Проектирование электроснабжения нефтяного месторождения
СОДЕРЖАНИЕ
Введение
. Общий раздел
.1 Краткая характеристика
проектируемого объекта
. Расчетно-технический раздел
.1 Расчет электрических нагрузок
.2 Выбор схемы электроснабжения и
напряжения
.3 Расчет и выбор мощности
трансформаторов
.4 Расчет токов короткого замыкания
.5 Выбор электрооборудования
.6 Релейная защита силового
трансформатора
.7 Автоматика электроснабжения
.8 Расчет защитного заземления
.9 Перенапряжения и молниезащита
. Экономический раздел
.1 Определение численности
обслуживающего персонала и фонда заработной платы
.2 Расчет потребности
эксплуатационного запаса электрооборудования
.3 Расчет себестоимости 1 кВт·ч
потребляемой электроэнергии
. Охрана труда
.1 Действие электрического тока на
организм человека
.2 Противопожарная безопасность
.3 Охрана окружающей среды
. Специальный раздел
5.1 Грозозащита
линий электропередачи
.2 Грозозащита
станций и подстанций
Заключение
Список литературы
ВВЕДЕНИЕ
В топливно-энергетическом и сырьевом комплексе
страны, ведущая роль принадлежит нефтяной и газовой промышленности. В последнее
время значительно увеличились объемы и темпы добычи нефти, за счет привлечения
иностранных инвестиций. Разработка шельфа Каспийского моря позволит к 2010 году
добывать 60-65 млн. тонн нефти, что потребует создания эффективных и надёжных
систем электроснабжения (СЭС).
Выход экономики Республики Казахстан на
международный рынок, изменения в отношениях между поставщиком электроэнергии и
потребителями, потребление электроэнергии совместными предприятиями и
зарубежными фирмами предъявляет жесткие требования к качеству электроснабжения
и качеством электроэнергии. Этим и вызван повышенный интерес к проблеме
надёжности систем электроснабжения.
Электроэнергетика является интегральной частью
мирового энергетического хозяйства. Ее состояние и перспективы во многом
определяются состоянием и перспективами развития всей мировой энергетики и ее
ресурсной обеспеченности.
Электроэнергетика в Прикаспии начиналась с нуля.
До Октябрьской революции 1917 г. в г. Атырау (г. Гурьев) не было ни одного
источника электроснабжения.
Первый дизельный с электроагрегатом мощностью
всего в десять киловатт появился в Атырау в 1922 г. Он обслуживал открывшийся в
городе кинотеатр.
Единственной электростанцией на территории
Атырауской (бывшей Гурьевской) области до Октябрьской революции была Доссорская
дизельная станция, где были установлены два двигателя по 200 лошадиных сил.
Она-то и являлась «энергетической» базой области в первые годы советской
власти. Гражданская война, интервенция, разруха на транспорте и на производстве
не давали возможности для развития энергетики. Это сдерживало добычу нефти,
тогда как бывший Союз остро нуждался в топливе. В то время заводы не
производили энергетического оборудования. Вопросы электрификации нефтяных
промыслов Эмбы решались за счет устаревшего импортного оборудования. Так, на
нефтепромысле Макат, на 42 участке была создана первая электростанция мощностью
80 л. с. с генератором постоянного тока.
Развитие энергетики края началось одновременно с
реконструкцией всей нефтяной промышленности в годы первых пятилеток.
В июне 1926 г. в Макате была пущена
электростанция мощностью 220 л. с. с генератором переменного тока напряжением
2000 вольт.
В 1927 г. здесь была введена новая дизельная
электростанция, состоявшая из четырех генераторов английской фирмы «Рустон
Горнсби» общей мощностью 1050 л. с. В то время эта станция была самой мощной.
Одновременно со строительством Макатской была расширена Доссорская ДЭС путем
установки двух дизелей общей мощностью 700 л.с. Эти электростанции позволили
электрифицировать нефтедобычу на основных нефтяных промыслах Эмбы - в Доссоре,
Макате - и осветить жилища нефтяников. По мере открытия новых месторождений
нефти производилось строительство электростанции на новых нефтепромыслах. Были
построены дизельные электростанции в Сагизе, Байчунасе, Искине, Комсомольске,
Кошкаре, Косчагыле, Каратоне, Индере и Гурьеве. Общая мощность этих
электростанций составила 15 тыс. кВт. Все они работали раздельно, обслуживая
лишь тот промысел, на котором находились. Это было большое и сложное
энергохозяйство, которое подчинялось руководителям нефтепромыслов, хотя в
Атырау тогда уже (с 1941 по 1944 гг.) существовала контора «Электроток»,
которая была организована приказом Народного Комиссара «Нефтепрома» № 239 от 20
мая 1941 г. в Атырау и находилась в составе «Казнефтекомбината» Наркомнефти
СССР. На нее возлагались производство и передача электроэнергии и сбыт ее. При
организации в ее состав вошли дизельные электростанции в Атырау, Искине,
Косчагыле, Байчунасе, центральная энерголаборатория и ремонтные мастерские в
Атырау, стройотдел «Казнефтекомбината», электромантаж и контора электросвязи.
В 50-х гг. основным источником электроэнергии
для города и ряда пригородных колхозов была Гурьевская ДЭС. На ней быдо
установлено четыре дизель-генератора: первый и второй марки БМБ по 400 кВт.
Этой электростанции хватало только для города, а когда приходилось
останавливать дизели на ремонт, то вводились большие ограничения потребителей.
С 1945 г. начался новый этап в развитии
энергетики области -сооружение паротурбинных электростанций. В этом году на
Гурьевском нефтеперерабатывающем заводе была введена ТЭЦ.
На станции было установлено 6 паровых
вертикально-водотрубных 2-барабанных котлов фирмы «Рейли-Стоккер»
паропроизводительностью по 34 т/ч на параметры пара 40 кгс/см2 и 315 °С и 2
паровые турбины типа АПТ-6 фирмы «Дженералэлектрик» номинальной электрической
мощностью по 6 МВт, тепловой отбор турбин - по 47,1 Гкал/ч. Оборудование
станции изготовлено в США и получено по ленд-лизу в годы Великой Отечественной
войны.
В следующем, 1946 г., было начато строительство
Кульсаринской центральной электростанции.
Одновременно с Кульсаринской велось
строительство второй тепловой электростанции - на промысле Доссор. в 1949 г.
здесь были введены уже два турбоагрегата.
В 1955 г. по Кульсаринской ЦЭС вводятся в
эксплуатацию второй и третий турбоагрегаты по 1,5 МВт каждый, в 1957 г. -
четвертый турбоагрегат, в 1958 г. - пятый, по 6 МВт каждый. Общая мощность
Кулъсаринской ЦЭС достигла 16,2 МВт. В 1958 г. первый турбоагрегат был
поставлен на консервацию.
В 1960 г. на ТЭЦ НПЗ был поставлен под нагрузку
турбоагрегат №3.
С ростом тепловых нагрузок завода и города
(станция и в то время частично обеспечивала электроэнергией и теплом
коммунально-бытовые потребности города) ТЭЦ была расширена за счет ввода в
эксплуатацию двух паровых котлов типа ТМ-35 Белгородского котлостроительного
завода паропроизводительностью по 35 т/ч и одной паровой турбины типа АК-4
электрической мощностью 4 МВт. Мощность станции достигла 16 МВт.
Возникла необходимость транспортировки
электроэнергии потребителям на дальние расстояния, и в пятидесятые годы ведется
интенсивное строительство линий электропередачи напряжением 35-110 кВ,
связавших отдельные и паротурбинные и наиболее крупные ДЭС в единую
энергосистему.
Наращивание паротурбинных генерирующих мощностей
и строительство линий электропередачи, связавших между собой нефтедобывающие
промыслы, позволило постепенно выводить из работы маломощные дизельные
электростанции.
Продолжали работать первая очередь Кульсаринской
ЦЭС, Доссорская ЦЭС, строилась вторая очередь Кульсаринской ЦЭС. А
энергетической мощности в области все не хватало.
И в 1957 г. трестом «Казэнергонефть» был
заключен договор с трестом «Передвижных электростанций» Министерства энергетики
СССР на предмет аренды энергопоезда № 317 чехословацкого производства. Мощность
его была 2500 кВт. Установлен он был на территории Гурьевской дизельной
станции. Из ее здания были убраны два дизель-генератора марки МАН и на их место
установили два вагона с котлами от энергопоезда и вагон водоподготовки. В целом
энергопоезд состоял из одиннадцати вагонов.
Энергопоезд был смонтирован, пущен в
эксплуатацию в 1958 г. и проработал до пуска Атырауской ТЭЦ (1963 г.)
Кроме энергопоезда, ДЭС и ТЭЦ нефтеперерабатывающего
завода, других источников электроснабжения в 50-х гг. не было.
В то время для строящегося завода «Синтезспирт»
(в дальнейшем до 1995 г. АО «Полипропилен») строили ТЭС. Руководством треста
«Казэнергонефть» было предложено не продолжать строить ТЭС, а на ее базе прейти
на строительство районной ТЭЦ с отделением ее от завода «Синтезспирт» и
передачей в ведение треста «Казэнергонефть».
февраля 1959 г. была организована дирекция
строящейся Гурьевской райТЭЦ. Было рассмотрено три варианта перепрофилирования
ТЭС. Последний вариант предусматривал встроить в существующее здание два котла
(120 т/час) и две турбины по 12 МВт. Это была первая очередь.
Суммарная мощность электростанций энергосистемы
в год образования составила 27,3 МВт, годовая выработка электроэнергии -118,6
млн кВт.ч, отпуск тепловой энергии - 109, 2 тыс. Ккал.
В конце 1962 г. в основном было завершено
строительство объектов первой очереди ТЭЦ. 31 декабря был осуществлен пуск
первых агрегатов, и 28 января 1963 г. считается датой ввода ТЭЦ в эксплуатацию.
При монтаже второй очереди ТЭЦ построили новый
современный железобетонный корпус. Установили еще три котла по 160 т/ч и две
турбины по 25 МВт. С момента пуска первой и второй очередей ТЭЦ стала
создаваться система теплофикации города.
В 1976 г. ТЭЦ вышла на проектную мощность 249
МВт.
В настоящее время в Атыраускую энергосистему
входят Атырауская ТЭЦ (249 МВт) с параллельно работающей блок-станцией ТЭЦ
Атырауского НПЗ (12 МВт) и Тенгизская ГТС (144 МВт).
Строительство линий электропередачи в Атырауской
области началось при освоении нефтяных месторождений. Первые линии
электропередачи напряжением 2кВ трансформаторные пункты и низковольтные ЛЭП
были построены на нефтепромыслах Доссор и Макат в 20-х гг. и предназначались
для передачи электроэнергии от дизельных электростанций к объектам нефтедобычи
и жилого сектора. В дальнейшем на вновь открываемых месторождениях
электроснабжение от дизельных электростанций осуществлялось по ЛЭП-6 кВ.
В 40-х гг. электронагрузки на нефтепромыслах
возросли настолько, что дизельные электростанции уже не смогли покрывать их.
Расширять их было нецелесообразно, и развитие энергетики пошло по пути
централизации выработки электроэнергии на тепловых паротурбинных
электростанциях и строительства линий электропередачи от ЦЭС до нефтепромыслов.
Первая ЛЭП напряжением 35 кВ была построена от Искинской ДЭС до Байчунаса.
Вторая - от Кульсаринской ЦЭС до Косчагыла - была построена уже после окончания
войны и уже по заказу треста «Казэнергонефть». К этому времени ДЭС и
электросети 6 кВ были переданы нефтепромыслами на баланс этого треста, и
началось планомерное строительство воздушных электролиний. Для передачи
электроэнергии с Доссорской ЦЭС к потребителям были построены ЛЭП-35 кВ
Доссор-Байчунас, Доссор-Сагиз, Доссор-Макат, Макат-Сагиз, Сагиз-Кошкар,
Кошкар-Комсомольск. Это позволило снять дефицит в электроснабжении
нефтепромыслов Макатского района, повысить надежность, качество
электроснабжения, вывести из работы дизельные электростанции с изношенным
оборудованием. Доссорская ЦЭС работала на угле (впоследствии была переведена на
нефть), а Кульсаринская - на попутном газе и нефти. Так как мощности этих ЦЭС
были к тому времени исчерпаны, встал вопрос об их расширении, который решился в
пользу Кульсаринской ЦЭС. Для передачи электроэнергии от нее потребителям
необходимо было строительство ВЛ, но уже с более высоким напряжением.
Так как ощущался дефицит металла, в качестве
материала для опор ЛЭП были использованы бурильные трубы.
Когда решился вопрос с конструкцией опор, из
труб были запроектированы ЛЭП-110 кВ Кульсары-Комсомольск и Кульсары-Каратон.
Первая такая в области ЛЭП была построена в 1956 году, она соединяла
Кульсаринскую ЦЭС с Доссорской и давала возможность передавать мощность с
раширяемой Кульсаринской ЦЭС и бесперебойно снабжать потребителей при ремонте
ЛЭП-35 кВ от Кульсары до Доссора и ремонте оборудования на Доссорской ЦЭС. А
вторая - решала вопрос покрытия нагрузок Каратонского узла, так как Каратонская
ДЭС уже не покрывала возрастающие нагрузки.
Строительство ЛЭП-110 кВ Кульсары - Комсомольск
велось подрядной организацией СМУ-7 Московского треста № 8. Так как подрядчик
уже не мог выполнять всевозрастающие объемы сетевого строительства, в 1956 г.
при тресте «Казэнергонефть» был создан электромонтажный участок по строительству
ЛЭП и подстанций. И уже ЛЭП Кульсаринская ЦЭС - Кульсары строилась хозспособом
трестом «Казэнергонефть».
И для эксплуатации электросетей приказом
совнархоза от 16 декабря 1960 г. было создано предприятие «Управление
высоковольтных сетей» с передачей ему на баланс всех высоковольтных
электросетей и ДЭС.
Чтобы решить вопрос о соединении Атырауской ТЭЦ
с образовавшимся энергоузлом Доссорской и Кульсаринской ЦЭС, необходимо было
построить ВЛ-110 кВ Гурьев-Доссор и Атырау-Карсак.
Первой включили в план строительства ВЛ-110 кВ
Атырау-Доссор.
Ввод в эксплуатацию ВЛ-110 кВ
Атырау-Доссор-Кошкар и перевод ЛЭП-35 кВ Кошкар-Комсомольск на напряжение 110
кВ создали условия для параллельной работы всех электростанций, перевода
энергетическиих нагрузок на Атыраускую ТЭЦ и вывода из эксплуатации менее
экономичных Доссорской и Кульсаринской ЦЭС.
В Гурьеве был создан участок треста
«Казсельэлектросетьстрой», и его мехколонны начали строить электросети на селе.
Были построены подстанции Орлик, Махамбет,
Сорочинка, Птицефабрика, Новобогатинская, Чертомбай, Ганюшкино, Дашино, Миялы,
Райгородок, Карабау, Амангельды и другие. А также ЛЭП-110 кВ
Бузан-Чертомбай-Ганюшкино, Баскунчак-Суюндук, Суюндук-Асан; ЛЭП-35 кВ
Ганюшкино-Дашино, Ганюшкино-Ногайбай, Суюндук-Балкудук для электроснабжения
потребителей Тенгизского района; ЛЭП-110 кВ Индер-Райгородок; ЛЭП-35 кВ
Райгородок-Карабау, Райгородок-Миялы, Уил-Миялы для электроснабжения
потребителей Кзылкогинского района; подстанция 110/35/10 кВ в Махамбете и ВЛ-35
кВ Махамбет-Тандай, Махамбет-Егизгуль, Махамбет-Сорочинка для электроснабжения
потребителей Махамбетского района. Тысячи километров ЛЭП пролегли по степным
просторам Атырауской области, позволив подключить к государственной
энергосистеме не только районные центры, центральные усадьбы совхозов, но и
отдаленные отделения и чабанские зимовки.
В 1972 г. управление высоковольтных сетей было
переименовано в Атырауское предприятие электросетей с передачей ему на баланс
коммунальных электросетей.
До 1976 г. Атырауская энергосистема электрической
связи с другими энергосистемами СССР не имела и работала изолированно.
С вводом в эксплуатацию в 1976 г. линии
электропередачи Атырау-
Уральск (Атырау-Индер-Уральск-Кинель)
протяженностью 475,8 км появилась межсистемная связь с объединенной
энергосистемой Средней Волги.
В 1979 г. после завершения строительства
двухценой ЛЭП-110 кВ Кульсары-Опорная-Бейнеу появилась связь между Атырауским и
Мангышлакским энергоузлами, что повысило надежность электроснабжения
потребителей Атырауской области.
Для электроснабжения месторождения Тенгиз в 1985
г. построена ВЛ-110 кВ Тенгиз-Прорва.
В 1988 г. введена в эксплуатацию транзитная
ВЛ-220 кВ Актау-Бейнеу-Тенгиз, что позволило связать Мангышлакский
атомно-энергетический комбинат с энергетическими системами Атырауской и Западно-Казахстанской
областей и ОДУ Средней Волги.
В 1997 г. Управление «Атырауэнерго» было
преобразовано в Атыраускую распределительную электросетевую компанию (АРЭК) с
филиалами - городские электрические сети и высоковольтные электрические сети.
В 1998 г. эл. сети с подстанциями и ВЛ 220 кВ
были переданы в Западный филиал магистральных электрических сетей (3 МЭС) ОАО
КЕGОС (Казахстанская
компания по управлению электрическими сетями).
Раздел 1. ОБЩИЙ
.1 Краткая
характеристика проектируемого объекта
Заданием дипломного проекта является
проектирование электроснабжение нефтяного месторождения. Источниками питания
являются шины 110 кВ районной подстанции.
Удаленность от подстанции до проектируемого
объекта составляют 25 км. Общая потребляемая мощность потребителей составляет
6795 кВА. На основе технико-экономических сравнений по капитальным затратам и
годовым потерям электроэнергии напряжение внешнего электроснабжения принято
равным 110 кВ. Питание осуществляются двухцепной воздушной линии с проводом
АС-70 . Единичная мощность трансформаторов подстанции составляет 6300 кВА.
В соответствии с типовыми проектными решениями
и, учитывая количество присоединений приняты, следующее принципиальные схемы
распределительных устройств. На стороне высшего напряжения - два блока с
отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны питающих линии. В
качестве перемычек взято разъединители типа РНДЗ. Для создания искусственного
короткого замыкания выбран однополюсной короткозамыкатель, который включается
автоматически под действием пружинного механизма при срабатывании привода
релейной защиты. На высшей стороне также установлены заземлители, включаемые в
нейтраль трансформаторов.
На стороне низшего напряжения -10 кВ с одним
секционированием выключателем системы шин установлены : трансформаторы тока и
напряжения предназначенные для питания токовых катушек измерительных приборов и
реле, а также для катушек напряжения измерительных приборов и аппаратов защиты,
измерения и контроля за напряжением. Для защиты оборудования распределительных
устройств от электромагнитных волн перенапряжения, приходящих по линиям
электропередачи выбран разрядники. Для питания собственных нужд подстанции
предусмотрена установка трансформаторов мощностью по 40 кВА на напряжение
10/0,4-0,23 кВ. Распределительное устройство принято открытыми, компоновка
типовая РУ-10 кВ принимаемая КП1П5 с установкой шкафов КРУН серии К-49 .
