Электроснабжение подстанция 110/10 кВ

2

48,7

97,4

109,09

Присоединение10

6

16,3

97,8

109,54

ТП 10/0,4 кВ

63

5,6

352,8

395,14

ИТОГО

997,74

1117,47

5.2.3 Издержки на потери электроэнергии

Затраты на потери электроэнергии в элементах электрических сетей вычисляются по формуле: ИПЭ=ИВЛ 110+ИВЛ 10+ИРТП 110/10+ИТП 10/0,4

а) в линиях электропередачи:

б) в трансформаторах:

где Sp - расчетная максимальная нагрузка, кВА; Uн - номинальное напряжение ВЛ, кВ; r - активное погонное сопротивление провода ВЛ, Ом/км; L - длинна линии электропередачи, км; ф - время потерь, час; Cк -стоимость потерянного киловатт-часа в меди (к.з.); Сх - стоимость потерянного киловатт-часа при холостом ходе трансформатора; Sн - номинальная мощность трансформатора, кВА; ?Рх.х. - номинальные потери холостого хода для данного трансформатора, кВт; ?Рк.з. - номинальные потери короткого замыкания для данного трансформатора, кВТ; Тх.х. - время включенного состояния трансформатора (Тх.х.=8760 час.); Тмах - время использования мах нагрузки.

Стоимость потерянного киловатт-часа рассчитываем по формулам, приведенным в [16]:

а) в меди (Cк):

- для ЛЭП 110 кВ ;

- для ЛЭП 10 кВ ;

- для РТП 110/10 кВ ;

б) при холостом ходе:

- для РТП 110/10 кВ ;

- для ТП 10/0,4 кВ ;

1. Издержки на потери электроэнергии в питающей линии 110 кВ.

Результаты сведены в таблицу №25:

ВЛ	Sp, кВА	Марка провода	L, км	Тмах, час	ф, час	r, Ом/км	Ск, коп/кВт•ч	Стоимость потерь, тыс. руб.
110	6900	АС 95	30	4600	3100	0,31	1,7	1,928

С учетом коэффициента инфляции:

ИВЛ 110=1,928•40=77,1тыс. руб.

2. Издержки на потери электроэнергии в распределительной линии 10 кВ:

Подробный расчет стоимости потерь электроэнергии проводим для ВЛ №1.

Таблица №26. Расчет стоимости потерь электроэнергии для ВЛ №1.

№-№	Длина участка, км	Sp, кВА	Марка и сечение	Тмах, час	ф, час	r, Ом/км	Ск, коп/кВт•ч	Стоимость потерь, тыс. руб.
0-1	2,0	1108	АС 95	3000	1900	0,31	2,87	0,409084
1-№1	0,3	110	АС 35			0,773	2,87	0,00153
1-2	1,0	1026	АС 95			0,31	2,87	0,175872
2-3	0,5	269	АС 35			0,773	2,87	0,014247
3-№2	0,1	117	АС 95			0,31	2,87	0,000205
3-4	1,0	183	АС 35			0,773	2,87	0,013657
4-№3	0,7	110	АС 35			0,773	2,87	0,00357
4-№4	1,9	98	АС 35			0,773	2,87	0,006487
2-5	0,8	814	АС 95			0,31	2,87	0,088727
5-6	0,2	402	АС 35			0,773	2,87	0,013489
6-№5	0,3	80	АС 95			0,31	2,87	0,000325
6-7	1,2	342,5	АС 35			0,773	2,87	0,058473
7-№6	1,5	110	АС 35			0,773	2,87	0,007651
7-8	1,3	260,5	АС 35			0,773	2,87	0,037043
7-№8	0,8	95	АС 35			0,773	2,87	0,002731
7-8	1,3	194	АС 35			0,773	2,87	0,019782
8-№6	0,5	60	АС 95			0,31	2,87	0,000304
8-№7	0,6	150	АС 35			0,773	2,87	0,00569
6-9	2,0	353	АС 95			0,31	2,87	0,041416
9-№9	1,0	150	АС 35			0,773	2,87	0,009484
9-10	1,0	238	АС 95			0,31	2,87	0,008942
10-№10	1,1	140	АС 35			0,773	2,87	0,009088
10-№11	1,0	130	АС 35			0,773	2,87	0,007124
ИТОГО	0,934921

Для остальных линий расчет проводится аналогично.

Таблица №27. Расчет стоимости потерь электроэнергии для ВЛ №1-6

№ ВЛ 10 кВ	Стоимость потерь, тыс. руб.
№1	0,935
№2	1,026
№3	1,378
№4	1,458
№5	0,941
№6	0,047
ИТОГО	5,785

С учетом коэффициента инфляции:

ИВЛ 10=5,785•40=231,4 тыс. руб.

3. Издержки на потери электроэнергии в потребительских подстанциях ТП 10/0,4 кВ.

Расчет стоимости потерь электроэнергии для ТП 10/0,4 к В так же проведем для ВЛ №1. Для остальных ТП 10/0,4 кВ расчет проводится аналогично.

Таблица №28. Расчет стоимости потерь электроэнергии для ТП 10/0,4 кВ на ВЛ №1.

