25909

Забезпечення подальшого стійкого енергопостачання

Дипломная

Энергетика

На Україні прийнято закон про енергозбереження, який вимагає вирішення питань використання енергії з урахуванням економічних аспектів. На підприємствах ефективність заходів стосовно енергозбереження вимагають документи, в яких потребується скорочувати рівень платежів за забруднення навколишнього середовища.

Украинкский

2014-08-21

161.44 KB

9 чел.

Зміст

Відомість документів

Вступ

  1.  Загальна частина
  2.  Вибір номінальної напруги мережі
  3.  Принцип побудови електричної мережі
  4.  Складання схеми електричної мережі
  5.  Обґрунтування необхідності і місця розташування ГЗП в районній мережі

  1.  Спеціальна частина
  2.  Визначення потужності підстанцій
  3.  Вибір силових трансформаторів
  4.  Вибір конфігурації та електричний розрахунок розподільчої мережі 35кВ у кільцевій мережі
  5.  Вибір конфігурації та електричний розрахунок розподільчої мережі 35кВ у кільцевій мережі
  6.  Визначення втрат електроенергії
  7.  Розрахунок стріли провису проводу для схеми з одностороннім живленням
  8.  Визначення питомих навантажень, які діють на провода
  9.  Визначення вихідних кліматичних умов
  10.  Розрахунок витрат кольорових металів в проводах ЛЕП

2.10 Вибір опор

  1.  Заходи з охорони праці і навколишнього середовища
  2.  Охорона праці та техніка безпеки при роботі з електричними мережами
  3.  Організаційні і технічні заходи, що забезпечують безпеку праці
  4.  Заходи з охорони довкілля
  5.  Використання захисного заземлення в мережі 35кВ.

  1.  Організація виробництва
  2.  Організація обслуговування електроустаткування
  3.  Складання балансу робочого часу
  4.  Розрахунок трудомісткості обслуговування
  5.  Організація ремонтів електроустаткування
    1.  Система ППР і її зміст
      1.  Методи і форми проведення ремонтів
      2.  Складання графіка ППР
      3.  Розрахунок трудомісткості ремонтів
      4.  Організація праці і заробітної плати

  1.  Економіка виробництва
  2.  Розрахунок фонду оплати праці
  3.  Розрахунок  витрат на придбання і монтаж електроустаткування
  4.  Розрахунок експлуатаційних витрат
    1.  Розрахунок амортизаційних відрахувань
      1.  Розрахунок витрат та вартості електроенергії
      2.  Розрахунок вартості допоміжних матеріалів і запасних частин на обслуговування і ремонт електроустаткування
  5.  Складання кошторису експлуатаційних витрат
  6.  Техніко-економічні показники

Перелік посилань

Вступ

«Електричні мережі» - це дисципліна, яка є базовою для фахівців з електротехнічних систем електроспоживання. Основне завдання  - формування знань з теорії передачІ та розподілу електричної енергії, набуття досвіду розрахунків з визначення параметрів електрообладнання та режимів електричних мереж з урахуванням вимог економічності, надійності електропостачання і забезпечення необхідної якості електроенергії, безпеки її використання й тощо.

  Проведення дієвих заходів з енергозбереження породжено багатьма причинами. Головні з них – прискорення виснаження природних непоповнювальних запасів палива та негативний підхід хімічних, теплових, механічних керівників підприємств, які отруюють навколишнє середовище навіть тоді, якщо в енергетику залучити вторинні енергоресурси та поновлювані горючі ресурси планети. Максимально обмежити дію шкідливих чинників на біосферу – завдання, від вирішення якого залежить збереження сприятливих умов життя на Землі наданому етапі розвитку світового співтовариства.

  На Україні прийнято закон про енергозбереження, який вимагає вирішення питань використання енергії з урахуванням економічних аспектів. На підприємствах ефективність заходів стосовно енергозбереження вимагають документи, в яких потребується скорочувати рівень платежів за забруднення навколишнього середовища.

  Критерії загальноекономічного, технічного та культурного рівня розвитку є масштаби виробництва і споживання електроенергії, рівень електрифікації. Шлях до цього економічного та технічного прогресу енергетику цілому полягає завдяки подальшому розвитку електрифікації.

  Реалізація енергетичної програми України і її дії полягає у рішенні головної мети – забезпечення подальшого стійкого паливо-енергозабезпечення народного господарства, охоплюючи виробництво і використання різноманітних форм енергії, а також її перетворення.

  Розвиток енергетики забезпечує подальше стійке використання народного господарства та підвищення ефективності загального виробництва. Передача та  розподіл виробничої електроенергії на промислових підприємствах повинна виконуватися з високою економічністю і цілесообразним. Для цього у системі цехового розподілу електроенергії використовують комплектні розподільчі пристрої підстанцій та силові і освітлювальні струмопроводи . Це дає гнучку і надійну систему розподілу та економію великої кількості дротів та кабелів. Широко використовуються сучасні системи автоматики, що також забезпечую необхідний раціональний та економічний розподіл електроенергії в усіх галузях промисловості. Спрощені системи підстанцій різноманітної напруги та призначень, спрощені схеми розподілу електроенергії, електричні мережі. Все це дає умови економії витрат, а також отримання дешевої електроенергії.

  Передбачається виконувати великі структурні здвиги в енергетиці, пов’язані з подальшим розвитком нової техніки і нової технології у галузях. Буде різко збільшено ввід потужних енергоблоків на атомних станціях і електрогідростанціях, збільшено одиничні потужності електростанцій, вироблено нові енергетичні агрегати – паротурбінні, парогазові, гідроакумулюючі. Будуть виконуватися роботи по утворенню науково-технічного заділу послідуючого найбільш ефективного розвитку енергетики.

  При виконанні основної своєї задачі – забезпечення подальшого стійкого енергопостачання, забезпечення паливом, були негативні відхилення від контрольних показників. Наприклад, не виконувалися завдання по видобуванню нафти та вугілля виробництву електроенергії на атомних електростанціях й ряду інших показників. До цього часу здолані, в основному, відставні з видобування вугілля. В окремих регіонах нашої країни здійснюється немотивований відпуск електроенергії. До цього часу ліквідація напруги енергетичного балансу є головна і першочередна задача етапів розвитку енергетики. Одночасно повинна розраховуватися  задача забезпечення ґатунку і надійності енергозабезпечення, тобто відтворення необхідних ресурсів і резервів, запасів. Стратегічною задачею є всесвітнє збільшення народногосподарчої ефективності енергетики, забезпечення економічно виправданої потреби народного господарства в енергії при мінімальних витратах. До цього часу виробництвам електроенергії в Україні зайняті 5 атомних і 14 потужних теплових електростанцій, маючих базові навантаження промислових підприємств. Парові електростанції України вмикаються в роботу в години пікових добових навантажень з метою запобігання падінню частоти в мережах нижче 49,5 Гц. За дев’ять місяці на 14 енергоблоках п’яти українських АЕС вироблено електроенергії на 1 млрд кВт год. Значний зріст масштабів і подальша концентрація виробництва, перетворення і використання енергоресурсів, а також збільшення видобування і споживання менш гатункових видів палива збільшать в майбутньому роль економічних аспектів в розвитку енергетики.

                                                      І Загальна частина

  1.  Вибір номінальної напруги мережі.

Кожен електроприймач розрахований на нормальну роботу з певною напругою, яку називають номінальною. За такої напруги забезпечується най економніша робота електрообладнання та приймачів електричної енергії. Номінальна напруга електричної мережі відповідає номінальній напрузі її електроприймачів. Генератори, синхронні компенсатори, трансформатори й автотрансформатори розраховують на таку номінальну напругу, за якої забезпечується оптимальна робота споживачів електроенергії при мінімальних відхиленнях напруги від номінальної.

  Для отримання більш економічного варіанту електропостачання підприємства в цілому напруга кожного ланцюга системи електропостачання повинна обиратись перш всього з урахуванням напруги сміжних ланцюгів. Вибір напруги базується на порівнянні техніко економічних показників різних варіантів у випадку, коли:

  1.  Від джерела живлення можна отримувати енергію при двох напругах або більше;
  2.  При проектуванні електропостачання підприємства приходиться розширювати існуючі підстанції й збільшувати потужність заводських електростанцій;
  3.  Мережі заводських електростанцій зв’язувати з мережами енергосистем.

   Переваги при виборі варіантів слід віддавати варіанту з більш високою напругою навіть при невеликих економічних переваг ( не перевищуючих 10-20%) нижчого із порівнювальних напруг.

  Для живлення великих та особливо великих підприємств слід використовувати напругу 11, 150, 220, 330 та 500 кВт.

  Напругу 35 кВ, в основному, рекомендується використовувати для розподілу енергії на першій сходинці середніх підприємств при відсутності значної кількості електродвигунів напругою вище 1000 В, а  також для часткового розподілу енергії на великих підприємствах, де загальна напруга 35 кВ можна використовувати для повного або часткового внутрізаводського розподілу електроенергії при наявності:

а) Потужних електроприймачів на 35 кВ (стале плавких печей, потужних ртутно-вирівнювальних установок та ін..);

б) Електроприймачів підвищеної напруги, значно віддалених від джерел живлення;

в) Підстанцій малої та середньої потужності напругою 35/0.4 кВ, включених за схемою «глибокого ввода».

