И-680

2,5

-

2,5

Счётчик реактивно энергии

И-676

2,5

-

2,5

Ваттметр

Д-335

0,5

-

0,5

Варметр

Д335

0,5

-

0,5

Итого:

7

1

7

Ом,

Ом,

.

Принимаем кабель АКВРГ сечением 3 .

Трансформатор тока проходит по всем параметрам.

7.1.3 Выбираем трансформатор тока для линий к потребителям по фидерам

Принимаем трансформатор тока типа ТВЛ-6 с номинальным током первичной обмотки 400 А и классом точности 0,5 и сводим в таблицу 7.3.

а) ;

б);

в) кА,

;

г) ,

.

Таблица 7.3 Трансформаторы тока по потребителям

Наименование потребителя	Номинальные данные	Кратность устойчивости
	U,кВ	I,А	kT	kЭД
ТОО ЗРДТ «КЭЦ»	6	100	40-75	45-225
ТОО «Бакас»	6	100	40-75	45-225
ТОО «Восход»	6	200	40-75	45-225
«Казцентрэлектропровод»	6	100	40-75	45-225
база УМТС	6	100	40-75	45-225
П. Затобольск	6	300	40-75	45-225
ШСУ №7	6	100	40-75	45-225
ТОО «Онур»	6	100	40-75	45-225
ЗАО «Хлебозавод № 3»	6	100	40-75	45-225

д) для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке составляем таблицу 7.4.

Таблица 7.4 Вторичная нагрузка трансформатора тока

Приборы	Тип	Нагрузка, ВА, фазы
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Счётчик активной энергии	И-680	2,5	-	2,5
Счётчик реактивной энергии	И-676	2,5	-	2,5
Итого:	-	6	0,5	6

Ом,

Ом,

.

Принимаем кабель АКВРГ сечением 2,5 .

Трансформатор тока проходит по всем параметрам.

7.2 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения предназначены для понижения высокого напряжения до стандартной величины и для отделения цепей измерительных приборов и релейной защиты от цепей высокого напряжения. Для безопасности обслуживания один из выводов вторичной обмотки заземляют.

Для питания защит трансформаторы напряжения могут устанавливаться на шинах электростанций или подстанций и питать защиты всех присоединений или устанавливаться на каждом присоединений и питать защиту только этого присоединения.

Для питания цепей релейной защиты используются междуфазные напряжения и фазные - относительно земли, а также симметричные составляющие этих напряжений.

Трансформаторы напряжения выбираются по следующим параметрам:

а) по напряжению установки:

;

б) по вторичной нагрузке:

,

где - номинальная мощность в выбранном классе точности, ВА;

- нагрузка всех измерительных приборов, присоединённых к трансформатору напряжения.

, ВА. (7.7)

7.2.1 Выбираем трансформатор напряжения на стороне ВН рассчитываемой подстанции

Принимаем 3 однофазных трансформатора типа НОМ-35, класс точности

0,5, =3Ч150=450 ВА.

а) 35 кВ=35 кВ;

б) подсчёт нагрузки основной обмотки сведён в таблицу 7.5.

ВА,

33,4 ВА < 450 ВА.

7.2.2 Выбираем трансформатор напряжения на стороне НН рассчитываемой подстанции

Принимаем 3 однофазных трансформатора типа НОМ-6, класс точности 3, =3Ч400=1200 ВА.

а) 6 кВ=6 кВ;

б) Подсчёт нагрузки основной обмотки сведён в таблицу 7.6.

ВА.

682,4 ВА < 1200 ВА.

Таблица 7.5 Нагрузка основной обмотки трансформатора напряжения ВН

Приборы	Тип	, ВА			P, Вт	Q, ВА
Вольтметр	Э-335	2	1	2	4	-
Счетчик активной энергии	И-680	2, Вт	2	1	4	9,7
Счётчик реактивной энергии	И-676	3, Вт	2	1	6	14,5
Ваттметр	Д-335	1,5	2	2	6	-
Варметр	Д-335	1,5	2	1	3	-
Итого:	-	-	-	-	23	24,2

Таблица 7.6 Нагрузка основной обмотки трансформатора напряжения НН

Приборы	Тип	, ВА			P, Вт	Q, ВА
Вольтметр	Э-335	2	1	2	4	-
Счетчик активной энергии	И-680	2, Вт	2	26	106	252,2
Счётчик реактивной энергии	И-676	3, Вт	2	26	156	377
Итого:	-	-	-	-	264	629,2

Выбранные трансформаторы будут работать в данном классе точности.

7.3 Выбор разрядников

Разрядники являются основным средством защиты оборудования распределительных устройств от электромагнитных волн перенапряжения, приходящих по линиям электропередачи.

Разрядники выбираются по номинальному напряжению. Выбираем вентильный разрядник РВП - 6.

Для стороны высокого напряжения принимаем вентильные разрядники типа РВС-35У1.

Для стороны низкого напряжения принимаем вентильные разрядники типа РВП-10У1.

Технические данные разрядников представлены в таблице 7.7.

Таблица 7.7 Технические данные разрядников

Тип	, кВ	, кВ	, при частоте 50 Гц, кВ	Импульсное пробивное напряжение
			Не менее	Не более	Не более, кВ	, мк.сек
РВС-35У1	35	40,5	78	98	125	1,5
РВП-10У1	10	12,7	26	30,5	50	1,5 - 20

7.4 Выбор комплектного распределительного устройства

Комплектное распределительное устройство (КРУ) - это распределительное устройство, состоящее из шкафов с встроенными в них аппаратами, измерительными и защитными приборами и вспомогательными устройствами. Применение КРУ позволяет значительно повысить скорость монтажа. Для КРУ 6-10кВ применяются выключатели обычной конструкции, а вместо разъединителей - втычные контакты.

Для ЗРУ рассчитываемой подстанции выбираем шкаф серии КМ-1-10-31,5-У3 с выключателем марки ВМПЭ-10.

Шинный ввод питания, а также секционирование сборных шин будет осуществляться в двух смежных ячейках, параметры которых представлены в таблице 7.8.

Таблица 7.8 Параметры КРУ

Номинальное напряжение, кВ	Номинальный ток, А	Номинальный ток сборных шин, А	Номинальный ток отключения, кА	Предельный сквозной ток, кА	Тип выключателя	Тип привода
10	1600	1600	31,5	81	ВМПЭ-10	Встроенный электромагнитный

Отвод питания к потребителям по фидерам будет осуществляться в ячейке с параметрами, приведёнными в таблице 7.9.

Таблица 7.9 Параметры КРУ

Номинальное напряжение, кВ	Номинальный ток, А	Номинальный ток сборных шин, А	Номинальный ток отключения, кА	Предельный сквозной ток, кА	Тип выключателя	Тип привода
10	630	1600	31,5	81	ВМПЭ-10-630-31,5У3	Встроенный электромагнитный

Общее число шкафов в ЗРУ составляет 38 штук, включая 2 шкафа с резервом и 2 шкафа с трансформаторами напряжения, по одному на каждую секцию шин.