№ ТП	Sp, кВА	Sн, кВА	Тмах, час	ф, час	Сх, коп кВт•ч	?Рк.з, кВт	?Рх.х, кВт	Ск, коп кВт•ч	Тх.х., час	Стоимость потерь, тыс. руб.
1	120	100	2800	1430	3,67	2,27	0,365	1,5	8760	0,166036
2	130	160	2800	1430	3,67	2,27	0,365	1,5	8760	0,117345
3	140	160	2800	1430	3,67	2,27	0,365	1,5	8760	0,117345
4	130	160	2400	1160	4,13	2,27	0,365	1,5	8760	0,132053
5	80	100	2400	1160	4,13	1,47	0,27	1,5	8760	0,097683
6	60	63	2800	1430	3,67	2,27	0,365	1,5	8760	0,117345
7	150	160	2800	1430	3,67	2,27	0,365	1,5	8760	0,117345
8	95	100	2400	1160	4,13	2,27	0,365	1,5	8760	0,132053
9	150	160	2400	1160	4,13	2,27	0,365	1,5	8760	0,132053
10	140	160	2800	1430	3,67	2,27	0,365	1,5	8760	0,117345
11	130	160	2800	1430	3,67	2,27	0,365	1,5	8760	0,117345
ИТОГО	1,363944

Таблица №29. Расчет стоимости потерь электроэнергии для ТП 10/0,4 кВ на ВЛ №1-8.

№ ВЛ 10 кВ	Стоимость потерь, тыс. руб.
№1	1,364
№2	2,795
№3	1,483
№4	1,953
№5	1,992
№6	0,842
ИТОГО	10,43

С учетом коэффициента инфляции:

ИТП 10/0,4=10,43•40=417,16 тыс. руб.

4. Издержки на потери электроэнергии в РТП 110/10 кВ таблица №30.

	Sp, кВА	Sн, кВА	Тмах, час	ф, час	Сх, коп кВт•ч	?Рк.з, кВт	?Рх.х, кВт	Ск, коп кВт•ч	Тх.х., час	Стоимость потерь, тыс. руб.
РТП	6900	12600	4600	3100	1,3	50	10	2,02	8760	1,14

С учетом коэффициента инфляции:

ИРТП 110/10=1,14•40=45,6 тыс. руб.

Определяем суммарные издержки на потерю электроэнергии:

ИПЭ=ИВЛ 110+ИВЛ 10+ИРТП 110/10+ИТП 10/0,4=231,4+77,1+45,6+417,16=771,26тыс. руб.

Годовые эксплуатационные затраты составляют:

5.3 Технико-экономическая оценка проектируемой электрической сети

Расчет основных экономических показателей по проектируемой сети базируется на предыдущих расчетах капиталовложений и годовых эксплуатационных издержек с привлечением нормативных и справочных материалов. Объем строительно-монтажных работ определяется по структуре капиталовложений в линии электропередачи и трансформаторные подстанции. Общий объем строительно-монтажных работ по сооружению запроектированной сети представим как сумму объемов работ по отдельным элементам.

Таблица №31. Определение объемов строительно-монтажных работ.

Элемент электрической сети	Размер капитальных вложений, тыс. руб.	Доля СМР в объеме капитальных вложений*	Объем СМР, тыс. руб.
ЛЭП 110 кВ	10200	0,59	6018
ЛЭП 10 кВ	17400	0,69	12006
РТП 110/10 кВ	5792	0,33	1911,36
ТП 10/0,4 кВ	4877	0,31	1511,87
ИТОГО			21447,23

* - данные взяты из таблицы 4.5 [16].

Капиталоемкость сооружения элементов электрической сети определяется по формулам: ВЛ 110 кВ:

;

ВЛ 10 кВ: ;

РТП 110/10 кВ: ;

ТП 10/0,4 кВ: ;

где КВЛ и КПС - капиталовложения, соответственно в ВЛ и ПС, руб;

LВЛ - суммарная протяженность ВЛ, км;

РСП - суммарная мощность ПС, кВА;

Себестоимость передачи электроэнергии по проектируемой электрической сети до шин 0,4 кВ ТП 10/0,4 кВ определяется по формуле:

;

где WПО - объем полезно отпущенной электроэнергии за год, кВт•ч.

Полная себестоимость отпущенной электроэнергии потребителям включает в себя себестоимость передачи электроэнергии по проектируемой сети, себестоимость производства и себестоимость передачи электроэнергии в энергосистеме (до шин 110 кВ): SП=SПЭ+SВ+SЭС=0,13+0,26+0,1=0,49 руб./кВт•ч,

где SВ - себестоимость производства электроэнергии на электростанциях, руб./кВт•ч (в среднем по России составляет SВ=0,26);

SЭС - себестоимость передачи электроэнергии в энергосистемах до шин 110 кВ, руб./кВт•ч (в среднем по России составляет SЭС=0,1);

Стоимость электроэнергии определяем по показателю приведенных затрат:

.

Калькуляция себестоимости передачи электроэнергии

Статья затрат и показатели	Единицы измерения	Количество
Амортизационные отчисления	тыс. руб.	1623,14
Издержки на обслуживание сети	тыс. руб.	1117,47
Стоимость потерь электроэнергии	тыс. руб.	771,26
ИТОГО	тыс. руб.	3511,87
Годовой объем передаваемой электроэнергии	тыс кВт•ч	26026,8
Себестоимость передачи электроэнергии по проектируемой сети	руб./кВт•ч	0,13
Себестоимость производства электроэнергии	руб./кВт•ч	0,26
Себестоимость передачи электроэнергии в энергосистеме	руб./кВт•ч	0,1
Полная себестоимость полезно отпущенной электроэнергии	руб./кВт•ч	0,64

Раздел 6. Охрана труда

6.1 Общие мероприятия по электробезопасности

6.1.1 Защита от прикосновения к частям электроустановок, нормально находящихся под напряжением

Переменный ток частотой 50 Гц и величиной 100 мА, протекая через тело человека более 3 с, может парализовать деятельность сердца. Большие токи парализуют сердце за доли секунды. Дыхание может быть парализовано уже при длительном токе 30--80 мА. Токи в 10--25 мА, протекающие между руками или между рукой и ногами; вызывают судорогу мышц (неотпускающий ток).