Напругу 20 кВ при необхідному обґрунтуванні слід використувати для живлення тільки:

а) Підприємств середньої потужності, віддалених від джерел живлення і не маючих своїх електростанцій;

б) Електроприймачів, віддалених від підстанцій великих підприємств (кар’єрів, рудників і т.п.);

в) Невеликих підприємств, населених пунктів, залізничних вузлів і т.п., підключаємих до ТЕЦ найближчого підприємства. Цілесообразність використання напруги 20 кВ повинна ґрунтуватися техніко-економічними порівняннями з напругами 35 та 10 кВ з урахуванням перспективного розвитку підприємства.

  Напругу 10кВ необхідно використовувати для внутрізаводського розподілення енергії:

а) На підприємствах з потужними двигунами, допускаючи безпосередньо підключених до мережі 10кВ

б) На підприємствах невеликої  та середньої потужності при відсутності або незначній кількості двигунів 6 кВ;

в) На підприємствах, що мають власну електростанцію з напругою генераторів 10 кВ.

  Напругу 6кВ зазвичай використовують при нарахуванні на підприємстві:

а) Значної кількості електроприймачів на 6 кВ,

б) Власної електростанції з напругою генераторів 6 кВ.

Використання напруги 6кВ та техніко-економічними показниками при виборі величини напруги:

  При напрузі розподільчої мережі 10 кВ двигуни середньої потужності 250 кВт і віще слід використовувати напругу 6 кВ з використанням в необхідних випадках схеми блока «трансформатор – двигун» при невеликій кількості двигунів на 6 кВ.

1.2 Принцип побудови електричної мережі.

   Електричні мережі можуть бути виконані повітряними та кабельними лініями, шино проводами та струмопроводами. В моєму випадку є як повітряна так і кабельна лінія.

   Енергетика є однією з основних галузей суспільного виробництва і відіграє провідну роль у розвитку національної економіки, технічного процесу й підвищенні рівня життя людей. Широке застосування електричної енергії у промисловості, сільському господарстві, на транспорті, у побуті та інших сферах зумовлене простою її передачу в інші види енергії – механічну, теплову, світлову тощо.

  Джерелами електричної енергії є електричні станції, які перетворюють енергію палива, води та нетрадиційних джерел в електричну енергію.

  Електричні станції, розташовані в одному або різних районах, об’єднують за допомогою високовольтних ліній електропередачі для паралельної роботи. Таке об’єднання, призначене для виробництва, передавання, і розподілу електричної енергії між споживачами, називається  електричною системою. До складу електричної системи входять генератори, лінії електропередачі високої і низької напруги розподільні пункти (РП), підстанції (ПС) і електроприймачі (ЕП). Окремі енергетичні системи з’єднують високовольтними лініями, в результаті чого утворюється об’єднана електроенергетична система.

  Сукупність електричних станцій, мереж і споживачів теплової й електричної енергії, об’єднаних між собою спільним режимом із загальним диспетчерським керуванням, називають енергетичною системою (ЕС). Електроенергетична система є частиною енергетичної системи.

  Використання об’єднаних енергетичних систем зумовлено їх техніко-економічними перевагами. При централізованому виробництві електричної енергії об’єднаній енергетичній системі можна значно зменшити необхідний резерв потужності й сумарну встановлену потужність електростанцій, сумарні капіталовкладення на їх спорудження й витрат на експлуатацію, а також підвищити надійність електропостачання споживачів і техніко-економічні показники роботи об’єднаної енергосистеми повітряно з ізольованою роботою окремих електростанцій. Електричні станції в енергетичній системі можна розташувати незалежно від вузлів навантаження, що дає змогу використовувати місцеві енергетичні ресурсі й забезпечує економічно-доцільний розподіл потужності між електростанціями з позицій найменшої собівартості електричної енергії в системі.

  Електричні мережі призначені для передавання електричної енергії від джерел живлення до споживачів і розподілу її між ними, а також для об’єднання окремих електростанцій для паралельної роботи і створення об’єднаних енергосистем.

  Електрична мережа складаються з повітряних і кабельних ліній електропередачі (ЛЕП), підстанцій (ПС) та розподільних пунктів. Передавання електричної енергії на значні відстані здійснюють при підвищеній напрузі. При цьому зменшуються струми, що протікають по лініях, а також втрати напруги й потужності. Для підвищення напруги використовують  трансформатори, які встановлюють на підвищувальних підстанціях (ТП) напругу знижують до рівня, за якого здійснюється споживання електричної енергії. На шляху передавання електричної енергії зазвичай відбувається кілька трансформацій напруги. Підстанції, на яких здійснюється перетворення змінного струму в постійний чи навпаки, називається перетворювальними підстанціями (ПП).

   Розподіл електричної енергії на підстанціях здійснюють за допомогою розподільних пристроїв високої та низької напруги, які включають збірні шини, комутаційні апарати, електровимірювальні прилади, а також пристрої релейного захисту та автоматики. У розподільних пунктах електрична енергія розподіляється на одній напрузі (без трансформації й перетворення).

   Приймачами електричної енергії називають електричні установки, в яких електрична енергія перетворюється в інші види енергії або в електричну енергію з іншими параметрами (напругою, частотою, роду струму). Наприклад, приймачами електричної енергії електродвигуни змінного та постійного струму в яких електрична енергія перетворюється на механічну, а також електричні, дугові, та індукційні печі, в яких здійснюється перетворення електричної енергії в теплову , електроосвітлювальні установки, в яких електрична енергія перетворюється в світлову, та інші. Широким є поняття споживача електричної енергії. Споживачів називають один або групу електроприймачів, які отримують живлення від однієї або декількох ТП чи РП. Наприклад, споживачами електричної енергії є нагрівальні та перетворювальні установки, окремі цехи, будинки, мікрорайони, заводи та інші об’єкти. До споживачів електричної енергії відносять також підстанції, від яких здійснюється електропостачання окремих промислових підприємств, житлових районів та інших об’єктів.

  Центрами живлення (ЦЖ) споживачів є шини нижчої напруги районних підстанцій, на яких здійснюється регулювання напруги під навантаженням.

1.3 Складання схеми електричної мережі.

Для вибору схеми і системи побудови електричної мережі необхідно врахувати потужність і число споживачів, рівень надійності електропостачання, не споживачів у цілому, а окремих електроприймачів. Надійність електропостачання – засіб системи електропостачання забезпечити підприємство електроенергією гарного ґатунку, без зриву плану виробництва і передбачити аварійну перевагу в електропостачанні.

  При побудові схеми електропостачання враховують що електричні мережі задовольняють наступні умови:

  1.  Можливі найменші витрати на спорудження і експлуатацію мережі при забезпеченні необхідної степені надійності електропостачання в співвідношенні з категорією споживання електроенергії;
  2.  Забезпечення високого ґатунку електроенергії
  3.  Можливість подальшого розвитку мереж при збільшенні навантаження споживачів.

  З степені надійності роботи систем електропостачання згідно з ПУЕ усі споживачі електроенергії підрозділяються на три категорії. До першої категорії належать такі електроспоживачі, порушення електроспоживання яких викликає небезпеку для життя людини, а також масовий брак виробництва, пошкодження обладнання, порушення складного технологічного процесу, порушення роботи особливо важливих елементів міського господарства. До другої категорії належать споживачі, перерва в електропостачанні яких пов’язана з масовим недовиробництвом продукції, перервою в роботі обладнання, промислового транспорту, порушення нормальної діяльності значної кількості міських жителів. До третьої категорії належать всі останні споживачі.

  Особливе місце в ПУЕ виділяється незалежному джерелу живлення, особливо територіально-розобщені джерела живлення. При значній потужності і довжині зв’язку мережа виконується на підвищеній напрузі (220 - 500кВ).

  Живлення підприємства виконується по спрощеним схемам електропостачання, з перевагою відкритої установки трансформаторів і електроапаратури, застосування збірних шин, максимальне приближення джерел живлення високої напруги до споживачів електроенергії, відмова від «холодного резерву», а глибоке секціонування усіх ланок систем електропостачання, вибір оптимальних режимів роботи елементів систем електропостачання.

  Як відомо, електрична енергія – комплекс будь-якої країни, складається з генераторів електричних підстанцій (ТП), реакторів, компенсуючи устаткувань (КУ), повітряних ліній електропередач (ЛЕП), розподільних установок (РУ), споживачів. Кожен з них характеризується своїми електричними параметрами, які впливають на режим передачі електричної енергії від джерела до споживача. Електрична мережа являє собою електротехнічну споруду (ЕТ). Електричні розрахунки якої виконуються за допомогою схем заміщення. Всі вони складаються на одну фазу. Будуються таким чином, щоб відобразити зміни потужності і напруги при протіканні змінного трифазного струму по елементах мережі.