На подстанции предусмотрена релейная защита и
автоматика в объеме с требованиями ПУЭ. Для защиты обслуживающего персонала
предусмотрено в проекте техника безопасности и противопожарные мероприятия .
Кроме этого в проекте рассмотрены вопросы по экономике определено численность
обслуживающего персонала и фонд заработной платы , определен экономический
эффективность выбранного варианта .
Источник питания - шины 110 и 35 кВ узловой
подстанции.
Мощность КЗ на шинах 110 кВ источника - 2000
МВА.
Таблица 1.1 - Электрические нагрузки нефтяного
месторождения
|
№
|
Потребители
|
Установленная
мощность
|
КС
|
cos φ
|
|
1.
|
Станки
- качалки
|
100
шт х 18 кВт=1800 кВт
|
0,67
|
0,8
|
|
2.
|
Технологическая
насосная
|
2
х 400 кВт = 800 кВт
|
0,78
|
0,9
|
|
3.
|
Электродегидраторы
|
4
х 200 кВт = 800 кВт
|
0,8
|
0,88
|
|
4.
|
Насосная
водоснабжения
|
80
кВт
|
0,75
|
0,8
|
|
5.
|
Котельная
|
35
кВт
|
0,76
|
0,75
|
|
6.
|
Узел
связи
|
35
кВт
|
0,76
|
0,75
|
|
7.
|
Производственный
блок
|
60
кВт
|
0,88
|
0,75
|
|
8.
|
Насосная
внешней перекачки
|
4
х 400 кВт = 1600 кВт
|
0,75
|
0,8
|
|
9.
|
БКНС
|
2(2
х 400) = 1600 кВт
|
0,8
|
0,9
|
|
10.
|
Водозаборные
скважины
|
20
х 40 кВт = 800 кВт
|
0,75
|
0,88
|
|
11.
|
Вахтовый
поселок
|
75
кВт
|
0,87
|
0,75
|
Раздел 2.
РАСЧЕТНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ
.1 Расчет электрических
нагрузок
электрический напряжение замыкание
заземление
При проектировании силовых электрических сетей
большое значение имеет правильное определение расчетных электрических нагрузок
от которых зависят капитальные затраты, расход проводникового материала,
величина потерь электроэнергии и эксплуатационные расходы.
Потребителями электроэнергии
нефтеперерабатывающего завода являются:
·
Установка
по очистке нефти;
·
Насосные
установки по перекачке нефти;
·
Компрессорные
установки;
·
Установки
по вентиляции и кондиционирования;
·
Запорная
арматура;
·
Котельная.
По надёжности электроснабжения согласно
классификации и требованиям Правил Устройствами Электроустановок основные
технологические производства относятся к 1 и 2 категории потребителей электроэнергии.
Основой рационального решения комплекса
технико-экономических вопросов при проектировании электроснабжения современного
промышленного предприятия является правильное определение ожидаемых
электрических нагрузок. Определение электрических нагрузок является первым
этапом проектирования любой системы электроснабжения. Значения электрических
нагрузок определяют выбор всех элементов и технико-экономические показатели
проектируемой системы электроснабжения. От правильной оценки ожидаемых нагрузок
зависят капитальные затраты в схеме электроснабжения, расход цветного металла,
потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. Ошибки при определении
электрических нагрузок приводят к ухудшению технико-экономических показателей
промышленного предприятия.
Электрическая нагрузка характеризует потребление
электроэнергии отдельными приемниками, группой приемников в цехе.
При проектировании и эксплуатации систем
электроснабжения промышленных предприятии основными являются три вида нагрузок:
активная Р, реактивная мощность Q
и ток I.
В системе электроснабжения используется много
разных методов определение электрических нагрузок:
1. Метод
коэффициента спроса;
2. Метод
упорядоченных диаграмм;
3. Метод
удельных плотностей нагрузок;
4. Метод
удельного потребления энергии на единицу времени;
5. Метод
определения электрических нагрузок однофазных приемников.
В данном дипломном проекте используется метод
коэффициента спроса. Коэффициенты спроса учитывают графики нагрузок
определенных групп потребителей.
Расчетная активная мощность определяется
формулой:
Рр= Ру ∙ кс (2.1)
где Ру- установленная активная мощность, кВт.
Зная, ориентировочно значение средневзвешенного
коэффициента мощности отдельных потребителей, можно определить расчетную
активную мощность:
Qр= Рр ∙ tg
φ (2.2)
где tg
φ-находится по
таблицам тригонометрических функции для
средневзвешенного коэффициента мощности cos
φср.
Полная расчетная мощность определяется как:
(2.3)
Принимая табличные значения Кс
составляем таблицу 2.1 расчетных нагрузок для нефтяного месторождения.
Таблица 2.1 - Расчет нагрузок
месторождения
Наименование потребителей Установл.
мощность Коэфф. спроса 
Расчетная мощность
|
активн.
реакт.
|
|
|
|
Станки-качалки
|
1800
|
0,67
|
 1206904,5
|
|
|
|
Технологическая
насосная
|
800
|
0,78
|
 624299,52
|
|
|
|
Электродегидраторы
|
800
|
0,8
|
 640339,2
|
|
|
|
Насосная
водоснабжения
|
80
|
0,75
|
6045
|
|
|
|
Котельная
|
35
|
0,76
|
 26,623,4
|
|
|
|
Узел
связи
|
35
|
0,76
|
26,623,4
|
|
|
|
Производственный
блок
|
60
|
0,88
|
52,846,46
|
|
|
|
Насосная
внешней перек.
|
1600
|
0,75
|
1200900
|
|
|
|
БКНС
|
1600
|
0,8
|
1280614,4
|
|
|
|
Водозаборные
скважины
|
800
|
0,75
|
600318
|
|
|
|
Вахтовый
поселок
|
75
|
0,87
|
65,2557,42
|
|
|
|
Итого
|
|
|
|
5781,25
|
3571,3
|
Полная расчетная мощность:
2.2 Выбор схемы
электроснабжения и напряжения
Основные принципы построения схем
электроснабжения промышленных предприятий:
а) максимальное приближение источников высокого
напряжения 35-330 кВ (районных и. узловых подстанций системы УРП) к
электроустановкам потребителей с подстанциями глубокого ввода (ПГВ),
размещаемых рядом с энергоемкими производственными корпусами;
б) резервирование питания для отдельных
категорий потребителей должно быть заложено в самой схеме электроснабжения. Для
этого все элементы (линии, трансформаторы) должны нести в нормальном режиме
постоянную нагрузку, а в послеаварийном режиме после отключения поврежденных
участков принимать на себя питание оставшихся в работе потребителей с учетом
допустимых для этих элементов перегрузок;
в) секционирование всех звеньев системы
электроснабжения начиная от шин УРП, ГПП, ПГВ, РП и ТП с установкой на них
системы автоматического ввода резерватом, гл. 10) для повышения надежности
питания. При этом в нормальном режиме работы следует обеспечивать раздельную
работу элементов системы электроснабжения, что снижает токи КЗ, облегчает и
удешевляет коммутационную аппаратуру и упрощает релейную защиту.
Систему электроснабжения можно подразделить на
систему внешнего электроснабжения (воздушные и кабельные линии от узловых
подстанций энергосистемы до ПГВ, ГПП, ЦРП) и систему внутреннего
электроснабжения (распределительные линии от ПГВ, ГПП, ЦРП до цеховых
трансформаторных подстанций).
Существует следующая классификация сетей электроснабжения:
а) сети внешнего электроснабжения-от места
присоединения к энергосистеме (районная подстанция) до приемных пунктов на
предприятиях (ПГВ, ГПП, ЦРП, РП);
б) сети внутреннего; электроснабжения -
внутризаводские, межцеховые и внутрицеховые.
Схемы внешнего и внутреннего электроснабжения
выполняют с учетом особенностей режима работы потребителей, возможностей
дальнейшего расширения производства, удобства обслуживания и т. д.
Электроснабжение промышленного объекта может
осуществляться от собственной электростанции (ТЭЦ), от энергетической системы,
а также от энергетической системы при наличии собственной электростанции (при
этом последняя имеет связь с системой и работает с ней параллельно).
Трансформаторные подстанции по типу аппарата
установленного на стороне высшего напряжения делятся на следующие:
а) с короткозамыкателем и отделителями;
б) с масляным выключателем.
Схема с короткозамыкателями и отделителями на
стороне высшего напряжения рекомендуется как более дешевая в исполнении и не
менее надёжная в эксплуатации, чем схема с масляным выключателем.
Однако применение схемы с короткозамыкателем и
отделителями возможно только для тех случаев, когда операция по включению и
отключению трансформаторов не проводится ежедневно по причине соблюдения экономической
целесообразного режима работы.
Если включения и отключения трансформаторов
происходит ежедневно, то следует выбрать схему с масляным выключателем.
В данном дипломном проектировании принимаем
схему с отделителем и короткозамыкателем.
При проектировании систем электроснабжения
промышленных предприятии важным вопросом является выбор рациональных напряжении
для схемы, поскольку их значения определяют параметры линии электропередачи и
выбираемого электрооборудования подстанции и сетей, а следовательно, размеры
капиталовложения, расход цветного металла, потери электроэнергии и
эксплуатационные расходы.
Для электроснабжения нефтяного промысла намечаем
главную понизительную подстанцию для присоединения к ней промышленных
распределительных сетей. Так как, нефтяной промысел относится в основном ко 1 и
2 категории по надёжности электроснабжения, то на ГПП намечаем установку двух
силовых трансформаторов.
Питание ГПП намечаем по двум воздушным линиям.
Источник питания ПС 110/10 кВ удалён на расстоянии 25 км. С учетом расчетной
нагрузки и удалённости объекта от источника электроэнергии предварительно
определяем величину рационального напряжения из формулу:
Uрац.= 16 4 
Р· ℓ
, [кВ] (2.4)
где Р- расчетная мощность, МВт;
ℓ- расстояние в км.
Uрац.= 16
Для технико-экономического
обоснования рассматриваем два варианта по уровню напряжения:
Вариант 1 U1< Uрац. U1=110 кВ;
Вариант 2 U2> Uрац. U2=35 кВ.
Первую схему принимаем с отделителем
и короткозамыкателем, вторую схему с масляным выключателем.
Производим расчет для варианта 1:
Расчетная сила тока:
Iр= 
= 
А
Площадь сечения проводов ЛЭП
определяем по экономической плотности тока:
эк.= 
= 
где jэк.= 1,4 А/мм2- экономическая
плотность тока, по табл. 4.2 [2].
Принимаем две линии с проводом марки
АС и сечением Fст=70 мм2 на
железобетонных опорах, т.к. для проводов напряжением 110 кВ минимальная площадь
сечения составляет 70 мм2. Стоимость воздушной линии с проводом АС-70 на
железобетонных опорах с одновременной подвеской двух цепей составляет 1350
т.тенге (Таблица 2.2).
Произведем поверку АС-70 на условия
нагрева:
Iдоп. 
Iрасч.
условие соблюдается так как Iдоп=265 >
Iрасч= 35,7 А
Таблица 2.2 - Технико-экономические
данные ЛЭП
|
Марка
провода
|
Потери
мощности на одну цепь (кВт/км)
|
Длительно-допустимая
токовая нагрузка на одну цепь (А)
|
Стоимость,
т.тенге
|
|
АС-70
|
125
|
265
|
1350
|
|
АС-95
|
134
|
330
|
1130
|
Для варианта 2:
Расчетная сила тока:
Iрасч.= = 
А
Площадь сечения проводов ЛЭП
определяем по экономической плотности тока:
эк.= = 
Принимаем ближайшее меньшее
стандартное сечение провода АС-95 с допускаемой нагрузкой 330 А.
Произведем проверку провода АС-95 на
условие нагрева условие соблюдается так как Iдоп=330 >
Iрасч=112 А
Составляем таблицы 2.3 - 2.4 затрат
для обеих вариантов.
Таблица 2.3 - Вариант 1 - 110/10 кВ
|
Наименова-
ние оборуд.
|
Единица
измере- ния
|
Количество
|
Стоимость,
т.тенге единицы общая
|
|
Силовой
трансформ. ТДН-10000/110
|
шт.
|
2
|
3650
|
7300
|
|
Отделитель
ОД-110
|
шт.
|
4
|
20,5
|
41
|
|
Короткозамыкатель
КЗ-110
|
шт
|
2
|
29,3
|
58,6
|
|
Линия
ЛЭП-110 кВ, АС-70
|
км
|
25
|
1350
|
33750
|
|
Итого
|
|
|
|
41149,6
|
Таблица 2.4 - Вариант 2 - 35/10 кВ
|
Наименов.
оборудов.
|
Единица
измерения
|
Количество
|
Стоимость,
т.тенге единицы общая
|
|
Силовой
трансформ. ТД-10000/35
|
шт.
|
2
|
1235
|
2470
|
|
Масляный
выключат.С-35
|
шт.
|
3
|
140
|
420
|
|
Линия
ЛЭП-35 кВ, АС-95
|
км
|
25
|
1130
|
28250
|
|
Итого
|
|
|
|
31140
|
Определяем эксплуатационные расходы.
Таблица 2.5 - Технико-экономические данные
трансформаторов
|
Тип
трансформа тора
|
Sн кВА
|
Потери,
кВт ∆Рхх | ∆Ркз
|
Uкз %
|
ίхх %
|
к
т.тенге
|
|
ТДН-10000/110
|
15
58
|
10,5
|
0,75
|
7300
|
|
ТД-10000/35
|
10000
|
14,5
65
|
7,5
|
0,8
|
2470
|
Вариант 1
Потери электрической энергии в линиях:
∆Эл = n ∙ 
Р · ℓ
· кз2 ·
τ
[кВт ч] (2.5)
где ∆Р- потери мощности 1 км
линии;
τ - время максимальных потерь;
n -
количество линии;
кз- коэффициент загрузки;
кз = 
= 
где Iдоп.-
допустимый ток для провода АС-70.
Тогда:
∆Э= 2 · 125 · 25 ·
0,132 · 2800 = 295750 кВт ч
Потери энергии в трансформаторе:
Этр.= n (∆Рхх
+ 
)∙Т+n кз2 ∙
(∆Ркз + 
) τ, [кВт ч] (2.6)
где n- количество
трансформаторов;
Рхх- потери холостого хода;
Ркз- потери при коротком замыкании;
Iхх- ток
холостого хода;
τ - время потерь в часах;
Uк-
напряжение короткого замыкания;
Sн-
номинальная мощность трансформатора;
ки- коэффициент изменения потерь;
Т- фактическое время работы в часах.
Этр=2(15+
)8760+2·0,332(58+
)·2800
= 395887 кВтч
Стоимость потерь электроэнергии:
Сп=С0 (∆Эл+ Этр.),
[т.тенге] (2.7)
Сп= 4 (295750 + 395887) = 2766548 =
2766 т.тенге
где С0- стоимость 1 кВт ч
электрической энергии.
Амортизационные отчисления:
Са= 
, [т.тенге] (2.8)
где Рл,Ртр.,Роб.- соответственно
нормы амортизации линии, трансформаторов и оборудование;
кл,ктр,коб - соответственно стоимости линии,
трансформаторов и оборудования
Тогда:
Са= 
т.тенге
Эксплуатационные расходы:
С=Сп+ Са , [т.тенге] (2.9)
С= 2766 + 1847 = 4613 т.тенге
Приведенные затраты:
З= 0,125 ∙ к + С, [т.тенге] (2.10)
З= 0,125 · 41149 + 4613 = 9756 т.тенге
к = кл+коб+ктр= 33750 + 99,6 +7300 = 41149
т.тенге
Аналогично производим расчет варианта 2 и все
полученные данные расчетов заносим в таблицу 2.6.
Таблица 2.6 - Сравнение технико-экономических
показателей
|
№/п
|
Наименование
расходов
|
I вариант тыс.тенге
|
II вариант тыс.тенге
|
|
|
110/10
кВ
|
35/10кВ
|
|
1.
|
Капитальные
затраты
|
41149
|
31140
|
|
2.
|
Эксплуатационные
расходы всего: в том числе: а) стоимость потерь б) амортизац. отчислен.
|
4613
2766 1847
|
10967
9718 1249
|
|
3.
|
Приведенные
затраты
|
9756
|
14859
|
Из таблицы 2.6 видно, что Вариант-1 110/10 кВ с
отделителем и короткозамыкателем выгоднее и дешевле чем вариант 35/10 кВ.
2.3 Расчет и выбор
мощности трансформаторов
Выбор числа трансформаторов, типа и схемы
питания подстанций обусловлен величиной и характером электрических нагрузок,
размещением нагрузок на генеральном плане предприятия, а также
производственными, архитектурно-строительными и эксплуатационными требованиями.
Должны учитываться, кроме того, конфигурация производственных помещений,
расположение технологического оборудования, условия окружающей среды, условия
охлаждения, требования пожарной и электрической безопасности и типы
применяемого электрооборудования.
Следует широко применять КТП и КРУ.
Выкатные тележки КРУ рекомендуется применять:
а) в крупных и ответственных установках, в
которых необходима быстрая взаимозаменяемость при повреждении основного
аппарата - выключателя;
б) в машинных залах металлургических и химических
предприятии; компрессорных, насосных и других электромашинных помещениях;
в) в электроустановках с числом камер более
15-20, когда по условиям общей компоновки подстанции возможно двустороннее
обслуживание камер.
Камеры типа КСО рекомендуется применять: для
подстанций, на которых возможно применение выключателей типа ВМП или
выключателей нагрузки типа ВНП; для временных подстанций, строительных площадок
и т. п.
Трансформаторные подстанции должны размещаться
как можно ближе к центру потребителей. Для этого должны применяться
внутрицеховые подстанции, а также встроенные в здание цеха или пристроенные к
нему ТП, питающие отдельные цехи (корпуса) или части их.
Трансформаторные подстанции должны размещаться
вне цеха только при невозможности размещения внутри его или при расположении
части нагрузок вне цеха.
Выбранная подстанция должна занимать минимум
полезной площади цеха, удовлетворять требованиям электрической и пожарной
безопасности и не должна создавать помех производственному процессу. Ограждение
КТП следует применять в цехах, насыщенных оборудованием, или в цехах с
интенсивным движением транспорта.
Применение внешних отдельно стоящих цеховых
подстанций целесообразно:
а) при питании от одной подстанции нескольких
цехов, когда пристройка или сооружение самостоятельных подстанций в каждом цехе
экономически не оправданы;
б) при наличии в цехах взрывоопасных
производств; в) при невозможности размещения подстанций внутри цехов по
соображениям производственного характера.
Однотрансформаторные цеховые подстанции применяют
при питании нагрузок, допускающих перерыв электроснабжения на время доставки
«складского» резерва, или при резервировании, осуществляемом по перемычкам на
вторичном напряжении.
