тыс. руб.

2.2 Расчет второго варианта (с трансформаторами 6,3 МВА)

2.2.1 Суммарные затраты:

Определим суммарные капиталовложения в ПС «Земетчино-2». Капитальные вложения рассчитаем по формуле (1):

К_тр=2*3225+2*176=6702 тыс. руб.

К_тр = 3225 тыс. руб. - стоимость 3-х фазного 3-х обмоточного трансформатора с РПН /8, табл. 6.119/

= 176 тыс. руб.-стоимость трансформаторного масла для тр-ра 6,3 МВА;

К_пос = 250 тыс. руб. - постоянная часть затрат на ПС /1, табл. 6.132/;

К_ру = К_ору+К_зру, (2)

где = 225 тыс. руб. - стоимость ячеек ОРУ 110 кВ по схеме мостик с 1 выключателем и двумя разъединителями /8, табл. 6.113/

= 14550 тыс. руб. - стоимость ЗРУ 10 кВ с 4-ю секциями шин и 30-ю отходящими линиями.

Суммарные капитальные вложения в подстанцию по второму варианту:

К= 6702+225+14550+250 =21727 тыс. руб.

2.2.2 Ежегодные эксплуатационные расходы электрической сети рассчитаем по формуле (2)

Находим отчисления на амортизацию и обслуживание силового оборудования (трансформаторов, выключателей, разъединителей):

,

где Р_а - норма амортизационных отчислений, Р_а = 0.058 /8, табл. 6.32/;

Р_р+Р_о - затраты на ремонт и обслуживание, Р_р+Р_о = 0.03 /8, табл. 6.32/.

Потери электроэнергии за год рассчитаем по формуле (1):

227,76+273,02=500,78 тыс. кВт*ч

Таким образом, потери холостого хода за год меньше активных потерь от нагрузки.

Стоимость потерь в трансформаторе:

,

Годовые эксплуатационные издержки:

И= 387,76+425,66=813,42 тыс. руб.

Приведенные затраты по второму варианту составят:

З=0,12*21727+813,42=3420,66 тыс. руб.

Как видно разница между суммарными приведенными затратами по первому и второму вариантам составляет 25%, следовательно, при сложившейся ситуации вариант с заменой трансформаторов 25 МВА на 6,3 МВА предпочтительней.

Таблица 17- Итоговая таблица экономического сравнения вариантов

Наименование	Вариант 1	Вариант 2
Капитальные затраты в оборудование, тыс. руб.	14775	14775
Капитальные вложения в трансформаторы КТР, тыс. руб.	11872	6702
Постоянная часть затрат Кпост, тыс. руб.	250	250
Суммарные капитальные затраты К, тыс. руб.	26897	21727
Годовые отчисления на амортизацию и обслуживание ПС , тыс. руб.	807,7	387,76
Стоимость потерянной за год электроэнергии в трансформаторах, тыс. руб.	712,41	500,78
Годовые эксплуатационные издержки И, тыс. руб.	1520,11	813,42
Приведенные затраты З, тыс. руб.	4747,75	3420,66

Любая электрическая сеть должна обеспечивать установленную надежность электроснабжения, т. к. прекращение подачи энергии связано с определенными последствиями и ущербом для потребителей. Поэтому надежность выступает как один из показателей качества электроснабжения.

В результате техперевооружения ПС «Земетчино-2» из работы выводятся два трансформатора, имеющих полную массу трансформаторного масла 2х18,1 = 36,2 тонны. Вновь устанавливаемые трансформаторы имеют массу масла 2х11,7 = 23,4 тонны. Стоимость трансформаторного масла в действующих ценах от 14 до 18 тыс. руб. за тонну. По требованиям «ПТЭ электрических станций и сетей в РФ» неснижаемый запас масла на предприятии должен составлять не менее объема самого большого маслонаполненного аппарата. Очевидно существенное сокращение эксплуатационных расходов. Кроме того, снижаются нерациональные потери в трансформаторах.

Масляные выключатели РУ 6, 10 кВ заменяются вакуумными выключателями ВВ/TEL-10, преимуществом которых является полная пожаро- и взрывобезопасность, высокая степень надежности, малые размеры и низкие эксплуатационные расходы.

Вышеперечисленные мероприятия обеспечивают повышение надежности энергоснабжения потребителей, одновременно сокращая расходы на эксплуатацию оборудования.

3. Обеспечение безопасной эксплуатации оборудования

3.1 Общие требования

3.1.1 Общие требования к оборудованию

Электрооборудование, токоведущие части, изоляторы, крепления, ограждения, несущие конструкции, изоляционные и другие расстояния должны быть выбраны таким образом, чтобы:

а) вызываемые нормальными условиями работы электроустановки усилия, нагрев, электрическая дуга и другие сопутствующие работе явления (искрение, выброс газов и т.п.) не могли привести к повреждению оборудования и возникновению короткого замыкания или замыкания на землю, а также причинить вред обслуживающему персоналу;

б) при нарушении нормальных условий работы электроустановки была обеспечена необходимость локализации повреждений, обусловленных действием токов короткого замыкания;

в) при снятом напряжении с какой-либо цепи, относящиеся к ней аппараты, токоведущие части и конструкции могли подвергаться безопасному осмотру, замене и ремонту без нарушения нормальной работы соседних цепей;

г) была обеспечена возможность удобного транспортирования оборудования.