  Схема складається з подовжених (R,X) та поперечних елементів (B,G). До перших (R,X)  належать елементи мережі по яких протікає струм навантаження, до других(B,G) належать елементи, що відображають процеси в електричному полі навколо дроту. Поперечні елементи в схемах заміщення увімкнені на половину напруги мережі. Повздовжнім на поперечним елементам відповідають повздовжні та поперечні параметри, які віддзеркалюють властивості лінії електропередачі та фізичну суть явищ, що мають місце при протіканні трифазного струму по дротам.

1.4 Обґрунтування необхідності місця розташування ГЗП в районній мережі.

При проектуванні системи внутрішнього електропостачання вирішуються наступні питання:

А) вибір місце розташування ГЗП або ГРП і цехових трансформаторних підстанцій;

Б) визначення потужності трансформаторів;

В) вибір схеми розподілення енергії на високій напрузі;

Г) розрахунок мережі високої напруги.

З техніко-економічних даних, бажано розташувати в центрі електричних навантажень підприємства. Для визначення центра навантажень будується картограма електричних навантажень, являючи собою генеральний план підприємства, на якому показані силові та освітлювальні навантаження по кожній будівлі.

  Методами будування рівнодіючих навантажень. Аналогічними відомим методам теоретичної механіки, може бути знайден центр навантажень. Та все ж далеко не завжди вдається розташувати ГЗП або ГРП в центрі навантажень, оскільки визначаючими факторами часто є протипожежні, транспортні, а іноді і архітекрутно-будівні особливості. Тому місце розташування ГЗП або ГРП слід знаходити, порівнюючи різні варіанти з урахуванням цих факторів.

  Вибір кількості й місце розташування цехових трансформаторних підстанцій, а також кількості й місце розташування цехових трансформаторних підстанцій, а також кількості й потужності трансформаторних одиниць досить важко. Для цього необхідно порівняти декілька варіантів, прагнучи отримати мінімум капітальних витрат та монтажних витрат, найменші витрати на кольоровий метал і забезпечити необхідний рівень надійності електропостачання. Є декілька методів для аналітичного визначення кількості та найвигіднішого встановлення потужності підстанції, та все ж вони не отримали поширення.

  В практиці проектування використовується система дроблення цехових підстанцій, при якій підстанції розташовуються поблизу або всередині промислових цехів. Потужність окремих трансформаторів зазвичай не перевищує 1000 кВА при напрузі цехової мережі 380/220 В. Така система дозволяє знизити витрати на мережу низької напруги як на капітальні так  і монтажні. Разом з тим при цьому збільшуються затрати на апаратуру високої напруги.  В цілому система з невеликими підстанціями, приближена до цехів, виявляється вигідною та використовується повсюди.

  Місця розташування цехових підстанцій визначаються так само, як і місць ГРП, за картограмою електричних навантажень. При розташовані підстанції враховується чергове будівництво окремих об’єктів та перспективний ріст навантажень. В усіх випадках необхідно прагнути, щоб цехові підстанції приймалися вбудованого або прибудованого виду, оскільки при цьому знижуються витрати на улаштування мережі низької напруги і на будівничу частину.

  В теперішній час ряд підприємств електропромисловості виготовляє малогабаритні комплексні трансформаторні підстанції (КТП), придатні для розташування всередині цеха з простою схемою електричних з’єднань , без зборних шин і вимикачем зі сторони високої напруги, котрі завдяки своїй простоті та дешевизні отримали широке використання.

  Окремо розміщені підстанції необхідно використовувати лише для пожаро-вибуонебезпечних цехів або цехів з хімічно-активною середою, діючих на обладнання підстанції, а також в тих випадках, коли група невеликих розкиданих по цеху з загальним навантаженням до 100 кВА живляться від однієї підстанції.

  Для урахування перспективного росту навантажень цілесообразно при споруджені ТП передбачити можливість встановлення в ній силового трансформатора більшої потужності. Так, наприклад, при встановленні трансформатора 400 кВА передбачаються габарити камери під трансформатор 630 кВА і т.п.

  Для цехових трансформаторних підстанцій замість встановлення може бути забезпечено автоматичне резервування від суміжної підстанції, для чого прокладаються відповідні перемички між шинами низької напруги.

  На підстанціях не рекомендується встановлювати більше двох  трансформаторів, оскільки в цьому випадку зростають капітальні витрати і ускладнюється електрична схема. Найбільш девешим є одно трансформаторні підстанції, та все ж таки на підприємствах з різко змінюючоюся протягом доби навантажень з метою зниження втрат електроенергії все-таки цілесообразно мати на підстанції два трансформатори, а в деяких випадках і більше при відповідному графіку навантажень і економічному обґрунтуванні. В усіх випадках слід прагнути, щоб на підстанції встановлювались трансформатори однакової потужності.

II. Спеціальна частина

2.1. Визначення потужності підстанції та вибір силових трансформаторів

Дані для проектування електричної мережу.

                            ГЗП

              Д             ТП-1(А)                  ТП-2 (Б)

                                        К

Максимальні зимові розрахункові електричні навантаження Pmax, природні середньозважені значення коефіцієнту потужності (cos) та номінальні напруги розподільчої мережі (Uн) приведені в таблиці:

Таблиця 2.1 Дані для проектування

ТП-1

ТП-2

Pmax,

кВт

cos

Uн,

кВ

Pmax,

кВт

cos

Uн,

кВ

1200

0,9

35

1000

0,8

35

  1.  Довжина ділянок між підстанціями:

Д = 1,5 км

К = 2 км

  1.  Для стріли провису проводу приймаємо відстань між опорами:

l = 180 м

- Відомості про кліматичні умови для розрахунку ПЛ по розрахунковим кліматичним умовам (р.к.у.) територія Дніпропетровської області (м. Кривого Рогу) належить до III району, товщина стінки ожеледі – 19 мм.

Розрахунки повної потужності кожної підстанції визначаються за заданими активної потужності та середнього коефіцієнту потужності навантаження цієї підстанції.

Визначаю за такими формулами:

S = P / cos φ                                                      (2.1)

S А = 1200 / 0,9 = 1333,3 кВА

S Б = 1000 / 0,8 = 1250 кВА

2.2 Вибір силових трансформаторів

Враховуючи, що ГЗП розрахована на I та II категорії споживачів, обираю два трансформатори, тому:

      S гзп = S / 2  =1333,3+1250=2533,3/2=1266,7 кВА                                                  (2.2)

Таким чином потужність трансформатора двох-трансформаторної підстанції:

Sном S* (0,7 / 1,4)                                           (2.3)

Для одно-трансформаторної підстанції потужність трансформатора:

Sном S                                                    (2.4)

де S – розрахункова потужність навантаження;

Sном – номінальна потужність обраного типу трансформатора

S номА ≥ 1333,3 · (0,7 / 1,4) = 666,7 кВА

SномБ ≥ 1250 · (0,7 / 1,4) = 625 кВА

S номА ≥ 666,7 (кВА) => SномА (1000) ≥ 666,7 (кВА)

S номБ ≥ 625 (кВА) => SномБ (1000) ≥ 625 (кВА)

2.3 Вибір конфігурації та електричний розрахунок розподільчої мережі 35 кВ у кільцевій мережі

Визначаю довжину ділянки від ГЗП до підстанції В.

                                             (2.5)

=

2.3.1 Розраховую електричну мережу 35 кВ підстанції №12, яка живить електрикою таких споживачів Центрального ГЗК, як Центральна Енергетична Компанія,линии Л 311, Л 312, Л 313, Л 314.

                                        ГЗП

        

                                      1,5                             2,5

                                    

2

                                     ТП-1(А)                                     ТП-2(Б)

Мал. 1 Кільцева мережа 35 кВ

2.3.2 Представляю розподільчу мережу 35 кВ у вигляді лінії з двостороннім

живленням для надійності забезпечення електричною енергією споживачів підприємства:

                                ТП-1(А)                                         ТП-2(Б)

ГЗП1 1250 + j 878,8                     50 – j 212,9                            1150 + j 591,8 ГЗП2

                            1200 + j 900                                   1000 + j 489

Мал. 2 Розподільча мережа 35 кВ (схема заміщення)

2.3.3 Визначаю розподіл активної потужності по ділянкам:

Р = Σ Pi - li / L                                                  (2.6)

де Pi – активна потужність ітої підстанції, кВт 

liвід ГЗП до ітої підстанції, км

L – відстань від ГЗП1 до ГЗП2, км

Р1 = (1200 · 2,5) + (1000 · (2,5 + 2)) / 6 = 1250 кВт

Р2 =  (1000 · 1,5) + (1200 · (2,5 +2)) / 6 = 1150 кВт

2.3.4 Визначаю розподіл реактивної потужності по ділянкам

Спочатку визначаю реактивну потужність кожної підстанції за формулою:

Q = tg φ · P = sin φ / cos φ · P = · P           (2.7)

QА = · 1000 · 0,75 = 489 кВА

QБ = · 1200 · 0,49 = 900 кВА

Визначаю розподіл реактивної потужності по ділянкам:

Q = Σ Qili / L                                                (2.8)

де Qi  реактивна потужність ітої підстанції

Q1 = (489 · 1,5) + (900 · (2,5 + 2)) / 6 = 878,8 кВар

Q2 = (900 · 1,5) + (489 · (2,5 + 2)) / 6 = 591,8 кВар

Точка розподілу активної та реактивної потужностей знаходиться на

підстанції В.