При расчетах электробезопасности принимают допустимыми:

ток, мА…………..…………....250 65 6

продолжительность, с……..….0,2 1 30

Длительно допустимы токи менее 0,8--1 мА в зависимости от состояния кожи, пути тока и величины напряжения сопротивление тела составляет от 100 кОм до 1000-- 500 Ом [13].

Электроустановки по степени опасности поражения током подразделяют на две группы: до и выше 1000 В. Напряжения в 36, 24 и 12 В считают относительно безопасными.

Важнейшим средством защиты от прикосновения к частям электроустановки, нормально находящимся под напряжением, служит электрическая изоляция. Ее сопротивление измеряют мегомметром на 1000 В не реже одного раза в 2 года у электропроводки в обычных помещениях и ежегодно в помещениях с едкими парами, сырых, особо сырых, взрыво- и пожароопасных. Если сопротивление между проводом одной из фаз и землей или между фазами на участке между последовательно включенными плавкими предохранителями или за последним предохранителем менее 0,5 МОм, то изоляцию надо испытать в течение 1 мин напряжением 1000 В переменного тока или мегомметром на напряжение 2500 В. Для электродвигателей в холодном состоянии норма сопротивления изоляции 1 Мом [13].

Оголенные токоведущие части, которые невозможно расположить на высоте, недоступной для прикосновения, защищают кожухами, сплошными или сетчатыми ограждениями.

Под проводами воздушных электрических линий работа экскаваторов, стреловых кранов и стогометателей запрещена. Работу вблизи линий разрешают только при условии, что расстояние между крайней точкой машины и ближайшим проводом составляет не менее 1,5 м при напряжении линий до 1 кВ, 2 м -- при напряжении 1--20 кВ и 4 м при 35 и 110 кВ. При передвижении крупных машин под проводами высоковольтных линий расстояние по вертикали между высшей точкой машины или груза и низшим проводом линии должно быть не менее 1 м при напряжении до 1 кВ, 2 м при напряжении 1--20 кВ и 2,5 м при 35--220 кВ.

Для защиты от прикосновения к нормально находящимся под напряжением частям электроустановок используют защитные изолирующие средства и инструменты, указатели напряжения, предупредительные плакаты. Последние подразделяют на предостерегающие, запрещающие, разрешающие, напоминающие [13].

6.1.2 Индивидуальные средства защиты

Изолирующие защитные средства по степени надежности делятся на основные и дополнительные. К основным относят те, изоляция которых выдерживает рабочее напряжение установки и допускает непосредственное соприкосновение с находящимися под напряжением частями электроустановки. Дополнительные изолирующие защитные средства служат только дополнительной гарантией на случай повреждения основных средств или при появлении напряжения на частях установки, нормально не находящихся под напряжением, для уменьшения опасного действия напряжения прикосновения или шагового напряжения. Штанги (типов ШО-10, ШЗП-1760) и клещи являются основными защитными средствами, а боты, галоши и коврики -- дополнительными.

Изолирующие защитные средства и указатели напряжения при приемке в эксплуатацию независимо от заводских испытаний испытывают повышенным напряжением и затем периодически в установленные сроки. Изолирующие защитные средства осматривают по прошествии половины срока годности до новых испытаний, а резиновые перчатки, инструмент с изолирующими рукоятками и некоторые другие -- перед каждым употреблением. Все изолирующие защитные средства, кроме инструмента с изолирующими рукоятками, должны иметь штамп с указанием срока следующих испытаний и наибольшего номинального напряжения установки, для которой годно это защитное средство. Штамп должен быть выбит, нанесен несмываемой краской или наклеен. На негодных защитных средствах штамп перечеркивают крест-накрест красной краской [13].

6.1.3 Требования к персоналу электроустановок

Все лица, занятые на обслуживании действующих электроустановок сильного тока, должны быть психически здоровыми и не иметь увечий или болезней, препятствующих физическому труду, или повышающих вероятность несчастного случая и тяжелого его исхода (болезни зрения, сердца, почек, кожи, заикание и др.). Эти лица должны проходить медицинский осмотр при поступлении на работу, и затем раз в 2 года.

По квалификации в вопросах техники безопасности все лица, обслуживающие действующие электроустановки, делятся на 5 квалификационных групп. Возраст их должен быть не менее 18 лет (для некоторых групп 20--21 год), за исключением лиц I и II групп, где допускается 17 лет для практикантов. Лиц, не достигших 18 лет, нельзя использовать на работах, к которым не допускают подростков: на монтаже кабельных муфт, на верховых работах на воздушных линиях (при высоте более 3 м от земли до ног), на работах без снятия высокого напряжения, на ремонте и обслуживании электрооборудования в котельных, в теплосиловом отделении электростанций и на электрофильтрах, а также при электроизоляционных работах с применением эпоксиднофенольных смол и лаков [13].

Знания правил технической эксплуатации электроустановок и техники безопасности при их обслуживании проверяют ежегодно у персонала, обслуживающего действующие электроустановки или выполняющего в них наладочные, электромонтажные и ремонтные работы или испытания, а также у лиц, организующих эти работы или оформляющих наряды на них. Инженерно-технические работники, не относящиеся к перечисленному персоналу, проходят проверку знаний раз в 3 года. Результаты успешной проверки отмечают в удостоверении, где указывают присвоенную владельцу группу и дату проверки [17].