Проверка выключателей типа ВМПЭ-10 на потребителей производится по тем же параметрам что и выключатели ВН и НН по потребителю с наибольшим максимальным током и сведена в таблицу 7.10.

Таблица 7.10 Проверка выключателей ВМПЭ-10-630-31,5У3

Условия выбора	Выключатель ВН С-35-2000-50БУ1 (привод ШПЭ-38)
	Расчётные данные	Каталожные данные

8. Компоновка электрооборудования подстанции

8.1 Компоновка открытого распределительного устройства

В ОРУ 35кВ входят следующие электрические аппараты:

- 2 силовых трансформатора ТД-10000/35,

- 3 выключателя С-35-2000-50БУ1,

- 8 разъединителей РЛНД-35/600,

- 2 отделителя ОД-35/630 У1,

- 2 короткозамыкателя КЭ-110.

Перечисленные электрические аппараты соединяются гибкими токопроводами марки АС - 300, которые крепятся на порталах при помощи подвесных изоляторов.

Расстояние между токоведущими частями элементов подстанции должно выбираться в соответствии с требованиями ПУЭ.

Все аппараты ОРУ располагаются на не высоких металлических основаниях. По территории ОРУ предусматривается проезд для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования.

Под силовыми трансформаторами и маслобаковыми выключателями предусматривается маслоприёмник. Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики прокладываются в лотках без заглубления их в почву.

8.2 Компоновка закрытого распределительного устройства

Закрытые распределительные устройства обычно сооружаются при напряжении 3-20 кВ.

ЗРУ должно обеспечивать надёжность работы электроустановки, что может быть выполнено только при правильном выборе и расстановке электрооборудования.

Неизолированные токоведущие части во избежание прикосновений к ним должны быть помещены в камеры или иметь специальное ограждение. Высота такого ограждения должна быть не менее 1,9 м. Ограждение должно запираться на замок.

Не изолированные токоведущие части, расположенные над полом на высоте 2,5 м Должны ограждаться сетками, причём высота прохода должна составлять не менее 1,9м. Осмотр оборудования производится из коридора обслуживания, ширина которого должна быть не менее 1м при одностороннем расположении оборудования.

Из помещения ЗРУ предусматривается 2 выхода наружу, так как ЗРУ будет иметь длину более 7 м.

8.3 Расчет компенсирующей установки для шин на 10 кВ

Для уменьшения потерь, возникающих в результате присутствия реактивной мощности, используем компенсирующую установку на сборных шинах ГПП. Она компенсирует реактивную мощность, возникающую при работе активно-индуктивных приемников, изменением коэффициента мощности от первоначального значения на шинах ГПП () до необходимого заданного значения ().

, кВАр, (8.1)

где - коэффициент загрузки приемников по активной мощности;

- определяется согласно известному .

кВАр.

Мощность конденсаторных установок:

кВАр. (8.2)

По рассчитанным данным выбираем 15 конденсаторных установок типа КМ - 6,3.

Применяем автоматическое регулирование мощности конденсаторной установки по напряжению на шинах подстанции. Принципиальная схема автоматического одноступенчатого регулирования мощности конденсаторной батареи по напряжению приведена на рисунке 8.1.

Рисунок 8.1 - Схема автоматического одноступенчатого регулирования мощности конденсаторной батареи по напряжению

В качестве пускового органа схемы используют реле минимального напряжения, имеющее один замыкающий и один размыкающий контакты. При понижении напряжения на подстанции ниже заданного предела реле 1Н срабатывает и замыкает свой размыкающий контакт 1Н в цепи реле В-1. Реле В-1 с заданной выдержкой времени замыкает свой размыкающий контакт в цепи электромагнита включения выключателей и выключатель автоматически включается. При повышении напряжения на шинах подстанции выше предельного значения реле 1Н возвращается в исходное состояние, размыкает свой контакт 1Н в цепи реле В-2. Реле В-2 срабатывает и с заданной выдержкой времени отключает выключатель 1В. Конденсаторная батарея отключается. Для отключения конденсаторной батареи от защиты предусмотрено промежуточное реле П. При действии защиты реле П срабатывает и в зависимости от положения выключателя осуществляет отключение выключателя, если он включен, или предотвращает включение выключателя на К.З. размыканием размыкающего контакта П.

При многоступенчатом регулировании напряжение срабатывания пускового реле для каждой ступени выбирают в зависимости от заданного режима напряжения в сети.

9. Расчет заземления и молниезащиты главной понизительной подстанции

9.1 Расчет заземления

По требованию ПУЭ все электроустановки должны быть заземлены. Для данной подстанции сооружаем заземлитель с внешней стороны здания с расположением вертикальных электродов по периметру.

В качестве вертикальных заземлителей принимаем стальные трубы диаметром 30 мм и длиной 2 м, которые вертикально погружают и забивают в траншею глубиной 0,7 м окантуривающую подстанцию. В траншею так же укладываются, горизонтальные полосы из той же стали и привариваются к вертикальным электродам. Верхние концы электродов располагают на высоте не более 0,5 м от поверхности земли.

Согласно ПУЭ сопротивление заземляющего устройства для электроустановок 10-35 кВ и мощности свыше 100 кВА не должно превышать 4 Ом.

Заземляющее устройство выполняем в виде контура из полосы 40*4 мм, Ограда подстанций занимает площадь 32Ч28 м, а контур на расстояний 2 м от внутренней стороны ограды. Общая длина полосы 104 м.

Определяем расчетное удельное сопротивление грунта:

, Ом·м, (9.1)

где - удельное сопротивление грунта;

- коэффициент сезонности, учитывающий промерзание и просыхание грунта, принятый по таблице 284.

Для суглинок: Ом·м,

Ом·м.

Определяем сопротивление заземляющий полосы:

, Ом, (9.2)

где- расчетное сопротивление земли для горизонтальных заземлителей, Ом·м;

- длина полосы, м;

- ширина полосы, м;

- глубина заложения, м.

Ом.

Предварительно принимаем в контуре 30 вертикальных заземлителей, по таблице 4.3 для a/l=1 находим коэффициент использования полосы , тогда сопротивление полосы в контуре из 30 вертикальных заземлителей:

Ом, (9.3)

Сопротивление вертикальных заземлителей:

Ом, (9.4)

Сопротивление одного вертикального заземлителя:

, Ом, (9.5)

где Ом·м - расчетное удельное сопротивление грунта;

- длина стержня, м;

- диаметр стержня, м;

- расстояние от поверхности земли до середины стержня, м.

Ом.

Количество вертикальных заземлителей:

. (9.6)

Принимаем 34 электрода.

9.2 Расчёт молниезащиты

Открытые распределительные устройства подстанций 20 - 35 кВ должны защищаться от прямых ударов молний отдельно стоящими стержневыми молниеотводами, устанавливаемыми по углам подстанций.