Визначаю активні потужності для розподільчої мережі 10 кВ  по схемі з двостороннім живленням:

РАБ = Р1 – Р2                                                                       (2.9)

РАБ = 1250 – 1200 = 50 кВт

Визначаю реактивну потужність для вище зазначених:

  QАБ = Q1 - QА                                                                   (2.10)

QАБ = 378,8 – 591,8 = - 212,9 кВар

2.3.5 Визначаю струм, який проходить по кожній ділянці:

Іі =  / · Uн                                                              (2.11)

де Uн – номінальна напруга, кВ

І= · 35= 25,2 А

ІАБ = · 35= 3,6 А

ІБ2 = · 35= 21,4 А

2.3.6 Визначаю еквівалентний економічний переріз проводів:

                Fee = І1 / jee                                                                      (2.12)

де І1 – струм головної ділянки, А

jee – еквівалентна величина економічної густини струму, А/мм2

 jee = jeк · Кn                                                                      (2.13)

jee = 1,1 А/мм2

Kn поправний коефіцієнт 

Kn =/                                         (2.14)

де nкількість ділянок лінії з різними навантаження, шт.

Іi – струм ітої ділянки, А

І1 – струм найбільш завантаженої ділянки, А

l i довжина ділянки, м

Kn1 =

Kn2 =

jee1.1 = 1,1  2,27 = 2,5 А/мм2

jee1.2 = 1,1  1,4 = 1,54 А/мм2

Еквівалентний економічний переріз становитиме:

Fee1.1 = 25,2 / 2,5 = 10,08 мм2

Fee1.2 = 21,4 / 1,54 = 13,9 мм2

Вибираю стандартну марку проводу А – 16 та роблю перевірку на

припустимі струми нагріву:

Для ділянки 1 А:

Iтр.прип А – 16 ≥ І раз                                                          (2.15)

105 А > 25,2 А

Для ділянки 2Б марка А – 16

Iтр.прип ≥ І раз              

105 А > 21,4 А                                            

2.3.7 Визначаю втрати напруги до точки розподілу потужностей та

перевіряю її за припустимою

U = P * R + Q * X / Uн                                                 (2.16)

де R – активний опір, Ом

Х – індуктивний опір, Ом

R = ro 1                                              (2.17)

де ro – активний опір 1 км проводу

ro – 1,98 Ом/км

Х = хо                                             (2.18)

де хo  індуктивний опір 1 км проводу, Ом/км

хo = 0,144 lg ·(2Д ср / d) + 0,016                         (2,19)

де Д ср середня геометрична відстань між проводами, Д ср = 1,5 · 

d – розрахунковий діаметр проводу

d = 5,1 мм

хo = 0,144 lg · (2 · 1,5 ·  / 5,1) + 0,016 = 0,4 Ом/км

 =            (2.20)

 U1Б = (1250 · 1,5 + 50 · 2) * 1,98 + (878,8 · 1,5 – 212,9 · 2) * 0,4 / 35 = 122,9 кВ

Визначаю втрати напруги до точки розподілу потужностей у відсотках:

U% = UН /  UН · 100 %                            (2.21)

U% = (122,9 / 35000) · 100 % = 0,35 %

Порівняю дійсні втрати напруги з припустимими:

 U%    8 %

0,35 %    8 %

2.3.8 Визначаю розподіл потужностей в аварійному режимі, при цьому

вважаю, що відключено підстанцію з більшою потужністю:

           ТП-1(А)                ТП-2(Б)                 ГЗП-2

     1200+j900            2200+j1389

1200+j900           1000+j489

Мал. 3 Схема лінії для аварійного режиму

Визначаю активну та реактивну потужності на лініях та ГЗП-2

РАБ = РА                                                                          (2.22)

РАБ = 1200 кВт

РБ2 = РАБ + РБ                                                                    (2.23)

РБ2 = 1200 + 1000 = 2200 кВт

QАБ = QА                                                                         (2.24)

QАБ = 900 кВар

QБ2 = QАБ + QБ                                          (2.25)

QБ2 = 900 + 489 = 1389 кВар

Розраховую струм на ділянці ГЗП – 2 – Б за формулою:

І =  /  · UH                                          (2.26)

І = /  ·35 = 43 А

Перевіряємо, чи задовольняє нас марка проводу А-16, яку ми обрали в

підпункті 5 пункту 2.3, за тривало-припустимим струмом, користуючись нерівністю 2.15:

І тр.доп ≥ І роз, A

105 A > 43 A

Тобто марка проводу А-16 підходить.

Визначаємо активну та реактивну потужність на лініях та підстанціях ГЗП:

РА = РАБ                                                                        (2.27)

РАБ = 1200 кВт

РГЗП2 = РАБ + РА                                                             (2.28)

РГЗП2 = 1200 + 1200 = 2400 кВт

QАБ = QА + QБ                                          (2.29)

QАБ = 900 + 489 = 1389 кВар

QГЗП2 = QАБ + QА                                                             (2.30)

QГЗП2 = 1389 + 900 = 2289 кВар

Розрахуємо струм на ділянці ГЗП – 2, використовуючи формулу 2.11:

Іі = , A                                          (2.31)

ІГЗП-Б =  = 54,8 А

І АБ =  = 30,3 А

Дана лінія двопровідна, тому струм, що проходить кожною ділянкою,

становитиме:

ІГЗП-Б =                                              (2.32)

ІГЗП-Б = = 27,4 А

І АБ = І АБ / 2                                                (2.33)

І АБ = 30,3 / 2 = 15,15 А

Визначаю еквівалентний економічний переріз проводів та обираємо

найближчий стандартний переріз проводу.

Еквівалентний економічний переріз для кожної ділянки дорівнюватиме:

Fee = І1 / jee                                                                                  (2.34)

Звідси визначаю:

jee = jeк · Кn                                                     (2.35)

Тому:

Kn == (2.36)

Kn =  = 2,6

Порахувавши значення Kn можу розрахувати еквівалентну величину густини струму:

jee = 1,1 2,6 = 2,86 А/мм2

А значить:

Fee= 27,4 / 2,86 = 9,6 мм2

Fee АБ = 15,15 / 2,86 = 5,3 мм2

Для ділянки 1А вибираємо стандартний переріз А – 16;

Для ділянки АБ вибираємо стандартний переріз А – 16;

2.3.9 Визначаю втрати напруги в аварійному режимі:

 UАБ =      (2.37)

 UАБ = (2400  1,5 + 1200  2)  1,98 +

+ (2289  1,5 + 1389  2) = 446,3 B

Визначаю втрати напруги в аварійному режимі у відсотках:

 UАВ% = (446,3 / 35000)  100% = 1,28 %

Порівнюю дійсні втрати напруги в аварійному режимі з допустимими:

 UАВ%  12 %                                         (2.38)

1,28   12 %

Перевіряю обраний переріз (А-16) на струм нагрівання в аварійному режимі:

І тр.доп ≥ І роз

де І роз = ІГЗП2-Б

105 А > 27,4 А

Припустимий струм навантаження для марки проводу А-16 дорівнює 105 А, який більший за струм в аварійному режимі. Умови задовольняються.

2.4 Визначення втрат електроенергії

Значні резерви економії енергетичних ресурсів наявні в електромережах. В нашій країні втрати в електричних мережах сягають 12-14%, а за іншими статистичними даними – до 18%. Перш за все, це обумовлено величезними обсягами крадіжок електричної енергії з мереж, відсутністю систем обліку, що дозволяє використовувати її майже без обмежень, застарілим обладнанням електромереж, крадіжками обладнання.

Проте існують і значні технологічні втрати, і не слід забувати, що на початку 1990-х років втрати у вітчизняних електромережах були на рівні 6-8%, такі ж втрати і в електричних мережах розвинутих країн.

Основні технологічні втрати електроенергії в мережах це:

  1.  навантажувальні втрати в проводах ліній електропередачі (ЛЕП) та

обмотках силових трансформаторів підстанцій;

  1.  втрати в залізі осердь трансформаторів при неробочому ході;
  2.  втрати на корону проводів ЛЕП;
  3.  втрати на власні потреби;
  4.  втрати в компенсаційних пристроях (конденсаторні батареї, синхронні компенсатори, статичні тиристорні компенсатори та ін.);

Заходи по зниженню втрат  в мережах слід вибирати, виходячи з принципу досягнення мінімуму приведених затрат при виконанні умов по надійності електропостачання і якості електроенергії.

Проведення комплексних заходів - є ефективним способом зниження втрат електроенергії в системах електропостачання промислових підприємств.

Визначаємо втрати електроенергії:

2.4.1 Визначаю втрати електроенергії в лінії для двохсторонньої схеми живлення:

                                ТП-1(А)                                         ТП-2(Б)

ГЗП1 1250 + j 878,8                     50 – j 212,9                            1150 + j 591,8 ГЗП2

                            1200 + j 900                                   1000 + j 489

Мал. 5 Схема лінії з двохстороннім живленням

Активні та реактивні потужності лінії та ГЗП визначились вже раніше в

пунктах 2.3.2 - 2.3.4.