6.1.4 Заземление и зануление

Заземлением называют соединение частей электроустановки с заземляющим устройством (совокупность заземления и заземляющих проводников). Заземлитель - проводник или группа электрически соединенных проводников, находящихся в непосредственном соприкосновении с землей. Заземляющие проводники -- металлические проводники, соединяющие заземляемые части электроустановки с заземлителем.

Защитное заземление применяют во всех электроустановках напряжением выше 1000 В, а также в установках до 1000 В с незаземленной нейтралью.

В сельских сетях напряжением 380 В с наглухо заземленной нейтралью применяют зануление. Под занулением понимают соединение корпусов электроприемников, каркасов распределительных щитов и шкафов, стальных труб электропроводки, металлических оболочек кабелей и проводов, станины станков с заземленной нейтральной точкой (нулевой точкой) генератора или вторичной обмотки трансформатора, питающего сеть.

В качестве зануляющих обычно используют, рабочие нулевые провода. К однофазным электроприемникам (например, светильникам и электроинструменту) прокладывают отдельный (третий) зануляющий проводник. При замыкании фазы на зануленный корпус электроприемника или другие детали установки происходит однофазное короткое замыкание (к. з.), которое должно вызывать достаточно быстрое (несколько секунд или доли секунды) отключение поврежденного участка электроустановки или электроприемника.

Применение в электроустановках напряжением до 1000 В с глухозаземленной нейтралью защитного заземления без связи с нулевой точкой источника запрещено. На случай обрыва нулевого провода на воздушных линиях и для снижения напряжения на зануленном оборудовании при повреждении изоляции в нем (в том числе при целом нулевом проводе) по концам линий или ответвлений длиной более 200 м, а также в промежуточных точках не реже чем через 250 м делают повторные заземления нулевого провода. В помещениях без повышенной опасности поражения электрическим током при напряжении 380/220 В, а также во всех помещениях (кроме взрывоопасных) при напряжении 36 В и ниже переменного тока или 110 В и ниже постоянного тока зануление и защитное заземление не применяют.

Сопротивление заземлений повторных заземлителей нулевого провода не должно превышать 10 Ом. Если сеть питается от подстанции или электростанции с суммарной мощностью агрегатов до 100 кВА, то сопротивление каждого повторного заземлителя при их количестве не менее трех на линию может достигать 30 Ом.

В качестве зануляющих проводников в дополнение к ним, а когда достаточно по проводимости, то и вместо них следует применять так называемые естественные зануляющие проводники: металлические трубопроводы (кроме газопроводов и труб, содержащих горючие жидкости и газы), а также стальные конструкции зданий, подкрановые пути, металлические оболочки кабелей (но не проводов). Исключением являются взрывоопасные помещения класса В-1. где в электропроводках во всех случаях должен быть отдельный зануляющий проводник или специальная кабельная жила [13].

Подробный расчет заземляющего устройства подстанции приведен в 3 разделе.

6.2 Блокировки, обеспечивающие безопасность в электроустановках

Устройства, не допускающие опасных ошибок в работе, называют блокировками безопасности. Например, дверь в ячейку РУ напряжением выше 1000 В может быть снабжена электромагнитным замком, позволяющим открыть дверь, когда отключены выключатели и разъединители, через которые внутрь ячейки подается напряжение.

В электроустановках напряжением свыше 1000 В ток нагрузки более 15 А можно выключить только выключателем, в конструкции которого предусмотрены элементы для гашения электрической дуги, например бак с трансформаторным маслом. Внутри бака размыкаются контакты выключателя. Последовательно с выключателем включен разъединитель, предназначенный для создания видимого разрыва цепи ради большей безопасности работ при соприкосновении с токоведущими частями. Одна из конструкций разъединителя напоминает большой трехполосный рубильник. Он не может разрывать ток нагрузки более 15 А, а только ток холостого хода трансформаторов и зарядный (емкостный) ток ЛЭП без нагрузки.

Существуют блокировки, предотвращающие операции разъединителями при включенном выключателе, что может сопровождаться аварией и несчастным случаем [17].

На двухтрансформаторных подстанциях применяют электромагнитную блокировку при помощи одинаковых блок - замков типа ЗБ-1 и одного общего электромагнитного ключа типа КЭЗ-1 (представлен на графическом листе №7). Электромагнитный замок одновременно служит розеткой, а ключ -- вилкой. Чтобы ключ открыл замок, его вставляют в розетку данного замка, а напряжение в розетку подается автоматически с помощью сигнальных контактов, замыкающихся в зависимости от положения привода выключателя или разъединителя. Напряжение в розетки блок - замков разъединителей данного присоединения попадает при отключенном выключателе, а в розетку двери в сетчатом ограждении -- при отключенных разъединителях. При обтекании током катушки 7 электромагнитного ключа внутрь ее втягивается сердечник 5, который сжимает пружину 6 и притягивает к себе запорный стержень 1 замка. На противоположном конце сердечника 5 ключа находится кольцо. Потянув за него, перемещают запорный стержень 1 и отпирают замок.

6.3 Пожарная безопасность

Проектируемая подстанция по степени пожарной опасности относится к пожарной категории производства "В" - установки, где в процессе производства обращаются горючие и трудногорючие жидкости. С точки зрения требований к электрооборудованию подстанция имеет пожарные зоны класса П - III, к которым относятся наружные установки с горючими материалами.