Конструкции, на которых установлены и закреплены высоковольтные аппараты, проводники и изоляторы, должны выдерживать нагрузки и воздействия от веса оборудования, ветра, гололеда, а так же возникающие при КЗ. Строительные конструкции, находящиеся вблизи токоведущих частей и доступные для прикосновения персонала, не должны нагреваться от воздействия электрического тока до температуры 50 и выше, недоступные для прикосновения - до 70 и выше. Во всех цепях РУ должна быть предусмотрена установка разъединяющих устройств с видимым разрывом, обеспечивающих возможность отсоединения всех аппаратов (выключателей, отделителей, предохранителей, ТТ, ТН, и т.п.) каждой цепи от сборных шин, а так же от других источников напряжения.

Выключатель и его привод должны иметь хорошо видимый и надежно работающий указатель положения («включено», «отключено»). Применение сигнальных ламп в качестве единственных указателей выключателя не допускается. Если выключатель не имеет открытых контактов и его привод отделен стеной от выключателя, то указатель должен быть и на выключателе и на приводе.

Ошиновка РУ и ПС должна выполняться, как правило, из алюминиевых, сталеалюминевых и стальных проводов, полос, труб и шин из профиля алюминия и алюминиевых сплавов электротехнического назначения.

Распределительные устройства 3кВ и выше должны быть оборудованы оперативной блокировкой, исключающей возможность:

- включения выключателей, отделителей и разъединителей на заземляющие ножи и короткозамыкатели;

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

- отключения и включения отделителями и разъединителями тока нагрузки, если это не предусмотрено конструкцией аппарата.

Территория ОРУ и ПС должны быть ограждены внешним забором высотой 1.8-2.0 м. Вспомогательные сооружения (мастерские, склады, ОПУ и т.п.), расположенные на территории ОРУ, следует огораживать внутренним забором высотой 1,6 м. Заборы могут быть сплошными, сетчатыми или решетчатыми.

Металлические конструкции ОРУ, ПС, и подземные части металлических конструкций должны быть защищены от коррозии.

Трансформаторы, конденсаторы наружной установки для уменьшения нагрева прямыми лучами солнца должны окрашиваться в светлые тона красками, стойкими к атмосферным воздействиям и воздействию масла.

Компоновка и конструктивные выполнение ОРУ должны предусматривать возможность применения механизмов для производства монтажных и ремонтных работ.

Расстояния между РУ и деревьями высотой 4 м должны быть такими, чтобы исключались повреждения оборудования и ошиновки при падении дерева.

В ОРУ 110 кВ и выше должен быть предусмотрен проезд вдоль выключателей для передвижных монтажно-ремонтных механизмов, приспособлений и передвижных лабораторий, габарит проезда должен быть не менее 4 м по ширине и высоте.

Соединение гибких проводов в пролетах должно выполняться прессовкой, а соединение в петлях у опор, присоединение ответвлений в пролете и присоединение к аппаратным зажимам - сваркой или прессовкой.

Опоры для подвески шин ОРУ должны выполняться сборными железобетонными или из стали.

3.1.2 Общие требования к силовым трансформаторам

В соответствии с ПТЭ при эксплуатации силовых трансформаторов должны выполняться следующие требования:

- при эксплуатации трансформаторов должна быть обеспечена их длительная и надежная работа путем:

- соблюдения нагрузок, напряжений и температур в пределах установленных норм;

- поддержание характеристик масла и изоляции в нормативных пределах;

- содержание в исправном состоянии устройств охлаждения, регулирования напряжения, защиты и др.;

Трансформаторы, оборудованные устройствами газовой защиты, должны быть установлены так, чтобы крышка имела подъем по направлению к газовому реле на менее 1%, а маслопровод к расширителю - не менее 2%.

Высоко расположенные (3 м и выше) части работающих трансформаторов должны осматриваться со стационарных лестниц с соблюдением требований ПТБ.

Стационарные средства пожаротушения, маслоприемники, маслоотводы и маслосборники должны быть в исправном состоянии.

На боках трансформаторов должны быть указаны стационарные номера.

Устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) должны быть в работе и с автоматическим управлением. Их работа должна контролироваться по показаниям счетчиков числа операций. Переключение устройств РПН трансформаторов, находящихся под напряжением, вручную (рукояткой) запрещается.

