уменьшение расхода электрической энергии на собственные нужды ПС 35/10 кВ

Предмет – уменьшение расхода электрической энергии на собственные нужды ПС 35/10 кВ ...

СОДЕРЖАНИЕ

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
ВВЕДЕНИЕ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
1 ОПИСАНИЕ ОБЪЕКТА . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
1.1 Общая характеристика объекта . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
1.2 Собственные нужды подстанции . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.3 Характеристика устройств релейной защиты подстанции «Осняки» .
2 АНАЛИЗ ОБЪЕКТА . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
14
16
2.1 Анализ потребления электрической энергии приемниками СН. . . . . 2.2 Анализ установленного силового оборудования . .. . . . . . . . . . . . . . . . 16
21
3 ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОДСТАНЦИИ 35/10 кВ «ОСНЯКИ». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
24
3.1 Выбор мощности силовых трансформаторов . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3.2 Расчет потерь электрической энергии в трансформаторах. . . . . . . . . 4 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВЫБРАННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО РЕШЕНИЯ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
27

29
4.1 Методы экономических оценок . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
4.2 Технико-экономические расчеты и обоснование выбранного оборудования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5 ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИИ «ОСНЯКИ». . . . . . . . . . . .
30
40
5.1Расчет параметров схем замещения трансформаторов и линий электропередач . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
40
5.2 Расчет токов короткого замыкания . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
5.3 Выбор оборудования подстанции 35/10 кВ «Осняки» . . . . . . . . . . . . 44
5.3.1 Выбор выключателей . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
5.3.2 Выбор ограничителей перенапряжения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46
5.3.3 Выбор разьеденителей . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46
6 ОХРАНА ТРУДА И БЕЗОПАСНОСТЬ В ЧЕРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЯХ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
50
6.1 Охрана труда в энергетике . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
6.2 Безопасность в чрезвычайных ситуациях . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53
6.3 Охрана труда на подстанции «Осняки» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54
6.4 Расчет контура заземления подстанции 35/10 «Осняки» . . . . . . . . . 56
ЗАКЛЮЧЕНИЕ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62
ПЕРЕЧЕНЬ ССЫЛОК. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63
Приложение А. Перечень чертежей графической части . . . . . . . . . . . . . 65
Приложение Б. Существующие схемы электрические ПС 35/10 «Осняки» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
66
Приложение В. Потери электрической энергии в трансформаторах . . . . 68
Приложение Г. Характерные суточные графики по активной и реактивной мощности. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
74

В первом разделе проекта дана общая характеристика оборудования подстанции, во втором анализируется потребления электрической энергии на собственные нужды подстанции. В третьем разделе проводится выбор трансформаторов и расчет технических потерь. В разделе технико-экономического обоснования выбирается более выгодный вариант по замене трансформатора из двух предложенных. Проект также содержит раздел охраны труда с основными требованиями к персоналу, обслуживающий подстанцию и основными опасными факторами, которые могут встретиться на подстанции, сделан расчет контура заземления подстанции.