Проверка защищаемого пространства осуществляем по следующей формуле для молниеотвода высотой h <30 м:

м, (10.7)

где - радиус зоны защиты, м;

- максимальная высота токоведущей части электрооборудования от поверхности земли, м;

 м,

=19,5 м - высота молниеотвода.

Установка четырёх молниеотводов полностью защищает территорию подстанций от прямых ударов молний.

Необходимым условием защищённости всей площади между четырьмя молниеотводами является расстояние по диагонали, образованного четырьмя молниеотводами не должно превышать:

м, (10.8)

где D - расстояние между двумя молниеотводами по диагонали, м.

10. Расчет электроснабжения механического участка

Расчет производим по тем же формулам, что и расчет электроснабжение завода. Полученные данные сводим в таблицу 10.1.

Таблица 10.1 Нагрузки механического участка

Наименование электроприемника	Кол-во	, кВт		, кВт		, кВАр	, кВА
1	2	3	4	5	6	7	8
Механический участок
1Н65-Токарный	1	23,6	0,75	17,72	0,85	10,98	20,8
165-Токарный	1	23,4	0,75	17,55	0,8	12,81	21,7
С11МВ-Токарный	4	7,5	0,8	6	0,8	4,38	5,02
С13-Токарно-винторезный	3	7,5	0,8	6	0,8	4,38	5,02
1М63БФ101-Токарный	3	14,3	0,75	10,73	0,8	7,83	13,3
1М63Ф10-Токарный	3	14,5	0,75	10,9	0,8	7,96	13,5
СУ40-Токарный	4	52,5	0,75	39,38	0,8	28,75	48,8
16К25-Токарно-винторезный	2	12,1	0,75	9,08	0,8	6,63	11,2
16К20-Токарно-винторезный	2	12,1	0,8	9,68	0,8	7,07	12
1М756ДФ313-Токарный с ЧПУ	2	90	0,8	72	0,8	52,56	89,1
1М61П-Токарно-винторезный	3	4	0,75	3	0,8	2,19	3,71
Заточной	2	6	0,75	4,5	0,8	3,29	5,57
3У144-Шлифовальный	1	13,3	0,8	10,64	0,8	7,77	13,2
3Б722-Шлифовальный	2	17	0,8	13,6	0,8	9,93	16,8
3А74-Шлифовальный	1	15,2	0,75	11,4	0,8	8,32	14,1
3М174-Шлифовальный	2	21,6	0,8	17,28	0,8	12,61	21,4
3М151-Шлифовальный	1	14	0,8	11,2	0,8	8,18	14,8
3Б12-Шлифовальный	1	6,7	0,7	4,69	0,8	3,42	5,8
3Д725-Шлифовальный	1	44	0,8	35,2	0,8	25,7	43,6
5А342П-Зубострогальный	2	17	0,75	12,75	0,8	9,31	15,7
5С280П-Зубофрезерный	1	24,6	0,75	18,45	0,85	11,44	21,7
5К32А-Зубофрезерный	3	18,4	0,75	13,8	0,8	10,07	17,1
5М161-Зубострогальный	1	5,4	0,75	4,05	0,8	2,96	5,02
5140-Зубодолбёжный	1	7,7	0,75	5,78	0,8	4,22	7,16
5А250П-Зубострогальный	1	5,4	0,75	4,05	0,8	2,96	5,02
7310Д-Долбёжный	1	5,5	0,75	4,13	0,8	30,01	30,3
7Д36-Долбёжный	1	8,6	0,75	6,45	0,8	4,71	7,99
7Д450-Долбёжный	1	14	0,75	10,5	0,8	7,67	13
7Д37-Долбёжный	1	11,1	0,8	8,88	0,8	6,48	10,9
2М55-Сверлильный	2	8,3	0,8	6,64	0,8	4,85	8,22
МС902-Балансировочный	2	3	0,75	2,25	0,8	1,64	2,78
Кран мостовой 3,2тс	2	58	0,75	43,5	0,85	26,97	51,2
Освещение	-	10	0,8	1	8	0	8
Итого:		596,		452,7		348,1	583,5

Согласно этому по каталогу выбираем трансформатор ТМ-630/10.

Основные параметры трансформатора представлены в таблице 10.2.

Таблица 10.2 Технические данные трансформаторов Т3 (Т4)

Тип	Номинальная мощность, МВА	кВ	кВ	%	кВт	кВт	%
ТМ-630/10	630	6,3	0,4	2	1,5	7,6	5,5

Масса оборудования =2,7 т, занимаемая площадь: длинна 1,88, ширина 1,47, высота 1,27.

Выбор конденсаторной установки для шин на 0,4 кВ

Мощность конденсаторной установки равна:

, кВАр, (10.1)

кВАр,

,

кВАр.

Выбираем 2 конденсатора марки КМ2 - 0,38. К установки принимаем 2 комплекта.

11. Расчет токов в нормальном, аварийном и послеаварийном режимах работы

Выбор оборудования производится по условиям работы в наиболее тяжёлом режиме - послеаварийном.

Ток, протекающий через оборудование подстанции ВНС при нормальном режиме работы, определяется по формуле:

, А (11.1)

где - мощность ВНС, ВА;

U - напряжение на высокой или низкой стороне, В.

Ток нормального режима на РП ВНС:

А.

Ток, протекающий через оборудование подстанции при послеаварийном режиме работы, определяется по формуле:

А, (11.2)

где - ток при нормальном режиме работы, А.

Ток послеаварийного режима на РП ВНС при работе одного трансформатора:

А.

Выбираем трансформатор тока для ТП и РП ВНС тип ТШ - 20 с классом точности 0,5, на номинальный первичный ток до 1000 А.

12. Выбор электрооборудования для участка штамповки

12.1 Выбор автоматических выключателей

Произведем выбор автоматического выключателя на стороне 0,4 кВ. Выбираем автоматический выключатель от трансформатора до РП марки АВМ-15С. Проверяем его по условиям:

а) по напряжению установки по формуле;

б) по длительному току по формулам;

в) на электродинамическую стойкость по формуле;

г) по термической стойкости по формуле;

а) кВ;

б) ,

454,6 А < 1500 А,

,

909,2 А < 1500 А;

в),

8,2 кА < 35 кА;

г),

16,25 кА < 65 кА.

Выключатель данного типа проходит по всем условиям.

Выбираем общий автоматический выключатель в РП марки АВМ10. Проверяем его по всем вышеперечисленным условиям:

а)кВ;

б) ,

454,6 А < 1000 А,

,

909,2 А < 1000 А;

в) ,

8,2 кА < 20 кА;

г) ,

16,25 кА < 42 кА.

Выключатель данного типа проходит по всем условиям.

Выбираем межсекционный автоматический выключатель марки АВМ10С.

Проверяем его по всем вышеперечисленным условиям:

а) кВ;

б) ,

454,6 А < 750 А,

,

909,2 А < 750 А;

в) ,

8,2 кА < 20 кА;

г) ,

16,25 кА < 42 кА.

Выбранный выключатель проходит по всем условиям.

Все выключатели с электромеханическим приводом.