На подстанции предусмотрены следующие противопожарные инструменты и инвентарь: - лопата - 5 шт;

- лом - 2 шт;

- ящик с песком - 2 шт;

- ведра - 2 шт;

- топоры - 2 шт;

- шкаф для противопожарного оборудования;

- багор - 2 шт;

- огнетушители типа: ОХП-10 - 3 шт, ОУБ-7 - 3 шт.

Для обеспечения пожарной безопасности в ОРУ под трансформаторами с содержанием масла более 1000 кг устраивают маслоприемник, заглубленный ниже уровня земли, и закрывают его сверху металлической решеткой с насыпанным поверх нее крупным и чистым гравием или непористым щебнем. Слой гравия делают толщиной не менее 25 см. Такой же слой насыпают на дно маслоприемника.

Маслоприемник выступает за габарит трансформатора во все четыре стороны не менее чем на 1,5 метра, когда масса масла более 10 тонн. Фундамент под маслоприемником выполнен из несгораемых материалов, возвышающихся над слоем гравия не менее чем на 10 см. Кабельные каналы закрыты несгораемыми плитами.

Расчет размеров маслоприемника.

На подстанции установлены 2 трансформатора ТМН-6300/110.

1. Размеры трансформатора:

длина 1=6,09 м

ширина b=4,2 м.

2. Масса масла М= 14,5т.

Вычислим объем масла по формуле:

,

где с - плотность масла, т/ мi: с= 0,87 т/ мi.

Тогда .

Размеры маслоприемника:

длина lм=6,09+2•1,5=9,09 м,

ширина bм=4,2+2•1,5=7,2 м.

Следовательно, глубина маслоприемника:

6.4 Для обеспечения охраны труда и техники безопасности проектом предусмотрено

Форма обслуживания подстанции 110/10 кВ - дежурство на дому. Поэтому здесь должны быть следующие защитные средства:

- комплект монтерского инструмента с изолирующими ручками;

- изолирующие штанги ШИО - 110 и ШО -10 У1 - 2 шт. на каждое напряжение;

- указатели напряжения - УВНБ - 6-35, УВН - 90,УНН-1;

- изолирующие клещи - 1 шт. на напряжение 10 кВ (для снятия предохранителей):

- диэлектрические перчатки - не менее 2-х пар;

- диэлектрические боты - 2 пары;

- временные ограждения (щиты) - не менее 2-х штук;

- переносные заземления со штангами типа ШЗЛ -110 - не менее 2-х;

- переносные плакаты безопасности - не менее 4-х комплектов;

- защитные очки ЗНР 1-Т - 2 пары;

- каски пластмассовые - 4 шт.;

- противогазы ПШ 1-2 шт.

Раздел 7. Вопросы экологии

7.1 Природоохранные мероприятия и экологическая безопасность при электроснабжении с/х района

7.1.1 Введение

В данном разделе дипломного проекта рассмотрено влияние электрических сетей на окружающую среду определяется воздействием электрического поля, использованием земельных ресурсов, нарушением природных ландшафтов.

Электрическое поле ВЛ - это вредный, биологически активный фактор, воздействующий на человека и окружающую природную среду.

Это влияние в основном ощущается на ВЛ напряжением 750 и 1150 кВ переменного и 1500 кВ постоянного тока. В связи я этим напряжённость электрического поля под проводами ВЛ сверхвысокого напряжения (СВН) нормируется и контролируется в пределах охранной зоны у поверхности земли, обычно 1-15 кВ/м на высоте 1,8 м от земли.

7.2 Общие сведения

Учитывая, что с удалением от линии электропередачи напряженность поля снижается до безопасных значение, по рекомендациям Минздрава СССР вдоль этих линий установлена санитарно-защитная зона с граничной напряжённостью электрического поля 1 кВ/м. Для ВЛ напряжением 750 и 1150 кВ ширина санитарно-защитной зоны, в пределах которой может иметь место угнетающее действие поля, составляет 120 и 160 м соответственно.

Основное влияние электросетевых объектов ВЛ и ПС на окружающую вреду связано с изъятием участков земли под опоры ВЛ и площадки подстанций (ПС). Полоса земли под ВЛ в пределах установленной охранной зоны не изымается у землепользователей и может быть использована для сельскохозяйственных и других нужд в соответствии с «Правилами охраны электрических сетей напряжением свыше 1000 вольт».

В ряде случаев строительство ВЛ связано с вырубкой леса вдоль трасс, что приводит не только к потере леса, но и к другим нежелательным явлениям.

Существующая в настоящее время система компенсации государству за порубки леса не учитывает экологического ущерба от миграции промысловых животных, гибели ценных растений и животных, потери так называемых «бесплатных даров природы».

Экономическим подсчётам не поддаётся ценность участков трассы, проходящих гнездовьям птиц и зверей, занесённых в Красную книгу, по зарослям дикорастущего женьшеня, заповедным и реликтовым рощам кедровой сосны и др.

В целях экологической оптимизации трасс линий электропередачи целесообразно в качестве природоохранной меры производить соответствующие биологические изыскания, картографические местности по биологическим признакам; дифференцировать тарифы на порубку лесов в размерах, стимулирующих корректировку трассы, запрещать использование гусеничной тяги с большим давлением на грунт и т.п.

Имеют место случаи, когда ВЛ становятся привлекательными объектами для крупных птиц и причиной массовой гибели в результате замыкания проводов широко распахнутыми крыльями. Наиболее опасны опоры ВЛ с штыревыми изоляторами для степного орла, занесённого в Красную книгу, орла канюка-курганника и др. Для устранения этой опасности должны разрабатываться соответствующие конструкции опор.