На трансформаторах с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла (система охлаждения Д) электродвигатели вентиляторов должны автоматически включаться при достижении температуры масла 55 С или S_ном независимо от температуры масла и отключаться при снижении температуры масла до 50, если ток нагрузки меньше номинального.

При S_ном температура верхних слоев масла должна быть у трансформатора с охлаждением ДЦ - не выше 75 С, с естественным и масляным охлаждением М и охлаждением Д не выше 95 С.

Допускается продолжительная работа трансформаторов (при S не более S_ном) при напряжении на любом ответвлении обмотки на 10% выше номинального для данного ответвления.

Для масляных трансформаторов допускается длительная перегрузка по току любой обмотки на 5% номинального тока ответвления, если U на ответвлении не превышает U_ном.

Допускается перегрузка масляных трансформаторов сверх номинального тока до 40% общей продолжительностью не более 6 час в сутки подряд при полном использовании всех устройств охлаждения трансформатора, если подобная перегрузка не обусловлена требованиями, указанными в инструкции по эксплуатации трансформаторов.

В случае автоматического отключения трансформатора действием защит от внутренних повреждений трансформатор можно включать в работу только после осмотра, анализа газа, масла и устранения выявленных нарушений.

Осмотр электроустановок ПС может выполнять лицо с группой III из числа дежурного, оперативно - ремонтного персонала, либо лицо с группой V из числа административно - технического персонала. Для осмотра разрешается открывать двери ограждений, камер и других устройств.

Отключение и включение разъединителей, отделителей и выключателей с ручным механическим приводом должно осуществляться в диэлектрических перчатках.

Снимать и устанавливать предохранители - при снятом напряжении.

Работы подразделяются на:

- выполняемые со снятым напряжением

- без снятия напряжения.

К работам под напряжением относятся работы, выполняемые непосредственно на токоведущих частях с применением средств защиты. К работам без снятия напряжения относятся работы, выполняемые за постоянными и временными ограждениями, на корпусах оборудования на расстоянии от неогражденных токоведущих частей больше нормируемого.

В пролетах пересечений в ОРУ при замене проводов, тросов и изоляторов, расположенных ниже проводов, находящихся под напряжением через заменяемые провода, тросы должны быть перекинуты канаты из синтетических волокон. При грозе работы в ОРУ должны быть прекращены.

Таблица 18 - Опасные факторы при выполнении работ

Опасный фактор	Действие на человека	Защитные меры
Высокое напряжение	Ожог, электрический знак, электроофтальмия, электрический удар (паралич дыхания, сердца и фибрилляция)	Защита расстоянием (ограждения, проезды и др.)
Шаговое напряжение	Электрический удар	Контурное заземляющее устройство
Замыкание на корпус	Электрический удар	Защитное заземление, контроль изоляции
Большая напряженность электрического поля	Утомляемость, вялость, головные боли, плохой сон, боли в сердце, снижение координации движений, изменение кровяного давления и пульса	Ограничение времени пребывания
Горючее трансформаторное масло	Воздействие открытого огня на кожу, ожог внутренних частей тела, понижение концентрации кислорода	Маслоприемник, первичные средства пожаротушения, стационарный пожарный водопровод, установка автоматического тушения пожара.

3.2 Защита от опасных факторов

3.2.1 Защита расстоянием

Неограждённые токоведущие части должны быть расположены так, чтобы от них до габаритов машин, механизмов и транспортируемого оборудования были не менее 1650 мм. Расстояния между ближайшими неогражденными токоведущими частями разных цепей должны выбираться из условия обслуживания одной цепи при не отключенной второй и быть не менее 2900 мм.

Расстояния между токоведущими частями и верхней кромкой внешнего забора должны быть не менее 2900 мм.

Расстояние от контактов и ножей разъединителей в отключенном положении до заземленных частей должны быть не менее 900 мм, до ошиновки своей фазы, присоединенной ко второму контакту - не менее 1100 мм, до ошиновки других присоединений - не менее 1650 мм.

Расстояние между токоведущими частями ОРУ и зданиями или сооружениями (ЗРУ, щит управления, трансформаторная башня и др.) должны быть не менее 2900 мм.

3.2.2 Контурное заземляющее устройство

Контурное заземляющее устройство характеризуется тем, что электроды его заземлителя размещаются по контуру площади, на которой находится заземляемое оборудование, а также внутри площади. Электроды размещаются равномерно, поэтому контурное заземляющее устройство называется распределенным. Безопасность при распределенном заземляющем устройстве может быть обеспечена не только уменьшением потенциала заземлителя, но и выравниванием потенциала.

Это достигается при соответствующем размещении однополюсных заземлителей. Однако, за пределами контура происходит крутой спад потенциала. Чтобы исключить в этих местах опасное шаговое напряжение, которое особенно высоко при больших токах замыкания на землю, по краям контура укладывают в землю на различной глубине дополнительные стальные полосы, соединенные с заземлителем.