Получаем:Для дальнейшего обоснование выбора одного варианта, рассчитаем потери электрической энергии в трансформаторах.3.2 Расчет потерь электрической энергии в трансформаторахПотери электроэнергии в трансформаторах – один из видов технических потерь электроэнергии, обусловленных особенностями физических процессов, происходящих при передаче энергии. Передача электрической энергии от источника к конечному потребителю неизбежным образом связана с потерей части мощности и энергии в системе электроснабжения.Устройство двухобмоточного трансформатора включает замкнутый сердечник (магнитопровод), представляющий собой набор пластин из трансформаторной стали, и две обмотки: первичная и вторичная. Эффект трансформации при этом возникает из-за разного количества витков в обмотках. Потери электроэнергии в трансформаторе такой конфигурации складываются из:потерь на нагревание обмоток трансформатора;потерь на нагревание сердечника;потери на перемагничивание сердечника.Переменные потери электроэнергии в трансформаторах с симетричной нагрузкой ΔW и потери активной ΔP(t) и реактивной ΔQ(t) мощностей рассчитываются по формулам [6]: (3.5) (3.6) (3.7)Характерный суточный график нагрузки трансформаторной подстанций (активные в кВт и реактивные в квар мощности и их дисперсии соответственно в кВт2 и в квар2) для каждого месяца и суточное потребление электрической энергии в кВт·час вычисляют по формулам [6]: (3.8) (3.9) (3.13)где К – масштабный коэффициент (принимается с характерного графика);Кp, Кq – коэффициент месячного отклонения активной и реактивной нагрузки (приложении Г, таблица Г.1);P(t), Q(t) – значение активной и реактивной мощности за графиком, кВт, квар (приложение Г, таблица Г.2);Расчетные значения потерь электрической энергии для действующего трансформатора и двух сравниваемых вариантов приведены в приложении В, таблицы В.2–В.12.4 ТЕХНИКО- ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВЫБРАННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО РЕШЕНИЯ4.1 Методы экономических|экономичных| оценокВсе методы экономических оценок следует классифицировать в двух плоскостях: по их новизне в отечественной практике - традиционные и современные; по отношению к фактору времени - без учета продолжительности процесса инвестирования и времени действия инвестиций и с учетом этого, т. е. без учета и с учетом фактора времени.Традиционные методы сравнительной эффективности капиталовложений без учета фактора времени разделяются на:метод сравнения сроков|термина| окупаемости дополнительных капиталовложений (инвестиций), которые|какие| сделаны в более капиталоемкий вариант в сравнении уменьши капиталоемким | вариантом за счет экономии разных|различных| эксплуатационных расходов, которых|каких| достигли путем дополнительных капиталовложений;метод оценки|отметки| по коэффициенту эффективности тех же капиталовложений;метод приведенных затрат для разных|различных| вариантов капиталовложений (инвестиций);метод оценки|отметки| экономического|экономичного| эффекта от дополнительных капиталовложений.Современные методы экономической оценки эффективности инвестиций с учетом фактора времени, в числе которых методы:экономической оценки эффективности инвестиций по начальному финансовому состоянию, или метод капитализированной ренты;экономической оценки эффективности по динамическому сроку окупаемости;экономической оценки эффективности по показателю внутренней рентабельности (внутренней доходности, внутренней процентной ставки).Традиционные методы общей или абсолютной эффективности без учета фактора времени, которые включают методы оценки по показателям:оценки по абсолютному (общему) сроку окупаемости капитало-вложений (инвестиций) за счет прибыли;по рентабельности капиталовложений (инвестиций);по рентабельности производственных фондов;по рентабельности производства;по показателям фондоотдачи, фондоемкости и фондовооруженности.