Для ПС, находящихся вблизи населённых пунктов, нормируется шумовое воздействие на человека. Особенно неблагоприятны низкочастотные составляющие (около 50-150 Гц) шумовых характеристик трансформаторного оборудования. Превышение нормируемого значения уровня шумов (30дБ на уровне открытой форточки в жилой застройке) устраняется мероприятиями по снижению уровня шумов (удаление ПС от селитебных территорий, шумопоглощающие устройства, размещение трансформаторов в закрытых камерах и т.п.).

Воздействие напряжённости электрического поля на окружающую среду вне территории ПС невелико.

Для персонала ПС внутри её территории напряжённость электрического поля по нормам должна быть не более 15кВ/м на маршрутах обхода для осмотра оборудования не более 5кВ/м на рабочих местах у оборудования, где возможно длительное присутствие персонала для профилактических и ремонтных работ. В зонах, где эти значения превышены, производится экранирование площадок у рабочих мест и трасс на маршрутах обхода.

Для исключения влияния на окружающую среду возможных сбросов трансформаторного масла при авариях с маслонаполненным оборудованием (трансформаторы, реакторы и пр.) на ПС предусматриваются маслоприёмники, аварийные маслостоки и закрытые маслосборники, в которые также могут поступать ливневые воды из маслоприёмников, содержащие следы масла. Вместе с тем необходимо отметить, что по своему устройству и режимам работы ВЛ и ПС напряжением 500кВ и выше не могут привести к катастрофическим авариям, связанным с массовым поражением населения или обслуживающего персонала. Многолетний опыт эксплуатации электрических сетей в России и за рубежом показал , что при авариях на ВЛ даже с падением (разрушением) опор, проводов и гирлянд изоляторов случаи поражения отдельных людей, случайно оказавщихся в месте аварии на ВЛ, чрезвычайно редки.

Повреждения и аварии на ПС напряжением 500кВ и выше, как правило, также не распространяются за пределы их внешней ограды. Некоторую опасность могут представлять только пожары на ПС, связанные с авариями трансформаторов большой мощности. Однако такие пожары в подавляющем числе случаев ликвидируются автоматическими средствами пожаротушения на ПС и не распространяются0 на расположенные вблизи жилые здания или промышленные сооружения.

7.3 Влияние электрических сетей и подстанций на земельные ресурсы

Высокие темпы электрификации страны приводят к быстрому росту протяжённости ВЛ и повышению их номинальных напряжений.

К 1990г. в нашей стране под электросетевые объекты отведено около 90 тыс. га земель, в том числе под ВЛ напряжением 35-750кВ - около 20 тыс., под распределительные сети напряжением 0,4-10кВ - до 50 тыс. га. Площадь, занимаемая подстанциями напряжением 35-750кВ, достигла 20 тыс. га.

Площади земли, отводимые в постоянно пользование, определяются в соответствии с нормами отвода земель СЕ 465-74. В постоянное пользование передаются только площади, занимаемые опорами с учётом полосы земли вокруг каждой опоры шириной 2м, и территории подстанции.

Электрифицируются в основном зоны с благоприятными климатическими условиями, где сосредоточена основная масса населения страны. В этих зонах сосредоточена также и большая часть обрабатываемых земель и лесных массивов. Сооружение ВЛ неизбежно приводит к выводу из хозяйственного применения пахотных земель и лугов, используемых для установки опор, а для опор на оттяжках эти отчуждаемые земли достаточно велики (табл.5.1.).

Таблица 5.1.

Номинальное напряжение кВ	220	330	500	750	1150
Площадь отчуждаемой земли под промежуточную опору,	240	260	320	830	1280
Площадь отчуждаемой земли под опоры на 1 км линии,	600	650	800	2100	3200

Поэтому линии электропередачи оттесняются на неудобные для пахоты земли, в том числе в лесные массивы. Проблема сосуществования лесных массивов и линий электропередачи достаточно сложна. При наличии широкой просеки вдоль трассы линий деревья теряют устойчивость, характерную для сплошных лесных массивов. В связи с этим велика опасность падения деревьев на линию.

Для ВЛ, проходящих через лесные массивы, прорубают просеки. Для ВЛ напряжением 220кВ и ниже, проходящих по ценным лесным массивам, ширина просеки предусматривается такой, чтобы расстояние по горизонтали от проводов (при их наибольшем отклонении) до кроны деревьев составляло 3-5 м, для ВЛ 330-750 кВ - 6м. Во всех остальных случаях для этих ВЛ ширина просеки принимается равной сумме расстояния между крайними проводами линии и удвоенного расстояния от крайних проводов до лесного массива (последнее обычно принимается равным высоте деревьев основного лесного массива).

Наносимый природе и лесному хозяйству ущерб и трудозатраты на расчистку просек можно значительно сократить, отказавшись от традиционного способа проектирования и строительства ВЛ. Расстояние между проводами соседних фаз должны быть сокращены до минимально необходимых для обеспечения надёжной работы линии при перенапряжениях.

Сплошная вырубка растительности на трассах линий наносит ущерб не только сельскому хозяйству и животному миру но и осложняет экологическую обстановку по линиям, вызывая необходимость принятия специальных дорогостоящих мероприятий. Вопреки существующей практике сооружения линий, нужно сохранять на трассах растительность высотой 4-5 м, производя выборочную вырубку лишь высокорастущих деревьев.