Втрати електроенергії:

Wл = ()                                  (2.39)

де  – погонний активний опір проводу, Ом/км,

- номінальна напруга лінії, кВ,

Siпотужність ітої ділянки, кВА,

li – довжина ітої ділянки, км,

- час максимальних втрат ітої ділянки, год.

Si = (2.40)

S1A =  = 1528 кВА

SАБ =  = 218,7кВА

SБВ =  =1293,3  кВА

Далі визначаю коефіцієнти потужності:

cos φ = P / S                                           (2.41)

cos φ A = 1250 / 1528 = 0,82

cos φ Б = 50 / 218,7 = 0,23

cos φ В = 1150 / 1293,3 = 0,89

Далі за графіком рис. 2.24 [7] с. 93 визначаю час максимальних втрат кожної ділянки:

= 3420 год

= 4120 год

=  2200год

Для тривалості виконання максимального активного навантаження 8760 годин та коефіцієнта потужності 0,8, 0,9:

W= 0,0016 · 15282 · 1,5 · 3420 · = 19164 кВт · год

WАБ = 0,0016 · 218,72 · 2 · 4120 · = 630,6 кВт · год

WБ2 = 0,0016 · 1293,32 · 2,5 · 2200 · = 14719 кВт · год

Визначаю втрату всієї лінії:

WЛ = , кВт · год                                 (2.42)

WЛ1 = 19164 + 630,6 + 14719 = 34513,7 кВт · год

2.4.2 Визначаю втрати електроенергії в трансформаторах підстанцій

WТ = ∆ PМН / m · (S / SH)2 · + n Pa · t                    (2.43)

де ∆ PМН втрати активної потужності в обмотках трансформатора при номінальному навантаженні, кВт

Pa – втрати активної потужності в трансформаторі, кВт

S – максимальна розрахункова потужність, яка перетворюється трансформаторами підстанцій, кВА

SH – номінальна потужність трансформатора, кВА

n кількість трансформаторів на підстанції, шт.

         t – час, протягом якого трансформатор знаходиться під напругою, год.

Для обраних трансформаторів визначаю їхні втрати по каталогу:

Таблиця 2.2 Вибір трансформаторів

Тип тр-ра

 ТМ 1600/35

2,75

18

  ТМ 1000/35

2,1

11,6

 ТМН 2500/110

5,5

22

Враховуючи, що ГЗП розрахована на І та ІІ категорії споживачів і тому вона має 2 трансформатора, обираю трансформатори типу ТМН 2500/110, щоб задовольняли вимоги наших споживачів:

                                                                                                   (2.44)

Визначимо витрату енергії:

2.4.3 Визначаю річні втрати електроенергії для двосторонньої схеми живлення

∆W=∆+∆                                                                                                               (2.45)

∆W=34513,7+391898+323660,6+214729,5=964500,9 кВ*год

Такі річні втрати електроенергії є в нашій двопровідній лінії.

2.5 Розрахунок стріли провису проводу

Для того, щоб визначити стрілу провису проводу, визначаємо питоме навантаження на провід від його маси за формулою:

                                                                                                                            (2.46)

Де  – вертикальне навантаження проводу;

- Питоме вертикальне навантаження проводу, яке відповідає вимогам розрахунку проводу, H/

Або  може бути розрахована як:

= g

Де  – питоме навантаження проводу, яке відповідає умовам розрахунку;

F - Розрахунковий переріз;

g - Прискорення вільного падіння, яке відповідає 9,8 м/;

- маса 1 км проводу, кг/км.

Знаходжу , згідно з (2) с. 186, т 6.1:

Для проводу марки А-16,  = 44 кг.

Навантаження від маси ожеледі враховується при всіх видах обледеніння так як призводить до чистої ожеледі циліндричної форми з об’ємною масою 0.9 г/см3 і враховуємо, що стінка ожеледі навколо проводу діаметром d має повсюди однакову товщину b, питома загрузка від маси ожеледі  виводиться як маса G пустотілого циліндра ожеледі, поділена на поперечний переріз проводу. Тоді об’єм ожеледі на провід завдовжки 1 м складає

                                                   (2.47)

b = мм , d = мм

Тоді маса ожеледі на проводі розраховується як

G = V = П  b (a+b) = 0.00283 (d+b)                                                              (2.48)

Де  = 0,9   кг/см3 – об’ємна маса ожеледі приймаємо однаковою для всіх районів. Звідси питоме навантаження від ожеледі розраховується по формулі:

= g  (G/F)                                                                                                          (2.49)

= 9.8 0.00283 (b(d+b)/ F)  = 0.00283 (b(d+b)/ F)  

Щоб розрахувати навантаження від маси проводу та ожеледі, які діють на провід в одному вертикальному напрямку, скористуємося формулою

L = 1 + (8/3)                                                                                                       (2.50)

Маючи всі дані, можу розрахувати :

,                                                                                                                          (2.51)

= 9.8⋅⋅  = 2,65   Н/м

Розраховую стрілу провису за формулою:

ƒ=, м                                                                                                                      (2.52)

Де  – напруга при розтягуванні, Па. Вона дорівнює 4 Па.

l – відстань між опорами, яку за стандартами ПУЕ я вибираю рівною 180 м.

ƒ= = 2,7 м.

=                                                                                                                               (2.53)

Де - тяжіння проводу.

Навантаження від ожеледі рахую при всіх видах ожеледі, приведу до чистої ожеледі циліндричної форми, об’єднаної маси 0.9 г/см2 і вважаю що стінка ожеледі навкруги з діаметром d має скрізь однакову товщину b. На свою відстань l довжину проводу L в прольоті за формулою:

L = l +     , м;                                                                                                           (2.54)

L = 180 + 8/3*2,7/180=180,08 м

Тобто довжина проводу у прольоті відрізняється від довжини прольоту всього на 0.0025%

Напругу проводу в точках закріплення його на опорах розрахую за формулою:

,                                                                                                           (2.55)

2,65    + 2,7 =6,6   Па

Тобто більше розрахункового всього на 0,01%

Тому припущення про нерівномірний розподіл навантаження не по довжині провода, а по довжині прольоту не призводить до видимої похибки.

Напруга в матеріалі проводу по його довжині не однакова в різних точках прольоту, а в нижчій точці провису провода вона менше всіх (, то в точках закріплення проводу на опорі під дією вертикальних навантажень проводу на участках ОА чи ОВ досягає найбільшиї величини (. Для вирішення цієї найбільшої величини є формула:                                                         Y

=                           A                                              B

                                          F                                            X

                                                                                              

                                                          O          Y

                                         H               

Мал. 6 Схема провису лінії

В прольоті нормальної довжини різниця між А и 0 дуже мала - не більше 0,3 % і її зазвичай нехтують використовувати для розрахунків даних по напрузі в найнижчій точці провису проводу. Якщо проліт 500 м і більше необхідно приміняти дану формулу:

х = 1 = (0,321  10 / 117)  106  = 2,74 104 Н/м3                     (2.56)

2.6. Визначення питомих навантажень, які діють на проводи

Механічні навантаження проводів і тросів підраховують на основі прийнятих для даної ПЛ розрахункових кліматичних умов.

Питомі навантаження від власної ваги проводу визначається за формулою 2.39 і воно дорівнюватиме для проводу марки А-16:

1 = 2,65 4 Н/м3

Питомі навантаження від ваги ожеледі обчисляємо за формулою:

2 =  0,00283   106, Н/м3                                    (2.57)

де bнормативна товщина стінки ожеледі, мм. Згідно мал. 7.1 [10] с.21 b = 19 мм

dдіаметр проводу, мм. Згідно табл. 5.4 [10] с. 15 d = 5,1 мм

2 = 9,81  0,00283   106 = 79,95 104 Н/м3

Питомі навантаження від ваги проводу, покритого ожеледдю:

3 = 1 +2, Н/м3                                                               (2.58)

3 = 2,65 4  + 79,95 104 = 82,6 Н/м3

Питомі навантаження від тиску вітру на провід, вільний від ожеледиці:

4 =  106, Н/м3                                                   (2.59)

де  – нормативний швидкісний тиск вітру, Па. Згідно мал. 7.2 [10] с. 23

  а = коефіцієнт нерівномірності швидкісного тиску по прольоту, що приймається 0,78 – для  = 500 Па.

Cx коефіцієнт лобового опору, що приймається 1,2 для проводів діаметром менш ніж 20 мм (20 мм > 5,1 мм), вільних від ожеледиці та для всіх проводів, покритих ожеледицею.

4 =  106 = 15,01 104 Н/м3

Питомі навантаження від тиску вітру на провід, покритий ожеледдю:

5 =  106, Н/м3                                   (2.60)

При підрахунку навантаження 5 для районів з товщиною стінки ожеледі 15 мм і більше (15 мм ˂ 19 мм) величина  приймається не менше 140 Па.