12.2 Выбор разъединителей

Выбираем разъединитель типа РЕ-13. Проверяем его по всем вышеперечисленным условиям:

а) ,

380 В < 660 В;

б) ,

454,6 А < 1000 А,

,

909,2 А < 1000 А;

в) ,

16,25 кА < 85 кА;

г) ,

2,7 < 3200 .

Выбранный разъединитель проходит по всем условиям.

12.3 Выбор кабеля

Выбираем кабель от трансформатора до РП марки 2ЧАПАШВЧ185+1Ч50.

Сечение кабелей выбирается по следующим параметрам:

а) по напряжению установки:

;

б) по допустимому току:

,

где - длительно допустимый ток с учётом поправки на число рядом положенных в земле кабелей и на температуру окружающей среды :

,А, (12.1)

где - коэффициент, учитывающий число рядом положенных в земле кабелей,

=1;

- коэффициент, учитывающий температуру окружающей среды, =1 (для наших климатических условий).

в) по термической стойкости.

Выбираем четырёхжильные кабели сечением 2Ч185 , значение номинального допустимого тока = 900 А.

а) 0,4 кВ<1 кВ;

б) А,

909,2 А 900 А;

в) ,

12 < 185 .

Выбор контакторов, пускателей, автоматов и кабелей ВНС сводим в таблицу 12.1.

Таблица 12.1 Электрооборудование участка штамповки

Наименование электроприемника	P, кВт	Автоматы	I, А,	Контакторы	I, А,	Ток установки	Кабель (АПАШВ)
1	2	3	4	5	6	7	8
Механический участок
1Н65-Токарный	23,6	АП-50	40	КТ-6013	100	175	36+14
165-Токарный	23,4	АП-50	40	КТ-6013	100	175	36+14
С11МВ-Токарный	7,5	АП-50	40	КТ-6013	100	175	36+14
С13-Токарно-винторезный	7,5	АП-50	40	КТ-6013	100	175	36+14
1М63БФ101-Токарный	14,3	АП-50	40	КТ-6013	100	175	36+14
1М63Ф10-Токарный	14,5	АП-50	40	КТ-6013	100	175	36+14
СУ40-Токарный	52,5	А-3134	200	-	-	1400	3185
16К25-Токарно-винторезный	12,1	АП-50	40	КТ-6013	100	175	36+14
16К20-Токарно-винторезный	12,1	АП-50	40	КТ-6013	100	175	36+14
1М756ДФ313-Токарный с ЧПУ	90	А-3144	600	КТ-6043	400	2100	3185+150
1М61П-Токарно-винторезный	4	АП-50	25	ПМЕ-211	-	275	34+12,5
Заточной	6	АП-50	40	КТ-6013	100	175	36+14
3У144-Шлифовальный	13,3	АП-50	40	КТ-6013	100	175	36+14
3Б722-Шлифовальный	17	АП-50	40	КТ-6013	100	175	36+14
3А74-Шлифовальный	15,2	АП-50	40	КТ-6013	100	175	36+14
3М174-Шлифовальный	21,6	АП-50	40	КТ-6013	100	175	36+14
3М151-Шлифовальный	14	АП-50	40	КТ-6013	100	175	36+14
3Б12-Шлифовальный	6,7	АП-50	40	КТ-6013	100	175	36+14
3Д725-Шлифовальный	44	А-3144	600	КТ-6043	400	2100	3185+ 150
5А342П-Зубострогальный	17	АП-50	40	КТ-6013	100	175	36+14
5С280П-Зубофрезерный	24,6	А-3144	600	КТ-6043	400	2100	3185+150
5К32А-Зубофрезерный	18,4	АП-50	40	КТ-6013	100	175	36+14
5М161-Зубострогальный	5,4	АП-50	40	КТ-6013	100	175	36+14
5140-Зубодолбёжный	7,7	АП-50	40	КТ-6013	100	175	36+14
5А250П-Зубострогальный	5,4	АП-50	40	КТ-6013	100	175	36+14
7310Д-Долбёжный	5,5	АП-50	40	КТ-6013	100	175	36+14
7Д36-Долбёжный	8,6	АП-50	40	КТ-6013	100	175	36+14
7Д450-Долбёжный	14	АП-50	40	КТ-6013	100	175	36+14
7Д37-Долбёжный	11,1	АП-50	40	КТ-6013	100	175	36+14
2М55-Сверлильный	8,3	АП-50	40	КТ-6013	100	175	36+14
МС902-Балансировочный	3	АП-50	50	-	-	550	34+12,5
Кран мостовой 3,2тс	58	А-3134	200	-	-	1400	3185
Освещение	10	АП-50	40	КТ-6013	100	175	36+14

Значения токов короткого замыкания потребителей механического участка приведены в таблице 12.2.

Таблица 12.2 Токи короткого замыкания у потребителей механического участка

Наименование электроприемника	, кА	, кА	, кА
Токарные	3,7	5,4 (КУ=1,0)	3,8
Заточной	2,17	3,06(КУ=1)	2,17
Шлифовальный	2,17	3,06(КУ=1)	2,17
Зуборезные	3,7	5,4 (КУ=1,0)	3,8
Долбёжные	2,17	3,06(КУ=1)	2,17
Сверлильные	3,7	5,4 (КУ=1,0)	3,8
МС902-Балансировочный	0,92	1,37(КУ=1)	0,92
Кран мостовой 3,2тс	20,35	30,13(КУ=1,05)	20,35
Освещение	0,56	0,78 (КУ=1)	0,56

13. Расчет заземления и молниезащиты механического участка

13.1 Расчёт заземления

По требованию ПУЭ все электроустановки должны быть заземлены. Заземление - это гальваническое соединение электроустановки с заземляющими устройствами, при котором все металлические корпуса электроприёмников и металлические конструкций, которые могут оказаться под опасным напряжением из-за повреждения изоляций, должны быть преднамеренно и надёжно соединены с землёй.

Присоединение заземляющих проводников к заземлителям, заземляющей магистрали и к заземляемым конструкциям выполнено сваркой, а к корпусу аппаратов, машины и опорам воздушных линий электропередачи - сваркой или надёжными болтовым соединением и удовлетворяет требованиям ГОСТ 10434 - 82. Открыто проложенные заземляющие проводники имеют чёрную окраску в соответствий с требованиям ГОСТ. Использование земли в качестве фазного или нулевого провода запрещается [9].

Для определения технического состояния заземляющего устройства периодически производится:

а) внешний осмотр видимой части заземляющего устройства;

б) осмотр с проверкой цепи между заземлителем и заземляемыми элементами (отсутствие обрывов и неудовлетворительных контактов в проводнике, соединяющей аппарат с заземляющем устройством), а также проверка пробивных предохранителей трансформаторов;

в) измерение сопротивления заземляющего устройства;

г) проверка цепи фаза - нуль;

д) проверка надёжности соединений естественных заземлителей;

е) выборочное вскрытие грунта для осмотра элементов заземляющего устройства, находящихся в земле.