Методы сравнительной эффективности применяются на предпроектной и проектной стадиях инвестирования, а методы абсолютных оценок - на действующих производствах. Однако, во-первых, экономическая сущность этих методов одинакова и, во-вторых, абсолютные (общие) оценки также могут применяться на предварительных стадиях инвестирования.При использовании|употреблении| этих методов и показателей для оценки|отметки| инвестирования варианты, которые рассматриваются, должны отвечать определенным условиям сопоставимости |, или если они не отвечают технической существенности проектов то они должны быть приведены в соответствующий вид, который отвечает условиям сопоставимости |. 4.2 Технико-экономические расчеты и обоснование выбранного оборудованияПроизведем экономическое сравнение двух предложенных вариантов, оборудование которых указаны в таблице 4.1.Экономическая целесообразность принятых решений определяется методом приведенных затрат:З=рн·К+И‒У,(4.1)где рн – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, рн = 0,12 [7];К – капиталовложения на постройку электрооборудования, тыс. грн;И – ежегодные эксплуатационные затраты, тыс. грн:(4.2)где ра и ро – отчисления на амортизацию и обслуживание, принято ра = 5,6% и ро = 2% [7];β – стоимость 1 кВт·час потерь электроэнергии, β = 52 коп / кВт·час [7];ΔW – потери электроэнергии в трансформаторах, кВт·час;У – потери от недоотпуска электроэнергии, тыс. грн./год.Капитальные затраты на приобретение, доставку и монтаж электрооборудования:(4.3)где Кнвл – капитальные затраты;Коб – стоимость электрооборудования, тыс. грн;КМ – стоимость монтажных работ (7% от стоимости оборудования), тыс. грн [8];КТР – транспортные расходы (5% от стоимости оборудования), тыс. грн [8]. тыс. грн, тыс. грн.Затраты на амортизацию и обслуживание выбираем согласно с [7].Ежегодные эксплуатационные расходы рассчитаем по формуле 4.2: тыс. грн, тыс. грн.Приведенные затраты будут равняться (по формуле 4.1):З1=0,12·1365,96+103,82 = 267,73 тыс. грн,З2=0,12·1237,62+94,08 = 242,57 тыс. грн,Рассчитанные затраты для каждого варианта приведены в таблице 4.1.Таблица 4.1 – Приведенные затраты для двух вариантовНаименование оборудованияЕдиницы измеренияСтоимость одной еденицыВариант 1Вариант 2кол-востоимостькол-востоимостьТМН – 1600/35/10тыс.грн439,2542878,51--ТМН – 1000/35/10тыс.грн381,96--2763,92Продолжение таблицы 4.1.Наименование оборудованияЕдиницы измеренияСтоимость одной еденицыВариант 1Вариант 2кол-востоимостькол-востоимостьBB/TEL-10тыс.грн16,27113,47113,4ВР35НС-20тыс.грн75,93227,73227,7Стоимость оборудования, Кобтыс.грн--1219,61-1105,02Капитальные затраты, Ктыс.грн--1365,96-1237,62Потери электроэнергии, ΔWкВт·час--9,74-10,6Ежегодные эксплуатационные расходы, Итыс.грн/год--103,82-94,08Приведенные затраты, Зтыс.грн--267,73-242,57Исходя из рассчитанных приведенных затрат, для дальнейшего расчета принимаем второй вариант, так как он экономически выгоднее. В дальнейшем обоснуем замену оборудования сроком окупаемости затрат, вызванных установкой новых устройств.Срок окупаемости затрат рассчитывается по формуле 4.4 [8]. ,                                     (4.4) де  – капитальные вложения, необходимые для установки нового оборудования, тыс. грн; ,  – текущие расходы на содержание и обслуживание старого и нового оборудования, соответственно, тыс. грн;  – экономический результат (эффект) от использования нового оборудования, который эквивалентный ущербу () от ненадежной работы старых выключателей.Поскольку вариант модернизации предусматривает установку новых трансформаторов и выключателей, рассчитаем текущие расходы для действующего и нового оборудования.