Двухтрансформаторные цеховые подстанции
применяют при преобладании потребителей 1-й и 2-й категорий, а также при
наличии неравномерного суточного или годового графика нагрузки.
Цеховые подстанции, с числом трансформаторов
более двух используют лишь при надлежащем обосновании необходимости их
применения, а также в случае установки раздельных трансформаторов для питания
силовых и осветительных нагрузок.
Радиальное питание небольших
однотрансформаторных подстанций (до 630 кВ-А) производят по одиночной
радиальной линии без резервирования на стороне ВН при отсутствии нагрузок 1-й категории.
Взаимное резервирование в объеме 25-30% на
однотрансформаторных подстанциях следует осуществлять с помощью перемычек на
напряжении до 1000В (при схеме «трансформатор-магистраль») для тех отдельных
подстанций, где оно необходимо.
Радиальные схемы цеховых двухтрансформаторных
бесшинных подстанций следует осуществлять от разных секций РП, питая каждый
трансформатор отдельной линией. Каждую линию и трансформатор рассчитывают на
покрытие всех нагрузок 1-й и основных нагрузок 2-й категории при аварийном
режиме. При отсутствии точных данных о характере нагрузок каждая линия и каждый
цеховой трансформатор можно выбрать предварительно, причем мощность
трансформатора должна составлять 80-90% от суммарной расчетной мощности
нагрузок, подключаемых к подстанции.
Магистральные схемы питания подстанций должны
применяться:
а) при линейном расположении подстанций,
обеспечивающем прямое прохождение магистралей от источника питания до
потребителей. Число трансформаторов, присоединяемых к одной магистрали, должно
быть два-три при мощности трансформаторов 1600-2500 кВ.А и четыре-пять при
мощности 250-630 кВА;
б) при необходимости (по условиям
бесперебойности питания) резервирования подстанции от другого источника в
случае планового вывода из работы или выхода из строя основного питающего
пункта;
в) во всех других случаях, когда магистральные
схемы имеют технико-экономические преимущества по сравнению с другими схемами.
При выборе числа и мощности трансформаторов
подстанций рекомендуется :
) применять трансформаторы мощностью более 1000
кВ А при наличии группы электроприемников большой мощности (например,
электропечей) или значительного числа однофазных электроприемников, а также при
наличии электроприемников с частыми пиками нагрузки (например, электросварочных
установок) и в цехах с высокой удельной плотностью нагрузки;
) стремиться к возможно большей однотипности
трансформаторов цеховых подстанций;
) выбирать при двухтрансформаторных подстанциях,
а также при однотрансформаторных подстанциях с магистральной схемой электроснабжения
мощность каждого трансформатора с таким расчетом, чтобы при выходе из строя
одного трансформатора оставшийся в работе трансформатор мог нести всю нагрузку
потребителей 1-й и 2-й категорий (с учетом допустимых нормальных и аварийных
нагрузок); при этом потребители 3-й категории могут временно отключаться. Для
этого номинальная мощность трансформаторов двухтрансформаторной подстанции
принимается равной 70% от общей расчетной нагрузки цеха. Тогда при выходе из
строя одного из трансформаторов второй на время ликвидации аварии оказывается
загруженным не более чем на 140%, что допустимо в аварийных условиях.
Электроснабжение потребителей цеха, группы,
цехов или всего предприятия может быть обеспечено, от одной или нескольких ТП.
Практикой проектирования электроснабжения установлена целесообразность
сооружения внутрицеховых одно- или двухтрансформаторных подстанций по
технико-экономическим показателям, с питанием приемников по схеме
«трансформатор- магистраль».
Чтобы выбрать наиболее рациональный вариант электроснабжения,
обычно рассматривают не менее двух вариантов числа и мощности трансформаторов
на подстанции, сравнивая их по технико-экономическим показателям.
Число и мощность трансформаторов можно выбирать
по графику нагрузки потребителя и подсчитанной средней и максимальной мощности;
технико-экономическим показателям отдельных намеченных вариантов числа и
мощности трансформаторов с учетом капитальных затрат и эксплуатационных
расходов.
Мощность цеховых трансформаторов с большей
точностью можно определить по средней потребляемой мощности Рсм за наиболее
загруженную смену, а не по максимальной расчетной нагрузке, за исключением
резкопеременного графика нагрузки.
Наивыгоднейшая загрузка цеховых трансформаторов
зависит от категорий питаемых электроприемников, числа трансформаторов и
способа резервирования.
Согласно указаниям, рекомендуется применять
следующие коэффициенты загрузки трансформаторов:
а) при преобладании нагрузок 2-й категории при
двухтрансформаторных подстанциях кз = 0,65- 0,7;
б) при преобладании нагрузок 2-й категории при
однотрансформаторных подстанциях и взаимном резервировании на вторичном
напряжении кз = 0,7-0,8;
в) при преобладании нагрузок 2-й категории при
наличии централизованного (складского) резерва трансформаторов, а также при
нагрузках 3-категории кз = 0,9-0,95.
Правильный выбор числа и мощности
трансформаторов имеет существенное значение для рационального построения
системы электроснабжения. Число трансформаторов, как и число питающих линии
определяются в зависимости от категории потребителей. Загрузка трансформаторов
рекомендуется в пределах 70-75% с учетом его перегрузочной способности, в
аварийных случаях на 40% по 6 часов в течении 5 суток.
Мощность трансформаторов выбирается на основании
технико-экономического сравнения двух вариантов и принимается мощность
трансформаторов имеющих наименьшие затраты.
Определяем ориентировочно мощность
трансформатора:
Sтр= 
, [кВА]
(2.11)
тр= 
Намечаем два варианта мощности трансформаторов:
Вариант 1 - 6300 кВА
Вариант 2 - 10000 кВА
Проверяем оба трансформатора на
загрузке в нормальном режиме
кзн = 
(2.12)
в аварийном режиме
кза = 
(2.13)
где кдп- коэффициент допустимой
перегрузки
Вариант 1 кзн = 
кза = 
Вариант 2 кзн = 
кза = 
Оба варианта подходят по
коэффициентам загрузки в нормальном и аварийном режиме.
Таблица 2.7 - Технико-экономические
показатели трансформаторов
|
Тип
трансформатора
|
Sн,кВА
|
Потери,
кВт ∆Рхх ∆Ркз
|
Uк, %
|
Iкз, %
|
К,
т.тг.
|
|
ТМН-6300/110
|
6300
|
11
44
|
10,5
|
1
|
5740
|
|
ТДН-10000/110
|
10000
|
15
58
|
10,5
|
0,75
|
7300
|
Произведем расчеты для варианта 1.
Потери электрической энергии в трансформаторе:
Этр.= n (∆Рхх
+ )∙Т+n кз2 ∙
(∆Ркз + ) τ, [кВт ч]
(2.14)
Этр=2(11+
)·8760+2·0,532∙
(44+
)×2800=369150
кВт
ч.
Стоимость потерь:
Сп =Со· ∆Этр , [т.тенге]
(2.15)
Сп = 4 · 369150 = 1476600 =
1476 т.тенге.
Амортизационные отчисления:
Са = 
, [т.тенге] (2.16)
Са = 
т.тенге
Эксплуатационные расходы:
С= Сп + Са , [т.тенге] (2.17)
С= 1476 + 516 = 1992 т.тенге
Приведенные затраты:
З= 0,125 ∙ к + С , [т.тенге]
(2.18)
З=0,125 ∙ 5740 + 1992 = 2709
т.тенге
Аналогично производим расчет
варианта 2 и все полученные данные расчетов заносим в таблицу 2.8.
Таблица 2.8 - Сравнение
технико-экономических показателей
|
Наименование
расходов
|
Вариант
1,т.тенге 2×6300 кВт
|
Вариант
2, т.тенге 2×10000
кВт
|
|
Капитальные
затраты
|
5740
|
7300
|
|
Эксплуат.
расходы всего:
|
1992
|
2240
|
|
Стоимость
потерь
|
1476
|
1583
|
|
Амортизац.отчислен.
|
516
|
657
|
|
Приведенные
затраты
|
2709
|
3152
|
Принимаем двухтрансформаторную подстанцию с
мощностью по 6300 кВА каждый.
2.4 Расчет токов
короткого замыкания
В электрических установках могут возникнуть
различные виды коротких замыкании, представляющие собой непосредственное
соединение между точками (любыми) разных фаз и земли.
Короткие замыкания в электрических установках
происходят при нарушении токоведущих частей, при атмосферных или коммутационных
перенапряжении, неправильных действиях обслуживающего персонала.
Короткое замыкание сопровождается протеканием в
электрической цепи тока короткого замыкания значительно превышающего тока
нормального режима. Поэтому применяемое электрическое оборудование должно быть
устойчиво действию токов короткого замыкания.
С этой целью все оборудование проверяется на
термическую и электродинамическую устойчивость. Значение токов короткого
замыкания зависит от сопротивления шины по которой они проходят от источника
питания к месту повреждения. Чем больше суммарное сопротивление, тем меньше
значение токов короткого замыкания.
Поэтому расчет сводится к определению
сопротивления. Расчет токов короткого замыкания будет производится в
относительных единицах более проходящими в электрических установках напряжением
выше 1000 В.
Составляем расчетную схему и схему замещения,
учитывая раздельную работу силовых трансформаторов.
Для расчета токов короткого замыкания принимаем
точки КЗ К-1 на стороне 110 кВ для выбора электрооборудования и К-2 на стороне
10 кВ для выбора электрооборудования 10 кВ подстанции.
Задаемся базисными величинами:
Uб1 =115 кВ; Uб2
=10,5 кВ; Sб =100 МВА
Определяем базисные токи:
Iб1 = 
, [кА]
(2.19)
б1 = 
кАб2 = 
кА
Относительные базисные сопротивления
элементов схемы до точки
К-1:
а) сопротивление системы:
хс =
(2.20)
хс = 
б) питающей линии 110 кВ:
хл = 
(2.21)
хл = 
Результирующее сопротивление
элементов схемы до точки К-1:
хб к-1 = хс + хл (2.22)
хб к-1 = 0,05 + 0,07 = 0,12
Сила токов и мощность КЗ в точке
К-1:
Iк1 = I
= 
, [кА]
(2.23)
Iк1 = 
ίу к-1 = 
, [к А]
(2.24)
ίу к-1 = 2 · 1,8
· 4,16 = 10,55 кА
Sк-1 = 3 · Uб2 · Iк2 , [МВА]
(2.25)
Sк-1 = 1,73 ·
115 · 4,16 = 827,63 МВА
Относительное базисное сопротивление
элементов схемы до точки
К-2:
а) сопротивление трансформатора
хт = 
(2.26)
хт = 
Результирующее сопротивление
элементов схемы до точки К-2:
хб к-2 = хт+ хбк1 (2.27)
хб к-2 =0,12 +1,05=1,17
Сила токов и мощность КЗ в точке
К-2:
Iк2= I = 
, [кА]
(2.28)
Iк2 = 
ίу к-2 = 2 · куд
· Iк2 , [кА]
(2.29)
ίу к-2= 2 · 1,8
· 4,61 = 11,7 кА
Sк-2 = 3 · Uб2 · Iк2 , [МВА]
(2.30)
Sк-2 = 3 ·
10,5 ∙ 4,61= 83,74 МВА
Все полученные данные сводим в таблицу 2.9.
Таблица 2.9 - Расчетные данные
|
Параметры
Точки КЗ
|
хб
|
I∞, кА
|
ίу, кА
|
Sк, МВА
|
|
К-1
|
0,05
|
4,16
|
10,55
|
827,63
|
|
К-2
|
0,07
|
4,61
|
11,7
|
83,74
|
2.5 Выбор
электрооборудования
По принятой в проекте схеме подстанции следует
выбрать на высшем напряжении: разъединители, отделители, короткозамыкатели,
трансформаторы тока, разрядники, а на низшем напряжении выключатели,
предохранители, разрядники, трансформаторы собственных нужд.
Электрооборудование трансформаторной подстанции
должно выбираться в соответствии с вычисленными максимальными расчетными
величинами для нормального режима и режима короткого замыкания. Для их выбора
сравнивают указанные расчетные величины с допускаемыми значениями для каждого
оборудования. Составляют таблицу сравнения указанных расчетных и допускаемых
величин. При этом для обеспечения надёжной безаварийной работы оборудования
расчетные величины должны быть равны или меньше допускаемых величин для данного
оборудования.
При определении термической устойчивости
аппаратов к действию токов КЗ приведенное время принимаем равным
действительному времени, без учета нагрева от апериодической составляющей тока
короткого замыкания.
Условия выбора электрических аппаратов:
1) высоковольтных
выключателей напряжении выше 1000 В - но напряжению и току, конструктивному
исполнению и месту установки, отключаемому току и мощности;
2) трансформаторов
тока - по номинальному току и напряжению, нагрузке вторичной обмотки, классу
точности и допустимой погрешности, проверяют на термическую и динамическую
устойчивость токам КЗ.
3) трансформаторов
напряжения - номинальному напряжению, классу точности и нагрузки
4) предохранители
- по конструктивному исполнению, номинальному току и напряжению, предельно
отключаемому току и мощности отключения
5) разъединителей
и отделителей по напряжению и току, конструктивному исполнению и месту
установки, проверяют на термическую и динамическую устойчивость токам КЗ.
Выбор оборудования на стороне высокого
напряжения произведем в таблицах 2.10 - 2.15.
Таблица 2.10
|
Отделитель
ОД-110Б/630У1 привод ПРО-1У1
|
|
Uн =110 кВ
|
Uн = 110 кВ
|
|
Iр = 35,7 А
|
Iн = 630 А
|
|
ίуд = 10,55
кА
|
ίmax= 80 кА
|
|
Iк = 4,16 кА
|
Iотк=31,5 кА
|
|
I∞ ·
tпр=4,162 · 0,4=6,92
кА2 с
|
Iотк2 ·3= 31,52 ·3=3000
кА2с
|
где tпр=
tв+tз=0,35+0,05=0,4
с
tв- время
срабатывания выключателя
tз- время
срабатывания защиты.
Таблица 2.11
|
Короткозамыкатель
КЗ-110Б-У1 привод ПРК-1У1
|
|
Расчетные
величины
|
Допускаемые
величины
|
|
Uн=110 кВ
|
Uн=110 кВ
|
|
ίуд.=10,55
кА
|
ίуд.=32 А
|
|
I∞2∙tпр=4,162·0,19=3,2
кА2с
|
Iвн2·tн=12,52·3=468
кА2с
|
Таблица 2.12
|
Разъединитель
РНДЗ-2-110/630У1 привод ПРН-110У1
|
|
Расчетные
данные
|
Технические
данные
|
|
Uн=110 кВ
|
Uн=110 кВ
|
|
Iр = 35,7 А
|
Iн =630 А
|
|
ίуд =10,55
кА
|
ίуд=80 кА
|
|
I∞2·
tпр=4,162·0,4=6,92
кА2с
|
Iн2·tп= 31,52·4=3969
кА2с
|
Технические данные выбранных аппаратов взяты из
таблицы 5.2 и 5.5 [2].
Для защиты ОРУ -110 кВ от
атмосферных и коммутационных перенапряжений на каждой питающей линии
устанавливаем по комплекту вентильных разрядников РВС-110У1 с наибольшим
допустимым напряжением 150 кВ, пробивное напряжение при частоте 50 Гц не менее
250 кВ. Для питания цепей защиты принимаем трансформаторы напряжения
ЗОН-110М-1У1 с номинальным напряжением 110 кВ и вторичным 100/ 3 предельная
мощность 1200 ВА. Для питания токовых цепей РЗА силовых трансформаторов
принимаем встроенные трансформаторы тока типа ТВТ-110-1-300/5 технические
данные которых подбираются по основному аппарату.
Таблица 2.13
|
Тип
раз- ряд- ника
|
Номи-
нальное напряже ние, кВ
|
Номи-
нальное допусти- мое нап- ряжение кВ
|
Пробивное
напряжение при частоте 50 Гц (в су- хом сост. и под дождем не не менее более
|
Имп-
ульс ное пробивное U, кВ не более
|
Наибольшее
остаю щиеся напряжение кВ при импулсном токе и амплитудах 3000 5000 10000
|
|
РВС-110
|
110
|
150
|
220/250
285
|
285
|
315
335 367
|
Таблица 2.14
|
Заземлитель
нейтрали ЗОН-110М-1У1 привод ПРН-11У1
|
|
Расчетные
величины
|
Допускаемые
величины
|
|
Uн=110 кВ
|
Uн=110 кВ
|
|
ίуд.=10,55
кА
|
ίуд=16 кА
|
|
I∞2∙tпр=4,162∙0,69=11,9
кА2с
|
Iвн2∙tн=6,32∙3=119
кА2с
|
Таблица 2.15
|
Трансформаторы
тока ТФНД-110-400/5-0,5/Р/Р
|
|
Расчетные
величины
|
Допускаемые
величины
|
|
Uн=110 кВ
|
Uн=110 кВ
|
|
Iр= 35,7 А
|
Iдоп = 400 А
|
|
ίуд.=10,55
кА
|
ίуд= 24 кА
|
|
I∞2∙tпр=4,162∙0,69=11,9
кА2с
|
Iвн2∙tн=6,32∙3
= 119 кА2с
|
Выбор оборудования на стороне низкого напряжения.
Для приема и распределения электрической энергии
на стороне 10кВ подстанции намечаем комплектное распределительное устройство
наружной установки собранное из шкафов КРУН заводского изготовления типа К37
Куйбышевского завода "Электрощит". Сборные шины выполняются
одинарными и секционируются вакуумным выключателем. Распределительное
устройство имеет два ввода питания через вводные вакуумные выключатели.
Применение вакуумных выключателей позволит повысить надёжность электроснабжения
потребителей района. Для контроля изоляции и питания параллельных обмоток
измерительных приборов и реле защиты на каждой секции сборных шин устанавливаем
по одному пятистержневому измерительному трансформатору напряжения типа НТМИ-10
и вольтметру с переключателями. Для питания потребителей собственных нужд
напряжением 10/0,4-0,23 кВ с глухозаземленной нейтралью на стороне низшего
напряжения.
Максимально возможный ток на стороне 10 кВ
составляет:
Imax= 
А
Выбор оборудования на стороне
низкого напряжения произведем в таблицах 2.16 - 2.19.
Таблица 2.16
|
Выключатель
вакуумный ВВТП-10-20/1000 У3 привод пружинный
|
|
Расчетные
данные
|
Технические
данные
|
|
Uн=10 кВ
|
Uн=10 кВ
|
|
Iр = 392 А
|
Iр = 1000 А
|
|
ίуд =11,7
кА
|
ίmax = 52 А
|
|
Iк = 4,61 кА
|
Iотк= 20 кА
|
|
I∞2· tпр= 4,612 ·
0,105=2,23 кА2с
|
Iотк2·tпр=202 ·3=1200
кА2с
|
|
Sк=83,74 МВА
|
где tпр=tв+tз
= 0,055 + 0,55=0,105 с
Как видно из таблицы 12 выключатель ввода
устойчив к действию токов КЗ.