Маючи всі значення, які ми вирахували спочатку, визначаємо:

5 =  106 = 35,52 104  Н/м3

Питомі навантаження від ваги проводу і тиску вітру на провід, вільний від ожеледиці:

6 = , Н/м3                                                                   (2.61)

6 = = 15,24 Н/м3

Питомі навантаження від ваги проводу, покритим ожеледицею та тиском на нього вітру:

7 = , Н/м3                                                                   (2.62)

7 = = 89,91 Н/м3

2.7. Визначення вихідних кліматичних умов

Максимальна напруга в матеріалі проводу може настати при одній із наступних двох умов: при нижчій температурі мин в даній місцевості або при найбільшому додатковому навантаженні 7 і відповідній цьому навантаженню температурі навколишнього повітря при ожеледі г зазвичай рівній -5 °C.

У першому випадку збільшення натягу по проводу відбувається за рахунок скорочення його довжини при нижчій температурі, а в другому – за рахунок дії найбільших додаткових навантажень (ожеледь, вітер).

При розрахунках зясовуємо, який з цих випадків буде найважчим для даного проводу.З цією метою розраховуємо критичний проліт.

Знайдемо, при якому з двох можливих випадків, тобто при найбільшому додатковому навантаженні або при нижчій температурі, вийде найбільша напруга в проводі за допомогою формули:

= , м                                 (2.63)

де - допустима напруга в проводі, визначається відповідно до табл. 15-5 [3], с. 336 і дорівнює 35 МПа або 3500 Н/м3.

– температура навколишнього середовища при ожеледі.

– мінімально низька температура району проектування мережі, визначається відповідно з мал. 8.2 [10], с. 36.

- температурний коефіцієнт лінійного розширення матеріалу проводу, К-1 (або °C-1). Визначається з даних про конструктивні параметри проводів і тросів з табл. 54 [10], с. 15.

=  = 4,93 м

Так як заданий проліт 40 м більше критичного прольоту, то напруга в проводі, рівне прийнятому , буде спостерігатися при температурі -5 °C і ожеледі з вітром, а не при температурі -34 °C. При всіх інших умовах напруга в проводі А-16 для розглянутих умов буде виходити менше припустимого.

Механічні навантаження проводів і тросів розраховується на основі прийнятих для даної ПЛ розрахункових кліматичних умов.

Результати розрахунків за формулами (2.45-2.51..) зводимо в таблицю 2.1

Таблиця 2.3 Питомі навантаження проводів

Характер навантаження

Отримане значення, Н/м3

Навантаження від власної ваги проводу:

Навантаження від ваги ожеледі:

Навантаження від маси проводу, покритого ожеледдю:

Навантаження від сили вітру:

Навантаження на провід від вітру, покритого ожеледдю:

Сумарне навантаження на провід від його ваги і

вітра, без ожеледі:

Сумарне навантаження на провід від його ваги покритого ожеледдю, і вітра:

1 = 2,65

2 = 79,95

3 = 82,6

4 = 15,01

5 = 35,52

6 = 15,24

7 = 89,91

               2.8 Розрахунок витрат кольорових металів в проводах ЛЕП

Витрати кольорового металу в проводах ЛЕП на 1 кВт максимального навантаження:

= , кг/кВт                                  (2.65)

де  – сумарна потужність всіх ТП, кВт

кВт                                     (2.65)

= 1200 + 1000 = 2200 кВт

М – вага проводу усієї лінії, кг

M = Go · l, кг                                           (2.66)

де l – довжина усієї лінії, км

М = 43 · 12 * 3 = 1548 кг

=  = 0,7 кг/кВт

2.9 Вибір опор

Залізобетонні опори 35 кВ розроблені на залізобетонних стійках CHB-2,7-11 і CHB-3,2-11 довжиною 11 м. Опори призначені для застосування в I-V вітрових районах і I- IV ожеледних районах.

Тому для проектуємої мережі обираємо опори: кінцева (К10-1Б, К10-2Б), кутова проміжкова (УП10-1Б), проміжкова (П10-2Б) та проміжкова (П10-4Б, П10-46М).

Вибрані опори та їх технічні характеристики зводимо в таблицю 2.4:

Таблиця 2.4 Характеристика опор

Опора

Тип опори

Тип стійки

Геометричні розміри, мм

Число ізоляторів

Залізобет. елементи, кг

Залізні елементи, кг

h

d

h0

ɑ

Кінцева

Кутова проміж-кова

Проміж-кова

Проміж-кова

К10-1Б

К10-2Б

УП10-1Б

П10-2Б

П10-4Б

П10-46М

СНВ-2,7-11

СНВ-2,7-11

СНВ-2,7-11

СНВ-3,2-11

9020

9020

8910

8910

1200

1200

920

1150

2100

2100

2000

2000

4300

4300

1130

1330

6

6

6

6

2250

2250

1125

1125

64,40

68,18

18,74

25,75

ІІІ Заходи з охорони праці і навколишнього середовища.

3.1 Охорона праці та техніка безпеки при роботі з електричними мережами.

Правила охорони електричних мереж запроваджуються з метою забезпечення збереження електричних мереж, створення належних умов їх експлуатації та запобігання нещасним випадкам від впливу електричного струму і використовуються у разі проектування, будівництва та експлуатації електричних мереж, а також під час виконання робіт або провадження іншої діяльності поблизу електричних мереж. Електричними мережами, які підлягають охороні згідно  правилами, вважаються трансформаторні підстанції, розподільчі пункті і пристрої, струмопроводи, повітряні лінії тощо.

Для створення нормальних умов експлуатації електричних мереж, забезпечення їх збереження та дотримання вимог техніки безпеки здійснюють такі заходи:

 Відводяться земельні ділянки;

 Встановлюються охоронні зоні;

 Визначаються мінімально допустимі відстані;

 Прокладаються просіки у лісових, садових, паркових та інших багаторічних насадженнях.

  Для захисту населення від впливу електричного поля встановлюються санітарно-захисні зони повітряних ліній електропередачі напругою 330 кВ і вище. На період будівництва та експлуатації електричних мереж земельні ділянки надаються забудовникам відповідно до Земельного кодексу України. У межах охорони зон землі у їх власників та користувачів не вилучаються, а використовуються з обмеженнями, передбаченими цим правилам. Підприємства, установки, організації та громадяни, яким надано у власність, постійне або тимчасове користування земельної ділянки, де знаходяться об’єкти електричних мереж, зобов’язані вживати належних заходів до збереження зазначених об’єктів. Охоронні зони електричних мереж встановлюються: уздовж повітряних ліній електропередачі – у вигляді земельної ділянки і повітряного простору, обмежених вертикальними площинами, що віддалені по обидві сторони лінії від крайніх проводів за умови не відхиленого їх положення на відстань:

(для повітряних ліній напругою)

  1.  метрів – до 1 кВ

10 метрів – до 20 кВ

15 метрів – 35 кВ

20 метрів – 110 кВ

25 метрів – 150, 220 кВ

30 метрів – 330, 400, 500, +(-)400 кВ

40 метрів – 750 кВ

Уздовж переходів повітряних ліній електропередачі через водоймища (ріки, канали тощо) – у вигляді повітрягоно тросу над поверхнею водоймища, обмеженого вертикальними площинами, що віддалені по обидві сторони лінії від крайніх проводів за умови ну відхиленого їх положення для судноплавних водоймищ на відстань 100 метрів, для несудноплавних – на відстань передбачену для встановлення охоронних зон уздовж повітряних ліній електропередачі, що  проходять по сущі; за периметром трансформаторних підстанцій, розподільних пунктів і пристроїв – на відстані 3 метрів від огорожі або споруди; уздовж підземних кабельних ліній електропередачі – у вигляді земельної ділянки, обмеженої вертикальними площинами, що віддалені по обидві сторони лінії від крайніх кабелів на відстань 1 метра; уздовж підземних кабельних ліній електропередачі до 1 кВ, прокладених у містах  під тротуарами, у вигляді земельної ділянки, обмеженої вертикальними площинами від крайніх кабелів  на відстань 0.6 метра у напрямку будинків і споруд та на відстань 1 метра у напрямку проїзної частини вулиці; уздовж підводних кабельних ліній електропередачі – у вигляді водного простору від поверхні води до дна обмеженого вертикальними площинами, віддаленими по обидві сторони лінії від крайніх кабелів на відстань 100 мертів.

  Мінімально допустимі відстані від електричних мереж до будинків, споруд, дерев та інших зелених насаджень, а також від проводів повітряних ліній електропередачі до земельної і водної поверхні встановлюються нормативними актами Міненерго, погодженими  з заінтересованими органами.

  Уздовж повітряних ліній електропередачі і за периметром трансформаторних підстанцій, розподільних пунктів і пристроїв, що знаходяться у лісових та інших зелених масивах, прокладаються просіки:

У насадженнях низькорослих порід дерев висотою до 4 метрів – завширшки не менше за відстань між крайніми проводами повітряної лінії електропередачі плюс 6 метрів (по 3 метри з кожного боку від  крайнього до гілок дерев проводу), за умови проходження повітряних ліній електропередачі над територією фруктових садів з насадженнями висотою до 4 метрів прокладання просік не обов’язкове; у насадженнях вистою понад 4 метри – завширшки не менше за відстань між крайніми проводами плюс відстань, що дорівнює середній висоті існуючих насаджень основного лісового масиву з кожного боку від крайнього проводу повітряної лінії електропередачі, при цьому окремі дерева або групи дерев, які ростуть на краю просіки, підлягають вирубці, якщо їх висота перевищює відстань по горизонталі від гілок дерев скверах, лісопарках, байрачних лісах, лісах степових, лісах населених пунктів, лісах зон округів санітарної охорони лікувально-оздоровчих територій необхідно забезпечувати таку ширину просік, щоб відстань від проводів під час їх найбільшого відхилення до гілок дерев по горизонталі була не менш як 2 метри для повітряних ліній напругою 20 кВ, 3 метри відповідно напругою 35 – 110 кВ, 4 метри – 150 -  200 кВ, 5 метрів 330 – 500 кВ, 8 метрів 750 кВ. Просіки для повітряних ліній електропередачі, які проходять через лісові масиви та інші зелені зони, повинні триматися в пожежобезпечному стані силами тих підрозділів, у віданні яких перебувають ці лінії. Розчищення просік здійснюють енергопідприемства, у віддані яких перебувають повітряні лінії електропередачі, а у разі взаємної домовленості – підприємства, організації, приватні особи, у власності чи користуванні яких знаходяться лісові масиви, парки, заповідники, та інші багаторічні насадження, згідно з порядком, визначеним енергопідприемством. У разі самочинної посадки підрприемства або приватними особами дерев й інші багаторічних насаджень в охоронній зоні електричних мереж роботи з приведення до належного стану просік виконуються за рахунок цих підприємств і осіб. Прокладання просік обов’язково ведеться таким чином, щоб насадженням було заподіяно якнайменше шкоди і вжито можливих заходів до збереження їх захисних властивостей.

  Забороняється в охоронних зонах повітряних і кабельних ліній, трансформаторних підстанцій, розподільних пунктів і пристроїв виконувати будь-які дії, що можуть порушити нормальну роботу електричних мереж, спричинити їх пошкодження або нещасні випадки, а саме:

Перебувати стороннім особам на території і в приміщеннях трансформаторних підстанцій, розподільних пунктів і пристроїв, відчиняти двері і люки цих споруд, здійснювати самовільне переключення електричних апаратів та підмикання до електричних мереж;

Розпалювати вогнища;

Складати добрива;

Розташовувати автозаправні станції або інші сховища пально-мастильних матеріалів;

Накидати на струмопровідні частини об’єктів електричних мереж і наближати до них сторонні предмети, підніматися на опори повітряних ліній електропередачі, електрообладнання трансформаторних підстанцій, розподільних пунктів і пристроїв, демонтувати їх елементи;

Саджати дерева та інші багаторічні насадження, крім випадків створення плантацій новорічних ялинок;

Влаштувати спортивні майданчики для ігор, стадіони, ринки, зупинки громадського транспорту, проводити будь-які заходи, пов’язані з великим скупченням людей, не зайнятих виконанням дозволених порядку робіт;

Запускати спортивні моделі літальних апаратів, повітряних зміїв;

Здійснювати зупинки усіх видів транспорту (крім залізничного) в охоронних зонах повітряних ліній електропередачі напругою 330 кВ і вище.

  Контроль за виконанням правил здійснюється енергопідприемствами. Енергопідприемства мають право прийняти або обмежувати електропостачання споживачів, що порушили Правила. Відновлення електропостачання здійснюється після усунення порушень та відшкодування підприємствам, які експлуатують електричні мережі, заподіяних матеріальних втрат, а також вартості робіт з ввімкнення до електромережі згідно з укладеними договорами.

  Відповідальність юридичних та фізичних осіб за порушення Правил, склад правопорушень і злочинів та порядок притягнення осіб, що їх вчинили, до адміністративної та кримінальної відповідальності визначаються згідно з чинним законодавством.

       3.2 Організаційні та технічні заходи, що забезпечують безпеку праці.

Основний закон, який гарантує право громадянина на безпечні і нешкідливі умови праці є Конституція України.

  В Конституції проголошується, що громадянин України мають право на працю, яку вони вільно обирають або на яку погоджуються.

  Роботодавець зобов’язаній забезпечити безпечні умови праці відповідно з вимогами безпеки та гігієни праці.

  Держава створює умови для повної зайнятості працездатності населення рівні можливості для громадян при обирання професій та роду працевої діяльності, здійснює програма професійно-технічного навчання, підготовки та перепідготовки працівників. Реалізація цих прав здійснюється через виконання вимог викладених в законодавчих актах відносно охорони праці, а саме:

-Конституція України;

-Закон України про охорону праці;

-Кодекс законів про працю України;

-Кодекс України про адміністративні порушення;

-Кримінальний кодекс України;

-Гормадянський кодекс;

-Про пожежну безпеку;

-Основи законодавства України про охорону здоров’я та інше.

  «Закон України про охорону праці». Цей закон прийнятий верховною радою України 14 жовтня 1992 року. Закон і відповідні підзаконні акти оріінтировані на головні вимоги міжнародних організацій і на ринкові перетворення які кояться в суспільстві. Закон визначає основні положення Конституційного права громадян на охорону життя та здоров’я в процесі трудової діяльності регулює відношення між власними і працюючими по питанням безпеки праці, а також встановлює єдиний порядок організації охорони праці в Україні.

  Дія законна розповсюджується на всі підприємства, заклади, організації. Незалежно від форм власності і видяв діяльності , на усіх працюючих громадян.

Закон не відміняє не єдину із діючих норм і дозволяють:

-створювати органи керування охорони праці і систему органів нагляду за охорону праці;

-створювати власну нормативну базу по охороні праці;

-вводити економічні речами керування охорони праці;

-здійснювати підготовку дипломованих фахівців з охорони праці.

Закон України з охорони праці складеться з 49 статей об’єднаних розділом.

Органи державного правління з охорони праці:

  1.  Кабінет Міністрів України.
  2.  Органи державного нагляду з охорони праці.
  3.  Міністерства та інші централізовані органи державної та виконавчої влади.
  4.  Місцеві держадміністрації і органи місцевого самоврядування.

Крім того існують галузеві регіональні системі управління з охорони праці і системи управління з охорони праці на промислових підприємствах покладається на директорів і головних інженерів.

Безпосереднє керування і організація праці з техніки безпеки і промислової санітарії здійснює головний інженер або його заступник.

                                               3.3 Заходи з охорони довкілля.

Термін природа в широкому значенні означає весь світ в багатій різноманітності його форм. Природа є совокупністю натуральних умов існування людського суспільства.

  Навколишнім середовищем називають совокупність абіотичної та біотичної природи, навколишній рослинний та тваринний органічний світ.

  Ареною життя для органічного світо Землі слугує біосфера, тобто оболонка нашої планети, котра населена та активно перетворюється живими істотами. Верхній шар біосфери обмежений гублячою дією ультрафіолетових променів сонячної радіації, нижча межа обмежена підвищенням температури по мірі просування в глиб нашої планети до 3 км.

  Жива природа – єдине джерело, із якого людина черпає усі засоби для свого існування. Людина активно втручається в живу природу.

  Одним із найважливіших факторів впливу на середу існування людини і всього тваринного світу є господарська діяльність людини – промисловість, транспорт, будівництво, сільське господарство.

  В результаті нераціональної діяльності людини природі можуть бути нанесені великі втрати, що негативно відобразитися на існуванні усього людського суспільства. Охорона природи має важливе соціальне значення, складая в нашій державі частину всієї програмами розвитку народного господарства.

  Охорона природи -  це система мір, направлених на підтримку взаємодії між діяльністю людини та навколишньою природною середою, забезпечує зберігання і встановлення природних багатств, раціональне використання природних ресурсів, попереджуюча пряму та косвену дію результатів діяльності суспільства на природу та здоровіє людини. При цьому витрушуються наступні важливі задачі: забезпечення зберігання природних комплексів; обмеження поступаючи в природну середу промислових, транспортних, сільськогосподарських та побутових сточних вод і викидів в атмосферу.

Рішення задач по охороні природи передбачає:

А) Охорону атмосферного повітря;

Б) Раціональне використання та охорону водоймищ;

В) Охорону та раціональне використання грунту;

Г) Зберігання та раціональне використання біологічних ресурсів;
Д) Забезпечення відтворення диких тварин, підтримка в сприятливому стані умови їх усування;

Е) Покращення використання недр та ін..

Головною складаючою частиною повітря є кисень (приблизно 21%), необхідний для існування всієї живої природи. В результаті спалюваня біологічного палива (вугіль, дерево, нафта та ін..) кількість кисню в атмосфері зменшується, а кількість вуглекислого газу збільшується.

  Основний виробник кисню – зелена рослинність. Тому для підтримки необхідної кількості кисню в атмосфері слід приймати міри для збереження і розширення рослинного світу, а першу чергу лісів. Необхідно збільшувати площі зелених насаджень в населених пунктах, а також нп територіях захисних зон навколо промислових будівель і промислових підприємств в цілому.