Годовые текущие затраты на содержание и обслуживание новых выключателей при условии неизменности штата работников определяются по формуле:                               ,                                       (4.5) де  – текущие расходы на содержание и обслуживание новых выключателей (материалы, запасные части, оплата труда); – амортизационные отчисления.При упрощенной системе расчетов, как показали аналитические исследования реальных затрат, расходы на содержание и обслуживание новых выключателей составляют [8]:– для вакуумных выключателей: % от ;– для масляных і воздушных выключателей: % от Годовые амортизационные отчисления определяются по (4.6).,                                           (4.6) где  – рыночная или сметная стоимость объекта (без учета расходов на его монтаж или установку); – нормативный срок службы объекта (для выключателей – 25 лет, трансформаторы – 40лет).При определении годовых текущих затрат на обслуживание старых выключателей следует учитывать следующие виды затрат:           ,                                        (4.7)где  – среднегодовые затраты на текущие и капитальные ремонты старых выключателей;  – дополнительные годовые расходы на обслуживание старых выключателей. Это могут быть расходы на масло для масляных выключателей, расходы на компрессорные установки при использовании воздушных выключателей.Исследования показали, что для выключателей, находящихся в эксплуатации более 70%-ного их нормативного срока службы, затраты на ремонт существенно возрастают и в среднем составляют 25-30% от их стоимости ().Для определения затрат на ремонт методом укрупненным расчетов используется зависимость:                                             ,                                        (4.8) где  – норматив затрат на ремонт (старого оборудования – 30%, вакуумных выключателей – 1%, новых трансформаторов – 8%),Коб – стоимость оборудования (масляные выключатели – 70 тыс. грн., старый трансформатор – 150 тыс. грн.).Дополнительные расходы на обслуживание старых выключателей () могут включать годовые расходы на замену масла, определяемых по формулам:                                 ;                                           (4.9)                                   ,                                               (4.10)где ,  – общий объем и среднегодовой объем заменяемого масла, т;  – периодичность замены масла в масляном выключателе, лет;  – цена масла (18,7 тыс. грн./т) [9].Экономический результат - ущерб от выхода из строя старых выключателей, должен учитывать дополнительные расходы на их аварийный ремонт выездной бригадой и потери от возможных перерывов в электроснабжении.Определим текущие затраты на обслуживание вакуумных выключателей методом укрупненных расчетов.Текущее затраты на обслуживание:  тыс. грн.Амортизационные отчисления (по формуле 4.6):  тыс. грн.Общие годовые затраты (по формуле 4.7): тыс. грн.Определяем текущие расходы на содержание и обслуживание масляных выключателей.Расходы на текущий ремонт масляных выключателей (по формуле 4.8): тыс. грн.Дополнительные расходы на обслуживание масляных выключателей (по формуле 4.9): тыс. грн.Амортизационные отчисления для масляных выключателей (по формуле 4.6):  тыс. грн.Общие годовые затраты при использовании масляных выключателей (по формуле 4.7): тис. грн.Определяем текущие расходы на содержание и обслуживание трансформаторов методом укрупненных расчетов.Расходы на текущий ремонт масляных трансформаторов (по формуле 6.8): тис. грн.Дополнительные расходы на обслуживание масляных трансформаторов (по формуле 4.9): тис. грн.Амортизационные отчисления для масляных трансформаторов (по формуле 4.6):  тис. грн.Общие годовые затраты при использовании новых масляных трансформаторов: тис. грн.,Расчет общих годовых затрат старого трансформатора рассчитывается аналогично новым:тис. грн.Определим срок окупаемости мероприятий по замене оборудования (по формуле 6.4):  лет.