Внешний осмотр заземляющего устройства производится вместе с осмотром электрооборудования РУ, трансформаторных подстанций и распределительных пунктов, а также цеховых и других электроустановок.

Об осмотрах, обнаруженных неисправностях и принятых мерах делаются соответствующие записи в журнале осмотра заземляющих устройств или оперативном журнале. Значения сопротивлений заземляющих устройств поддерживаются на уровне, определенном требованиями ПУЭ, с целью обеспечить напряжения прикосновения в соответствий с действующими нормами [10].

На каждое находящееся в эксплуатаций заземляющее устройство имеется паспорт, содержащий схему заземления, основные технические данные, данные о результатах проверки состояния заземляющего устройства, о характере ремонтов и изменениях, внесённых в данное устройство.

13.2 Расчёт молниезащиты

Проверка защищаемого пространства завода осуществляется по следующей формуле для молниеотвода высотой <30 м:

м, (13.1)

где - радиус зоны защиты, м;

- максимальная высота от поверхности земли молниеотвода, м;

=19,5 - 7,5=12 м,

где h=19,5 м - высота молниеотвода.

Установка двух молниеотводов полностью защищает территорию завода и трансформаторную подстанцию от прямых ударов молний.

14. Релейная защита

14.1 Защита двухобмоточных трансформаторов

14.1.1 Дифференциальная токовая защита с промежуточными насыщающимися трансформаторами тока

Для выполнения защиты используем реле с НТТ типа РНТ-565.

Определяем первичный номинальный ток защищаемого трансформатора:

, А, (14.1)

где - номинальная мощность защищаемого трансформатора, МВА;

- номинальное напряжение трансформатора, кВ.

На стороне звезды силового трансформатора соединение вторичных обмоток трансформаторов тока осуществляется в треугольник, а на стороне треугольника силового трансформатора в звезду. Это осуществляется для компенсации сдвига токов по фазе в плечах защиты.

Определяем коэффициент трансформации трансформаторов тока:

, (14.2)

где - коэффициент схемы.

Вторичный ток в плечах защиты, соответствующий номинальной мощности трансформатора определяется по формуле:

, А. (14.3)

Определяем ток срабатывания реле:

, А, (14.4)

где - ток срабатывания защиты, А.

Ток срабатывания защиты по условию отстройки от броска тока намагничивания определяется по формуле:

, А. (14.5)

Ток срабатывания защиты по условию отстройки от максимального тока небаланса определяем по формуле:

, А, (14.6)

где - полная погрешность трансформаторов тока, 10%;

- диапазон изменения напряжения, 10%;

- ток внешнего К.З., А.

Определяем расчётное число витков обмотки РНТ для основной стороны:

, (14.7)

где - сила срабатывания реле, А (принимаем равным 100 А).

Расчётное число витков обмотки РНТ для не основной стороны определяется по формуле:

, (14.8)

где - вторичный ток основного плеча защиты, А;

- вторичный ток не основного плеча защиты, А;

- число витков обмотки РНТ для основной стороны.

Составляющая первичного тока небаланса, обусловленная округлением расчетного числа витков неосновной стороны определяется по формуле:

, А, (14.9)

где - число витков обмотки РНТ для не основной стороны.

Первичный расчетный ток небаланса с учетом составляющей первичного тока небаланса из выражения (17.9), определяется по формуле:

, А. (14.10)

Уточненное значение тока срабатывания реле на основной стороне определяется по формуле:

, А. (14.11)

Определяем уточненное значение тока срабатывания защиты на основной стороне:

, А. (14.12)

Значение коэффициента отстройки определяется по формуле:

, (14.13)

Значение коэффициента отстройки должно быть больше 1,3. В противном случае изменяют число витков основной стороны и повторяют расчет.

Результаты расчета дифференциальной защиты трансформаторов Т1, Т2, приведены в таблице 14.1.

14.1.2 Токовая защита трансформатора от сверхтоков внешних К.З.

Максимальная токовая защита применяется как резервирующая защита от токов внешнего К.З. На трансформаторах мощностью более 1 МВА применяется максимальная токовая защита с комбинированным пусковым органом напряжения. Защита выполняется с помощью токового реле РТ-40, реле напряжения РН-58, реле времени ЭВ112.

Выдержка времени принимается равной 0,5 с.

Ток срабатывания защиты определяется по формуле:

, А, (14.14)

где -коэффициент отстройки, принимаемый равным 1,2;

- коэффициент возврата, принимаемый равным 0,8;

- коэффициент самозапуска, принимаемый равным 2,5;

Определяем вторичный ток срабатывания реле:

, А. (14.15)

Напряжение срабатывания защиты минимального реле напряжения, исходя из отстройки от напряжения самозапуска при включении от УАПВ или УАВР заторможенных двигателей определяется по формуле:

, кВ, (14.16)

где -коэффициент отстройки, принимаемый равным 1,2;

- напряжение самозапуска, принимаемый равным 0,7 U_ном.

Напряжение срабатывания защиты реле напряжения обратной последовательности определяется по формуле:

, кВ. (14.17)

Коэффициент чувствительности защиты:

, (14.18)

где , А - ток двухфазного К.З.

14.1.3 Защита трансформатора от перегрузок

Перегрузка обычно является симметричной, поэтому защита от перегрузки выполняется одним реле тока РТ-40, включенным в цепь одного из трансформаторов тока защиты от внешних коротких замыканий.

Определяем вторичный ток срабатывания реле

, А (14.19)

где - коэффициент отстройки, принимаемый равным 1,05.

14.1.4 Защита от токов однофазного короткого замыкания на землю на стороне ВН

Применяем токовую отсечку нулевой последовательности.

Ток срабатывания защиты отсечки определяется по формуле:

А. (14.20)

Таблица 14.1 Параметры срабатывания дифференциальной защиты

Наименование величины	Трансформаторы Т1, Т2
	высшего напряжения	низшего напряжения
1	2	3
Первичный номинальный ток защищаемого трансформатора, А по (17.1)	165	962
Схема соединения обмоток защищаемого трансформатора	Х	Д
Схема соединения трансформаторов тока	Д	Х
Коэффициент схемы		1
Коэффициенты трансформации трансформаторов тока по (17.2)	57	192,4
Принятый коэффициент трансформации	300/5	1000/5
Вторичный ток в плечах защиты, А по (17.3)	4,75	4,81
Ток срабатывания реле, А по (17.4)	27,7
Ток срабатывания защиты по условию отстройки от броска тока намагничивания, А по (17.5)	1250,6
Ток срабатывания защиты по условию отстройки от максимального тока небаланса, А по (17.6)	5538
Расчётное число витков обмотки РНТ для основной стороны определяется по (17.7)	3,6
Предварительно принятое число витков для основной стороны, WОСН.	4
Расчётное число витков обмотки РНТ для не основной стороны определяется по (17.8)	4,05
Предварительно принятое число витков для неосновной стороны	4
Первичный расчетный ток небаланса с учетом составляющей первичного тока небаланса из выражения (17.9), А по (17.10)	3171,3
Уточненное значение тока срабатывания реле на основной стороне, А по (17.11)	25
Уточненное значение тока срабатывания защиты на основной стороне, А по (17.12)	5000
Значение коэффициента отстройки по (17.13)	1,6

Результаты расчета максимальной токовой защиты, защиты от перегрузок и защиты от К.З. на землю для трансформаторов Т1, Т2 представлены в таблице 14.2.