  Окрім виділення в атмосферу вуглекислого газу відбувається інтенсивне забруднення повітря промисловим пилом, шкідливими парами та газами.

  Захист атмосферного повітря від шкідливих домішок здійснюється наступним чином:

А) очищення повітря,  що віддається в атмосферу вентиляційними системами;

Б) Переведення котельних з твердого (вугілля) і жидкого (мазута) малива на газ, що широко практикується в наших містах;

В) Змінення технології виробництва таким чином, щоб вони виділяли менше пишу та інших шкідливих речовин.

                                               3.4 Вимоги при прокладанні ЛЕП:

  1.  У насадженнях понад 4 метри – завширшки не менше за відстань між крайніми проводами плюс відстань, що дорівнює середній висоті існуючих насаджень основного лісового масиву з кожного боку від крайнього проводу повітряної лінії електропередачі, при цьому окремі дерева або групи дерев, які ростуть на краю просіки, підлягають вирубці, якщо їх висота перевищує відстань по горизонталі від гілок до дерев до проводів повітряної лінії електропередачі;
  2.  У міських та районних парках, скверах, лісопарках, протиерозійних приполонинних, байрачних лісах необхідно забезпечувати таку гирину просік, щоб відстань від проводів під час їх найбільшого відхилення до гілок дерев по горизонталі була не менш як 2 метри для повітряних ліній напругою 20кВ

   Забороняеться в охоронних зонах повітряних і кабельних ліній, трансформаторних підстанцій, розподільних пунктів і пристроїв виконувати будь-які дії, що можуть порушити нормальну роботу електричних мереж.

   Роботи в охоронних зонах виконуються відповідно до умов проведення робіт у межах охоронних зон електричних мереж згідно з додатком до цих Правил.

   Під час виконання сільськогосподарських робіт в охоронних зонах повітряних ліній електропередачі із застосуванням машин і механізмів забороняється обробіток ґрунту в межах обвалування навколо фундаментів і відтяжок опор.

  Контроль за виконанням правил здійснюється енергопідприємствами.

  Енергопідприємства мають право припиняти або обмежувати електропостачання споживачів, що порушили правила.

                                  3.5 Необхідність  використання захисного заземлення.

  Для підвищення надійності роботи ліній електропередачі, для захисту електроапаратури від атмосферних і внутрішніх перенапруг, а також для забезпечення безпеки обслуговуючого персоналу опори ліній електропередачі мають бути заземлені.

  Величина опору заземлюючих пристроїв нормується «Правилами влаштування електроустановок».

  На повітряних лініях електропередачі на напругу 6-10 кВ повинні бути заземлені все металеві та залізобетонні опори, а також дерев'яні опори, на яких встановленні пристрої грозозахисту, силові чи вимірювальні трансформатори.

  Опір заземлюючих пристроїв приймаються для населеній місцевості не віще 10 Ом для ґрунту з питомим опором до 100 Ом м, а ненаселеній місцевості – не більше 30 Ом, а в ґрунтах з опором віще 100 Ом м – не більше 0.3. При використанні на ЛЕП на напругу 6-10 кВ ізоляторів ШФ 20 опір заземлення опор у ненаселеній місцевості не нормується.

  При виконані заземлюючих пристроїв, тобто при електричному з'єднанні заземлюючих частин з землею, прагнуть до того, щоб опір заземлювального пристрою був мінімальний і звичайно не віще величин, необхідності ПУЕ. Велика частка опору заземлення припадає на перехід від заземлювача до ґрунт. Тому в цілому опір заземлюючого пристрою залежить від якості і стану самого Ґрунт, глибини закладення заземлювачів, їх типу, кількості і взаємного розташування.

  Заземлюючі пристрої складаються з заземлювачів та заземлюючих спусків, що з’єднують заземлючаві з заземлюючими елементами. В якості заземлюючих спусків залізобетонних опор ЛЕП на напругу 6010 кВ слід використовувати всі елементи напруженої арматури стійок, які з’єднуються з заземлючавем.

  Заземлювачі представляють собою металеві провідники, прокладені в  грунті. Заземлювачі можуть бути виконані у вигляді вертикально забитих стрижнів, труб або кутиків, з’єднаних між собою горизонтальними провідниками з круглої або смугової сталі у вогнище заземлення. Довжина вертикальних заземлювачів звичайно становить 2.5-3 м.

  При установці опор на палях, в якості заземлювача можно використовувати металеву палю, до якої зварюванням підеєднують заземлюючий випуск залізобетонних опор.

  Для зменшення площі землі, зайнятої заземлювачем, використовують глибинні заземлювачі у вигляді стрижнів з круглої сталі, що занурюються вертикально в ґрунт на 10-20 м і більше. Навпаки, в щільних або кам’янистих ґрунтах, де неможливо заглибити вертикальні заземлювачі, використовують поверхневі горизонтальні заземлювачі, які представляють собою кілька променів зі смугової або круглої сталі, прокладених у землі на невеликій глибині і приєднаних до заземлювального спуску.

   Всі види заземлень значно знижують величину атмосферних і внутрішніх перенапруг на ЛЕП. Проте все ж таки цих захисних заземлень в деяких випадках виявляться недостатньо для захисту ізоляції ЛЕП і електроапаратів від перенапруг. Тому на лініях встановлюють додаткові пристрої, до яких, перш за все, належать захисні іскрові проміжки, трубчасті і вентильні розрядники.

Перелік посилань

  1.  Півняк Г. Г. та інші «Електричні мережі систем електропостачання», Дніпропетровськ, НГУ, 2003
  2.  Півняк Г. Г. та інші «Розрахунки електричних мереж систем електропостачання», Дніпропетровськ, НГУ, 2006
  3.  Боровиков В. А. «Электрические сети энергетических систем», Ленинград, «Энергия», 1977
  4.  Идельчик В. И. «Электрические системы и сети», М, «Энергоатомиздат», 1989
  5.  Петренко Л. И. «Электрические сети. Сборник задач», М, «Высшая школа», 1985
  6.  Поярнов К. М. «Электрические станции, подстанции, линии и сети» М, «Высшая школа», 1974
  7.  Липкин Б. Ю. «Электроснабжение промышленных предприятий и установок», М, «Высшая школа», 1990.
  8.  Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. «Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсовых проектов и дипломных проектов», М, «Энергоатомиздат», 1989
  9.  Правила устройств электроустановок, М, «Энергоатомиздат», 1985
  10.   Посібник «Розрахунок опор та проводів ліній електропередавання згідно з вимогами глав 2.4 і 2.5 ПУЕ:2006», ГІД 34.20.501:2008


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

80213. Онтологическая и гносеологическая стороны основного вопроса философии 54 KB
  Среди совокупности проблем, которые исследует та или иная отрасль знания, всегда можно выделить основные, базисные. Такой основной, базисной проблемой философии, от решения которой, в конечном счете...
80214. Что такое онтология. Онтологическая проблематика 48.5 KB
  Словосочетание онтология образовано из греческих слов ontos (сущее) и logos (слово) и по-русски есть – учение о сущем. Впервые этот термин обнаруживается в «Философском лексиконе» (1613) немецкого философа Рудольфа Гоклениуса...
80216. Философия бытия (онтология) 48 KB
  Понятие Бытия его соотношение с понятиями действительность реальность существование. Монизм дуализм плюрализм в трактовке Бытия. Основные способы существования уровни и формы бытия: дух сознание жизнь материя пространство время движение энергия.
80217. Философия и её основные разделы: онтология, гносеология и аксиология 55.5 KB
  Кроче отличается нерасчленённостью онтологии и аксиологии бытия и ценности. К первому типу учений о ценности относятся взгляды А. Общим для них являются утверждения о том что источник ценностей в биопсихологически интерпретированных потребностях человека а сами ценности могут быть эмпирически фиксированы как специфические факты наблюдаемой реальности. Александер рассматривал ценности как некие третичные качества наряду с первичными и вторичными качествами.
80218. ДЕМОКРИТ (ок. 470 - ок. 380 до н. э.) 23.5 KB
  Демокрит из Абдер родился около 470 г. Демокрит считается основателем атомизма возникшего главным образом под влиянием философии элеатов отрицающих множественность и движение. Демокрит признавая явления т. Демокрит рассматривал органическую природу в том числе человека как с точки зрения физиологии так и с психологии.
80220. Рене Декарт 92 KB
  Декарт заложил основы аналитической геометрии дал понятия переменной величины и функции ввел многие алгебраические обозначения. Автор теории объясняющей образование и движение небесных тел вихревым движением частиц материи вихри Декарта. Декарт ввел представление о рефлексе дуга Декарта.
80221. ВОЛЬФ ХРИСТИАН (1679-1754) 28 KB
  начал с теологии затем перешел к философии и математике. Халле где читал лекции по всем разделам философии и исключительно на немецком языке что в те времена было большой редкостью не случайно считается что именно В. всю жизнь с невероятным педантизмом разрабатывал всеобъемлющую систему философии.