Полученный результат удовлетворяет сроку окупаемости 10 лет, и доказывает экономическую эффективность предложенного варианта реконструкции.5 выбор оборудования подстанции «Осняки»5.1 Расчет параметров схем замещения трансформаторов и линий электропередачиПараметры схем замещения трансформаторов (рисунок 4.1) рассчитаны в соответствии с [10].Рисунок 5.1 – Схема замещения двухобмоточного трансформатораАктивное сопротивления rT обмоток двухобмоточного трансформатора рассчитаны по формуле [11]:, (5.1)где – потери короткого замыкания трансформатора; – номинальное линейное напряжение высшей стороны трансформатора; – номинальная мощность трансформатора.Индуктивное сопротивление xT обмоток двухобмоточного трансформатора рассчитаны по формуле [11]:, (5.2)где – напряжение короткого замыкания трансформатора в %.Потери реактивной мощности холостого хода трансформатора [11]:, (5.3) где – током холостого хода трансформатора в %.Номинальные и расчетные параметры ТР, которые рассматриваются, приведенные в таблице 5.1 [1].Таблица 5.1 – Параметры трансформатора ТМН – 1000/35,кВА, кВukз, %,кВт,кВт, %, кВАр, Ом, ОмВННН100035116,511,62,11,417,512,449,2Параметры схем замещения ЛЕП определены в соответствии с [4]. Номинальные параметры линий взяты из [4]. Схемы замещения ЛЕП напряжением 35 кВ приведены на рисунке 5.2.Погонное индуктивное сопротивление линии определяется по формуле: , (5.4)где – среднегеометрическое расстояние между проводами фаз ВЛ; – диаметр провода.Рисунок 5.2 – Схема замещения ЛЕП напряжением 35 кВАктивное и индуктивный сопротивление участка линии длиной l определяется за формулами:; (5.5) (5.6)Номинальные и расчетные параметры линий, которые рассматриваются, приведены в таблице 5.2.Таблица 5.2 – Параметры линий 35 кВ Название линииМаркапровода, км, Ом/км, Ом/км, Ом, ОмZ, ОмЧТЭЦ-ПС «Осняки»АС-9531,380,3060,4169,6013,0516,2Репки- ПС «Осняки»АС-9510,530,3060,4163,224,385,435.2 Расчет токов короткого замыканияРассчитаем токи короткого замыкания (К.З.) на шинах 35 и 10 кВ подстанции «Осняки».По данным расчета токов К.З., при питании подстанции «Осняки» от подстанции «Репки», и от РУ «ЧТЭЦ». По большему из токов короткого замыкания будет производиться выбор оборудования.Расчет токов К.З. будем проводить в именованных единицах.Схема замещения для расчета токов К.З. для этого случая приведена на рисунке 5.3.Рисунок 5.3 – Схема замещения для расчетов тока К.З. при питании от ПС «Репки»Полное сопротивление до точки К.З. [11]:, (5.7)где – активное сопротивление до точки К.З., – реактивное сопротивление до точки К.З.Ток короткого замыкания рассчитываем по формуле [11]:.Ударный ток рассчитывается по формуле [11]:, (5.8)где – ударный коэффициент, который находится по формуле [11]:, (5.9)где – временная составляющая, которая рассчитывается по формуле [11]:. (5.10)Результаты расчета приведены в таблице 5.3.Таблица 5.3 – Результаты расчета токов К.З. при питании от ПС «Репки»Точка К.З., Ом, кА, кАК15,433,720,00431,15,78К230,470,550,011,361,24Схема замещения для расчета токов К.З при питании от РУ 35 «ЧТЭЦ» приведена на рисунке 5.4, где Zл это сопротивление лини 35 кВ «ЧТЭЦ».Рисунок 5.4 – Схема замещения для расчетов тока К.З. при питании от РУ 35 кВ «ЧТЭЦ»Результаты расчета приведены в таблице 5.5.Таблица 5.4 – Значения рассчитанных токов короткого замыканияТочка К.З., Ом, кА, кАК116,21,250,00431,0981,94К240,830,540,00761,271,03Значения токов К.З. сведены в таблицу 5.5.Таблица 5.5 – Значения рассчитанных токов короткого замыканияПитание отЗначение тока короткого замыканияв заданной точке I, кАК1К2ПС «Репки»3,720,55РУ 35 кВ «ЧТЭЦ»1,250,545.3 Выбор оборудования подстанции «Осняки»5.3.1 Выбор выключателейВыключатели мощности выбираются по таким условиям [12]:– по номинальному напряжению:; (5.11)– по рабочему току:; (5.12)– по коммутационной способности на симметричный ток КЗ:, (5.13)где – действующее значение периодической составляющей тока К.