Таблица 14.2 Параметры срабатывания защит.

Номер трансформатора	Название защиты	Параметры защиты
		,А	,А	,кВ	,кВ
Т1, Т2	Максимальная токовая	619	10,3	20,4	2,1	39
	От перегрузок	--	3,6	--	--	--
	Нулевой последовательности	--	0,5	--	--	--

14.2 Газовая защита трансформатора

Газовая защита получила широкое распространение в качестве весьма чувствительной защиты от внутренних повреждений трансформаторов. Она основана на явлении газообразования в баке повреждённого трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это даёт возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости действовать на сигнал или отключение.

Основным элементом защиты является газовое реле, устанавливаемое в трубе, соединяющей кожух трансформатора с расширителем так, чтобы через него проходили газ и поток масла, устремляющиеся в расширитель при повреждениях в трансформаторе.

Достоинствами газовой защиты являются высокая чувствительность и реагирование практически на все повреждения внутри бака, сравнительно небольшое время срабатывания, простота исполнения, а также способность защищать трансформатор при недопустимом понижении уровня масла по любым причинам. К недостаткам относятся не реагирование её на повреждения, расположенные вне бака, ложное срабатывание при попадании воздуха в бак трансформатора. В связи с этим газовую защиту нельзя использовать как единственную защиту от внутренних повреждений.

Для защиты трансформаторов применяется реле тип РГЧЗ-66. Чувствительность лопасти реле регулируется в пределах от 0,6 до 1,2 м/с. Время действия реле при работе колеблется от 0,5 до 0,05 с. в зависимости от скорости движения масла.

15. Расчёт технико-экономических показателей

Основными требованиями, которым должна удовлетворять любая система электроснабжения, являются: надежность электроснабжения, хорошие качества электроэнергии, безопасность и экономичность всех элементов системы.

Основой рационального решения всего сложного комплекса технико-экономических вопросов при проектировании электроснабжения современного предприятия является правильное определение ожидаемых электрических нагрузок. Определение электрических нагрузок является первым этапом проектирования любой системы электроснабжения. Значения электрических нагрузок определяют выбор всех элементов проектируемой системы электроснабжения, и ее технологических показателей. От правильной оценки ожидаемых результатов нагрузок зависят капитальные затраты в системе электроснабжения, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы.

Если в расчетах будет допущена ошибка в сторону уменьшения электрических нагрузок, то это вызовет повышенные расходы на потери электроэнергии в системе, ускорит износ оборудования, может ограничить производительность, как отдельных агрегатов, так и всего предприятия. Поэтому потребуется вскоре после ввода предприятия в эксплуатацию увеличивать сечение проводов электрических сетей и производить замену электрооборудования. Лишнее увеличение расчетных нагрузок повлечет за собой увеличение капитальных затрат и неполное использование дефицитного электрооборудования и проводников. В ряде случаев это может привести к росту потерь электроэнергии.

С целью уменьшения эксплуатационных расходов и капитальных затрат в системах электроснабжения проводят технико-экономические расчеты. Их выполняют для выбора:

- наиболее рациональной схемы электроснабжения цехов и предприятий в целом;

- экономически обоснованного числа, мощности и режима работы трансформаторов подстанции и ТП;

- рациональных напряжений в системе внешнего и внутреннего электроснабжения;

- экономически целесообразных средств компенсации реактивной мощности и мест размещения компенсирующих устройств;

- электрических аппаратов и токоведущих устройств;

- сечений проводов, шин и жил кабелей;

- целесообразной мощности собственных электростанций и генераторных установок в случае их необходимости;

- трасс и способов прокладки электросетей с учетом коммуникаций электрохозяйства в целом.

Расчетная мощность предприятия S_Р = 3843,8 кВА.

ТОО ЗРДТ«КЭЦ» - приемник первой категории надежности электроснабжения потребляет 65 % мощности.

Коэффициент изменения потерь = 0,02 кВт/ кВАр.

Время в течении которого трансформатор подключен к сети электроснабжения =8760 ч.

Время использования максимума составляет = 4000 ч.

Стоимость 1 кВт.ч потребляемой электроэнергии составляет =2,9 тенге/кВт·ч.

15.1 Расчет числа и мощности трансформаторов

Учитывая то, что предприятие является потребителем электроэнергии первой категории электроснабжения, к установке принимаем два трансформатора, номинальные мощности которых определяются по формуле:

, (15.1)

кВ·А.

Принимаем к рассмотрению два варианта:

- трансформатор марки ТД мощностью 10000 кВА 35/10;

- трансформатор ТД 16000 кВА 35/10.

Находим коэффициент загрузки соответственно для первого и второго вариантов:

, (15.2)

,

.

Проверяем нагрузочную способность трансформаторов в аварийном режиме при отключении одного трансформатора, при этом должно выполняться условие:

, (15.3)

кВА,

кВА.

Оба трансформатора удовлетворяют условиям перегрузочной способности.

15.2 Расчет экономической целесообразности

На основе технико-экономических данных приведенных в таблице 15.1 определяем экономическую целесообразность режима работы трансформаторов.

Таблица 15.1 Технико-экономические показатели трансформаторов

Тип трансформатора	Мощность, кВ·А	Напряжение ВН, кВ	Потери, кВт	UК.З., %	IХХ , %	К,тыс.тг
			Х .Х.	К.З.
ТД 10000/35	10000	35	19,6	85	8	0,8	1648
ТД 16000/35	16000	35	28,4	105	10	0,75	2160

Потери мощности в трансформаторах

Потери мощности в трансформаторах определяют реактивной мощностью холостого хода трансформатора, которые определяются по ниже приведенной формуле.

Реактивная мощность холостого хода трансформатора:

, кВАр, (15.4)

где - номинальная мощность трансформатора, кВА;

- ток холостого хода, %.

Для первого варианта:

кВАр.

Для второго варианта:

кВАр.

Реактивная мощность короткого замыкания определяется по формуле:

, кВАр, (15.5)

где - напряжение короткого замыкания, %.

Для первого варианта:

кВАр.

Для второго варианта:

кВАр.

Приведенные потери холостого хода трансформатора, учитывая потери активной мощности в самом трансформаторе и создаваемые им в элементах всей системы элетроснабжения в зависимости от реактивной мощности потребляемой трансформатором определяется из выражения:

, кВт, (15.6)

где - потери холостого хода трансформатора, кВт;

= 0,02 кВт / кВАр - коэффициент изменения потерь;

- реактивная мощность холостого хода, кВАр.

Для первого варианта:

кВт.