На отходящих фидерах устанавливаем аналогичные
выключатели, т.к. согласно табл. 2.25. [4] на меньший номинальный ток для КРУ
вакуумные выключатели не изготовляются. Завод-изготовитель вакуумных
выключателей Минусинский завод высоковольтных вакуумных выключателей.
Штепсельный разъем рассчитан заводом - изготовителем по выключателю.
На вводах в КРУН и на отходящих фидерах для
присоединения токовых цепей реле защиты и измерительных приборов устанавливаем
по два измерительных трансформатора тока типа ТПОЛ-10У3-0,5/10Р с двумя
вторичными обмотками - одно для измерительных приборов, другая для реле защиты
с коэффициентом трансформации для вводов:
Ктт = 600/5 на отходящих фидерах 100/5.
Мощность, потребляемая токовыми обмотками
измерительных приборов равна:
амперметра - 1,73 ВА;
счетчики активной энергии - 0,53 ВА;
счетчики реактивной энергии - 0,53 ВА;
всего: 2,79 ВА.
Таблица 2.17
|
Трансформатор
тока ТПОЛ-10У3- 0,5/10Р
|
|
Расчетные
данные
|
Технические
данные
|
|
Uн =10 кВ
|
Uн =10 кВ
|
|
Iр = 392 А
|
Iн = 600 А
|
|
ίу = 11,7
кА
|
ίmax= 74,5 кА
|
|
I∞2· tпр= 4,612·0,105
=2,23 кА2с
|
Itп2·tп= 14,52·4=200
кА2с
|
|
S2= 2,79 ВА
|
Sн=10 ВА
|
Произведем выбор трансформатора напряжения.
К трансформатору напряжения присоединяются
счетчики, поэтому, они должны работать в классе точности 0,5 , допускаемая
нагрузка в этом классе точности 75 ВА.
Таблица 2.18
|
Наименов.
приборов
|
Тип
|
Sн ВА
|
число
кату- шек
|
cosφ
|
sinφ
|
число
прибо ров
|
Р
Вт
|
Q вар
|
|
Вольтметр
|
Э-30
|
5
|
1
|
1
|
0
|
1
|
5
|
---
|
|
Счетчик
акт.энергии
|
САЗУ
|
1,75
|
2
|
0,38
|
0,92
|
2
|
2,4
|
6
|
|
Счетчик
реакт.энерг.
|
СРЗУ
|
1,75
|
2
|
0,38
|
0,92
|
2
|
2,4
|
6
|
|
Реле
напря- жения
|
РН-51
|
5
|
1
|
1
|
0
|
1
|
5
|
---
|
|
Всего
|
|
|
|
|
|
|
14,9
|
12
|
Итого:
Sпр= Р2+ Q2 = 14,92+122 =
19,2 ВА
Таблица 2.19
|
Трансформатор
напряжения НТМИ-10-66У3
|
|
Расчетные
данные
|
Технические
данные
|
|
Uн=10 кВ
|
Uн=10 кВ
|
|
S2р=19,2 ВА
|
S2н=75 ВА
|
Выбираем два трансформатора собственных нужд
ТМ-25/10.
Для защиты трансформатора ТМ-25/10 выбираем
предохранители ПК-10.
Для защиты оборудования КРУН-10 кВ от
атмосферных перенапряжений выбираем вентильные разрядники типа РВО-10 с
номинальным напряжением 10 кВ и пробивным 26 кВ.
2.6 Релейная защита
силового трансформатора
Системы электроснабжения - это сложный
производственный комплекс, все элементы которого участвуют в едином
производственном процессе, основными специфическими особенностями которого
являются быстротечность явлений и неизбежность повреждений аварийного характера
- коротких замыканий в электрических установках. Поэтому надежное и экономичное
функционирование систем электроснабжения возможно только при широкой их
автоматизации. Для этой цели используется комплекс автоматических устройств,
состоящий из устройств автоматического управления и устройств автоматического
регулирования.
Устройства автоматического управления. Среди них
первостепенное значение имеют устройства релейной защиты, действующие при
повреждении электрических установок. Релейная защита нашла применение в
системах электроснабжения раньше других устройств автоматического управления.
Наиболее опасные и частые повреждения - короткие замыкания между фазами
электрической установки и короткие замыкания фаз на землю в сетях с
глухозаземленными нейтралями. Возможны и более сложные повреждения,
сопровождающиеся короткими замыканиями и обрывом фаз.
В электрических машинах и трансформаторах наряду
с указанными повреждениями возникают замыкания между витками одной фазы.
Вследствие короткого замыкания нарушается нормальная работа системы
электроснабжения с возможным выходом синхронных генераторов, компенсаторов и
электродвигателей из синхронизма и нарушением режима работы потребителей.
Опасность представляет также термическое и динамическое действие тока КЗ как
непосредственно в месте повреждения, так и при прохождении его по
неповрежденному оборудованию.
Для предотвращения развития аварии и уменьшения
размеров повреждения при КЗ необходимо быстро выявить и отключить поврежденный
элемент системы электроснабжения. В ряде случаев повреждение должно быть
ликвидировано в течение долей секунды. Очевидно, что человек не в состоянии
справиться с такой задачей. Определяют поврежденный элемент и воздействуют на
отключение соответствующих выключателей устройства релейной защиты с действием
на отключение. Основным элементом релейной защиты является специальный
аппарат-реле. В некоторых случаях выключатель и защита совмещаются в одном
устройстве защиты и коммутации, например в виде плавкого предохранителя.
Однофазные замыкания на землю в сетях с
изолированной или заземленной через дугогасящие реакторы нейтралью не
сопровождаются возникновением больших токов (токи не превышают нескольких
десятков ампер). Междуфазные напряжения при этом не изменяются и работа системы
электроснабжения не нарушается. Тем не менее этот режим работы нельзя считать
нормальным, так как напряжения неповрежденных фаз относительно земли возрастают
и возникает опасность перехода однофазного замыкания на землю в многофазные
короткие замыкания. Однако необходимости в быстром отключении поврежденного
участка нет, поэтому устройства релейной защиты от замыканий на землю обычно
действуют на сигнал, привлекая внимание персонала. Исключения составляют
системы электроснабжения горных предприятий, где по требованию техники
безопасности защиты выполняются с отключение.
Иногда в эксплуатации возникают ненормальные
режимы, вызванные перегрузкой оборудования или внешними короткими замыканиями,
возникающими в других элементах. При этом по неповрежденному оборудованию
проходят значительные токи (сверхтоки) которые приводят к преждевременному
старению изоляции, износу оборудования. Сверхтоки, вызванные внешними короткими
замыканиями, устраняются после отключения поврежденного элемента собственной
защитой. От сверхтоков перегрузки на соответствующем оборудовании должна
предусматриваться защита, действующая на сигнал. При этом оперативный персонал
принимает меры к разгрузке оборудования или к его отключению. При отсутствии
постоянного дежурного персонала защита должна действовать на автоматическую
разгрузку или отключение. Своеобразным ненормальным режимом является режим
качаний параллельно работающих синхронных электрических машин, возникающий
вследствие коротких замыканий, приводящих к торможению одних и ускорению других
синхронных машин. Качания сопровождаются повышением тока и понижением
напряжения, изменения действующих значений которых имеют пульсирующий характер.
При этом устройства релейной защиты не должны
действовать на отключение.
В процессе эксплуатации электрических установок
могут возникать перегрузки отдельных участков сети, короткие замыкания, резкие
снижение напряжения и другие ненормальные режимы работы электрических сетей.
Поэтому каждой электроустановке необходимо обеспечить быстрое автоматическое
отключение поврежденного участка, сохраняя в работе всю остальную систему. Для
этой цели применяется релейная защита, которая не только отключает поврежденной
участок сети, но также может и сигнализировать об этом.
Релейная защита должна обладать надежностью,
чувствительностью, простотой, селективностью. Согласно требований ПУЭ- ІІІ- 2-
50 для силового трансформатора ГПП мощностью 6300 кВА принимаем следующие виды
защит:
а) дифференциальная токовая;
б) токовая максимальная;
в) токовая от перегрузок;
г) газовая;
д) термосигнализация.
Расчет дифференциальной защиты.
Соединение обмоток силовых трансформаторов
выполнено по схеме Y / ∆-11.
Определяем номинальный ток трансформатора:
а) на стороне низшего напряжения:
I н2 = 
А
Ι 2 мах = 1,4 Ι н2 = 509 А.
б) на стороне высшего напряжения:
Ι н1 = 
А
І 1мах = 1,4 І н1 = 1,4 · 33,1
= 46,34 А.
На стороне высшего напряжения
принять встроенные трансформаторы тока марки ТВТ-110-1-300 / 5Р.
На стороне низшего напряжения
ТПОЛ-10У3-600/5-0,5 /10 Р.
Определяем коэффициент трансформации
трансформаторов тока:
К тт1 = 300 / 5 = 60. К тт2 = 600 /
5 = 120.
Для компенсации сдвига токов по фазе
соединении обмоток трансформаторов тока выносим по схеме, обратной схеме
соединении обмоток силового трансформатора то есть ∆ / Y.
Определим величину вторичных токов в
плечах дифференциальной защиты:
а) на стороне высшего напряжения:
12 = 
А.
б) на стороне низшего напряжения:
Ι 2 2 = 
А.
Разность между величинами вторичных
токов:
∆ І = І 22- І 12 = 4,24 - 1,33
= 2,91 А.
Ток срабатывания токовой
дифференциальной защиты должен быть, исходя из следующих условий:
а) должен быть отстроен от токов
небаланса, протекающих в реле при возникновении внешних коротких замыканий:
І ср = К н · I нб мах.
б) должен быть отстроен от бросков
намагничивающего тока.
Из опыта эксплуатации ток
срабатывания защиты принимается:
а) Iс.з = ( 3 ÷ 4 ) I н т. для
дифференциальной отсечки;
б) I с.з = ( 1,4
÷
2 ) I н т. реле
типа РНТ- 560;
Определяем ток срабатывания РТМ:
ср = Iс.з / Ктт1 = 3 I н1 / Ктт1 = 
А.
Принимаем уставку реле 3 А.
Определяем чувствительность защиты:
Кч = Iк1 min · √3 / Iср · Ктт1
2 = Iк-1 / Iср · Ктт1 · √3 / 2 = 
>2 ( для РТМ ).
Следовательно, защита чувствительна.
Расчет максимально- токовой защиты.
Защита выполняется с помощью реле
прямого действия типа РТВ. Ток срабатывания токовых реле защиты выбирается,
исходя из условий отстройки от максимального тока трансформатора:
ср = Кн · Ксх · I2 мах / Кв · Ктт2 =
А.
где: Кн = 1 и Кв = 0,7 - для реле
РТВ на фазные токи;
Ксх = 1 - коэффициент схемы.
Принимаем уставку реле 10 А.
Определяем ток срабатывания защиты:
Iс.з = Iс.р · Ктт2 = 8,48 · 120 =
1017,6 А.
Определяем чувствительность защиты:
К2 = I к / Iс.з · √3 / 2 = 
> 1,5
для РТВ.
Следовательно, защиты чувствительна.
Расчет токовой защиты от перегрузки.
Ток срабатывания реле:
ср.р = Кн · Ксх · I2н / Кв · Ктт2 = 
А.
Принимаем уставку реле 4 А.
Ток срабатывания защиты:
ср.з = I ср.р · Ктт2 = 4 · 120 = 480
А с действием на сигнал
где: Кн = 1,05 и Кв= 0,85- для реле
РТ- 80.
Определим коэффициент
чувствительности защиты:
Кч = I к / Iс.з · √3 / 2 = 
> 1,5.
Следовательно, защита чувствительна.
Газовая защита.
Газовая защита действует на сигнал
при понижении уровня масла и при малых газовыделениях. Вторая ступень защиты
обусловливается интенсивным газовыделением, связанным с внутренним повреждением
трансформатора. Газовая защита реагирует на все виды внутренних повреждений
трансформатора: витковые замыкания в обмотках, пробой обмоток на корпус,
короткие замыкания между обмотками разных фаз и т.д. Действие защиты основано
на том, что повреждение, а также ненормальные нагревы обмоток, вызывают
расположение масла, что сопровождается выделением газа. Для газовой защиты
трансформаторов выбираем реле типа ПГЗ- 22.
Термосигнализация.
Повышение температуры масла выше
допустимой влечет за собой нежелательные последствия и первую очередь "
старение" масла. Для устранения недопустимого нагрева масла на
трансформаторах устанавливают специальную сигнализацию. Оно выполняется при
помощи сигнализатора. При достижении предельно- допустимой температуры
термосигнализатор подает сигнал.
2.7 Автоматика
электроснабжения
Для восстановления нормального режима иногда
предусматриваются специальная противоаварийная автоматика (ПА), которая при
возникновении качании и возможном нарушении устойчивости работы осуществляет
деление системы в определенных узлах на несинхронно работающие части. Из этого
следует, одной релейной защиты недостаточно для обеспечения надёжности и
бесперебойности электроснабжения. В этом также можно убедиться на примере рассмотренных
схем электроснабжения. Шины распределительного пункта обычно выполняются в виде
двух секций. Секционный выключатель при нормальной работе отключен. Каждая
отходящая от шин линия электроснабжения потребителей связана только с
определенной секцией. При повреждении одной из питающих РП линий и отключении
её релейной защитой электроснабжение потребителей соответствующей секции
прекращается. Электроснабжение можно восстановить включением секционного
выключателя устройством автоматического включения резерва (УАВР).
Опыт эксплуатации воздушных линий
электропередачи показывает, что большинство повреждений после быстрого
отключения линий релейной защитой самоустраняется, а линия, включенная
повторно, остается в работе, продолжая обеспечивать электроснабжение. Повторное
включение выполняется устройством автоматического повторного включения (УАПВ).
Повреждение одного из элементов системы
электроснабжения и его отключение, как правило, отражаются на работе всей
системы.
Например, отключение части потребителей приводит
к избытку вырабатываемой электроэнергии и, как следствие, часто к недопустимым
повышениям частоты и действующего значения напряжения. Кроме того, при
отключении мощного генератора появляется дефицит электроэнергии, что может
привести к глубокому снижению частоты и действующего значения напряжения,
расстройству работы потребителей, выходу из синхронизма генераторов и нарушению
устойчивости работы всей энергосистемы.
Нежелательные процессы протекают так быстро, что
оперативный персонал не в состоянии предотвратить их развитие и с требуемой
быстротой восстановить нормальный режим. Если все генераторы системы загружены
активной мощностью полностью, то восстановить частоту можно только путем
отключения части наименее ответственных потребителей с помощью устройства
автоматической частотной разгрузки (УАЧР).
Применение автоматизации в электроснабжении
позволяет повысить его надежность, упростить схемы электроснабжения и сократить
расходы на обслуживание.
В системах электроснабжения применяется
устройства автоматического включения резерва ( АВР ), автоматику повторного
включения ( АПВ ), автоматической разгрузки по частоте ( АЧР ) и по току ( АРТ
), автоматизацию работы компенсирующих устройств, самозапуск электродвигателей.
В данном дипломном проекте применяем два вида
автоматики АВР и АПВ.
АВР - основной вид автоматизации в системах
электроснабжения обеспечивающий быстрое и надежное восстановление питание без
перерыва технологического процесса.
В данном дипломном проекте АВР применяется на
перемычке на стороне высшего напряжения и на секционном выключателе на стороне
низшего напряжения.
Применение АВР:
а) Повышает надежность электроснабжения с
одновременным упрощением и удешевлением схем подстанции.
б) Снижает силы токов короткого замыкания в
связи с раздельной работы трансформаторов, линии и секции шин.
в) Сокращает, а в некоторых случаях полностью
исключает обслуживающий персонал.
АВР1 = tАПВ + tЗ + Δt
= 0,6 + 0,4 + 0,5 = 1,5с.АВР2 = tЗ + tАВР1 + Δt
= 0,4 + 1,5 + 0,5 = 2,4с
где tЗ - время защиты;
Δt - ступень
селективности;АПВ - время срабатывания АПВ.
АПВ - осуществляет быстрое восстановление
питания после самоликвидации кратковременного само устраняющихся коротких
замыкании в воздушных и кабельных линиях и других элементов электрической сети.
В данном дипломном проекте автоматика АПВ
принимают на воздушных линиях каждой секции.
АПВ = tД + Δt = 0,2 + 0,5 =
0,7с.
где tД - время действия.
Действие АПВ состоит в том, что после каждого
аварийного отключения линии, трансформатора или шин автоматический осуществляется
повторное их включение. Смысл повторного включения в том, что в 75- 80% случая
короткого замыкания элементов сети, особенно воздушных линии само
ликвидируется.
2.8 Расчет защитного
заземления
Для защиты обслуживающего персонала от поражения
электрическим током при прикосновении к металлическим частям оборудования,
случайно оказавшимся под напряжением, применяется защитное заземление.
Защитным заземлением называется преднамеренное
соединение частей электроустановок с заземляющим устройством. Заземлению
подлежат все металлические части электрооборудования не находящиеся под
напряжением, но могущие оказаться под ним при повреждений изоляции. Заземляющие
устройства состоит из заземлителя расположенного непосредственно в земле и
заземляющих проводников, соединяющих заземленное электрооборудование с
заземлителем. В качестве заземлителя в последнее время широко применяется
прутковые заземлители из круглой стали диаметром 12 ÷
20 мм
и длиной до 5 м ( стержни ), ввертываемые в грунт посредствам специального приспособления-
электрифицированного ручного заглубителя.
Благодаря проникновению таких электродов в
глубокие слои грунта с повышенной влажностью снижается удельное сопротивление.
Для вырабатывания потенциала на всей территорий
подстанции электроды располагают по замкнутому контуру.
Заземлители делятся на искусственные и
естественные. Рекомендуется производить расчет с использованием естественных
заземлителей. В качестве естественных заземлителей на ГПП примем заземленный
тросс грозощиты линий 110 кВ с сопротивлением r тр= 1,5 Ом.
На проектируемой подстанции имеется три
напряжения 110 кВ, 10 кВ и 0,4 кВ имеющие разные значения сопротивления
заземляющего устройства:
Для сети 110 кВ R зу ≤ 0,5 Ом;
Для сети 10 кВ R зу = 125 / I(1)кз ≤ 10
Ом;
Для сети 0,4 кВ R зу ≤ 4 Ом.
Определим сопротивление заземления для сети 10
кВ:
R зу = 125 / I(1)кз
(2.31)
где I(1)кз - ток однофазного короткого
замыкания.
(1)кз = U
( ℓв / 350 + ℓк / 10 ) (2.32)
где ℓв = 10 км- суммарная длина всех
ЛЭП-10 кВ.
ℓк = 120 м - суммарная длина всех
кабельных линий (кабельной ставки).
Тогда:
Ι(1)кз = 10 ( 10 / 350
+ 0,12 / 10 ) = 0,4 Азу = 125 / 0,4 = 312 Ом ≤ 10 Ом.
Таким образом, из этих значений сопротивлений
заземляющих устройств принимаем меньше значение, то есть R 3 = 0,5 Ом.