Для предотвращения уменьшения изоляционных расстояний при боковом ветре в пролётах должны быть установлены междуфазовые изоляционные распорки. Для того чтобы не устанавливать большое число распорок, а ограничиться двумя-тремя распорками на пролет длиной 350-600м (120-150между распорками), необходимо увеличить габаритное междуфазовое расстояние примерно на 0,5м.

При оценке расстояния между крайними проводами учтены размеры фаз. В результате ширина трассы линии получается на 10-20 м меньше, чем при традиционной конструкции линий, а уменьшение площади трасс в лесных угодьях при той же протяжённости линии СВН составляет около 100 тыс. га. Такой эффект вполне оправдывает меры сокращения междуфазовых расстояний на линиях.

Для линий электропередачи, проходящих вне населённых пунктов, Правилами охраны электрических сетей установлено понятие «охранная зона». Земельные участки, входящие в охранную зону, не изымаются у землепользователей. В пределах этой зоны запрещается производство каких либо работ, за исключением сельскохозяйственных, без согласования с организацией, эксплуатирующей линии.

Ширина охранной зоны зависит от напряжения ВЛ. Охранная зона вдоль ВЛ устанавливается в виде воздушного пространства над землёй, ограниченного параллельными вертикальными плоскостями, отстоящими по обе стороны линии на расстоянии от крайних проводов по горизонтали, указанном ниже (ГОСТ 12.1.051-90):

Напряжение ВЛ, кВ	Расстояние, м
До 20	10
Свыше 20 до 35	15
35-110	20
110-220	25
220-500	30
500-750	40
750-1150	55

В настоящее время общая площадь охранных зон ВЛ составляет более 12 млн. га, 1/3 этой площади приходятся на ВЛ 35 кВ и выше. Входящие охранные зоны земельные участки используются для сельскохозяйственных нужд при условии строгого соблюдения Правил охраны. При с/х работах, соблюдение этих правил вызывает трудности, связанные с ограничением применения механизмов при обработке земли, невозможностью полива с/х культур и др.

В целях защиты населения от вредного воздействия электрического поля ВЛ сверхвысокого напряжения (СВН) вдоль них устанавливаются санитарно-защитные зоны, ширина которых практически совпадает с шириной охранной зон (исключения составляют ВЛ 300кВ, санитарно-защитная зона которых меньше охранной). В санитарно-защитных зонах ВЛ СВН рекомендуется выращивать с/х культуры не требующие ручной обработки.

Подстанции, как правило, должны располагаться на непригодных для с/х использования землях, на незаселённой территории или на территории, занятой кустарниками и малоценными насаждениями, вне площадей залегания полезных ископаемых.

Подстанции должны размещаться с учётом наиболее рационального использования земель и перспективы последующего расширения.

Следует отметить, что в случае широкого внедрения элегазовых распределительных устройств на ПС 500, 700 и 1150 кВ площади, занимаемые под эти подстанции, могут уменьшится на 30-40%.

7.4 Влияние воздушных линий электропередачи на окружающую среду

ВЛ оказывают многостороннее комплексное экологическое воздействие. В связи с этим задачей специалистов является разработка мероприятий, обеспечивающих оптимальное сосуществование сети ВЛ, природы и человека.

При длительном пребывании человека в полях более высокой напряженности (E10-15 кВ/м) могут возникнуть неблагоприятные физиологические изменения, связанные с воздействием на нервную систему и сердечнососудистые системы, мышечную ткань и органы. При этом возможно изменение кровяного давления и пульса, аритмия, повышенная нервная возбудимостью Эти явления носят временный характер и исчезают через некоторое время после прекращения воздействия поля.

На основе изложенных факторов разработаны нормы, ограничивающие напряжённость поля под линиями и длительность пребывания обслуживающего персонала в полях различной напряжённости. Под линиями в труднодоступной местности (болота, горные склоны) допускается напряжённость электрического поля 20 кВ/м; для ненаселённой местности - 15 кВ/м, в местах пересечения с дорогами - 10 кВ/м и для населённой местности, где под линиями могут находиться люди - 5 кВ/м. Кроме того нормируется допустимая напряжённость на границах жилых застроек -1,5 кВ/м, при этом допускается пребывание человека в течение всей жизни.

Наиболее простым конструктивным способом ограничения напряжённости поля под линиями является установка заземлённых тросов под проводами линий. Как указывалось выше, габарит до земли нормируется с учётом необходимости обеспечения безопасности перемещения под линиями различных механизмов высотой до 4-4,5 м. Поэтому, если высота троса в месте его максимального провеса не будет превышать 4-4,5 м, высота подвески проводов над землёй не изменится. Наведённые на заземлённых тросах заряды частично компенсируют поле проводов линии и ограничивают напряжённость поля. Более эффективна подвеска под каждым проводом линии двух тросов, разнесённых в горизонтальной плоскости.

На заземлённых тросах наводятся заряды, знак которых противоположен знаку заряда соответствующего провода, поэтому Е поля под линией уменьшается.

Следует заметить, однако, что подвеска дополнительных тросов приводит к заметному удорожанию линии. Расчёты показывают, что экономически более целесообразно увеличивать высоту подвески провода. Поэтому тросовые экраны применяются только при пересечениях линией дорог. При этом они натягиваются между дополнительными железобетонными стойками.

Габарит от провода до земли устанавливается ПУЭ с учётом возможности проезда с/х машин и механизмов (например, комбайнов и автокранов). Поэтому ПУЭ допускается сохранять под линиями электропередачи сады с высотой крон деревьев не более 4 м. При этом не возникает опасности разрядов проводов на деревья.