Для второго варианта:

кВт.

Приведенные потери короткого замыкания определяются по формуле:

, кВт, (15.7)

где - потери мощности короткого замыкания, кВт;

- реактивная мощность короткого замыкания, кВАр.

Подставив данные получим соответственно для первого и второго вариантов:

кВт,

кВт.

Приведенные потери в трансформаторах найдены по формуле:

, кВт, (15.8)

где - приведенные потери холостого хода кВт;

- приведенные потери короткого замыкания, кВт;

- коэффициент загрузки трансформаторов.

Подставив данные получим для обоих сравниваемых вариантов соответственно:

кВт,

кВт.

15.2.2 Капитальные затраты

Капитальные затраты на соответственно первый и второй варианты составят:

, тыс.тг, (15.9)

тыс.тг,

, тыс.тг,

 тыс.тг.

Амортизационные отчисления определены по формуле:

, тыс.тг/год, (15.10)

где - коэффициент амортизационных отчислений;

К - капитальные затраты для каждого варианта.

Подставив данные получим соответственно для первого и второго вариантов:

тыс.тг/год,

тыс.тг/год.

15.2.3 Стоимость годовых потерь

Стоимость годовых потерь электроэнергии при том, что стоимость 1 кВтч потребляемой электроэнергии составляет = 2,9 тенге определена из выражения:

тыс.тг/год, (15.11)

где - число часов работы трансформатора в год, ч;

- приведенные потери холостого хода, кВт;

- приведенные потери короткого замыкания, кВт;

- число часов работы трансформаторов при максимуме загрузки, ч.;

Подставив данные для каждого сравниваемого варианта получим:

тыс.тг/год,

тыс.тг/год.

15.2.4 Вычислим суммарные эксплуатационные расходы и срок окупаемости

Суммарные эксплуатационные расходы равны:

, тыс.тг/год, (15.12)

где - амортизационные отчисления, тыс.тг/год;

- стоимость годовых потерь, тыс.тг/год.

Подставив значения получим:

Для первого варианта:

тыс.тг/год.

Для второго варианта:

тыс.тг/год.

Из расчетов видно, что , поэтому срок окупаемости дополнительных капитальных вложений не рассчитываем.

Из приведённых расчётов видно, что и капитальные затраты и суммарные ежегодные расходы на эксплуатацию трансформаторов ТД 10000/35 значительно ниже, что делает этот вариант экономически более целесообразным, учитывая то, что он полностью отвечает условиям нормального и аварийного режимов работы. На оснований вышеизложенного выбираем и принимаем к установке два трансформатора ТД 10000/35.

16. Охрана труда

Закон «О труде» регулирует трудовые отношения, возникающие в процессе реализации гражданами конституционного права на свободу труда в Республике Казахстан. Законодательство Республики Казахстан о труде основывается на Конституции Республики Казахстан и состоит из настоящего Закона и иных нормативных правовых актов, регулирующих трудовые отношения отдельных категорий работников, нормы которых не могут быть ниже норм настоящего Закона. Трудовые отношения между работодателем и работником регулируются нормативными правовыми актами, индивидуальным трудовым, коллективным договорами, заключенными в соответствии с законодательством о труде.

Закон «О промышленной безопасности на опасных производственных объектах» регулирует правовые отношения в области обеспечения безопасной эксплуатации опасных производственных объектов и направлен на предупреждение аварий на опасных производственных объектах, обеспечение готовности организаций к локализации и ликвидации их последствий, гарантированного возмещения убытков, причиненных авариями физическим и юридическим лицам, окружающей среде и государству. Правовое регулирование в области трудовых отношений и охраны труда, экологической, пожарной безопасности, безопасности при использовании атомной энергии и космического пространства, уничтожении химического и ядерного оружия, использовании и утилизации боеприпасов осуществляется специальным законодательством Республики Казахстан.

Опыт цивилизованных стран показывает, что соблюдение и уважение прав работника на безопасность их труда экономически выгоднее для любого предприятия[14].

16.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

На подстанциях при производстве возникают опасные и вредные факторы, отрицательно влияющие на условия труда: это производственная пыль, газо- и паровыделение, ионизирующее излучение, шум, вибрация.

Воздух рабочей зоны производственных помещений определяют следующие параметры: температура воздуха в помещении, относительная влажность воздуха, скорость его движения, интенсивность радиации. Эти параметры по отдельности и в комплексе влияют на организм человека, определяя его самочувствие. В здании подстанции температура воздуха - 17-25°С., относительная влажность воздуха - 75%, скорость движения воздуха - 0,3м/с.

На подстанции первым источником опасного фактора является электрический ток. Короткие замыкания в сети представляют собой опасность для жизни человека, поэтому при работе с электроустановками работник должен следовать инструкциям техники безопасности.

Освещение рабочей зоны должно обеспечивать хорошую видимость и создавать благоприятные условия труда. Фактическое освещение подстанции 110 лк при норме 200 лк, т.е. меньше нормы в 2 раза. Фактическая освещенность ниже нормы по причине большого количества неработающих светильников.

Освещение должно быть таким, чтобы работающие могли без напряжения выполнять свою работу. Неудовлетворительное освещение может исказить информацию: кроме того, оно не только утомляет организм в целом. Неправильное освещение может также являться причиной травматизма: плохо освещенные опасные зоны, с лепящие лампы и блики от них, резкие тени ухудшают или вызывают.

Шум и вибрация ухудшают условия труда, оказывая вредное действие на организм человека. Трансформаторы являются первой причиной шума и вибрации на подстанции. При длительном воздействии шума на организм происходят нежелательные явления: снижается острота зрения и слуха, повышается кровяное давление, снижается внимание. Вибрации могут быть причиной функциональных расстройств нервной и сердечно-сосудистой систем, а также опорно-двигательного аппарата.

Подстанция является пожароопасной зоной. Наибольшую пожарную опасность представляют маслонаполненные аппараты - трансформаторы, баковые выключатели высокого напряжения, а также кабели с бумажной изоляцией, пропитанной маслоканифолевым составом. В силовых трансформаторах с масляным охлаждением может возникнуть межвитковое КЗ, в результате которого в части обмотки возникает настолько большой ток, что изоляция быстро разлагается с выделением горючих газов. Это может вызвать взрыв газовой смеси с разрушением стенок кожуха и последующим выбросом горящего масла наружу.

К источникам электромагнитных полей относятся космические лучи, излучение солнца, а также искусственные источники (различные генераторы, трансформаторы, антенны, лазерные установки, микроволновые печи, мониторы компьютеров). На предприятии ТОО ЗРДТ «КЭЦ» источниками электромагнитных полей промышленной частоты являются измерительные приборы, устройства защиты и автоматики, соединительные шины и многое другое. Источниками электромагнитных полей на разработанном рабочем месте являются генераторы и приборы для поверки вольтметров.

В установках индукционного нагрева источником излучения является индукционная катушка, отдельные элементы генераторов, в установках диэлектрического нагрева - рабочий конденсатор.