Сопротивление искусственных заземлителей с
использованием естественных заземлителей составит:
и = Rе - R3 / Rе - R3 = 1,5 ∙ 0,5 / 1,5 -
0,5 = 0,75 Ом.
Рекомендуемое для расчетов сопротивление грунта
в месте сооружения заземлителя (глина) таблица 8.1. [9] составляет 70 Ом ∙
м. Повышающие коэффициенты для 3-й климатической зоны по таблице 8.2. [9]
принимается 2.2, для горизонтальных электродов при глубине заложения 0,7 м и
1,5 для вертикальных электродов длиной 2- 3 м при глубине заложения верхнего
0,5- 0,8 м.
Расчетные значения удельного сопротивления
грунта:
для горизонтальных электродов:
ρ расч .г = 2,2 ∙
70 = 154 Ом ∙м.
для вертикальных электродов:
ρ расч. в = 1,5 ∙
70 = 105 Ом ∙ м.
Определяем сопротивление растекание одного
стержня диаметром 20 мм длиной 2 м при погружении ниже уровня земли по 0,7 м по
формуле таблица 8.3. [9]:
во = ρ расч.в
/ 2πℓ
( ℓи ∙ 2ℓ / d + 1 / 2· ℓ∙
4t + ℓ / 4t - ℓ ) =
= 105 / 2π∙2 ∙ 2,3 ( ℓg2,2 /
0,22 + 1 / 2 · ℓg · 4 · 1,7 + 2 / 4 · 1,7 - 2 ) =
= 19,2 ( 2,301 + 1 / 2 · 0,264 ) = 46,7 Ом.
Определяем примерное число вертикальных
заземлителей, при предварительно принятом коэффициенте использования:
К ив = 0,8, n = 46,7 / 0,8 · 0,75 = 78 штук.
Определяем сопротивление растеканию
горизонтального электрода из круглой стали диаметром 20 мм, приваренного к
верхним концам вертикальных стержней. Коэффициент использования горизонтального
электрода в ряду из стержней при примерно 60 и отношению расстояния между
стержнями к длине стержня а / ℓ = 1,5 в соответствии с таблицы 8.6.
принимаем равным 0,68.
Сопротивление растеканию горизонтального
электрода определяется по формуле из таблицы 8.3 [9]:
г = ρрасч.г
/ Ки г3 · 2πℓ ∙ ℓи·
ℓ2 / dt = 154 / 0,68·2π ·180·ℓи·1802
/ 0,02·0,2 = 0,2·2,3·ℓg2314285 = 2,07 Ом.
Уточненное сопротивление растеканию вертикальных
электродов:| = 2,07 · 0,75 / 2,07 - 0,75 = 1,2 Ом.
Уточненное число вертикальных заземлителей:| =
46,7 / 0,68 · 1,2 = 57,2.
Окончательно принимаем 58 вертикальных
заземлителей, при периметре подстанции 180 м расстояние между электродами
составит 3,1 м.
Проверяем на термическую стойкость
горизонтального электрода диаметром 20 м. Минимальное сечение электрода из
условий термической стойкости при коротком замыкании на землю при приведенном
времени протекания тока короткого замыкания tп = 0,69 с и тока короткого замыкания
равное 3,12 кА:
S min = I∞ ∙ √tпр
/ с
= 3120· √0,69 / 60 = 13,2 мм2
.
где: с- коэффициент, соответствующий разности
выделенной теплоты в проводнике после и до короткого замыкания, для стали с =
60;
S
min = π· D2
/ 4 = 3,14 · 202 / 4 = 314 мм2.
Таким образом, соединительные электроды контура
заземления термически устойчивы к действию токов короткого замыкания.
2.9 Перенапряжения и
молниезащита
Перенапряжением называется повышение напряжения
до значения опасного для изоляции электроустановки, рассчитанной на рабочее
напряжение. Перенапряжения в электрических установках можно подразделить на две
группы: коммутационные ( внутренние ) и атмосферные ( внешние ).
Коммутационные перенапряжения возникают в
электроустановках при изменении режима их работы, например, при отключении
короткого замыкания, включении или отключении нагрузки, внезапном изменением
нагрузки. При этом выделяется запасенная в установке энергия.
Атмосферные перенапряжения возникают вследствии
воздействия на электроустановке грозовых разрядов. В отличие от коммутационных
они не зависят от значения рабочего напряжения электроустановки. Перенапряжения
подразделяют на индуцированные перенапряжения и перенапряжения от прямого удара
молнии.
Индуцированные перенапряжения образуются при
грозовом разряде вблизи электроустановки и линии электропередачи за счет
индуктивных влияний.
Перенапряжения от прямого удара молнии наиболее
опасны. Измерения показывают, что токи молнии изменяются от 10 до 250кА.
Действенными мерами защиты от коммутационных и
индуцированных перенапряжении являются вентильные разрядники на стороне высшего
напряжения РВС- 110 и РВС- 35 + РВС- 15 в нейтрали силового трансформатора
работающего с раззаземленной нейтралью, а на стороне низшего напряжения
разрядники РВС- 10.
Для защиты воздушных линий 110 кВ от атмосферных
перенапряжений применяются стальные тросы, а для защиты оборудования подстанции
стержневые молниеотводы.
Молниеотводы называется устройство, защищающие
сооружение от прямых ударов молнии. Стержневой молниеотвод представляет собой
высокий столб с проложенным вдоль него стальным проводом, соединенным с
заземлителем.
При расчете молниеотводов учитывается
необходимость поучения определенной зоны защиты, которая представляет собой
пространство, защищаемое от прямых ударов молнии.
Для защиты подстанции принимаем четыре
стержневых молниеотвода установленных на порталах подстанции (лист № 8
графической части проекта).
Согласно плана и высота гибких шинопроводов
имеем следующие размеры:
А- длина занимаемой зоны 30,5 м;
Б- ширина занимаемой зоны 19,5 м;
Н- высота занимаемой зоны 11 м.
Защищаемая вертикальным молниеотводом зона
представляется в виде конуса с радиусом rх на высоте hх значение rх
определяется по формуле 13.2. [10]:
х = hа · 1,6 / 1 + hх / h · р (2.33)
где hа = h - hх - превышение высоты молниеотвода
под защищаемым объектам принимаем 10 м;
Р- коэффициент равный единицы при h ≤ 30
м;общая высота молниеотвода 11 + 10 = 21 м;х- высота портала 11 м.
Тогда:х = 10 · 1,6 / 1 + 11 / 21 · 1 = 10,5 м.
Ширина занимаемой зоны 19,5 м, а 2 rх = 21 м,
таким образом защита обеспечивается, так как нами установлено 4 молниеприемники
необходимо проверить условие защищенности всей площади объекта по формуле 13.3.
[10]
= 9hа (2.34)
где D = 36 м - расстояние по диагонали между
молниеотводами.= 9 · 10 = 90 м
> 36 ( м )
Условие выполняется.
Таким образом, четыре молниеотвода с hа = 10 м
обеспечивает защиту оборудования подстанции от прямых ударов молнии.
Раздел 3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ
.1 Определение
численности обслуживающего персонала и фонда заработной платы
Расчет численности работников ведется только для
эксплуатационного персонала. Расчет производим по методике ВНИНОНЭТ
«Методические указания по определению норматива численности работников
предприятий электрических сетей ».
Организация обслуживания, ремонта и эксплуатации
воздушных линии, кабельных линии, подстанции и т.д.- объектов энергохозяйства,
в том числе по кадровым вопросам и их подготовленности должен обеспечивать
правил безопасности работ и регламентирован нормативно - техническими актами,
ПТЭ и ПТБ, ПУЭ электроустановок потребителей.
Таблица 3.1 - Определение численности
обслуживающего персонала для оперативного и технического обслуживания
подстанции 110 кВ
|
Объект
|
Количество
|
Норматив
|
Расчет
численности
|
|
ПС
-110/10 кВ
|
1
|
1,32
|
1,32
|
С поправочными коэффициентами 
и 
:
Таблица 3.2 - Определение численности
обслуживающего персонала для ремонтных работ подстанции ПС-110/10 кВ
|
Наименование
|
Кол-во
|
Норматив
|
Расчет
численности
|
Силовой трансформатор Выключатель
-10 кВ Оборудов. на 110 кВ Итого 
.1
,02
,96
,790,0744
,096
,0358
С поправочными коэффициентами , ,
:
Общая нормативная численность
персонала:
Примем что, подстанцию будет обслуживать
два электромонтера 
и 
разрядов.
Фонд заработной платы будем
рассчитывать в следующем порядке:
. Определяем заработную плату
по тарифной ставке для электромонтера разряда:
(3.1)
где 
тарифная ставка электромонтера, 
;
эффективный фонд рабочего времени,
час.
2. Определяем эффективный фонд рабочего
времени:
(3.2)
где 
число календарных дней;
число праздничных дней;
число выходных дней;
количество дней отпуска.
Тогда:
3. Определяем тарифные ставки
электромонтеров IV- разряда 
и электромонтера V- разряда 
Определяем годовые заработные платы
электромонтеров:
Определяем годовой фонд заработной
платы:
Определяем среднемесячную заработную
плату электромонтеров:
.2 Расчет
потребности эксплуатационного запаса электрооборудования
Надежность и непрерывность работы
технологического и энергетического оборудования зависят от работоспособности и
надежности работы электрооборудовании подстанции. Чтобы обеспечить надежность и
непрерывность работы токоприемников предприятия должны иметь запас
оборудовании.
Расчет потребности необходимо на год количества
основных материалов для всех видов ремонтов и технологического обслуживания
энергетического оборудования и сетей производится на основании трудоемкости
годового плана ППРОСПЭ.
В целях упрощения планирования в системе ППРОСПЭ
расход материалов отнесен к 100 человекочасов трудоемкости, всех видов
ремонтов, включая техническое обслуживание. Таким образом, зная трудоемкость
плана ППР легко рассчитать потребность в материалах.
Годовая потребность в материалах для каждого
вида оборудования или сетей может быть определена по формуле:
(3.3)
где 
нормы расхода материалов на 100
человекочасов трудоемкости соответственно технического обслуживания, текушего и
капитального ремонтов данного вида энергетического оборудования;
Тто,Ттр,Ткр- годовая плановая
трудоемкость технического обслуживания, текущего и капитального ремонтов
данного вида оборудования.
Так как нормы расхода материалов
приведены в соответствующих таблицах из расчета на 100 человекочасов труда
емкости ремонтов и технического обслуживания, а плановая годовая трудоемкость
указана в человеко-часах , в приведенную формулу введен коэффициент 0,01.
Потребность в запасных частях и
покупных комплектующих изделиях определяется на основании номенклатурного
годового плана- графика ППР и зависит от количества запланированных физических
единиц оборудования, подвергался тому или иному виду ремонта.
Для расчета потребности эксплуатационного запаса
электрооборудования [3. Табл.5.4.] записываем нормы расхода материалов и
плановую трудоемкость. И потребность материалов определяем по выше указанной
формуле.
Результаты расчета сведены ниже в таблице 3.3.
Таблица 3.3 - Результаты расчета
|
Наименование
оборудования
|
Норма
трудоемкости чел.час
|
Нормы
расхода материалов
|
Потребность
запасных ЭО и материалов.
|
|
кап
|
текущ
|
общая
|
кап
|
текущ
|
Общая
|
|
|
Отделитель
Короткозамыкатель Разъединитель Трансформатор тока Трансформатор напряжения
Разрядник Воздушная линия Заземляющее устройство
|
20
20 3 10 15 4 50 50
|
12
10 1 3 4,5 1 15 -
|
32
21 4 13 19,5 5 65 50
|
3
3 6 2 2 6 80 3
|
1
3 3 1 1 3 - -
|
4
6 9 3 3 9 80 3
|
3,64
3,54 0,57 0,62 0,93 0,72 40 150
|
3.3 Расчет
себестоимости 1 кВт·ч потребляемой электроэнергии
Себестоимость продукции энергетического
предприятия это выражение в денежной форме затраты, прямо или косвенно
связанные с изготовлением и реализацией продукции. Себестоимость - является
важнейшим экономическим показателем работы. Она характеризует уровень
производительности труда степень использования производственной мощности,
экономичность расходования материалов, топлива, электроэнергии, целесообразность
и бережливость денежных средств. Себестоимость продукции служит основной для
ценообразования, используется для оценки экономической эффективности внедрения
новой техники и мероприятий по совершенствованию технологии и организации
производства.
Себестоимость складывается из стоимости 1 кВт·ч
по одноставочному тарифу и расходов на содержание электрооборудования и
электрических сетей и определяется по формуле:
(3.4)
где З - затраты включающие в себя
плату за 1 кВт·ч электроэнергии и расходы на содержание электрооборудования;
Эа.потреб- потребляемая
электроэнергия.
Расчет себестоимости приведен в
таблице 3.4.
Таблица 3.4 - Расчет себестоимости
|
Показатели
|
Обозначения
|
Кол-во
|
Количество потребляемой
электроэнергии Годовой максимум нагрузки Основная ставка Дополнительная ставка
Основная плата Дополнительная плата всего плата стоимость запчастей и
материалов стоимость потерь электроэнергии амортизационные отчисления всего
затрат себестоимость 1 кВт·ч Эа.потреб Рр 
По
Пд
Пэ
Сз
Сп
Са
З
β
,25
,7
,16
,5
,2
,9
Раздел 4. ОХРАНА ТРУДА
И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
.1 Действие
электрического тока на организм человека
Действие электрического тока на организм
человека очень сложно. Оно может быть тепловым (ожог), механическим (разрыв
тканей, повреждение костей), химическим (электролиз), биологическим (нарушение
биотоков, свойственных живой материи, с которыми связана ее жизнеспособность).
Различают два вида поражения человека
электротоком: электрический удар и электрическая травма. При электрическом
ударе поражается весь организм в целом, поэтому этот вид поражения представляет
наибольшую опасность. При этом появляются судороги, расстройство дыхания или
сердечной
деятельности, во многих случаях возникает
фибриляция, т.е. беспорядочные сокращения волокон сердечной мышцы, нарушающие
ритмичное нагнетание крови в сосудах и приводящие к остановке кровообращения.
В некоторых случаях поражения электрическим
током может наступить так называемая «мнимая смерть» - состояние, когда
отсутствует дыхание и прекращена деятельность сердца, но потеря признаков
вызвана только функциональными расстройствами. В течение некоторого времени
после поражения может быть восстановлена деятельность сердца и легких путем
применения искусственного дыхания и других методов оживления. Самое главное при
таких поражениях - это незамедлительное применение методов оживления.
Иногда даже минутное опоздание может стать
причиной летального исхода. Так, по имеющимся статистическим данным, применение
искусственного дыхания в период до 3 мин после поражения давало 73% случаев
оживления, через 4 мин и более-только 14%. Смертельный исход-результат
необратимого расстройства функций организма.
Электрические травмы вызывают местные поражения:
ожоги, металлизацию кожи, электрические знаки.
Ожоги происходят вследствие теплового действия
электрического тока и образования электрической дуги. Ожоги могут быть
поверхностные или глубокие, сопровождающиеся поражением не только кожи, но и
подкожной ткани, жира, глубоколежащих мышц, нервов и костей.
Кожа обладает большим сопротивлением, и поэтому
наблюдаются преимущественно кожные ожоги (70-80%). Однако при большой частоте
тока возможны ожоги внутреннего характера, даже без заметного повреждения
кожной поверхности.
Ожоги с тяжелыми исходами наблюдаются преимущественно
при напряжении выше 1000 В, когда включение человека в электрическую цепь
происходит не при непосредственном соприкосновении его с токоведущими частями
установки, а через электрическую дугу.
Электрические ожоги бывают трех степеней: 1
-покраснение кожи; 2 образование пузырей; 3-обугливание и омертвление кожи.
Раны от ожогов заживают очень долго, а поражение ожогом большой поверхности
тела (1/3) может привести к смертельному исходу.
При металлизации кожи происходит пропитывание ее
мельчайшими частицами расплавленного дугой металла. Окраска кожи при
металлизации зависит от вида металла токоведущей шины и бывает зеленая при
контакте с красной медью, сине-зеленая при контакте с латунью, серо-желтая при
контакте со свинцом.
В большинстве случаев металлизированная кожа
сходит и этим обычно все ограничивается. Электрические знаки или отметки тока
обычно возникают при контакте с токоведущими частями. По своему внешнему виду
это пятна серого или бело-желтого цвета с резко очерченными краями. Обычно
заживление электрических знаков оканчивается благополучно. Однако известны
случаи тяжелых последствий.
Электрический ток действует на центральную
нервную систему, вызывая судорожные сокращения мышц и их паралич. Паралич
дыхательной мускулатуры или мышц сердца может привести к смертельному исходу.
Характер и последствия поражения человека
электрическим током зависят от многих факторов: силы тока, рода и частоты тока,
пути его прохождения, напряжения, сопротивления тела человека, длительности
воздействия и др.
Сила тока, проходящего через тело человека,
является определяющей при исходе поражений. Электрический ток до 15 мА не
представляет опасности, и обычно человек может самостоятельно освободиться от
токоведущих частей, к которым он прикоснулся. При силе тока большей величины
человеку трудно освободиться от токоведущих частей, и при силе тока выше 50 мА
возможны тяжелые последствия, вплоть до смертельного исхода. Токи около 100 мА
и выше смертельны. За величину отпускающего (т. е. безопасного) тока принят ток
в 10 мА.
Сопротивление тела человека зависит от многих
факторов и определяется, в частности, сопротивлением внутренних тканей и кожи
(поверхностного рогового слоя), от которых в основном зависит общее
сопротивление тела человека, так как внутреннее сопротивление тела относительно
мало и составляет примерно 1000 Ом, а сопротивление сухой чистой кожи может
достигать 100000 Ом. Сопротивление кожи не постоянно и зависит от ее состояния
(чистоты и сухости), от размера поверхности соприкосновения и плотности
контакта, от продолжительности воздействия тока и его напряжения. Поэтому за
расчетную величину сопротивления тела человека принимают 1000 Ом.
Сопротивление человеческого тела колеблется в
широких пределах (от 300 до 400000 Ом). Тело человека неоднородно по электрическому
сопротивлению (Ом): кости, хрящи, связки, жир и кожа имеют большее
сопротивление, чем мускулы, нервы и кровь:
Постоянный ток напряжением до 500 В действует на
человека слабее, чем переменный. Частота переменного тока существенно влияет на
исход поражения. Ток частотой 40-60 Гц наиболее опасен, а токи высокой частоты
(свыше 200000 Гц) малоопасны.
На исход поражения электрическим током влияет
путь его прохождения через тело человека. Пути тока рука - рука, руки - ноги,
руки - туловище наиболее опасные, так как в этих случаях возможно поражение
сердца или легких; наименее опасным является путь нога - нога.
Лицам с низким сопротивлением организма,
вызванным различными хроническими заболеваниями, запрещается работать по
эксплуатации и обслуживанию электроустановок на основании заключения медслужбы.