Ограничение напряжённости поля под линиями электропередачи может быть достигнуто без изменения конструкции линии при использовании растительного массива под линиями. Дело в том, что стволы и ветки деревьев, кустарников имеют довольно высокую проводимость в течении всего года, но особенно в летнее время: погонное сопротивление составляет 1-3,5 МОм/м при положительных температурах и 100-500 МОм/м при отрицательных температурах. Сопротивление корневой системы деревьев и кустарников (30-40 кОм) мало по сравнению с сопротивлением веток.

В связи с этим при высоте древесно-кустарниковой растительности под проводами линии 4 м падение напряжения не превышает десятков вольт в летнее время и единиц киловольт (до 3-4 кВ) в зимнее время. Таким образом, средняя напряженность поля в массиве древесно-кустарниковой растительности по ВЛ не превышает 1 кВ/м при отрицательных температурах и 0,01 кВ/м при положительных температурах. Это обеспечивает полную экологическую безопасность людей и животных под линиями.

Длительными (многолетними) наблюдениями установлено почти полное отсутствие влияние электрических полей с напряжённостью до 50 кВ/м на физиологические процессы в клетках растений и на состояние и рост растений в целом. Не обнаружено влияние электрического поля и на цветение и плодоношение плодовых деревьев: яблони, груши, вишни.

Наличие низкорослой древесно-кустарниковой растительности на трассах линий затрудняет произрастание высокорастущих пород деревьев, что приведёт к значительному сокращению работ по расчистке трасс линий, а также имеет другое важнейшее значение. Электрическое поле, создаваемое линиями СВН, оказывает неблагоприятное влияние на живые организмы. Наиболее чувствительны к электрическим полям копытные животные и человек в обуви, изолирующей его от земли. Копыто животных также является хорошим изолятором. В этом случае на изолированном от земли проводящем объёмном теле наводится потенциал, зависящий от соотношения ёмкости тела на землю и на провода ВЛ. Чем меньше ёмкость на землю (чем толще, например, подошва обуви), тем больше наведённый потенциал, который может составлять несколько киловольт и даже достигать 10кВ.

В зонах интенсивного земледелия целесообразно использовать трассы линий для разведения плодово-ягодных садов, тутовника и других полезных в хозяйственном отношении культур.

Таким образом, при наличии растительных массивов пол линиями высотой 4-5 м культурных пород и дикорастущих местных видов проблема безопасности экологических видов полностью решается и габарит между проводом и землёй может выбираться только из условия надёжной работы линий при воздействии напряжений с учётом выноса потенциала земли на уровень высоты растительного массива.

Выводы

1. Применение традиционных конструкций ВЛ приводит к уничтожению сотен тысяч гектаров лесов, к исключению возможности хозяйственного использования этих площадей, к значительным нарушениям условий произрастания леса на примыкающих к трассам линий территорий.

2. Ущерб от сооружения ВЛ в лесных массивах может быть значительно сокращён при использовании компактных конструкций линий и дендромелиорации трасс.

3. В данном проекте учтены вопросы дендромелиорации трасс ВЛ обеспечивающих полную их экологическую безопасность.

4. Установка заземлённых тросов под проводами линий является простным конструктивным способом ограничения Е поля под линиями.

5. Внедрение элегазовых распределительных устройств значительно сокращает занимаемый площади под ПС.

Список литературы

1. РУМ, ноябрь 1981 г., М.: Сельэнергопроект.

2. Будзко И. А., Левин М. С.: Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населенных пунктов. - М.: Агропромиздат, 1985 г.

3. Солдаткина Л. А. Электрические сети и системы. - М.: Энергия, 1978 г.

4. Каганов И. Л. Курсовое и дипломное проектирование. - М.: Агропромиздат, 1990 г.

5. Будзко И. А., Лещинская Т. Б., Сукманов В. И. Электроснабжение сельского хозяйства. - М.: Колос, 2000 г.

6. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1989 г.

7. Левин М. С., Лещинская Т. Б., Белов С. И. Электроснабжение населенного пункта. Методические рекомендации по курсовому и дипломному проектированию. - М.: МГАУ им. В. П. Горячкина, 1999 г.

8. Сукманов В. И., Лещинская Т. Б. Дипломное проектирование. Методические рекомендации по электроснабжению сельского хозяйства. - М.: МГАУ им. В. П. Горячкина, 1998 г.

9. Катков П. А., Франгулян В. И. Справочник по проектированию электросетей в сельской местности. - М.: Энергия, 1980 г.

10. РУМ, сентябрь 1986 г., М.: Сельэнергопроект.

11. Ульянов С. А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах. М.: Энергия, 1970 г.

12. РУМ, ноябрь1976 г., М.: Сельэнергопроект.

13. Ганелин А. М. Применение электрической энергии в сельскохозяйственном производстве. Справочник. - М.: Колос, 1974г.

14. Водяников В. Т. Экономическая оценка энергетики АПК. - М.: ИКФ «ЭКМОС», 2002 г.

15. Прусс В.Л., Тисленко В.В. Повышение надежности сельских электрических сетей. - Л.: Энергоатомиздат, 1989 г.

16. Лещинская Т. Б. Методические указания по выполнению курсовой работы по курсу «Электрические сети». - М.: МГАУ им. В. П. Горячкина, 1991 г.

17. Шкрабак В. С., Луковников А. В., Тургиев А. К. Безопасность жизнедеятельности в сельскохозяйственном производстве. - М.: КолосС, 2002 г.

Размещено на Allbest.ru