16.2 Расчет молниезащиты подстанции

При проектировании зданий и сооружений системы электроснабжения необходимо учитывать и предотвращать возможность их поражения ударами молнии.

Здания закрытых подстанций и РУ обычно защищаются от прямых ударов молнии в случаях, когда длительность грозовой деятельности превышает 20ч/год, путем заземления железобетонных несущих конструкций кровли или металлического покрытия кровли.

Открытые РУ и подстанции защищаются от прямых ударов молнии, начиная с номинального напряжения 20кВ. Защита выполняется стержневыми молниеотводами, устанавливаемые, как правило, на конструкциях РУ. Подходы к подстанциям воздушных линий 35кВ и выше защищаются тросовыми молниеотводами на длине 1 - 4км в зависимости от напряжения и конструктивного исполнения линий. Линий 110кВ и выше на железобетонных и металлических опорах защищаются молниезащитными тросами по всей длине. Проведем поверочный расчет молниезащиты подстанции «Затобольская». Подстанция состоит из ОРУ и ЗРУ и занимает площадь 80*100 , выбираем двойной молниеотвод (при расположении двух одинаковых молниеприемников на одной уровне и на определенном расстоянии друг от друга), зона защиты которой обеспечивает полную защиту подстанции от молний и показана на рисунке 16.1.

Рисунок 16.1 - Зона защиты двойного стержневого молниеотвода

Верхняя граница зоны защиты =15 м, расстояние между молниеприемниками L=60 м.

1. Определяем оптимальную высоту молниеотводов по формуле:

,м, (16.1)

м

2. Радиус окружности, дуга которой верхнюю границу зоны, определяем из выражения:

, (16.2)

м.

3. Ширина зоны защиты на определенном уровне от земли определяем по формулам:

,м, (16.3)

при ?0 и ?(2/3),

где - уровень от земли, м;

,м, (16.4)

при >(2/3).

Рассчитаем для уровней 10 м, 15 м соответственно:

м,

м.

Из сделанных расчетов можно сказать, что зона защиты выбранных молниеотводов обеспечивает полную защиту подстанции от ударов молнии, так как радиус зоны защиты молниеотводов обхватывает площадь подстанции [13].

Молниезащита подстанции показана в графической части на листе 6.

16.3 Меры по снижению электротравматизма

Причины несчастных случаев от электротока разнообразны и многочисленны, но основными из них при работе с электроустановками напряжением до 1000В можно считать:

- случайное прикосновение к токоведущим частям, находящимся под напряжением;

- прикосновение к нетоковедущим частям электроустановок, случайно оказавшимся под напряжением вследствие повреждения изоляции или другой неисправности;

- попадание под напряжение во время проведения ремонтных работ на отключенном электрооборудовании из-за ошибочного его включения;

- замыкание провода на землю и возникновение шагового напряжения на поверхности земли или основания, на котором находится человек.

Мероприятия по защите обеспечивают недоступность токоведущих частей для случайного прикосновения; пониженное напряжение; заземление и зануление электроустановок; автоматическое отключение; индивидуальную защиту и другие.

Пониженное напряжение (36 В) должно применяться в помещениях с повышенной опасностью или особо опасных для местного освещения, а также для общего освещения при размещении светильников на высоте менее 2,5 м от пола. Токи пониженного напряжения применяют в электросварочных аппаратах.

Защитное заземление - это преднамеренное электрическое соединение с землей или ее эквивалентом металлических нетоковедущих частей электрического или технологического оборудования, которые могут оказаться под напряжением.

Защитное заземление является простым, эффективным и широко распространенным способом защиты человека от поражения электрическим током при прикосновении к металлическим поверхностям, оказавшимся под напряжением. Обеспечивается это снижением напряжения между оборудованием, оказавшимся под напряжением, и землей до безопасной величины.

Сопротивление заземляющего устройства для установок напряжением до 1000 В должно быть не менее 4 Ом; если мощность источника тока меньше 100 кВА, то допускается 10 Ом.

Заземление электроустановок необходимо выполнять: при напряжении 500 В и выше переменного и постоянного тока - во всех случаях; при напряжении выше 36 В переменного и 110 В постоянного тока - в помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных электроустановках; при всех напряжениях переменного и постоянного тока - во взрывоопасных помещениях.

Заземление электроустановок не требуется при номинальных значениях напряжения 36 В и ниже переменного и 110 В и ниже постоянного тока во всех случаях, за исключением взрывоопасных установок.

Использование земли в качестве фазного или нулевого провода запрещается.

Присоединение заземляющих проводников к заземлителям и заземляемым конструкциям выполняется только сваркой, а к корпусам аппаратов, машин и другим - сваркой или надежным болтовым соединением.

Зануление является одним из средств, обеспечивающих безопасную эксплуатацию электроустановок. Оно выполняется присоединением к неоднократно заземленному нулевому проводу корпусов и других корпусов и других конструктивных металлических частей электрооборудования, которые нормально не находятся под напряжением, но могут оказаться под ним при повреждении изоляции.

Задачей зануления является превращение замыкания на корпус в короткое замыкание между фазным и нулевым проводом. При этом в результате протекания через токовую защиту большого тока обеспечивается быстрое отключение поврежденного оборудования от сети.

Важно понимать, особенности зануления, заключающиеся в том, что в течении некоторого времени с момента замыкания фазы на зануленный корпус и до момента срабатывания защиты на нулевой проводе сохраняется опасное напряжение.

Защитное отключение выполняется в дополнение или взамен заземления. Отключение осуществляется автоматами. Защитное отключение рекомендуется в тех случаях, когда безопасность не может быть обеспечена путем устройства заземления или когда его трудно выполнить [8].

Защитное отключение обеспечивает быстрое - не более 0,2 с - автоматическое отключение установки от питающей сети при возникновении в ней опасности поражения током.

Преимуществами защитного отключения являются: возможность его применения в электрических установках любого напряжения и при любом режиме нейтрали, срабатывание при малых напряжениях на корпусе - 20 - 40 В и быстрота отключения, равная 0,1 - 0,2 с.

Мероприятия по защите от электротравматизма на подстанции:

Электроустановки устанавливаем на необходимой высоте и ограждаем от случайного прикосновения.

При работе с электроустановками применяем электрозащитные средства, такие как изолирующие штанги, клещи; диэлектрические перчатки, боты, коврики; индивидуальные экранирующие комплекты; защитные очки, рукавицы.

На подстанции во избежании пожаров должны иметься огнетушители: огнетушитель углекислотный ОУ, для тушения загораний диоксидом углеродов газообразном или твердом виде; углекислотно-бромэтиловый огнетушитель ОБУ, поскольку бромистый этил не проводит электрический ток; порошковый огнетушитель ОПС.

Проводим периодические осмотры электроустановок.

Высоту молниеотводов подстанции, по сделанным расчетам, увеличиваем на 1,5 м.

Обслуживающий персонал должен знать меры первой доврачебной медицинской помощи при попадании человека под действие электрического тока.