Безопасность обслуживания электроустановок
зависит от производственной обстановки. Согласно Правилам устройства
электроустановок различают следующие помещения по опасности поражения людей
электрическим током:
) помещения с повышенной опасностью,
характеризующиеся наличием в них одного из следующих условий, которые создают
повышенную опасность: сырости или токопроводящей пыли; токопроводящих полов
(металлических, железобетонных, земляных, кирпичных); высокой температуры;
возможности одновременного прикосновения к металлическому корпусу
электрооборудования и соединенным с землей металлоконструкциям здания, машин и
аппаратов;
) особо опасные помещения, характеризующиеся
наличием в них одного из следующих условий, которые создают повышенную
опасность: особой сырости; химически активной или органической среды; или двух
и более условий повышенной опасности;
) помещения без повышенной опасности, в которых
отсутствуют условия, создающие повышенную или особую опасность.
В соответствии с этими определениями в нефтяной
промышленности принята примерная классификация объектов по степени опасности
поражения электрическим током .
Электрооборудование подбирается с учетом
указанных характеристик помещений и наружных установок по степени опасности
поражения током, взрыва и пожара. Электрические машины и аппаратура могут иметь
следующее исполнение: взрывозащищенное, маслонаполненное, пыленепроницаемое,
продуваемое, обдуваемое, закрытое, брызгозащищенное, каплезащищенное,
защищенное и открытое.
Электрооборудование в открытом исполнении
допускается только в постоянно закрытых электромашинных помещениях,
периодически обслуживаемых электротехническим персоналом.
В таких помещениях открытые шины должны иметь
отличительную окраску: при переменном токе фаза А - желтую, фаза В - зеленую,
фаза С - красную; заземленная нейтраль - черную; изолированная от земли
нейтраль - белую; при постоянном токе положительная шина - красную,
отрицательная - синюю, нейтральная - белую.
4.2 Противопожарная
безопасность
Основной показатель для подразделения
производств по степени их пожарной опасности - физико-химические свойства
веществ, применяемых в производственном процессе.
В соответствии со СниП П-90-81 все производства
по степени пожарной опасности подразделяются на шесть категорий.
Категория А. К этой категории относятся
производства, связанные с получением, применением или хранением:
горючих газов с нижним концентрационным пределом
воспламенения 10% и менее объема воздуха, содержащихся в количествах, при которых
могут образоваться взрывоопасные смеси в объеме, превышающем 5% объема воздуха
в помещении;
жидкостей с температурой вспышки паров до 28 °С
включительно;
веществ, воспламенение или взрыв которых может
последовать при взаимодействии с водой, кислородом воздуха или друг с другом.
Категория Б. Эту категорию составляют
производства, связанные с обработкой, применением, образованием или хранением:
горючих газов с нижним концентрационным пределом
воспламенения более 10% объема воздуха, содержащихся в количествах, достаточных
для образования взрывоопасных смесей в объеме, превышающем 5% объема воздуха в
помещении;
жидкостей с температурой вспышки паров выше 280С
до 61°С включительно;
горючих пылей или волокон с нижним пределом
взрываемости 65 г/м3 и менее.
Категория В. В эту категорию входят
производства, где применяются жидкости с температурой вспышки паров выше 61 °С,
горючие пыли или волокна с нижним пределом взрываемости более 65 г/м3, твердые
сгораемые вещества и материалы, .вещества, способные при взаимодействии с
водой, воздухом или .друг с другом только гореть.
Категория Г. К этой категории относятся
производства, связанные с обработкой несгораемых веществ и материалов в
горячем, раскаленном или расплавленном состоянии с выделением лучистой энергии,
искр, пламени, а также производства, связанные со сжиганием или утилизацией
твердого, жидкого и газообразного топлив. В эту категорию входят литейные,
кузнечные и сварочные цехи, котельные установки и др.
Категория Д. Эту категорию составляют
производства, связанные с обработкой несгораемых веществ и материалов в
холодном состоянии (механические цехи холодной обработки металлов,
компрессорные станции для нагнетания воздуха, водонасосные станции, склады
металла и металлоизделий и другие объекты).
Категория Е. К этой категории относятся
производства, где применяют горючие газы, не имеющие жидкой фазы, и
взрывоопасные пыли в таком количестве, при котором из них могут образоваться
взрывоопасные смеси в объеме, превышающем: 5% объема воздуха в помещении.
Согласно Правилам устройства электроустановок
(ПУЭ), все производственные объекты, в которых размещается электрооборудование,
по степени взрыво- и пожароопасности делятся на взрывоопасные зоны классов
В-1,В-1а, В-1б, В-1г, В-11, В-11а и пожароопасные зоны классов П-1, П-11, П-11а
и П-111.
Взрывоопасной зоной называется помещение или
ограниченное пространство в помещении или наружной установке, в котором имеются
или могут образоваться взрывоопасные смеси.
Зоны класса В-1-это зоны помещений, в которых
взрывопасные смеси могут образоваться при нормальных режимах работы, например
при загрузке или разгрузке технологических аппаратов, хранении или переливании
легковоспламеняющихся жидкостей , находящихся в открытых емкостях, и т. д.
Зоны класса В-1а-это зоны помещений, в которых
при нормальной эксплуатации взрывоопасные смеси не образуются, .а возможны
только в результате аварий или неисправностей.
Зоны класса В-16-это зоны помещений, в которых
при нормальной эксплуатации взрывоопасные смеси не образуются, а возможны
только в результате аварий или неисправностей, и которые отличаются одной из
следующих особенностей.
Горючие газы в этих зонах обладают высоким
нижним концентрационным пределом воспламенения (15% и более) и резким запахом.
Помещения производств, связанных с обращением
газообразного водорода, в которых по условиям технологического процесса
исключается образование взрывоопасной смеси в объеме превышающем 5% свободного
объема помещения.
Зоны класса В-1г-это пространства у наружных
установок технологических установок, содержащих горючие газы или ЛВЖ.
Зоны класса В-11 -это зоны помещений, в которых
выделяются переходящие во взвешенное состояние горючие пыли или волокна,
способные образовать с воздухом взрывоопасные смеси при нормальных режимах
работы (например, при загрузке и разгрузке технологических аппаратов).
Зоны класса В-11а - это зоны помещений, в
которых образование взрывоопасных смесей горючими пылями или волокнами
невозможно при нормальной эксплуатации, а возможно только в результате аварий
или неисправностей.
Пожароопасной зоной называется пространство
внутри и вне помещения, в пределах которого постоянно или периодически
обращаются горючие (сгораемые) вещества.
Зоны класса П-1-это зоны помещений, в которых
обращаются горючие жидкости с температурой вспышки выше 61 °С.
Зоны класса П-11-это зоны помещений, в которых
выделяются горючие пыли или волокна с нижним концентрационным пределом
воспламенения более 65 г/м3.
Зоны класса П-11а - это зоны помещений, в
которых обращаются твердые горючие вещества.
Зоны класса П-111 -это зоны вне помещения, в
которых обращаются горючие жидкости с температурой вспышки выше 61 °С или
твердые горючие вещества.
На взрывоопасных объектах применяется
взрывозащищенное электрооборудование, в котором предусмотрены конструктивные
меры по устранению или затруднению возможности воспламенения окружающей
взрывоопасной среды.
Взрывозащищенное электрооборудование может иметь
взрывозащиту следующих видов:
взрывонепроницаемая оболочка - это такая
оболочка, которая выдерживает давление внутреннего взрыва без разрушения и
остаточной деформации и предотвращает распространение взрыва из нее в
окружающую взрывоопасную среду;
заполнение и продувка оболочки под избыточным
давлением защитным газом. При таком виде взрывозащиты исключается возможность
засасывания взрывоопасных смесей из окружающей среды;
искробезопасная электрическая цепь-это
взрывозащита такого вида, при которой возникающие в процессе нормальной работы
и при возможных повреждениях (обрыв, короткое замыкание и т. п.) искры обладают
малой, недостаточной для воспламенения окружающей взрывоопасной среды энергией;
кварцевое заполнение оболочки с токоведущими
частями;
масленое заполнение оболочки с токоведущими
частями;
заливка электрических цепей эпоксидными смолами;
отсутствие в электрических цепях нормально
искрящих элементов.
Основные причины пожаров, связанных с
эксплуатацией электроустановок, - короткие замыкания, перегрузки, большие
переходные сопротивления, электрические искры и дуги. Обязательное условие
обеспечения пожарной безопасности - соответствие исполнения электрооборудования
и электроосвещения классу взрыво- и пожароопасности помещения или установки,
где они эксплуатируются. На взрывоопасных объектах электрооборудование должно
быть во взрывозащищенном исполнении.
Для освещения пожаро- и взрывоопасных помещений
и наружных установок применяются взрывобезопасные и специальные светильники.
В целях исключения пожаров и взрывов в
результате коротких замыканий необходимо своевременно предупреждать и устранять
причины, их вызывающие. Наиболее действенны следующие мероприятия: правильный
выбор и монтаж, а также соблюдение правил эксплуатации электроустановок, правил
и сроков испытания изоляции сетей, машин и приборов, проведение
профилактических осмотров и ремонтов электроустановок, что определено действующими
ПУЭ, ПТЭ и ПТБ.
Для предупреждения последствий короткого
замыкания применяются быстродействующая релейная защита, выключатели,. плавкие
и автоматические предохранители. Автоматическая защита электродвигателей от
многофазных замыканий и токов перегрузки обеспечивается с помощью автоматов
серии А со встроенным максимальным токовым расцепителем мгновенного действия.
Эффективное средство защиты электроустановок от
токов перегрузки - применение плавких предохранителей или автоматических
выключателей с тепловой и максимальной защитой (тепловые и электромагнитные
расцепители).
Перегрузка проводов сети устраняется правильным.
выбором сечений проводников, исключением возможности подсоединения
дополнительных потребителей к сети, если она на это не рассчитана.
Переходные сопротивления, вызываемые сильным
сужением пути протекания тока при переходе его с одного контакта на другой,
устраняются путем применения упругих контактов или специальных стальных пружин,
что увеличивает площади действительного соприкосновения контактов. Для отвода
тепла от мест соприкосновения и рассеивания его в окружающую среду контакты
изготовляют с определенной массой и поверхностью охлаждения.
Для уменьшения влияния окисления на переходное
сопротивление размыкающих контактов необходимо следить за тем, чтобы размыкание
и замыкание их сопровождалось скольжением (трением) одного контакта по другому,
так как при этом тонкая пленка окиси разрушается и удаляется с площади
действительного касания контактов. Места соединения проводов для уменьшения
переходных сопротивлений сваривают или припаивают.
Электрические искры и дуги возникают при
эксплуатации электродвигателей с контактными кольцами, а также при пользовании
'выключателями. Чтобы избежать возникновения пожаров по этой причине, электрооборудование
должно выполняться в соответствии с ПУЭ.
Для того чтобы избежать возникновения взрывов и
пожаров во взрыво- и пожароопасных объектах, электрооборудование (выключатели и
электросветильники) должно иметь соответствующий вид взрывозащиты.
Светильники подразделяются на шесть групп:
открытые (неуплотненные); защищенные от непосредственного соприкосновения колбы
лампы с пылью и водой; закрытые-от пыли, воды и паров (негерметичные);
герметичные-от паров и газов; взрывозащищенные; светильники для освещения
помещений через проемы.
Осветительная проводка выбирается в соответствии
с категорией среды производства. Для взрыво- и пожароопасных производств
проводка заключается в газовые стальные трубы или защищается покрытиями
(асфальтовым лаком, эмалевой краской).
В местах, опасных в отношении образования
взрыво- и пожароопасной смеси, применяются переносные взрывобезопасные
светильники или прожекторы, расположенные за пределами опасной зоны.
Противопожарные мероприятия
В качестве огнегасящих средств на предприятиях
нефтяной и газовой промышленности применяются вода, химическая и
воздушно-механическая пены, песок и другие материалы.
Многие объекты добычи, сепарации и
транспортирования нефти и газа обеспечиваются углекислотными огнетушителями и
набором простейшего противопожарного инвентаря.
Огнегасящие средства могут быть жидкие (вода,
растворы солей и др.), газообразные (водяные пары, газообразная углекислота и
др.), пенообразные и твердые (сухая земля, песок, твердая углекислота и др.).
К огнегасящим средствам предъявляются следующие
требования. Они должны иметь высокие значения теплоемкости, удельной теплоты
парообразования или плавления, обладать способностью быстро распространяться по
поверхности горящих веществ и проникать в глубь этих веществ. При тушении пожаров
огнегасящие средства должны обеспечивать быстрое прекращение горения при
относительно малом их расходе, не оказывать вредного влияния на организм при
использовании и хранении, вредного воздействия на вещества и материалы при
тушении пожара, быть доступными и дешевыми.
К подобным средствам относятся вода, пена,
галоидированные углеводороды, инертные газы, песок, а также покрывала из
войлока и асбеста.
Вода-наиболее распространенное средство борьбы с
огнем при тушении твердых горючих веществ и огнеопасных жидкостей температурой
вспышки 60°С и выше. Она применяется в тонкораспыленном состоянии или
компактными струями.
Огнегасительные свойства воды заключаются в ее
большой теплоемкости, что обеспечивает снижение интенсивности горения. Вместе с
тем, испаряясь, вода образует пар, который занимает определенный объем над
поверхностью горючих веществ, затрудняет доступ кислорода воздуха к месту
горения и тем самым сокращает, а иногда и прекращает горение. Стекая по горящим
конструкциям, вода смачивает поверхности, не затронутые горением, затрудняя их
воспламенение.
При подаче воды в тонкораспыленном состоянии
обеспечивается большая площадь соприкосновения мелкораздробленных капель с
поверхностью горения вещества, что приводит к интенсивному парообразованию.
Вода способствует вспениванию и образованию
эмульсий при горении нефтепродуктов, имеющих температуру вспышки 120 °С и выше.
Эмульсия, закрывая поверхность жидкости, изолирует ее от кислорода воздуха, а
также препятствует выходу из нее паров.
Компактные струи воды способны своим
механическим действием сбивать пламя, разрушать твердые вещества и проникать в
глубь очагов пожаров. Для электроустановок, находящихся под напряжением, а
также при наличии карбида кальция и других химических веществ, образующих с
водой вредные или усиливающие горение вещества, компактные струи воды не
применяются.
Химическая и воздушно-механическая пены широко
используются при тушении горящих нефти и нефтепродуктов. Химическая пена
применяется при тушении всех горящих огнеопасных жидкостей, и прежде всего
легковоспламеняющихся. Эта пена представляет собой пузырьки смеси газа с
жидкостью, где дисперсной фазой является газ, находящийся в тонких оболочках
воды.
Воздушно-механическая пена используется при
тушении воспламенений горючих жидкостей, а также легковоспламеняющихся
жидкостей в резервуарах РВС -1000 (за исключением авиационного бензина). Эта
пена получается путем смешивания воздуха (90%), и 0,2-0,4%-ного
пенообразователя
Простейший противопожарный инвентарь.
К противопожарному инвентарю относят бочки с
водой, ящики с песком, ломы, топоры, лопаты, багры, ведра и другие
приспособления.
В отличие от обычного хозяйственного инвентаря
противопожарный инвентарь окрашивают в красный цвет. Ящики с песком должны
рассчитываться на хранение 0,5 м3 песка, а на складах горючих жидкостей-до 1
м3. Их плотно закрывают для предохранения песка от загрязнения и увлажнения.
На ящике белой краской делают надпись «Для
тушения пожара», на ведрах - «Пожарное ведро».
Комплект первичных средств тушения пожара собирают
на щитах, которые вывешивают на видных и легкодоступных местах.
Места размещения щитов определяются по
согласованию с пожарной охраной.
К первичным средствам пожаротушения относятся
также асбестовые и грубошерстные полотна (кошма, войлок). Они предназначены для
тушения очагов пожара при воспламенении веществ, горение которых не может
происходить без доступа воздуха. Асбестовые и войлочные полотна рекомендуется
хранить в металлических футлярах с крышками.
Огнетушители, ящики с песком, лопаты,, ломы, багры
и другие первичные средства пожаротушения размещаются вблизи мест наиболее
вероятного их применения, на виду, с обеспечением к ним свободного доступа. На
территории объекта (вне помещения) они группируются на специальных пожарных
пунктах.
Ответственность за приобретение пожарного
инвентаря и средств пожаротушения возлагается на руководителя предприятия, а за
сохранность и уход за ними на объектах - на их руководителей.
Контроль за наличием, исправностью и правильным
использованием средств пожаротушения осуществляется ответственным лицом за
пожарную безопасность или начальником, добровольной пожарной дружины.
4.3 Охрана окружающей
среды
Все стороны деятельности человечества, и в том
числе природоохранная деятельность, неразрывно связаны с производством и
потреблением энергии, прежде всего электрической. Однако резкий рост темпов
развития энергетики, без которого пока что немыслим научно-технический
прогресс, ставит две важнейшие проблемы, от успешного решения которых во многом
зависит будущее человечества.
Во-первых, это проблема обеспеченности
энергетическими ресурсами, во-вторых, проблема влияния энергетики на состояние
окружающей среды.
Энергетика является одной из самых загрязняющих
отраслей народного хозяйства. При неразумном подходе происходит нарушение
нормального функционирования всех компонентов биосферы (воздуха, почвы, воды,
животного и растительного мира), а в исключительных случаях, подобных
Чернобылю, под угрозой оказывается и сама жизнь. Поэтому главным должен стать
подход с экологических позиций, учитывающий интересы не только настоящего, но и
будущего.
Воздействия современных предприятий, в частности
энергетических на природную среду, как правило, носит комплексный характер,
поскольку в технологических процессах современных производств находят
применение физико-механические, физико-химические и химико-биологические
процессы. Выявление и определение их качественных и количественных
характеристик позволяет характеризовать функционирование природно-промышленных
систем и по экологическим показателям, воздействующим на природную среду.
Воздействия могут протекать в открытой и скрытой формах. Так. для открытых форм
воздействий характерны выбросы (в атмосферу), сбросы (в гидросферу и литосферу)
а для закрытых - поля электромагнитных и ионизирующих излучений,
микроконцентрации вредных веществ, как то бенз(а)пирен, диоксины и др.,
находящиеся в выбросах производств в окружающую среду.
Воздействия производства на природную среду
проявляются в природных компонентах в виде нарушений или загрязнения. Особо
следует подчеркнуть тот факт, что человек в процессе техногенеза сам оказался
объектом, который в первую очередь испытывает на себе последствия антропогенной
негативной деятельности, проявляющейся в нарушениях и загрязнениях природной
среды.
Определить воздействия объектов энергетики на
природную среду и нооценозы можно по выбросам вредных веществ в атмосферу,
сбросам в гидросферу, загрязнению и нарушениям в литосфере, а также шумовому,
электромагнитному и ионизирующему излучению и др. показателям. При этом
необходимы точные сведения по каждому источнику выработки энергии, например, по
количеству отработавшего топлива атомных электростанций, о технологиях
захоронения радиоактивных отходов и их контроле, о количествах токсичных
тяжелых металлов, выбрасываемых в атмосферу при сжигании многих видов угля и
мазута, оксидах серы и азота, диоксинах, бенз(а)пирене, токсичных показателях
продукции безотходных производств и др. Говоря об альтернативных источниках
энергии, необходимо четко анализировать и альтернативные виды отходов и их
токсичность, а также ущербы, наносимые ими природной среде, обществу и
средствам труда.
Взаимодействие энергетического предприятия с
окружающей средой происходит на всех стадиях добычи и использования топлива,
преобразования и передачи энергии.
Одним из факторов воздействия угольных ТЭС на
окружающую среду являются выбросы систем складирования топлива, его
транспортировки, пылеприготовления и золоудаления. При транспортировке и
складировании возможно не только пылевое загрязнение, но и выделение продуктов
окисления топлива. По-разному (в зависимости от принятой системы
золошлакоудаления) воздействует на окружающую среду удаление шлака и золы.
Распространение перечисленных выбросов в
атмосферу зависит от рельефа местности, скорости ветра, перегрева их по
отношению к температуре окружающей среды, высоты облачности, фазового состояния
осадков и их интенсивности. Так, крупные градирни в системе охлаждения
конденсаторов ТЭС существенно увлажняют микроклимат в районе станции,
способствуют образованию низкой облачности, туманов, снижению солнечной
освещенности, вызывают моросящие дожди, а в зимнее время - иней и гололед.
Взаимодействие выбросов с туманом приводит к образованию устойчивого сильно
загрязненного мелкодисперсного облака - смога, наиболее плотного у поверхности
земли. Одним из видов воздействия ТЭС на атмосферу является все возрастающее
потребление воздуха, необходимое для сжигания топлива.
Основными факторами воздействия ТЭС на
гидросферу являются выбросы теплоты, следствиями которых могут быть: постоянное
локальное повышение температуры в водоеме; временное повышение температуры;
изменение условий ледостава, зимнего гидрологического режима; изменение условий
паводков; изменение распределения осадков, испарений, туманов. Наряду с нарушением
климата тепловые выбросы приводят к зарастанию водоемов водорослями, нарушению
кислородного баланса, что создает угрозу для жизни обитателей рек и озер.
Основными факторами воздействия ТЭС на литосферу
являются осаждение на ее поверхности твердых частиц и жидких растворов
продуктов выбросов в атмосферу, потребление ресурсов литосферы в том числе
вырубка лесов, добыча топлива, изъятие из сельскохозяйственного оборота
пахотных земель и лугов под строительство ТЭС и для устройства золоотвалов.
Следствием этих преобразований является изменение ландшафта.
Гидроэлектростанции (ГЭС) также оказывают
существенное влияние на природную среду, которое проявляется как в период
строительства, так и при эксплуатации. Сооружение водохранилищ перед плотиной
ГЭС приводит к затоплению значительной прилегающей территории (лесных и
сельскохозяйственных земель, жилых поселков, месторождений полезных ископаемых)
и влияет на рельеф побережья в районе сооружения ГЭС, особенно при ее
строительстве на равнинных реках. Изменение гидрологического режима и
затопление территорий вызывает изменения гидрохимического и гидробиологического
режимов водных масс. При интенсивном испарении влаги с поверхности водохранилищ
возможны локальные изменения климата: повышение влажности воздуха, образование
туманов, усиление ветров и т. п.
Специфичны изменения термического режима водных
масс водохранилищ и воды, поступающей в нижний бьеф. Так, при глубинном заборе
воды в нижний бьеф будет поступать холодная вода, Которая может угнетать там
теплолюбивые растения и микроорганизмы, служащие питательной средой для
подводного животного мира, что может привести к изменению видового состава
ихтиофауны.
Сооружение ГЭС существенно влияет на ледовый
режим водных масс: на сроки ледостава, толщину ледяного покрова и т. п.
При сооружении крупных водохранилищ ГЭС
создаются условия для развития сейсмической активности, что обусловлено
возникновением дополнительной нагрузки на земную кору и интенсификацией
тектонических процессов.
Основной особенностью атомной станции является
наличие ядерного реактора, в котором обеспечиваются поддержание регулируемой
цепной реакции деления ядер атомов урана, тория и плутония и преобразование
энергии, освобождающейся при этой реакции, в теплоту.
При нормальной эксплуатации АЭС дают значительно
меньше вредных выбросов в атмосферу, чем ТЭС, работающие на органическом
топливе. Так, работа АЭС не влияет на содержание кислорода и углекислого газа в
атмосфере, не меняет ее химического состояния. Основными факторами загрязнения
окружающей среды здесь выступают радиационные показатели. Радиоактивность
контура ядерного реактора обусловлена активацией продуктов коррозии и
проникновением продуктов деления в теплоноситель, а также наличием трития.
Наведенной активности подвергаются практически все вещества, взаимодействующие
с радиоактивными излучениями. Прямой выход радиоактивных отходов ядерных
реакций в окружающую среду предотвращается многоступенчатой системой
радиационной защиты.
Воздействие воздушных линий электропередач (ВЛ)
на окружающую среду связано с отчуждением земли, сокращением
сельскохозяйственных, лесных и охотничьих угодий (Таблица 4.1). ВЛ нарушают
целостность полей и кормовых угодий, способствуют росту сорняков, создают
помехи для обработки полей с воздуха, применения агротехники, орошения.
Особенно большой ущерб наносится лесным угодьям, поскольку просеки под трассами
линий полностью выводятся из хозяйственного оборота, увеличивается лесоповал
(вдоль трасс линий). Периодические (1 раз в 5 лет) расчистки трасс линий
механическим путем и с помощью гербицидов выводят из процесса воспроизводства
кислорода в атмосферу Земли тысячи гектаров лесных угодий.
Таблица 4.1 - Характеристика воздушных линий
электропередач
|
Показатель
|
Напряжение,
кВ
|
|
220
|
330
|
500
|
750
|
1150
|
|
Протяженность
ВЛ, тыс. км.
|
116,4
|
29,4
|
38,1
|
0,2
|
1,3
|
|
Расстояние
между крайними проводами, м
|
14
|
18,5
|
3,5
|
40
|
47
|
|
Ширина
просеки, м
|
54
|
58,5
|
63,5
|
80
|
87
|
|
Отчуждение
земли в лесных массивах, тыс. га. *
|
300
|
84
|
120
|
25
|
6
|
* При условии, что половина трассы ВЛ проходит в
лесном массиве.
Электрические поля под линиями вызывают
накопление зарядов и повышение потенциала по отношению к земле на изолированных
от земли телах, в том числе на теле человека, в обуви, на теле копытных
животных, на корпусах механизмов на резиновом ходу. Повышенный потенциал на
теле человека и животных приводит к возникновению разрядов с тела на траву или
ветви кустарников. Из-за малости токов такие разряды не опасны для организмов,
однако они вызывают неприятные ощущения и могут стать причинами травмы
вторичного характера вследствие потери внимания, нескоординированных,
непроизвольных движений, испуга и т. п.
Система мер по снижению ущерба от ВЛ состоит из
двух групп мероприятий:
. Совершенствование конструкций воздушных линий
электропередач с целью уменьшения площади, отчуждаемой под трассы линий,
увеличения их пропускной способности и ограничения напряженности электрического
поля под проводами линий.
Для реализации этих задач могут быть
использованы следующие технические решения: уменьшение межфазных расстояний за
счет проведения мероприятий по снижению расчетной кратности перенапряжения;
применение тросов биозащиты; переход от традиционных к компактным линиям
электропередач повышенной пропускной способности и сниженного экологического
влияния; применение комбинированных электропередач, выполненных как
многоцепнные электропередачи по типу «цепь под цепью» при условии сдвига
векторов напряжения верхней и нижней цепей относительно друг друга;
использование растительных массивов для обеспечения экологической безопасности
линий.
. Рациональное использование трасс линий
электропередач: рекультивация и окультуривание земель, отведенных под трассу, с
целью вовлечения их в сельскохозяйственный оборот, передача пользователям под
покосы, для разведения овощных культур, под парниковое хозяйство; передача
земель пользователям для созданий плантаций новогодних елок, выращивания
технических и плодово-ягодных культур, а также кустарников, ветки которых
систематически подрезаются и используются как корм для скота; передача земли
для строительства ферм по разведению кур, уток, кроликов, нутрий и т. п.;
передача земли под садовое строительство с соблюдением правил по сооружению
жилых построек вблизи трасс ВЛ.
Акустический шум, влияющий на экологическую
обстановку на трассе воздушных линий электропередач сверхвысокого напряжения
(ВЛ СВН), является проявлением звукового эффекта интенсивной короны, особенно
при дожде.
Вредное воздействие магнитного поля проявляется
только при его допустимой напряженности при нахождении в 1,0-1,5 м от проводов
фазы линий, т. е. опасно только при работах под напряжением.
Для персонала линий и подстанций СВН приняты
следующие нормативы:
Допустимая напряженность 5 10 15 20 25
электрического поля, кВ/м
Допустимая продолжительность Нет 180 90 10 5
пребывания персонала, мин./сут.
Выполнение этих условий для ВЛ СВН с применением
указанных выше средств защиты обеспечивает самовосстановление физиологического
состояния организма в течение суток без остаточных реакций и функциональных или
патологических изменений. На подстанциях СВН обеспечение допустимых
напряженностей электрического поля достигается применением мер по экранированию
рабочих мест.
Для персонала посторонних организаций и местного
населения установлены следующие нормативы: 20 кВ/м для труднодоступной
местности; 15 кВ/М для ненаселенной местности. Кроме того, нормируется
допустимая напряженность на границах жилых застроек - 0,5 кВ/м, что допускает
пребывание человека в электрическом поле по 24 часа в сутки.
Кроме указанных экологических воздействий, ВЛ
являются также источником возникновения радиопомех и помех в высоковольтных
каналах связи ВЛ. На их уровень влияют конструктивные параметры проводов,
погодные условия и состояние поверхности проводов.
Особое место в экологии занимают экспертные
оценки, в основу которых положены теоретические исследования и конкретная
экспериментальная информация о состоянии различных компонентов в сообществах
нообиогеоценозов, получения как лабораторными, так и натурными исследованиями.
Основной целью экспертных оценок, называемых
чаще всего инженерно-экологической экспертизой, является всесторонняя оценка
воздействия предприятия на природную среду, как на стадии утверждения проекта,
функционирования предприятия, так и при его расширении, составление заключения
и выработка решения для утверждения или отклонения проекта, дальнейшего
функционирования предприятия, ограничения масштабов выпускаемой продукции или
ликвидации; принуждение к установке или применению новых природоохранных
мероприятий, модернизации существующих.
Инженерно-экологическая экспертиза выявляет
вероятные экологические последствия строительства, функционирования и
расширения предприятия в сравнении с желательным и допустимым состоянием
природной и окружающей человека среды. Предприятие не должно сверхнормативно
воздействовать на природную и окружающую человека среду, не должно
препятствовать собственной работе и функционированию близлежащих предприятий,
нарушал через окружающую их природную среду ход технологических процессов,
наносить ущерб здоровью населения.
Инженерно-экологическая экспертиза включает
оценку долговременного воздействия предприятия на природные ресурсы, природные
Условия, факторы дальнейшего развития народного хозяйства и условия жизни людей
обычно локального участка местности.
Проекты локального уровня (строительство
отдельных небольших предприятий, электростанций, осушение болот, распашка
земель и т.п.) подлежат отраслевой или территориальной экспертизе лишь в части
разделов "Охрана природы". Целью этой экспертизы является оценка
полноты представленного материала, правильности и точности выполненных
обоснований и расчетов, убедительности принятых решений.
Раздел
5. СПЕЦИАЛЬНЫЙ
.1
Грозозащита линий электропередачи
Линии электропередачи имеют
большую длину, часто подвергается ударам молнии и нуждаются в надежной
грозозащите. Как характеристики грозовой деятельности (число грозовых часов или
дней в году, число и место ударов молнии в линии, параметры тока молнии) так и
характеристики электрической сети (вольт-секундные характеристики изоляции,
вероятность перехода импульсного перекрытия в электрическую дугу, ущерб
народному хозяйству) имеют случайный характер с большой дисперсией.
Эмпирические зависимости дают возможность оценить эффективность грозащиты
типовых линий. На основании анализа опыта эксплуатации, лабораторных
исследований и расчетов эмпирические формулы уточняются.
Известно, что линии длиной L
км, со средней высотой подвеса Һ м, принимает на себя удары молнии с
площади 1 км2 - S = 2 X
3hL -10-3. Так как
число ударов на 1 км2 на 1 грозовой час равно 0,067, то число поражений линии в
год при n грозовых часах в
году равно:
. (5.1)
Перекрытие изоляции линии
произойдет в случае, если созданное ударом молнии напряжение превысит
импульсную прочность изоляции:
(5.2)
где Pпер
- вероятность перекрытия изоляции при ударе молнии, вероятность перехода
импульсного перекрытия в силовую дугу η также
зависит отряда факторов.
Однако определяющее значение
имеет градиент рабочего напряжения вдоль пути перекрытия. Общее число грозовых
отключений линии в год:
(5.3)
Для сравнения грозоупорности различных линий
обычно используется удельное число отключений линий (nоткл),
т.е. число отключений линии длиной 100 км, проходящей в районе с числом
грозовых часов в году n
= 30:
(5.4)
В настоящее время невозможно с
помощью экономически приемлемых средств создать абсолютно грозоупорные линии
электропередачи. Задачей грозозащиты линий является уменьшение до экономически
целесообразного предела число грозовых отключений, т.е. расходы на усиление
грозозащитных мероприятий должны быть приведены в соответствие со стоимостью
ущерба от грозовых отключений, который зависят от характера потребителя,
наличия быстродействующего АПВ, степени резервирования линии.
При ударах молнии в землю у поверхности земли
создается значительная напряжённость электрического поля, под действием которой
на линии образуется индуктированное напряжение. Они возникают также при ударе
молнии в трос или опору. Накладываясь на перенапряжения прямого удара,
индуктированные напряжения увеличивают разность потенциалов на проводах. Их
надо учитывать при больших токах молнии в тех случаях, когда удар молнии
происходит поблизости от изоляции, которая может перекрыться. В общем виде
механизм образования индуктированного напряжения представлен на рисунке 5.1.
Рисунок 5.1 - Механизм образования
индуктированных перенапряжений
Когда заряды лидерного канала
(большей частью отрицательные) опускаются по направлению к земле, на проводе
появляются связанные (положительные) заряды. Благодаря малой скорости развития
лидеров свободные (отрицательные) заряды растекаются по проводу, уходя из зоны
влияния лидерного канала. Поле связанных зарядов провода уравновешивается полем
лидера, и потенциал провода на этой стадии равен нулю (напряжение промышленной
частоты не учитывается). После того как начинается стадия главного разряда поле
канала нейтрализуется и связанные заряды освобождаются, обусловливая повышение
потенциала провода - индуктированное перенапряжение.
Так как вероятность перекрытия
изоляции при прямых ударах молнии гораздо больше, поэтому индуктированные
перенапряжения не играют существенной роли для линии 110 кВ и выше.
Прямой удap
молнии в линию без тросов.
На линиях без тросов подавляющее
число грозовых разрядов поражает провода линии. Примой удар молнии в провода
приводит к растеканию тока и в обе стороны по пораженному проводу (Рисунок
5.2). В месте удара включается волновое сопротивление, равное Zпр/2.
Волновое сопротивление провода изменяется в пределах 400...500 Ом. Из-за
волнового сопротивления канала молнии в этом случае ток молнии уменьшается в
два раза по сравнению с током в хорошо заземленном объекте (I=Iм
/2). Максимальное значение напряжения в месте удара:
(5.5)
На линии с металлическими
опорами волна перенапряжения воздействует на изоляцию провода на опоре. Токи
молнии 5... 10 кА (т.е. подавляющее большинство грозовых разрядов в линию)
создают перенапряжения, достаточные для перекрытия гирлянды изоляторов, вплоть
до высших классов номинального напряжения. На линиях с деревянными опорами
(Рисунок 5.3) волна перенапряжения воздействует на изоляцию провода
относительно земли по пути "а" и к расстоянию "б". Оба пути
перекрытия содержат комбинацию воздушной фарфоровой изоляции с изоляцией
дерева. Опыт эксплуатации показывает; что перекрытия происходят преимущественно
между фазами (путь «б»). Удельное число отключений таких линий более чем в 6
раз
меньше, чем для линий с
металлическими опорами, т.е. имеют значительно большую грозоупорность.
Рисунок 5.2 - Распределение
токов при ударе молнии в провод
Рисунок 5.3 - Возможные пути
перекрытия изоляции линии на деревянных опорах при ударе молнии в провод
Прямой удар молнии в линию с
тросами.
Грозовые отключения линий с
тросами могут происходить в следующих случаях:
) прорыв молнии мимо тросовой
защиты;
) обратное перекрытие изоляции
с троса на провод при ударе в трос под влиянием высокой разности потенциалов из
изоляции, возникающей при больших номинальных значениях и крутизнах тока
молнии.
Рисунок 5.4 - Распределение токов при прямом
ударе молнии в опору с тросами
При этом рассматривается два предельных случая:
удар в вершину опоры и удар в трос в середине пролета. Число ударов молнии в
опору подсчитывается по эмпирической формуле:
(5.6)
где N - общее число ударов
молнии в линию, определяемое по формуле 5.1;
l
- длина пролета.
В месте удара молнии в опору
(Рисунок 5.4) ток разветвляется. Большая часть тока стекает на землю через
заземлитель пораженной опоры, а меньшая часть проходит по тросам, направляясь к
заземлителям соседних опор. При этом на изоляции линии возникают следующие
составляющие напряжения:
1) падание напряжения на заземлителе
пораженной опоры 
2)
магнитная
составляющая индуктированного напряжения;
3)
электрическая
на проводе, индуцированного напряжения;
4)
напряжения
на проводе, индуцированное токами в тросах;
5)
составляющая
рабочего напряжения.
По экспериментальным данным
строят кривую опасных параметров. Эта кривая ограничивает область D
сочетаний крутизны и максимального значения тока молнии, при которых происходит
перекрытие изоляции линии (заштрихованная область).
При ударе молнии и середине
пролета в трос через ближайшие опоры проходит ток Iоп
≈ Ім/2 и вероятность перекрытия оказывается пренебрежительной миной но
сравнению с вероятностью прямого удара молнии непосредственно и опору. Расчеты
показывают, что при обеспечении необходимо защитного угла α
и
подвеске сталеалюминевых проводов и стальных тросов с допустимыми для их
материала и сечения тяжениями, расстояния трос - провод в пролете достаточны,
чтобы вероятность перекрытия в пролете была исчезающее мала.
На основании вышеизложенного
удельное число отключений линий с тросами вычисляется по формуле:
(5.7)
где hоп
-
высота опоры; h - средняя высота подвеса тросов; l
- длина I пролета; Ра -
вероятность поражения провода; Р2 - вероятность перекрытия изоляции опоры при
ударе в опору; Р3 - вероятность перекрытия изоляции трос-провод при ударе в
торс в середине пролета; Р4 - вероятность перекрытия изоляции опор при ударе в
трос в середине пролета; η1 - вероятность
образования устойчивой силовой дуги при перекрытии изоляции опоры; η2
- тоже
при пробое воздушной изоляции в пролете.
Рекомендуемые способы грозозащиты
линий.
Тросы на линии 220 кВ с
железобетонными опорами подвешиваются на линейных изоляторах, что позволяет
уменьшить токи однофазного КЗ, а также использовать тросы дополнительно к их
основному назначению для релейной защиты и связи, электроснабжения ремонтных
бригад, плавки гололеда. Изоляторы шунтируются искровыми промежутками, которые
пробиваются или во время лидерной стадии разряда, или после удара молнии.
Дуговое замыкание искровых промежутков переводит тросы в режим заземления.
Двухцепные линии могут работать надежно при сопротивлении заземления 10 Ом
только при наличии АПВ.
Линии 110 кВ на металлических и
железобетонных опорах рекомендуется защищать тросом по всей длине. Эксплуатация
одноцепных линий возможна только при наличии АПВ.
Линии 110 кВ на деревянных
опорах никакой дополнительной грозозащиты не требуют, за исключением подвески
тросов на подходах к подстанциям и установки трубчатых разрядников в начале
подхода. Если на линии с деревянными опорами некоторые опоры выполнены
металлическими или железобетонными (например, угловые и анкерные опоры; опоры,
ограничивающие переход через реки и т.д.), то на этих опорах также должны
устанавливаться трубчатые разрядники. Необходимость этого мероприятия вызвана
тем, что изоляция этих опор имеет электрическую прочность, гораздо более
низкую, чем изоляция деревянных опор, поэтому она будет перекрываться и
приводить к отключению линии даже в тех случаях, когда изоляция деревянных опор
останется неперекрытой. Трубчатые разрядники, самостоятельно гася дугу,
предупреждают отключение линии.
Линии 35 кВ на металлических
опорах обычно не защищаются тросами, поскольку эти линии работают в системе с
изолированной нейтралью; такие линии, как было показано выше, имеют
относительно небольшое число грозовых отключений, возникающих в результате
двухфазных и трехфазных перекрытий.
Линии 35 кВ на деревянных
опорах не требуют дополнительных мер грозозащиты, благодаря меньшим значениям
градиента рабочего напряжения вдоль пути перекрытия эти линии имеют даже
несколько более высокие показатели, чем линии 110 кВ на деревянных опорах.
Линии 3... 10 кВ не требуют
особых мероприятий по грозозащите, за исключением установки трубчатых
разрядников в местах с ослабленной изоляцией и на подходах к подстанциям. Эти
линии выполняются на железобетонных и деревянных опорах. Последние обладают
более высокой грозоупорностью за счет использования изоляции дерева. Хотя
импульсная электрическая прочность изоляции таких линий сравнительно невысока,
однако вероятность перехода импульсных перекрытий в силовую дугу не превышает
0,1. Для защиты опор линий З...10 кВ, в частности деревянных, от повреждений
(расщепления) при грозовых перекрытиях изоляции, применяются защитные
металлические спуски, бандажи и скобки.
5.2
Грозозащита станций и подстанций
По экономическим соображениям
уровень изоляции подстанционного оборудования ниже уровня изоляции линий
электропередач. Из этого следует, что с линий передачи на подстанцию могут
набегать волны перенапряжении, опасные для подстанционного оборудования. Перекрытие
изоляции электрооборудования подстанции связано с отключением части подстанции
и возможным погашением целого района. Грозозащита подстанции должна быть
существенно более надежной, чем грозозащита линий. Она включает в себя
следующие обязательные виды защиты:
1) от прямых ударов молнии в
подстанцию;
) от перекрытий при ударах
молнии в заземленные конструкции подстанции;
3) от волн, приходящих с линий;
) от ударом молнии в подходы
линии к подстанции.
Расчетное число лет безаварийной
работы подстанции определяется:
(5.8)
где β
- число
прорывов молнии мимо молниеотводов;
β1 - число
обратных перекрытий с заземлителя на установку;
β2 - число
высоких потенциалов, вызванных волнами набегающими с линии.
Учитывая, что поражаемость 1
км2 расчетной площади равна 0,067 за один грозовой час, получаем число ударов в
молниеотводы подстанции при средней грозовой деятельности 30 грозовых часов:
где а - ширина подстанции;
в - длина;
Һ -
высота молниеотвода.
В целях экономии металла и
упрощения устройства ОРУ молниеотводы устанавливаются на конструкциях
подстанции, осветительных мачтах и крышах зданий. Однако, при такой установке
вследствие удара молнии может возникнуть перекрытие гирлянды из-за высокого
импульсного напряжения между опорой и проводом; или перекрытие может произойти
по воздуху между молниеотводом и оборудованием. Возникает также опасность
пробоя в земле между заземлением отдельно стоящего молниеотвода и заземлителем
всей подстанции. Для защиты от этих перекрытий необходимо иметь малое
импульсное сопротивление заземления молниеотводов и соответствующую импульсную
прочность гирлянд изоляторов и воздушных промежутков.
Для подстанции 35 кВ приемлемый
показатель грозоупроности
не может быть обеспечен при высоком удельном сопротивлении грунта.
В этом случае предусматривают отдельно стоящие молниеотводы с обособленными
заземлителями, которые электрически не связаны с заземлителем подстанции
(Рисунок 5.5).
Потенциал индивидуального
заземлителя не должен превышать
пробивного напряжения в земле между заземлителем молниеотвода и заземлителем
ОРУ.
При отдельно стоящих
молниеотводах не рекомендуется присоединять тросы к порталам подстанции, а
защита последнего пролета производится стержневыми молниеотводами. Особую
трудность представляет защита от перекрытий изоляции обмоток трансформатора
6...35кВ. При невозможности установки отдельно стоящих молниеотводов приходится
устанавливать их на трансформаторном портале. Необходимо при этом выдерживать
расстояние вдоль заземляющей полосы от молниеотвода до корпуса трансформатора
20...40 м и возможно ближе к трансформатору установить РВ, присоединив их к
заземлению между молниеотводом и трансформатором. Набегающая на подстанцию с линии
волна перенапряжения под действием импульсной короны имеет сглаженный фронт
волны с максимальной амплитудой, не превышающей разрядного напряжения изоляции
линии. Защита подстанционной изоляции линии. Защита подстанционной изоляции от
этих волн осуществляется вентильными разрядниками.
Рисунок 5.5 - Пути обратного перекрытия с
отдельно стоящих молниеотводов на заземлитель и оборудования подстанции
- заземлитель молниеотвода; 2 - заземлитель
подстанции.
Рисунок 5.6 - Простейшая
расчетная схема для определения перепада напряжения между РВ и изоляцией Р
Если разрядник установлен рядом
с изоляцией (несколько метров), то напряжение на изоляции (С) равно напряжению
на изоляцией (С) равно напряжению на РВ. Так как характеристики РВ
скоординированы с импульсными характеристиками и изоляции, то июляция защищена
от грозовых перенапряжений. Но на подстанциях разрядник должен защищать всю
изоляцию ОРУ, в общем случае находящуюся на расстоянии l
от разрядника (Рисунок 5.6). Между РВ и изоляции возникает перепад напряжения Δu,
зависимость которого от параметров схемы и волны рассмотрены на схеме (Рисунок
5.7). Набегающая волна имеет косоугольную форму с фронтом длиной tфр
и крутизной (фронта a=u0/tфр.
Волновой процесс в схеме разделяется на две стадии до и после срабатывания РВ.
Рисунок 5.7 - Кривые напряжения
на разряднике up и изоляции uc
До срабатывания РВ волна
проходит мимо него без преломления. Напряжение на емкости:
(5.9)
где T=zC.
Емкость С сглаживает фронт волны.
Напряжение на РВ до прихода
отраженной от емкости волны, т.е. до момента 
, изменяется по закону uр=2at. При t>2τ напряжение и
находится наложением волны 2at и отраженной волны от
емкости волны. Максимальное напряжение на емкости (изоляции), определенное по
пробивному напряжению РВ (uпр) равно:
(5.10)
Значение Δu
определяется построением на рис. 14.3. В случае uпр<u*
напряжение на изоляции не достигнет uпр.
В этом оказывается благоприятный эффект емкости С. При времени t>t*
напряжение на изоляции уже выше uпр.
По мере заряда емкости перепад напряжения стремится к значению:
. (5.11)
Из этого следует, что Δu
тем меньше, чем меньше крутизна набегающей волны (а) и расстояние l,
а также чем больше емкость защищаемой изоляции. Таким образом, разрядник на
подстанции имеет определенную зону защиты, зависящую от характеристик изоляции
и РВ и параметров набегающей волны.
При прямом ударе молнии в
провода или при обратном перекрытии в месте удара возникает волна, фронт
которой может быть принят практически прямоугольным. После пробега расстояния L
фронт волны под действием импульсной короны удлиняется с нулевого значения по
длине:
, (5.12)
где u0
- амплитуда набегающей волны;
В - эмпирический коэффициент.
Крутизна фронта при этом
снижается с ∞ до a=u0/tфр.
После подстановки (5.12), получим:
(5.13)
Предположим, что при выбранном
месте установки РВ на подстанции, т.е. при заданных расстояниях l
от РВ до изоляции, расчетом установлено, что расчетная "а" набегающей
волны не должна превышать адоп. Тогда из (5.7) находим расчетную длину, так
называемой, опасной зоны на линейном подходе, т.е. зоны, в которой не допустимо
появление прямоугольной волны:
(5.14)
где с=300 м/мкс;
В-выражено в 1/кВ;
адоп выражено в кВ/мкс.
Следовательно, для того чтобы
ограничить ток через РВ и тем самым обеспечить его успешную работу, необходимо
исключить прямые удары в провода линии вблизи подстанции или резко уменьшить
вероятность таких ударов. С этой целью участки линий длиной 1 ...3 км,
примыкающие к подстанции (подходы), должны защищаться от прямых ударов
тросовыми молниеотводами. Если линия защищена тросами по всей длине, то на
прилегающих к подстанции "подходах" особенно тщательно выполняются
требования грозозащиты (малые углы защиты тросов, низкие сопротивления
заземления опор).
Принципиальные схемы грозозащиты
подстанций приведены на рисунке 5.8. Схема на рисунке 5.8.а относится к случаю,
когда подходящая к подстанции линия выполнена на деревянных опорах без троса,
который подвешивается только в пределах защищенного подхода. Так как на
деревянных опорах спуски от тросов к заземлителям располагаются на стойках,
прочность изоляции относительно
земли опоры с тросами существенно снижается. Например, для линии 110 кВ
изоляция (гирлянда и участок траверсы длиной 2 м) имеет прочность около 850.
..900 кВ, что приблизительно в 3 раза меньше среднего разрядного напряжения
обычных деревянных опор, т.е. защищенный подход является местом с ослабленной
изоляцией, поэтому в его начале на каждой фразе устанавливаются трубчатые
разрядники PT1. На вводе
подстанции иногда устанавливается второй комплект трубчатых разрядников РТ2 или
РВ, который принципиальной роли в грозозащите подстанции не играет и служит для
защиты линейного выключателя в тех случаях, когда он разомкнут, а линия
находится под напряжением.
Схема грозозащиты линий на
металлических опорах, защищенных тросами по всей длине (Рисунок 5.8.6),
отличается от схемы на рисунке 5.8.а только тем, что отпадает необходимость в
установке разрядников РТ.
На мощных и отечественных
гидростанциях применяются схемы, в которых связь ОРУ с трансформаторами
осуществляется длинными кабелями ВН. Влияние кабеля на защитную зону РВ
рассмотрим на схеме (Рисунок 5.9).
Набегающая волна испытывает в месте
перехода в кабельную линию преломление. Вследствие малого переходного
сопротивления кабеля (Zк==15...25 Ом) амплитуда волны снижается
в 5... 10 раз. Следовательно, в первый момент кабель играет роль разрядника с
малым сопротивлением. На конце кабеля амплитуда волны удваивается, но не
достигает опасных значений. В процессе многократных отражений волн на кабельном
участке кабель можно заместить емкостью:
(5.15)
где vк=150 м/мкс;
lк - длина
кабеля, м.
Рисунок 5.8 - Принципиальная схема
грозозащиты подстанции
а - линия на деревянных опорах с
защищаемым подходом; б - линия с тросами по всей длинне
Рисунок 5.9 - Защита трансформаторов
с кабельными вводами
В момент срабатывания РВ напряжение
на трансформаторе определяется:
, (5.16)
где uпр- импульсное пробивное
напряжение РВ;
u0 - падающая волна;
zк
и z1 - волновые
сопротивления кабеля и линии.
Разряд большой емкости кабеля
через РВ приводит к прохождению через РВ больших импульсных токов, доходящих до
10... 15 кА. При большом числе кабелей на подстанции или их большой длине
емкость Ск может ограничить амплитуду волны до безопасных пределов и РВ
срабатывает.
Оборудование на подстанциях
имеет импульсные разрядные напряжения, скоординированные с характеристиками РВ
при условии установки оборудования на высотах до 1000 м над уровнем моря. С
увеличением высоты импульсные разрядные напряжения внешней изоляции снижаются.
Поэтому необходим выпуск специального оборудования или РВ с улучшенными защитными
характеристиками. Защита оборудования облегчается благодаря тому, что токи
молнии, а следовательно, и токи РВ существенно снижаются с высотой.
При отсутствии специального
оборудования возможна защита подстанции защитными промежутками или РТ Разрядные
напряжения ПЗ и РТ при снижении атмосферного давления снижаются в той мере, как
и внешней изоляции, так что необходимая координация изоляции сохраняется. В том
случае РВ могут служить для снижения коммутационных перенапряжений и тем самым
предотвращать частые срабатывания ПЗ и РТ.
При воздействии волн
перенапряжений на одну из обмоток трансформатора в других обмотках наводятся
опасные напряжения. Для защиты от них в некоторых случаях ставят РВ,
присоединяемых непосредственно к выводам как со стороны ВН, так и со стороны
СН. Разрядники устанавливаются также между концами регулировочной обмотки
автотрансформатора. При грозозащите столбовых подстанций и РУ 6... 10 кВ
подвеска тросов на ВЛ оказывается неэффективной вследствие слабой изоляции
линии и большой вероятности обратного перекрытия. Обычно устанавливают на
ближайших двух - трех опорах РВ, ТР или вакуумных разрядников.
В настоящее время широко
применяются подстанции 35...220 кВ на отпайках от проходящих линий. Такие
подстанции имеют до двух трансформаторов и минимальные размеры. Устанавливают
РВ в непосредственной близости (до 5... 10 м) от каждого трансформатора и
ограничиваются тросовой защитой только собственно отпайки (длина 100...200 м).
Устанавливают два комплекта РТ на отпайках или на линии в обоих направлениях на
расстоянии 100...200 м от подстанции. При напряжении 110 кВ и ниже вместо
вентильных разрядников возможна установка ТР на каждом питающем направлении
переключательного пункта. В упрощенных схемах защиты комплексных подстанций,
присоединенных к транзитным линиям без тросов посредством отпаек различной
длины (Рисунок 5.10) на подходе ограничиваются установкой ТР1 на расстоянии
150...200 м от шин подстанций. Второй разрядник РТ2 ставится для защиты
линейного разъединителя в том случае, если разомкнутая линия может длительно
находится под напряжением со стороны противоположной подстанции.
Рисунок 5.10 - Упрощенные схемы комплектных
подстанций
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Электроснабжение нефтяного промысла с расчетной
нагрузкой 6795 кВА осуществляется по двум воздушным линиям на напряжения 110
кВ. Воздушная линия выполнена из провода марки АС- 70 на железобетонных опорах
протяженностью 25 км.
Предусматривается установка понижающей
подстанции с двумя трансформаторами мощностью каждый по 10000 кВА. Схема
подстанции выполнена на напряжение 110 кВ с отделителями и короткозамыкателями,
так же на высшем напряжении применяем разъединители РНДЗ- 110/ 630У1.
На высшем напряжение предусмотрена перемычка для
параллельной работы трансформаторов в случае аварийного выхода из строя одной
из линии.
На низшем напряжении 10 кВ предусмотрены
распределительные устройства КРУН- К- 37. От подстанции отходят 8 отходящих
линии.
Все трансформаторы, промысловая сеть, секционная
ячейки, ячейка ввода защищены релейной защитой. На всех присоединениях
предусматривают устройства автоматики АПВ и АВР. Для питания собственных нужд и
вспомогательных нагрузок предусматривается установка каждой секции шин 10 кВ
одного силового трансформатора мощностью 25 кВА.
Для защиты эксплуатационного персонала
предусматривается заземляющие устройства. Обслуживание подстанции осуществляет
эксплуатационным персоналом численностью 2 человека:
· 1 электромонтер 5 разряда;
· 1 электромонтер 4 разряда со
среднемесячной заработной платой в размере 37675 тенге.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.
Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Энергоатомиздат 1985г.
.
Руководство материалы по проектированию электроснабжения. 1981 г.
.
А.А. Федоров. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию том I и II.
Энергоатомиздат 1987г.
4.
Б.Неклепаев «Электрическая часть электростанции и подстанции. Справочные
материалы для курсового и дипломного проектирования».
Энергоатомиздат
1989 г.
.
А.Д. Смирнов. Справочная книжка энергетика. Энергоатомиздат 1984г.
.
В.И. Дьяков. Типовые расчеты по электрооборудованию. Высшая школа
.
В.В. Михайлов. и др. «Энергетика нефтяной и газовой промышленности».
Недра
1982.
.
С.Г.Блантер. И.И.Суд. «Электрооборудование нефтяной и газовой промышленности».
Недра 1980г.
.
Б.Ю. Липкин. «Электрооборудование промышленных предприятий и установок». Высшая
школа 1972г.
.
Б.Ю. Липкин. «Электроснабжение промышленных предприятий и установок». Высшая
школа 1990г.
.
Н.Н. Синягин.и др. «Система ППР оборудование и сетей промышленной энергетики».
Энергоатомиздат. 1984г.
.
Ю.Д. Сибикин. В.А. Яшков. «Электроснабжение предприятий и установок нефтяной
промышленности». Недра 1983 г.
.
Б.А. Князевский. Б.Ю. Липкин. «Электроснабжение промышленных предприятий».
Высшая школа 1986 г.
В.А.
Яшков. «Электроэнергетика Прикаспийского региона РК». - Алматы: Гылым,2000. -
144 с
В.А.Яшков,
Г.Г.Трофимов, Д.Н.Турганов. «Надёжность функционирования систем
электроснабжения». Алматы: Гылым, 2001.-128 с
П.В.
Куцын «Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности». М.: Недра, 1987 - 247
с.
В.М.Блок,
Г.К.Обушев и др. «Пособие к курсовому и дипломному проектированию для
электроэнергетических спец. вузов2., - М. : Высшая школа., 1990. - 383 с.
А.А.Федоров,
В.В.Каменева «Основы электроснабжения промышленных предприятии»: Учебник для
вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 472 с., ил.
Б.Г.Меньшов,
И.И.Суд, А.Д.Яризов «Электрооборудование нефтяной промышленности». - М.: Недра,
1990. - 365 с
Р.Я.Исакович,
В.Е.Попадько «Контроль и автоматизация добычи нефти и газа». - М.: Недра, 1985.
- 365 с.