З. в момент времени после начала расхождения дугогасительных контактов выключателя, – номинальный ток при К.З., который способен отключить выключатель.– по коммутационной способности на асимметричный ток К.З.:, (5.14)где – апериодическая составляющая тока К.З. в момент расхождения контактов; – номинальное значение относительной вместимости апериодической составляющей в выключаемом токе К.З.; – наименьший промежуток времени от начала К.З. до момента расхождения контактов, рассчитывается по формуле [8]: , (5.15) , (5.16)где – минимальное время действия релейное защиты, . – собственное время отключения выключателя.– по электродинамической стойкости: , (5.17)где – амплитудное значение предельного сквозного тока К.З.; – амплитудное значение ударного тока К.З.– по термической стойкости:, (5.18)где – тепловой импульс по расчету кА2∙с, – предельный ток термической стойкости по каталогу, кА, – длительность протекания тока термической стойкости, с.5.3.2 Выбор ограничителей перенапряженияОграничитель перенапряжений не должен снижать надежности за счет собственного повреждения. Поэтому выбор этих защитных аппаратов, как и выбор любого электротехнического оборудования, должен быть тщательно взвешен и обоснован. В связи с изложенным, выбор ОПН, как правило, выполняется в два этапа:– выбор электрических характеристик ОПН в соответствии с параметрами сети;– выбор механических характеристик ОПН и его климатического исполнения.5.3.3 Выбор разъединителейРазъединители выбираются по таким условиям [13]:– по номинальному напряжению (4.11);– по электродинамической устойчивости (4.17);– по термической устойчивости (4.18),– по конструктивному выполнению;Результаты выбора оборудования со всеми его номинальными параметрами и марками, заносим в таблицу 5.7.Таблица 5.7 – Результаты выбора оборудования на подстанции «Осняки»Наиме-нование обору-дованияМаркаОсновные каталожныепараметрыУсловия выбораЧисленные значенияТрансформатор напряженияТМ-1600/35Sном=1600кВА,Uвн=35кВ,Uнн=10кВ,Uкз=6,5%,ΔPк=26кВт,ΔPх=6,5кВт,Iх=1,1%,ΔQх=17,5кВт,Zт=50,73Ом.,Выключатели по стороне 35 кВВР35НС-35-20/1600 УХЛ1Uн = 35 кВ,Iн = 1600 А,Iн откл = 20 кА,Iпр скв = 52 кА,Iт = 20 кА,tт = 3 с,tc.в. = 0,035 с,βн = 0,4.,,,,,.,,,,,.Выключатели по стороне 10 кВ ВВ/TEL – 10 Uн = 10 кВ,Iн = 630 А,Iн откл = 20 кА,Iпр скв = 51 кА,Iт = 20 кА,tт = 3 с,tc.в. = 0,025 с,βн = 0,4.,,,,,.,,,,,Продолжение таблицы 5.7Наиме-нование обору-дованияМаркаОсновные каталожныепараметрыУсловия выбораЧисленные значенияРазъединители по стороне 35 кВРГП СЭЩ – II – 35/1000 – УХЛ1Uн = 35 кВ,Iн = 1000 А,Iт = 20 кА,Iпр скв = 50 кА,tт = 3 с.,,.,,.Разъединители по стороне 10 кВРЛНД СЭЩ – 1 – 10/630– УХЛ1Uн = 10 кВ,Iн = 630 А,Iт = 10 кА,Iпр скв = 25 кА,tт = 3 с.,,.,,ОПН по стороне 35 кВОПН – ВР/TEL – 35/40,5– УХЛ1Uн = 35 кВ,Uнд = 40,5 кВ,Uост ки = 93 кВ,Uост ги = 119 кВ,Iн = 10 кА.Условия выбора в литературе [3]ОПН соответствуют классу напряжения и номинальному разрядному току. Выдерживают остающееся напряжение при коммутационном и грозовом импульсах.ОПН по стороне10 кВОПН – КР/TEL – 10/10– УХЛ1Uн = 10 кВ,Uнд = 10,5 кВ,Uост ки = 26,1 кВ,Uост ги = 30,7 кВ,Iн = 10 кА.Оборудование, выбранное для объекта, удовлетворяет всем предъявленным требованиям, и может быть установленным на подстанции ПС 35/10кВ «Осняки».Использование вакуумных выключателей также позволит снизить потребление СН за счет маслохозяйства на 12% (20 тыс. кВт·час)6 ОХРАНА ТРУДА И БЕЗОПАСНОСТЬ В ЧЕРЕЗВИЧАЙНЫХ СИТУАЦИЯХ6.1 Охрана труда в энергетикеОхрана труда - система обеспечения безопасности жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, включающая правовые, социально-экономические, санитарно-гигиенические, психофизические, лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия.