Реконструкция системы электроснабжения цеха комплексной подготовки и перекачки нефти

ВВЕДЕНИЕ

Добыча нефти и газа в Татарстане, а также транспортировка в разные регионы СНГ — это важнейшее звено энергетической программы. Выполне-ние поставленных задач в условиях нового времени возможно только на основе экономии всех видов ресурсов, материалов, сырья и энергии, роста производительности труда, повышения эффективности производства.

Освоение нефтяных месторождений проходит ряд этапов — от добычи нефти фонтанным способом до применения электроцентробежных насосов и станков качалок с глубинными штанговыми насосами и развитой системой закачки воды для поддержания пластового давления, состоящей из насосных станций с агрегатами, привод которых осуществляется мощными электродвигателями. Учитывая, что проектирование подобных систем проводилось с учётом перспективы развития нефтедобычи, мощности трансформаторных подстанций и электродвигателей выбирались с необходимым запасом, так как их частая замена связана со значительными капитальными затратами.

Многолетняя эксплуатация нефтяных месторождений привела к снижению нефтедобычи и сильному обводнению добываемой жидкости, например по НГДУ «Джалильнефть» обводнённость составляет 87% от добываемой жидкости.

Так как в себестоимости добычи нефти затраты на электроэнергию достигают 30 — 40%, что обусловлено резким увеличением обводнённости нефти и необходимостью закачки больших объёмов воды и добычи в таких же объёмах нефтесодержащей жидкости, анализ составляющих затрат на электропотребление и разработка мероприятий по их снижению представляется одной из важнейших задач энергосбережения в современных условиях нефтедобычи.

Системы электроснабжения промышленных предприятий создаются для обеспечения питания электроэнергией промышленных приемников электрической энергии, к которым относятся электродвигатели различных машин и механизмов, электрические печи, электролизные установки, аппараты и машины для электрической сварки, осветительные установки и другие промышленные приемники электроэнергии. Основными требованиями, которым должна удовлетворять всякая система электроснабжения являются: надёжность электроснабжения, хорошее качество электроэнергии, безопасность и экономичность всех элементов системы.

Задача электроснабжения промышленных предприятий возникла одновременно с широким внедрением электропривода в качестве движущей силы различных машин и механизмов и строительством электрических станций.

В настоящее время большинство потребителей получает электрическую энергию от энергосистем.

Топливно-энергетический комплекс России — важнейшая составная часть экономики страны. На долю топливно-энергетического комплекса приходится более трети общероссийского промышленного производства.

Ускоренное развитие нефтегазовой промышленности является одним из важнейших направлений научно-технического прогресса и подъема производительных сил страны. Нефть и газ — это не только эффективные энергоресурсы, но и важнейшее средство решения многих сложных социальных и экономических проблем.

Нефтяная и газовая промышленности, являясь основными производителями и поставщиками энергоресурсов, в то же время относятся к крупным потребителям электроэнергии.

Наиболее энергоемкими являются технологические процессы добычи и транспорта углеводородного сырья, в связи с чем вопросам снижения их энергоемкости уделяется особое внимание.

Промышленное потребление электроэнергии предприятиями нефтегазодобывающего комплекса достигает 60−65% от общего регионального потребления.

В настоящее время стратегия энергоснабжения является приоритетной для крупных промышленных предприятий, в том числе и занятых в нефтегазодобывающей отрасли.

Проблема эффективного использования энергетических ресурсов в целом и электроэнергии в частности приобретает все большее значении. Данная проблема на разных уровнях может иметь различные цели, задачи. Например, на уровне промышленных предприятий целью эффективного использования электроэнергии является сокращение платы за электроэнергию при выпуске требуемых объемов продукции.

Основными направлениями повышения эффективности использования электроэнергии промышленными предприятиями являются экономия электрической энергии и управление электропотреблением.

Снижение потребления электроэнергии является одним из важнейшых показателей производственной деятельности предприятия по добыче нефти. Основной способ снижения потребления электроэнергии — ее экономия за счет уменьшения потерь электроэнергии в системе электроснабжения предприятия (в трансформаторах, реакторах, линиях), а также за счет рационализации и усовершенствования технологического процесса потребления электроэнергии электродвигателями, электротермическими установками, преобразовательными и осветительными устройствами и др.

В системе электроснабжения промышленных предприятий при выборе мощности трансформаторов следует добиваться соответствующего обеспечения в нормальных условиях питания всех приемников, явного или неявного резервирования питания при отключении одного из трансформаторов, причем нагрузка трансформаторов в нормальных условиях не должна (по нагреву) вызывать сокращения естественного срока его службы, и экономически целесообразного режима работы трансформаторов.

Реальная нагрузка на сегодняшний день на трансформаторной подстанции № 56 не соответствует номинальной мощности установленных на них трансформаторов. Эта нагрузка намного ниже. Вследствие этого потери электроэнергии в трансформаторах неоправданно высокие. Они составляют значительную величину, и их необходимо снижать до возможного минимума путем правильного выбора мощности и числа трансформаторов, рационального режима их работы, исключения холостого хода при малых загрузках.

Ещё более актуально стал вопрос о снижении энергопотребления во время подготовки к переходу на дифференцированный тариф. В это время были определены реальные графики нагрузок телемеханизированных подстанций за каждый день. Полученные результаты показали, что реальный коэффициент заполнения графиков нагрузок оказался выше установленного Энергонадзором. Для увеличения величины коэффициента заполнения стал вопрос о внедрении в НГДУ автоматизированной системы коммерческого учёта электроэнергии. Данная система так же позволяет устранить ручной съём показаний электросчётчиков с подстанций, проводить контроль и управление энергопотреблением в реальном времени, а так же прогнозирование и планирование потребления электрической энергии на расчётный период.

Основными требованиями, которым должна удовлетворять всякая система электроснабжения и которые я старался выполнить при выполнении задания, являются: надёжность электроснабжения, хорошее качество электроэнергии, безопасность и экономичность всех элементов системы. Результатом моей работы по модернизации, отражённой в проекте, является приведение параметров системы к более экономичным режимам энергопотребления.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЛЕКТРОХОЗЯЙСТВА НГДУ «ДЖАЛИЛЬНЕФТЬ»

Общая характеристика НГДУ «Джалильнефть»

НГДУ «Джалильнефть» является структурным подразделением ОАО «Татнефть», которое занимается разработкой Чишминской, Ташлиярской, Серафимовской, Сармановской, Восточно-Сулеевской, Алькеевской площадей.

Плановое задание по добыче нефти за 2004 год выполнено на 100,9%, всего добыто 4 421 318 тонн нефти, в том числе сверх плана 41 318 тонн. Эксплуатационный фонд 3398 скважин, что на 43 скважины ниже чем в 2003 году., это связано с остановкой нерентабельного фонда и выводом в неработающий фонд. Действующий фонд составил 3003 скважины.

За отчетный год введено в эксплуатацию 47 новых скважин, добыча от которых составила 51 496 тонн нефти. Срок ввода новых скважин остался на прежнем уровне — 8 суток. Из неработающего фонда введено 146 скважин, по ним добыто 70 994 тонны нефти. Бездействующий фонд на 1.01.2005 года составил 392 скважины.

Выполнение задания по добыче нефти обеспечено благодаря дальнейшему развитию производства, улучшению состояния разработки объектов, улучшению использования производственных мощностей. Осуществлены мероприятия по повышению нефтеотдачи пластов.

Штанговыми глубинными насосами добыто 2 410 165 тонн нефти, что составляет 54,5% от всей добычи. Электропогружными насосами добыто 2 009 911 тонны нефти, что составляет 45,5% в общей добыче.

Механизация скважин.

В 2004 году механизировано 47 новых скважин, в том числе 45 в ШГН и 2 скважины — УЭЦН. Кроме того, переведены со способа на способ 78 скважины, в том числе 61 с ЭЦН в ШГН, с ШГН в ЭЦН 17 скважин. Выбыло из механизированного фонда 142 скважины. За 2004 год произвели оптимизацию насосного оборудования и параметров откачки на 372 скважинах Недоборы нефти сократили по сравнению с 2003 годом с 756,6 т/сут до 708 т/сут.

Сбор и транспортировка нефти Для сбора нефти существуют сборные пункты, групповые замерные установки. В НГДУ используется система сбора и транспорта нефти по всем площадям и залежам по герметизированной схеме: скважина — ГЗУ (ГЗНУ) — ДНС-ТП.

Ha данный момент в НГДУ в эксплуатации 328 — ГЗУ, 3 — ГЗНУ, 28 -ДНС, 1 — ЦСП. Протяженность нефтепроводов составляет 4836,1 км, из них напорных -303,4 км, н/сборных — 690,3 км, выкидных — 3842,5 км Электроснабжение Систему электроснабжения НГДУ «Джалильнефть» составляют:

ВЛ-110 кВ — 28 км, ВЛ-35 кв. — 178,93 км, ВЛ-10/6 кв. — 2772 км, подстанции 110/35/6 — 3 шт, подстанции 35/6 — 62 шт, КТП 10/0,4 6/0,4 — 3333 шт.

Основным источником электроснабжения являются узловые подстанции Альметьевских электрических сетей № 30, 50, и 67.

Общее потребление электроэнергии по НГДУ «Джалильнефть» за 2004 год составило 569 035 тыс. кВтч, из них на добычу нефти 556 493 тыс. кВтч, на прочее производственное потребление 1598 тыс. кВтч, на производственные котельные 608 тыс. кВтч, на коммунально-бытовое потребление 1401 тыс. кВтч, на подготовку и транспортировку нефти лицензионным предприятиям 2528 тыс.кВтч. Удельный расход электроэнергии на добычу одной тонны нефти составил 125,9 кВтч/тн при норме 126,5 кВтч/тн.

Капитальное строительство.

Капитальное строительство объектов электроснабжения ведется хозспособом силами СРЦ.

В течение года отремонтировано:

ВЛ-6 кв. — 322 км, КТП-6/0,4 кв. — 52 шт.

эл.оборудования КНС — 10 шт.

подстанций — 8 шт.

технологических трубопроводов — 210 П.м.

теплоизоляции — 300 П.м.

Внедрено 71 вакуумных выключателя.

Структура энергетической службы.

Энергетическая служба НГДУ «Джалильнефть» состоит из электротехнической и теплотехнической служб. Отделу главного энергетика подчиняются прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения № 1, № 2 (ПРЦЭиЭ № 1, № 2) и теплоэнергетический цех (ТЭЦ), в оперативном управлении отдела находятся энергетические службы ДУТТ и СУТТ.

Обслуживание энергохозяйства осуществляется персоналом ПРЦЭиЭ № 1 и 2, ТЭЦ.

В составе энергетической службы находится:

— ИТР 72

— рабочих 211

В т.ч. теплотехническая служба 39 чел.

Задачи на 2005 год.

Выполнять работы по повышению надежности энергоснабжения объектов НГДУ, путём реконструкции подстанции № 54, электрооборудования КНС, капитального ремонта подстанций, ВЛ, внедрения вакуумных выключателей взамен масляных, внедрения регулируемого электропривода на объектах электроснабжения НГДУ «Джалильнефть», оптимизации мощности трансформаторов и электродвигателей.

На двух подстанциях планируется внедрить микропроцессорную защиту на отходящих фидерах. В целях сокращения затрат на производство кап. ремонта расширить применение различных методов диагностирования энергетического оборудования, в частности тепловизионный контроль и хромотографический анализ.

Также в 2005 году необходимо завершить внедрение автоматизированной системы контроля, учета электроэнергии (АСКУЭ) и осуществить на этой основе управление над энергопотреблением в ПРЦЭиЭ № 1 и ПРЦЭиЭ № 2.

Для экономии электроэнергии необходимо выполнить утверждённые нормы расхода ТЭР:

Таблица 1.1.

Нормы расхода ТЭР

Анализ существующей схемы электроснабжения ЦКППН Основным источником энергии для ЦКППН является подстанция 35/6 кВ № 56. В состав цеха комплексной подготовки перекачки нефти (ЦКППН) входит Сулеевская термохимическая установка (СТХУ) подготовки высокосернистой нефти. Продукция нефтяных скважин Восточно-сулеевской площади представляет собой сложную смесь, состоящую из нефти, газа и воды, содержание которой доходит до 70 процентов. Эта продукция, поднятая на поверхность через рассредоточенные по площади месторождения скважины, должна быть собрана и подготовлена для дальнейшего транспорта по магистральным нефтепроводам до нефтеперерабатывающих заводов.

Под системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях понимают все оборудование и систему трубопроводов, построенные для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее до пункта подготовки нефти, газа и воды.

На установках комплексной подготовки нефти осуществляются процессы ее обезвоживания, обессоливания и стабилизации. Для обессоливания нефти в ЦКППН в поток обезвоженной нефти добавляют пресную воду и тщательно перемешивают его, создавая искусственную эмульсию. Затем эта искусственная эмульсия поступает в отстойники, где происходит отделение воды.

После ступеней обезвоживания нефть поступает в последовательно работающие электродегидраторы, где происходит дальнейшее обессоливание и обезвоживание под воздействием электрического поля.

Процесс стабилизации нефти, под которым понимается отделение от нее легких фракций, осуществляется в специальных стабилизационных колоннах под давлением и при повышенных температурах. После отделения легких углеводородов из нефти последняя становится стабильной и может транспортироваться до нефтеперерабатывающих заводов без потерь. Отделившись в стабилизационной колонне, легкие фракции конденсируются и перекачиваются на газофракционирующие установки или газобензиновые заводы для их дальнейшей переработки.

Схемой (рис. 1.1) предусмотрена возможность сбора, временного хранения готовой нефти в шаровых отстойниках Сулеевской ЦКППН.

Рис 1.1

Принципиальная схема СТХУ Левая часть схемы, включая отстойник 3, представляет установку обезвоживания, в которой сырая нефть по линии I подается насосом 1 в теплообменник 2, где нагревается стабильной нефтью, поступающей по линии V с низа стабилизационной колонны 6. Подогретая нефть по линии II подается в отстойник 3, а из отстойника обезвоженная нефть по линии III направляется в следующий отстойник или электродегидратор 4. В поток обезвоженной нефти добавляется пресная вода по линии IX для отмывки солей.

Обессоленная нефть после электродегидратора (отстойника) по линии IV через теплообменник 5 поступает в отпарную часть стабилизационной колонны 6. В теплообменнике 5 нефть нагревается до 140−160 С за счет тепла стабильной нефти, поступающей по линии V с низа колонны 6. Процессы обезвоживания и обессоливания проводятся обычно при довольно умеренных температурах (около 50−60 С).

В нижней и верхней частях стабилизационной колонны установлены тарелки — устройства, способствующие лучшему разделению. В нижней части отпарной колонны поддерживается более высокая температура, чем температура поступающей в колонну нефти за счет циркуляции части стабильной нефти с низа колонны по линии XI через печь 10. В результате этого из нефти интенсивно выделяются легкие углеводороды, которые могут увлекать с собой и более тяжелые компоненты. Продукты испарения поступают в верхнюю часть стабилизационной колонны и оттуда по линии VI в конденсатор холодильник 7. Пары конденсируются и накапливаются в емкости орошения 8. Несконденсировавшиеся легкие углеводороды сверху емкости орошения по линии X обычно подаются в качестве топливного газа к горелкам печи 10. Часть сконденсировавшихся легких углеводородов по линии VII с низа емкости 8 насосом 9 подается в резервуары для хранения, а другая часть направляется в верхнюю часть стабилизационной колонны в качестве орошения.

Мощность трансформаторов должна быть таковой, чтобы при выходе из строя одного из них, другой обеспечил питание не менее 70 — 80% нагрузки. С учётом вышесказанного установлены два трансформатора типа ТМ-5600.

Питание потребителей собственных нужд осуществляется от трансформаторов собственных нужд типа ТМ 100/6 на напряжение 0,4 кВ с глухозаземлённой нейтралью. Трансформаторы собственных нужд подключены до вводных масляных выключателей 6 кВ, количество трансформаторов — 2 .

Подстанция снабжена приборами учёта и измерения электрической энергии в следующем объёме:

— счётчики активной и реактивной электрической энергии с телеметрическим выходом и вводом показаний счётчика на автоматизированную систему учёта и контроля электроэнергии, устанавливаемые на вводах и всех фидерах 6 кВ.

Схемы вторичных соединений на подстанции выполняются на выпрямленном оперативном токе.

Категории надежности потребителей и подстанции Требования, предъявляемые к надежности электроснабжения от источников питания, определяются потребляемой мощностью объекта и его видом. Надежность электроснабжения определяется надежностью каждого элемента. Надежность обеспечивается устройствами релейной защиты, автоматики, телемеханики.

С точки зрения обеспечения надежного и бесперебойного питания, приемники электрической энергии делятся на три категории:

Первая категория — приемники, перерыв в электроснабжении которых может повлечь за собой опасность для жизни людей или значительный экономический ущерб, расстройство сложного технологического процесса, массовый брак продукции. Электроприемники этой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, при отключении одного из них переключение на резервный должно осуществляться автоматически.

Вторая категория — приемники, перерыв в электроснабжении которых приводит к массовым недоотпускам продукции, простоем людей, механизмов. Электроприемники второй категории могут иметь один — два источника питания (решается конкретно в зависимости от приемника и от местных условий).

Третья категория — все остальные электроприемники, не подходящие под определение первой и второй категории. Электроснабжение приемников может выполняться от одного источника при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта и замены поврежденного оборудования, не превышают одних суток.

Объекты НГДУ «Джалильнефть» относятся ко второй категории надежности, в том числе и Сулеевская термохимическая установка подготовки высокосернистой нефти. Перерыв в электроснабжении СУКПН может привести к нарушению технологического процесса, к недоотпуску нефти, следовательно к экономическому ущербу.

Поэтому для обеспечения надежности энергоснабжения необходима полная реконструкция двухтрансформаторной подстанции № 56, оборудование которой давно морально устарело, и не может обеспечить надёжное электропитание столь ответственных электроприёмников.

Необходимость реконструкции Подстанция № 56, реконструкция которой рассматривается в этом дипломном проекте, была построена в 1959 году. Через 2 года, то есть в 1961 году была введена в эксплуатацию. Один из силовых трансформаторов мощностью 5600 кВА работает со дня пуска. Срок его службы давно истек. Второй трансформатор был заменён в 1975 году. Он также требует немедленной замены.

Из-за отсутствия масляного выключателя 35 кВ невозможна работа МТЗ, газовой защиты, дифференциальной защиты. Защита работает только на сигнал, что недопустимо при питании электроприёмников, перерыв в электроснабжении которых может вызвать недоотпуск продукции и, как следствие, предприятие может понести значительные потери.

Все операции по вводу и выводу в ремонт производятся с РЛНД — 35 кВ, который установлен на железобетонных стойках и требует срочной замены.

Распределительное устройство 6 кВ построено из каменных блоков, раствор кладки из-за длительной эксплуатации разрушается, что чревато не только материальными потерями, но и гибелью людей.

Несмотря на то, что крышу перекрывали уже не один раз, состояние её остаётся неудовлетворительным.

В ячейках 6 кВ типа КСО-2УМ используются масляные выключатели ВМГ-133 давно снятые с производства. Приводы ПП-67 в 1980 году были заменены на ПЭ-11.

Из всего вышесказанного видно, что необходима полная реконструкция подстанции, с заменой всего оборудования на современную технику. Наиболее приемлемым вариантом реконструкции я считаю:

Установка вакуумных выключателей вместо масляных выключателей на напряжение 35 кВ и 6 кВ.

Снос РУ — 6 кВ, и постройкой на этом же фундаменте нового РУ — 6 кВ Установка микропроцессорной защиты французской фирмы Schneider Electric SEPAM 1000+.

Замена силовых трансформаторов 5600 кВА, срок службы которых истёк, на новые трансформаторы мощностью 4000 кВА.

РАСЧЁТНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ Расчет электрических нагрузок.

В первой части моего проекта рассчитываются ожидаемые электрические нагрузки, ведь именно они определяют необходимые технические характеристики элементов электрических сетей — мощности и типы трансформаторов, сечения жил и марки проводов, электрических аппаратов и другого оборудования.

Существует несколько методов определения расчетных электрических нагрузок: метод коэффициента максимума, метод коэффициента спроса, среднестатистический метод и т. д.

В данном дипломном проекте нагрузки будут рассчитываться по методу коэффициента максимума (упорядоченных диаграмм) Коэффициентом максимума активной мощности КМ называется отношение расчетной активной мощности к средней нагрузке за исследуемый период времени:

Метод упорядоченных диаграмм сводится к определению максимальных расчетных нагрузок (PM, QM, SM) группы электроприемников.

где РМ — максимальная активная нагрузка, кВт;

QМ — максимальная реактивная нагрузка, квар;

SМ — максимальная полная нагрузка, кВА;

КМ — коэффициент максимума активной нагрузки;

КМ — коэффициент максимума реактивной нагрузки;

РСМ — средняя активная мощность за наиболее загруженную смену, кВт;

QСМ — средняя реактивная мощность за наиболее загруженную смену, квар;

где КИ — коэффициент использования электроприемников, определяется на основании опыта эксплуатации или по справочникам;

РН — номинальная активная групповая мощность, приведенная к

длительному режиму, без учета резервных электроприемников, кВт;

tg — коэффициент реактивной мощности;

определяется по таблицам (графикам),

где nЭ — эффективное число электроприемников;

В соответствии с практикой проектирования принимается КМ = 1,1.

Таблица 2.1

Технические данные электроприемников на подстанции № 56

Согласно распределению нагрузки по РУ заполняется «Сводная ведомость нагрузок».

Вносятся исходные данные: РН — номинальная мощность приемника, n — количество электроприемников в группе, КИ — коэффициент использования, соs — коэффициент активной мощности, tg — коэффициент реактивной мощности.

Определяется РН — сумма номинальных мощностей в группе электроприемников:

Определяются активная, реактивная и полная мощности за смену

Эффективное число электроприемников (nЭ) — число однородных по режиму работы электроприемников одинаковой мощности, которое дает то же значение расчетного максимума, что и группа приемников различных по мощности и режиму работы. Для большого количества приемников и при КИ 0,2 принимается nЭ = n.

Коэффициент максимума KМ определяется по формуле:

где nЭ — эффективное число электроприемников, КИ.СР.- средний коэффициент использования группы электроприемников

Определяются максимальные активная, реактивная и полная мощности:

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов Силовые трансформаторы являются основным электрическим оборудованием электроэнергетических систем, и служат для передачи и распределения электроэнергии на переменном трехфазном токе от электрических станций к потребителям.

Правильный технически и экономически обоснованный выбор числа и мощности силовых трансформаторов имеет существенное значение для рационального построения схемы электроснабжения предприятий.

Число трансформаторов определяется требованиями надежности электроснабжения.

В дипломном проекте необходимо установить 2 трансформатора для обеспечения требуемую надёжность электроснабжения.

В системах электроснабжения промышленных предприятий мощность силовых трансформаторов должна обеспечивать в нормальных условиях питание всех приемников электроэнергии.

Мощность трансформаторов определяется активной нагрузкой объекта и реактивной мощностью, передаваемой от системы в период максимума нагрузок.

Из «Сводной ведомости нагрузок» известно:

РМ = 3342 кВт;

QМ = 1763,2 квар;

SМ = 3924,5 кВА.

Так как потребитель относится ко II категории надёжности электроснабжения, выбираем 2 трансформатора. Мощность каждого трансформатора должна обеспечивать питанием всех потребителей и в аварийном режиме, когда один из трансформаторов выходит из строя. Для обеспечения этого условия необходимо умножать SM на коэффициент 0,7.

По условию по справочнику выбирается 2 трансформатора с соответствующими номинальными параметрами:

Таблица 2.3.

Номинальные данные трансформатора

Электрическая нагрузка имеет переменный характер, и поэтому потери мощности и электроэнергии в линиях и трансформаторах будут изменяться с изменением нагрузки.

Коэффициент загрузки трансформаторов КЗ:

Потери мощности и энергии в трансформаторе Электрическая нагрузка, как правило, имеет переменный характер, и поэтому потери мощности и электроэнергии в линиях и трансформаторах будут изменяться с изменением нагрузки.

Потери мощности в трансформаторах слагаются из потерь активной (РТ) и реактивной (QТ) мощности.

Потери активной мощности состоят в свою очередь из потерь на нагревание обмоток трансформатора, зависящих от тока нагрузки, и потерь на нагревание стали, не зависящих от тока нагрузки.

Потери реактивной мощности слагаются из двух составляющих: потерь, вызванных рассеянием магнитного потока в трансформаторе и потерь на намагничивание трансформатора.

Реактивная мощность холостого хода трансформатора

квар,

где I Х.Х. — ток холостого хода трансформатора, %;

SН.Т. — номинальная мощность трансформатора, кВА.

Реактивная мощность, потребляемая трансформатором при номинальной паспортной нагрузке

квар,

где UК.З. — напряжение короткого замыкания трансформатора, %.

Приведенные потери холостого хода трансформатора, учитывающие потери от мощности как в самом трансформаторе, так и создаваемые им в элементах всей системы электрического снабжения в зависимости от реактивной мощности, потребляемой трансформатором кВт, где кИ.П. — коэффициент изменения потерь или коэффициент повышения потерь, численно равен удельному снижению потерь активной мощности во всех элементах системы электрического снабжения (от источников питания до мест потребления электрической энергии), получаемому приуменьшении передаваемой мощности предприятию. Коэффициент кИ.П. задается энергосистемой (для нашего района по данным районного энергетического управления ОАО «Татэнерго» КИ.П. = 0,05 кВт/квар);

ХХ — потери мощности холостого хода трансформатора, кВт.

Приведенные потери мощности короткого замыкания трансформатора кВт, где КЗ — потери мощности короткого замыкания трансформатора, кВт.

Приведенные потери мощности в трансформаторе

кВт, где КЗ — коэффициент загрузки трансформатора.

Годовые потери электроэнергии в трансформаторе

где max — годовое время максимальных потерь, определяемое из выражения часа, Тогда потери электроэнергии кВтчас.

Расчет нагрузок и выбор трансформатора собственных нужд подстанции Таблица 2.4.

Собственные нужды подстанции

Суммарная номинальная мощность:

кВт.

Средняя максимальная мощность за наиболее нагруженную смену с учетом коэффициентов использования:

Эффективное число электроприемников:

Групповой коэффициент использования:

Коэффициент максимума

Расчетная максимальная мощность с учетом коэффициента максимума:

Средняя максимальная реактивная мощность:

Максимальная расчетная реактивная мощность:

Максимальная расчетная полная нагрузка от собственных нужд ПС:

Выбираем 2 трансформатора ТСН ПС ТМ-40/10.

Расчет воздушных линий Сечения проводов и жил кабелей должны выбираться в зависимости от ряда технических и экономических факторов Технические факторы, влияющие на выбор сечений, следующие:

нагрев от длительного выделения тепла рабочим (расчетным);

нагрев от кратковременного тепла током короткого замыкания.

потери (падение) напряжения в жилах кабелей или проводах воздушной линии от проходящего по ним тока в нормальном и аварийном режимах;

механическая прочность — устойчивость к механической нагрузке (собственная масса, гололед, ветер);

коронирование — фактор, зависящий от применяемого напряжения, сечения провода и окружающей среды.

Работа проводов воздушных линий протекает в особых условиях: они постоянно находятся под высоким напряжением, по ним проходит электрический ток, и, вместе с тем, они постоянно подвергаются воздействию ветра, резких колебаний температуры и влажности воздуха, разрядов молний, гололеда, снега.

Под допустимой нагрузкой неизолированных проводов по условиям нагрева понимается токовая нагрузка, повышающая температуру провода до предельного значения 70 С при полном безветрии и температуре окружающей среды +25 С.

Сечения проводов выбираются в зависимости от напряжения, расчетной токовой нагрузки, материала и цепности опор.

Выбранное сечение должно быть проверено по допустимой токовой нагрузке по нагреву:

где IП.А. — расчетный ток в послеаварийном режиме для проверки проводов по нагреву; Iдоп. факт. — допустимые длительные токовые нагрузки.

При выборе сечений проводов воздушной линии необходимо учитывать ограничения по условиям коронирования и механической прочности. Так при номинальном напряжении 1.35 кВ наименьшие допустимые сечения проводов воздушных линий по условиям механической прочности — 25 мм 2.

Расчетная токовая нагрузка равна 3924,5

А, Из норм ПУЭ (по ГОСТ 839–59) выбирается сталеалюминиевый провод сечением 25 мм 2, для которого допустимый длительный ток вне помещений Iдоп = 105 А.

Условие IдопIМ выполняется, т.к. Iдоп = 105 А IМ = 20,62 А.

Чтобы выбрать экономически целесообразную линию, нужно провести расчет выбора сечения провода по экономической плотности линии. Экономически целесообразное сечение определяется по расчетному току линии IM и экономической плотности jэк.

При Тmax = 6000 ч экономическая плотность тока для неизолированных алюминиевых проводов составит jэк = 1,0 А / мм 2

Экономическое сечение провода

мм2

По экономической плотности тока окончательно выбирается сталеалюминиевый провод сечением 70 мм 2, для которого допустимый длительный ток IДОП = 210 А.

Расчет токов короткого замыкания Коротким замыканием называется непосредственное соединение между любыми точками разных фаз, фазы и нулевого провода и нулевого провода или фазы с землей, не предусмотренное нормальными условиями работы установки.

Различают несколько видов коротких замыканий:

— трехфазное короткое замыкание, при котором все три фазы замыкаются между собой в одной точке,

— двухфазное короткое замыкание, при котором происходит замыкание двух фаз между собой или на землю.

— однофазное короткое замыкание, при котором происходит замыкание одной из фаз на нулевой провод или на землю.

В большинстве случаев причиной возникновения коротких замыканий в системе является нарушение изоляции электрического оборудования вследствие износа изоляции, не выявленного своевременно, или из-за перенапряжений. Короткие замыкания могут быть вызваны ошибочными действиями обслуживающего персонала, схлестыванием, набросом проводов воздушных линий.

При возникновении коротких замыканий общее сопротивление цепи системы электроснабжения уменьшается, вследствие чего токи в ветвях системы резко увеличиваются, а напряжения на отдельных участках системы снижаются.

Токи короткого замыкания оказывают термическое и электродинамическое действие на оборудование.

Вычисление токов короткого замыкания производится для определения условий работы потребителей при аварийных режимах; выбора электрических аппаратов, шин, изоляторов, силовых кабелей; проектирования защитных заземлений; подбора характеристик разрядников для защиты от перенапряжений.

Для расчета токов короткого замыкания необходимо составить расчетную схему, соответствующую нормальному режиму работы системы электроснабжения при параллельном включении всех источников питания. По расчетной схеме составляют схему замещения, на которой все магнитосвязанные электрические сети заменяют эквивалентной электрически связанной цепью. При этом все входящие в расчёт величины можно выражать в именованных единицах (киловольт-амперах, амперах, вольтах, омах) или относительных единицах (долях и процентах принятой базисной величины). В схему замещения вводятся все источники питания, участвующие в питании места короткого замыкания, и все сопротивления, по которым проходит рассчитываемый ток короткого замыкания. В схеме замещения намечают вероятные точки для расчета токов короткого замыкания.

Выбор расчетных точек производится на основе анализа схемы электроснабжения с целью нахождения наиболее неблагоприятных условий повреждений, определяющих выбор аппаратов и проводников.

Как правило, расчетными точками являются выводы высшего напряжения понижающих трансформаторов, участки между выводами низшего напряжения трансформаторов, сборные шины распределительных устройств.

При наличии в схеме трансформаторов при составлении схемы замещения необходимо привести параметры элементов и Э.Д.С. различных ступеней трансформации к основной (базисной) ступени.

Исходная расчетная схема рис. 2.1

1. Расчет в именованных единицах при среднем напряжении UСР.1 = 112 кВ Схема замещения для расчёта тока короткого замыкания в точке К1:

рис. 2.2

Сопротивление системы (элементов схемы до шин 35 кВ питающей ПС) Ом.

Активное и индуктивное сопротивление ВЛ 110 кВ Ом;

Ом, где RУД = 0,45 Ом/км — активное сопротивление 1 км провода марки АС-70. Удельное сопротивление проводов принимаем XУД = 0,4 Ом/км.

Индуктивное сопротивление трансформатора при среднем напряжении UСР.1 = 112 кВ Ом, где SН.Т. = 4 МВА — номинальная мощность трансформатора.

Результирующее полное сопротивление цепи до точки К1

Ом.

Ток трехфазного короткого замыкания в точке К1

кА или 2600 А.

Ток двухфазного короткого замыкания в точке К1

кА или 2240 А.

Ударный ток короткого замыкания в точке К1

кА где кУ — ударный коэффициент, определяемый по кривой зависимости

. При Х / R = 35,59 / 2,25 = 15,82 кУ = 1,2.

Сверхпереходная мощность короткого замыкания в точке К1

МВА.

Результирующее полное сопротивление цепи до точки короткого замыкания К2 при среднем напряжении 112 кВ Ом.

Ток трехфазного короткого замыкания в точке К2 при среднем напряжении 37 кВ кА или 1600А.

Ток двухфазного короткого замыкания в точке К2 при среднем напряжении 37 кВ кА или 130 А.

Ток трехфазного короткого замыкания в точке К2 при среднем напряжении UСР2 = 6,3 кВ кА или 1620 А Ударный ток короткого замыкания в точке К2

кА где кУ — ударный коэффициент, определяемый по кривой зависимости

. При Х / R = 35,59 / 2,25 = 25,82 кУ = 1,55.

Сверхпереходная мощность короткого замыкания в точке К2

МВА.

2. Расчет токов короткого замыкания в точке К2 в именованных единицах при среднем напряжении UСР2 = 11 кВ.

Схема замещения рис. 2.3

Сопротивления системы и ВЛ, приведенные к среднему напряжению ступени UСР2 = 11 кВ Ом;

Ом;

Ом.

Индуктивное сопротивление трансформатора Ом.

Результирующее сопротивление цепи до точки короткого замыкания К2

Ом.

Ток трехфазного короткого замыкания в точке К2

кА или 1720 А.

3. Расчет токов короткого замыкания в относительных единицах.

Принимаем за базисную мощность Sб = 100 МВА и приводим к ней все сопротивления.

Сопротивление системы в относительных единицах

где МВА — сверхпереходная мощность короткого замыкания на шинах 110 кВ питающей подстанции.

Относительные базисные сопротивления ВЛ 110 кВ

;

.

Относительное базисное сопротивление трансформатора

.

Схема замещения Все сопротивления отнесены к одной и той же базисной мощности, поэтому составляем общую схему замещения для заданных двух точек КЗ и указываем на ней все относительные базисные сопротивления.

рис. 2.4

КЗ в точке К1

Базисное напряжение Uб = UСР1 = 37 кВ.

Базисный ток первой ступени (определяется при заданной величине Sб и Uб = UСР1 в месте короткого замыкания К1)

кА.

Результирующее относительное базисное сопротивление цепи короткого замыкания до точки К1

.

Ток трехфазного короткого замыкания в точке К1

кА.

Короткое замыкание в точке К2.

Базисное или среднее напряжение ступени Uб = UCP.2 = 6,3 кВ.

Базисный ток при среднем напряжении в точке короткого замыкания

кА.

Результирующее относительное базисное сопротивление цепи короткого замыкания до точки К2

.

Ток трехфазного короткого замыкания в точке К2

кА.

Результаты расчета токов короткого замыкания в именованных и относительных единицах совпадают. Расчет в именованных единицах более нагляден, расчет в относительных единицах более удобен.

Выбор и проверка основного высоковольтного оборудования Аппараты и проводники первичных цепей должны удовлетворять следующим требованиям:

— соответствию окружающей среды и роду установки;

— необходимой прочности изоляции для надежной работы в длительном режиме и при кратковременных перенапряжениях;

— допустимому нагреву токами длительных режимов;

— стойкости в режиме короткого замыкания;

— технико-экономической целесообразности;

— достаточной механической прочности;

— допустимым потерям напряжения в нормальном и послеаварийном режимах;

Расшифровка обозначений

Выбор разъединителей По условиям техники безопасности при производстве работ в установках необходимо иметь видимые разрывы цепи, откуда может быть подано напряжение. Указанное требование обеспечивается разъединителями, которые не имеют устройств для гашения дуги и не допускают переключений под нагрузкой.

В системе электроснабжения применяют разъединители наружной и внутренней установки. Разъединители наружной установки выполняют горизонтально-поворотного типа с ножами, вращающимися в горизонтальной плоскости, параллельной основанию.

На стороне 35 кВ выбираем разъединитель типа РНДЗ-35Б/1000У1.

Таблица 2.5.

Данные по разъединителям

Обозначение типа разъединителя:

Р — разъединитель; Н — наружней установки; Д — двухколонковый; З — с заземляющими ножами; 35 — номинальное напряжение, кВ; 1000 — номинальный ток, А; У1 — климатическое исполнение (У — район с умеренным климатом, 1 — на открытом воздухе) Выбор выключателей На настоящем этапе развития технологий установка новых масляных выключателей взамен старых становится неоправданной. Поэтому целесообразней устанавливать вакуумные выключатели, имеющие преимущества перед масляными выключателями: малые эксплуатационные расходы, большой ресурс работы, экологически чистая дугогасящая среда. Более высокая цена вакуумных выключателей компенсируется меньшими расходами на его обслуживание.

Выключатели вакуумные с электромагнитным приводом, со встроенными трансформаторами тока типа ТОЛ — 35III — II — УХЛ1, с усиленной изоляцией, наружной установки предназначены для работы в электрических сетях на открытых частях станций, подстанций, в распределительных устройствах в сетях трёхфазного переменного тока при нормальных и аварийных режимах и способны выполнять стандартные циклы АПВ.

Выключатель представляет собой аппарат, состоящий из трех полюсов со встроенными трансформаторами тока ТОЛ — 35III — II — УХЛ1 и встроенного электромагнитного привода.

По сравнению с другими аппаратами аналогичного класса напряжения выключатели ВБС-35III-25/1600УХЛ1 имеют следующие преимущества:

высокий механический и коммутационный ресурс;

отсутствие в выключателе жидких изоляционных материалов (масло и т. п.);

высокая надежность и низкие эксплуатационные затраты (срок со времени введения выключателя в эксплуатацию до первого ТО — до 30 лет);

способность выполнения простого цикла АПВ при отсутствии питания в силовой цепи привода;

высокий уровень внешней и внутренней изоляции делает возможным эксплуатацию выключателя при сильной степени атмосферного загрязнения;

возможность установки до 12 встроенных трансформаторов тока;

возможность установки любых типов расцепителей в соответствии с ГОСТ 687–78;

простота конструкции и легкость при вводе в эксплуатацию;

малые габариты и вес.

На стороне 35 кВ выбираем 2 одинаковых вакуумных выключателя типа ВБС-35III-25/1600УХЛ1.

Таблица 2.6.

Данные по выключателям 35 кВ

На стороне 6 кВ выбираем вакуумные выключатели типа ВБЭТ-10−12,5/800 УХЛ2.

Таблица 2.7.

Данные по выключателям 6 кВ

Обозначение типа выключателей ВБС-35III-25/1600УХЛ1 и ВБЭТ-10−12,5/800 УХЛ2

В — выключатель; Б — вакуумный; Э — с электромагнитным приводом; С — стационарный; 35 или 10 — номинальное напряжение, кВ; 25 или 12,5 — номинальный ток отключения; 630 или 800 — номинальный ток; УХЛ — климатическое исполнение ГОСТ 15 150–69.

Выбор ограничителей перенапряжения электроснабжение цех нагрузка Конструкция ограничителя Основным элементом ограничителя перенапряжения является варисторный диск с высоколинейной вольтамперной характеристикой. Варисторные диски изготавливаются по керамической технологии из оксида цинка с добавлением оксидов других металлов. Колонки дисков помещают в изоляционный герметичный корпус, защищающий от влажности. Контактное нажатие между отдельными дисками осуществляется контактной пружиной.

Полимерные корпуса обеспечивают взрывобезопасность ограничителей перенапряжений, поскольку даже при разрыве их полимерной покрышки не образуется разлетающихся кусков, как при взрыве ограничителя в фарфоровом корпусе.

Принцип работы ограничителя В случае, когда на выводах ограничителя появляется перенапряжение, активная составляющая тока резко возрастает. Ограничитель абсорбирует электрическую энергию, заменяя ее тепловой энергией и за счет высокой нелинейной вольтамперной характеристики даже при значительной величине разрядного тока не допускает до опасного для защищаемого оборудования роста напряжения. После спада перенапряжения тепловая энергия, накопленная в варисторах, отводится через корпус в окружающую среду, и ограничитель возвращается в состояние ожидания очередного перенапряжения.

На стороне 35 кВ выбираем ограничитель перенапряжения нелинейный типа ОПН-35 УХЛ2.

Таблица 2.8.

Данные по ограничителям перенапряжения 35 кВ

На стороне 6 кВ выбираем ограничитель перенапряжения нелинейный типа ОПН-6 УХЛ2.

Таблица 2.9.

Данные по ограничителям перенапряжения 6 кВ

Выбор трансформатора тока Трансформаторы тока в установках напряжением выше 1 кВ имеют следующее предназначение:

— отделить цепи высокого напряжения от цепей измерительных приборов или аппаратов защиты, обеспечивая безопасность их обслуживания;

— снизить измеряемый ток до значения, допускающего подключение последовательных катушек измерительных приборов или аппаратов защиты.

Встроенные трансформаторы тока устанавливают в бак выключателя на напряжение 10−220 кВ.

На стороне 35 кВ устанавливаются встроенные в выключатель трансформаторы тока типа ТОЛ — 35III — II — УХЛ1.

Таблица 2.10.

Данные по трансформаторам тока 35 кВ

На стороне 6 кВ устанавливаются трансформаторы тока типа ТЛМ-6УТ3.

Таблица 2.11.

Данные по трансформаторам тока 6 кВ

Обозначение типа трансформаторов:

ТОЛ — 35III — II — УХЛ1, ТЛМ-6УТ3

Т — трансформатор тока; В — встроенный; Л — с литой изоляцией; М — модернизированный; 35 или 6 — напряжение ввода; У — климатическое исполнение; 300/5 — вариант исполнения Проверка трансформаторов напряжения Трансформаторы напряжения используются для питания измерительных приборов и реле.

На подстанции установлены трансформаторы напряжения серии НАМИ — 6 — 66УЗ.

Таблица 2.12.

Расчет вторичной нагрузки

Проверка производится по напряжению и вторичной нагрузке.

Таблица 2.13.

Данные по трансформаторам напряжения

Проверка предохранителей в цепях трансформаторов собственных нужд и трансформаторов напряжения В цепи ТСН ПС установлен предохранитель типа ПКТ 101 — 40УЗ.

Таблица 2.14.

Данные по предохранителям

Релейная защита Трансформаторы конструктивно весьма надежны благодаря отсутствию в них движущихся или вращающихся частей. Несмотря на это, в процессе эксплуатации возможны и практически имеют место их повреждения и нарушения нормальных режимов работы. Поэтому трансформаторы должны снабжаться соответствующей релейной защитой.

В соответствии с назначением для защиты трансформаторов при их повреждениях и сигнализации о нарушении нормальных режимов работы применяются следующие типы защит:

Дифференциальная защита для защиты при повреждениях обмоток, вводов и ошиновки силовых трансформаторов.

Токовая отсечка мгновенного действия для защиты трансформатора при повреждениях его ошиновки, вводов и части обмотки со стороны источника питания.

Защита от замыканий на корпус.

Газовая защита для защиты при повреждениях внутри бака трансформатора, сопровождающихся выделением газа, а также понижением уровня масла.

Максимальная токовая защита. Эта защита действует с выдержкой времени от сверхтоков.

Защита от перегрузок, действующая на сигнал, для оповещения дежурного персонала или с действием на отключение на подстанциях без постоянного дежурного персонала.

Дифференциальная защита Дифференциальная защита применяется в качестве основной быстродействующей защиты силовых трансформаторов. Ввиду ее сравнительной сложности дифференциальная защита устанавливается в следующих случаях:

на одиночно работающих трансформаторах мощностью 6300 кВА и выше;

на параллельно работающих трансформаторах мощностью 4000 кВА и выше;

на трансформаторах мощностью 1000 кВА и выше, если токовая отсечка не обеспечивает необходимой чувствительности при КЗ на выводах низшего напряжения (), а максимальная токовая защита имеет выдержку времени более 1 с.

При параллельной работе трансформаторов дифференциальная защита обеспечивает не только быстрое, но и селективное отключение поврежденного трансформатора. Для выполнения дифференциальной защиты трансформатора устанавливаются ТТ со стороны всех его обмоток. Вторичные обмотки ТТ соединяются в дифференциальную схему и параллельно к ним подключается токовое реле.

Особенностями, влияющими на выполнение дифференциальной защиты трансформаторов, является наличие намагничивающего тока, проходящего только со стороны источника питания. Намагничивающий ток в нормальном режиме составляет примерно 1−5% номинального тока трансформатора и поэтому вызывает лишь некоторое увеличение тока небаланса.

Токовая отсечка На трансформаторах мощностью менее 6300 кВА, работающих одиночно, и трансформаторах мощность менее 4000 кВА, работающих параллельно, вместо сложной дифференциальной защиты устанавливается токовая отсечка. Токовой отсечкой называется максимальная токовая защита с ограниченной зоной действия, имеющая в большинстве случаев мгновенное действие. В отличии от максимальной токовой защиты селективность действия токовой отсечки достигается не выдержкой времени, а ограничением зоны ее действия. Для этого ток срабатывания отсечки отстраивается не от тока нагрузки, а от тока при КЗ, где отсечка не должна действовать.

Газовая защита Применение газовой защиты является обязательным на трансформаторах мощностью 6300 кВА и более, а также на трансформаторах мощностью 1000−4000 кВА, не имеющих не имеющих дифференциальной защиты или отсечки и если максимальная токовая защита имеет выдержку времени 1 с и более. На трансформаторах мощностью 1000−4000 кВА применение газовой защиты при наличии другой быстродействующей защиты допускается, но не является обязательным. Действие газовой защиты основано на том, что всякие, даже незначительные, повреждения, а также повышенные нагревы внутри бака трансформатора вызывают разложение масла и органической изоляции, что сопровождается выделением газа. Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от характера и размеров повреждения. Поэтому защита выполняется так, чтобы при медленном газообразовании подавался предупредительный сигнал, а при бурном газообразовании, что имеет место при коротких замыканиях, происходило отключение поврежденного трансформатора. Кроме того, газовая защита действует на сигнал и на отключение или только на сигнал при опасном понижении уровня масла в баке трансформатора.

Газовая защита является универсальной и наиболее чувствительной защитой трансформаторов от внутренних повреждений. Она реагирует на такие опасные повреждения, как замыкания между витками обмоток, на которые не реагируют другие виды защит из-за недостаточного значения тока при этом виде повреждения.

Газовая защита осуществляется с помощью специальных газовых реле, которые подразделяются на поплавковые, лопастные и чашечные.

Защита от сверхтоков Защита трансформаторов от сверхтоков является резервной, предназначенной для отключения их от источников питания как при повреждениях самих трансформаторов и отказе основных защит, так и при повреждениях смежного оборудования и отказах его защиты или выключателей. При отсутствии специальной защиты шин защита трансформатора от сверхтоков осуществляет также защиту этих шин.

В качестве защиты от сверхтоков при междуфазных КЗ используются максимальная токовая защита, максимальная токовая защита с пуском от напряжения, максимальная направленная защита, максимальная токовая защита обратной последовательности. Для защиты от сверх токов при однофазных КЗ используются максимальная токовая защита и максимальная направленная защита нулевой последовательности. Защита от сверхтоков при междуфазных КЗ устанавливается со стороны источника питания, а при нескольких источников питания — со стороны главных источников.

Защита от перегрузок Перегрузка трансформаторов обычно бывает симметричной. Поэтому защита от перегрузки выполняется с помощью максимальной токовой защиты, включенной на ток одной фазы. Защита действует с выдержкой времени на сигнал, а на необслуживаемых подстанциях — на разгрузку или отключение трансформаторов. На двухобмоточных трансформаторах защита от перегрузки устанавливается со стороны основного питания.

Расчет дифференциальной защиты трансформатора Дифференциальная (продольная) токовая защита является основной быстродействующей защитой трансформаторов с обмоткой высшего напряжения 3 кВ и выше от к.з. на выводах, а также внутренних повреждений. В соответствии с «Правилами» продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени должна предусматриваться на трансформаторах мощностью 6,3 МВМА и выше, а также на трансформаторах 4 МВА при их параллельной работе и на трансформаторах меньшей мощности (но не менее 1 МВА). Кроме того, дифференциальная защита предусматривается на трансформаторах, установленных в районах, подверженных землетрясениям (поскольку газовая защита трансформатора здесь может действовать только на сигнал).

Используемые выражения

где — ток небаланса;

— составляющие тока небаланса.

где — ток срабатывания защиты;

— коэффициент надежности, учитывающий ошибку реле и необходимый запас, может быть принят равным 1,1.

где — коэффициент отстройки защиты от бросков тока намагничивания;

— номинальный ток трансформатора.

где — периодическая составляющая (при t = 0) при расчетном внешнем трехфазном металлическом к.з.;

— относительное значение тока намагничивания, при выборе трансформаторов тока по кривым предельных кратностей принимается равным 0,1;

— коэффициент однотипности, принимается равным 1, если на всех сторонах трансформатора имеется не более одного выключателя, может приниматься равным 0,5, если трансформатор присоединен к сети через два выключателя, но только при рассмотрении внешнего повреждения на этой стороне;

— коэффициент, учитывающий переходный режим, для реле с НТТ может быть принят равным 1.

где и — периодические составляющие токов (при t = 0 и — относительные погрешности.

где — коэффициент чувствительности дифференциальной защиты;

— ток в первичной обмотке НТТ реле серии РНТ и ДЗТ, который в целях упрощения расчета определяется в предположении, что весь ток повреждения проходит только по одной стороне трансформатора, вычисляется приведением первичного тока повреждения ко вторичной цепи трансформаторов тока этой стороны с учетом вида к.з. и схемы соединения трансформаторов тока;

— ток срабатывания реле, соответствующий числу витков первичной обмотки НТТ реле РНТ, ДЗТ, используемых на той стороне, по которой проходит ток .

где — ток срабатывания реле (уставка);

— ток срабатывания защиты;

— коэффициент схемы при симметричном режиме;

— коэффициент трансформации трансформаторов тока;

Расчет дифференциальной защиты По формулам (2.22) — (2.25)

(А);

(А);

(А);

(А).

Выбираются уставки дифференциальной защиты с реле РТН-565 двухобмоточного трансформатора 4 МВМА.

1. Определяются средние значения первичных и вторичных номинальных токов для всех сторон защищаемого трансформатора (табл. 2.15)

Таблица 2.15.

Определение первичных и вторичных номинальных токов

2. Определяется первичный ток небаланса по формуле (2.26) без учета составляющей, т.к. неизвестно, насколько точно удастся в ходе расчета подобрать числа витков обмоток НТТ реле. В соответствии с выражениями (2.26), (2.30) и (2.31) первичный ток небаланса, приведенный к регулируемой стороне ВН

(А),

где .

3. Определяется предварительное, без учета, значение тока срабатывания защиты по условию отстройки от тока небаланса по формуле (2.27)

(А).

По условию отстройки от броска тока намагничивания (2.28)

(А),

4. Производится предварительная проверка чувствительности защиты при повреждениях в зоне ее действия.

4.1. При к.з., когда ток повреждения проходит через трансформаторы тока стороны 35 кВ, соединенные в треугольник, расчетный ток в реле дифференциальной защиты (при двухили трехрелейном исполнении) определяется по таблице для схем треугольника с тремя реле или треугольника с двумя реле:

(А).

Ток срабатывания реле (предварительный):

(А).

Предварительное значение коэффициента чувствительности по (2.9.10)

>.1,5

При однофазном к.з. ток повреждения проходит только по одной фазе и, следовательно, по одному из трансформаторов тока стороны 35 кВ. Поэтому расчетный ток в реле

(А);

>1,5.

Поскольку в обоих случаях > 1,5, расчет можно продолжить.

5. Коэффициент чувствительности при к.з. (при окончательно выбранных числах витков и токе срабатывания реле при прохождении тока к.з. по стороне ВН (А), по формуле (2.31))

.

Надо заметить, что, несмотря на, защита получилась очень грубой (300%). При их отсутствии можно рассмотреть один из способов снижения расчетного значения и, следовательно, :

а) определение по фактической (или типовой) характеристике намагничивания в случаях применения мощных выносных трансформаторов тока и при <<; определение производится для каждой из групп трансформаторов тока дифференциальной защиты при внешнего к.з., принимается наибольшее из полученных значений;

б) определение

в) изменение коэффициента трансформации трансформаторов тока одной из сторон, если это позволяет снизить и не противоречит другим условиям;

г) уменьшение значения (если это возможно).

6. Производится расчетная проверка трансформаторов тока на обеих сторона трансформатора в объеме. При расчетной проверке трансформаторов тока с, А на 10 процентную погрешность сопротивление дифференциальных реле типа РНТ-565, наиболее часто применяемых в распределительных сетях, для режима внешнего (сквозного) к.з. практически может приниматься Ом.

7. Определяется ток срабатывания реле РТБ блокировки отключения отделителя ОД, которое должно надежно (при >1,5) срабатывать при включении короткозамыкателя КЗ, т. е. при однофазном к.з. в минимальном режиме работы системы. Первичный ток срабатывания реле РТБ

(А).

Расчет уставок максимальной токовой защиты, защиты от перегрузок и газовой защиты трансформаторов Максимальная токовая защита

;

.

1. Рассчитываем токи самозапуска нагрузки с учетом того, что сопротивление обобщенной нагрузки .

Ом

Ом Коэффициент самозапуска:

Ток самозапуска, проходящий по стороне НН

(А).

Выбираем ток срабатывания селективной МТЗ по формуле:

где =1,1 — коэффициент надежности;

=0,8 — коэффициент возврата;

— коэффициент самозапуска;

(А).

3. Проверяем коэффициент чувствительности защиты

(, т. е. условие выполняется).

4. Вторичный ток срабатывания

(А).

5. Время воздействия МТЗ — 1 секунда на выключение ввода 35 кВ.

Защита от перегрузки Ток срабатывания защиты:

(А);

tс.з.=4 секунды на сигнал.

Время срабатывания АПВ — 4 секунды.

Время срабатывания АВР — 0,1 секунда.

Внедрение микропроцессорной техники В связи со старением электротехнического оборудования и проводимыми мероприятиями по замене ячеек и выключателей на объектах НГДУ «Джалильнефти» возникает необходимость в модернизации устройств релейной защиты и управления для обеспечения надежного энергоснабжения нефтедобывающего комплекса. Было предложено использовать устройства микропроцессорной техники французской фирмы Schneider Electric Sepam 1000+ серий 20, 40, 80. Рассмотрим данные устройства и, сравнивая по надежности, функциональной возможности и цене выберем наиболее удовлетворяющее нашим требованиям.

Устройство микропроцессорной защиты SEPAM

Серия Sepam представляет собой комплект блоков защит, контроля и управления, возможности которого адаптированы к любым стандартным применениям:

подстанции;

сборные шины;

трансформаторы;

двигатели;

конденсаторы;

генераторы;

измерения, контроль и управления.

Применение любого из блоков Sepam является оптимальным решением в плане функциональности, эффективности и стоимости.

Каждый Sepam располагает полным набором функций релейной защиты, измерений, управления, контроля и сигнализации, необходимых для того типа применения, для которого он предназначен. Функции имеют широкий диапазон настройки, все виды характеристик срабатывания и могут быть адаптированы к любой схеме защит.

Выбор функций, предлагаемых для каждого стандартного Sepam, сделан на основании исследований, обусловлен опытом и уровнем мастерства специалистов Schneider Electric, постоянно занимающихся реализацией проектов по разработке электрооборудования.

Функция логической селективности позволяет уменьшить время отключения при замыкании независимо от величины ступени при селективности по времени и от типа защитной характеристики (зависимая или независимая выдержка времени). Такой принцип позволяет построить экономичную защиту сборных шин или задавать выдержку времени на стороне питания более короткую, чем на стороне потребления, при сохранении селективности срабатывания.

Прочность корпуса Sepam и его исключительная устойчивость к электромагнитным помехам (электромагнитная совместимость) обеспечивают его использование в среде, сильно насыщенной помехами, без принятия особых мер предосторожности.

Таким образом, Sepam наиболее адаптирован к потребностям защиты, контроля и управления сетей низкого и высокого напряжения до 110 кВ.

Для каждого объекта применения возможно использование блоков защиты двух базовых серий: Sepam 1000 + и Sepam 2000 +. Sepam 1000 ± это простая и надежная серия цифровых устройств защиты и измерения, предназначенная для использования в распределительных и промышленных сетях среднего напряжения.

Алгоритм работы Обработка каждой функции управления и контроля может быть разделена на три этапа:

1.Получение входных данных:

результаты обработки функций защиты;

внешние логические данные, поступающие на логические входы дополнительного модуля входов/выходов MES 120;

телекоманды (ТС), поступающие по линии связи Modbus.

2.Логическая обработка собственно функций управления и контроля.

3.Использование результатов обработки данных:

для активации выходных реле для управлением приводом;

для информирования пользователя:

— посредством передачи сообщений и/или активизации сигнальных ламп с помощью усовершенствованного UMI и программного обеспечения SFT2841;

— посредством телесигнализации (TS) для дистанционной передачи

информации через связь Modbus.

Логические входы и выходы

Количество логических входов/выходов Sepam выбирается в соответствии с используемыми функциями управления и контроля. После подбора необходимого количества модулей MES 120 для определенного типа применения, используемые логические входы назначаются какой-либо функции. Назначение входов выбирается из списка имеющихся функций, который охватывает все возможные типы применения. Таким образом, функции могут быть адаптированы к применению в соответствии с имеющимися логическими входами.

Предварительно установленные функции В соответствии с выбранным типом применения в каждом Sepam есть определенный набор предварительно установленных функций управления и контроля.

Управление выключателем/контактором

Sepam обеспечивает управление работой выключателей с различными катушками включения и отключения:

выключатели с катушкой отключения при подаче или исчезновении напряжения;

зацепляющие контакторы с катушкой отключения при подаче напряжения;

зацепляющие контакторы.

Данная функция обслуживает все условия включения и отключения выключателя, основанные на:

функциях защиты;

данных о положении выключателя;

командах дистанционного управления;

функциях управления, специализированных для каждого вида применения (например, АПВ).

Данная функция также запрещает включение выключателя в соответствии с условиями эксплуатации.

Сигнализация при местном управлении

Sepam показывает при местной работе событие или аварийный сигнал при помощи усовершенствованного UMI:

появление сообщений на дисплее, представленных на двух языках:

— на английском языке даются установленные изготовителем заводские, не изменяемые сообщения;

— эти же сообщения представлены на языке пользователя в соответствии с поставляемой версией (выбор языка сообщений производится при параметрировании Sepam);

включением одной из 9 желтых сигнальных ламп, в соответствии с их назначением, параметрируемым при помощи программного обеспечения SFT 2841.

Редактор логических уравнений Редактор логических уравнений, включенный в программное обеспечение SFT2841, позволяет:

1.Адаптировать обработку данных о функциях защиты:

дополнительная блокировка;

условия блокировки/подтверждения;

2.Персонализировать предварительно оговоренные функции управления: особая последовательность управления выключателем или устройством автоматического повторного включения и т. д.;

3.Осуществлять специальные функции автоматики: автоматическое включение резерва и т. д.

Логическое уравнение состоит из сгруппированных входных данных, выдаваемых:

функциями защиты;

логическими входами;

телекомандами.

При вводе уравнений возможен ввод комментариев и подсказок, а программа выполняет проверку правильности введенных уравнений.

Таким образом, результат уравнения может быть:

назначен через матрицу управления логическому выходу, сигнальной лампе, сообщению;

передан по линии связи в виде нового телесигнала;

использован функцией управления цепью выключателя/контактора для отключения, включения или блокировки включения выключателя;

использован для блокировки или повторного включения функции защиты.

Матрица управления Матрица управления позволяет связать входящую информацию от:

функций защиты;

функций управления и контроля;

логических входов;

логических уравнений;

со следующей исходящей информацией:

выходными реле;

9 сигнальными лампами на передней панели Sepam;

сообщениями сигнализации, выводимыми на дисплей при местной работе;

запуском записи осциллограмм аварийных режимов.

Предварительно установленные сообщения Количество и характер заранее установленных сообщений зависит от типа Sepam. Эти сообщения соответствуют предварительно оговоренным функциям Sepam и выводятся на дисплей усовершенствованного UMI и на экран «Аварийные сигналы» программы SFT 2841.

Персонализированные аварийные и предупредительные сообщения Аварийные и предупредительные сообщения могут персонализироваться в соответствии с требованиями Заказчика с помощью программного обеспечения SFT 2841. Новые сообщения добавляются в список уже имеющихся и назначаются через матрицу управления путем выбора:

на дисплей усовершенствованного UMI Sepam;

на экраны «Аварийные сообщения» и «Хронология аварийных сообщений» программы SFT 2841.

Рассмотрим разновидности Sepam:

1. Sepam серии 20

Адаптированный к наиболее общим видам применения Sepam серии 20 обеспечивает простые решения, основанные на измерении тока или напряжения.

Основные функции:

1.Защита вводов и отходящих линий подстанции от межфазных замыканий на землю:

16 кривых отключения с зависимой выдержкой времени;

регулируемое время удержания для выявления периодически повторяющихся повреждений;

переключение групп уставок для адаптации к изменениям конфигурации сети.

2.Защита линии электропередач, с функцией АПВ.

3.Защита трансформаторов от перегрузок, с тепловой защитой по действующему значению тока с учетом гармоник, с 2 группами уставок и учетом режима вентиляции и внешней температуры окружающей среды.

4.Защита двигателей:

от перегрузок, с тепловой защитой по действующему значению тока и кривой охлаждения, устанавливаемой в соответствии с характеристиками двигателя и учитывающей внешнюю температуру окружающей среды;

от внутренних повреждений и повреждений, связанных с нагрузкой;

в сочетании с функциями контроля условий пуска двигателя и помощи в эксплуатации электрических аппаратов.

2. Sepam серии 40

Для наиболее требовательных видов применения используется Sepam серии 40, обеспечивающий высокопроизводительную работу благодаря наличию функции измерения тока и напряжения.

Sepam серии 40 помимо применений, реализуемых Sepam серии 20, обеспечивает следующие функции:

защита замкнутых кольцевых сетей и сетей с параллельными вводами путем направленной защиты;

защита от замыканий на землю путем направленной защиты, адаптированной ко всем системам заземления нейтрали, изолированной, компенсированной или заземленной через резистор;

защита сетей с изменяющейся конфигурацией, требующих переключения групп уставок и использования логической селективности;

измерение всех электрических величин: фазного тока и тока нулевой последовательности, фазного напряжения, линейного напряжения и напряжения нулевой последовательности, частоты, мощности, энергии и т. д.;

помощь в полноценной диагностике сети: 20-секундная запись осциллограмм аварийных режимов, подробная хронологическая запись 200 последних аварийных сигналов, запоминание информации о контексте 5 последних отключений;

адаптация к различным функциям управления благодаря использованию редактора логических уравнений;

персонализация сообщений для конкретного вида применения и/или представление их на языке пользователя.

3. Sepam серии 80

Специально разработанное по требованиям применения на крупных промышленных объектах, устройство Sepam серии 80 обеспечивает надежную защиту распределительных сетей и электрических машин.

Основные характеристики:

1. Защита замкнутых кольцевых сетей и сетей с параллельными вводами с использованием направленной защиты и функции логической селективности.

2. Направленная защита от замыканий, адаптированная ко всем системам заземления нейтрали: изолированной, компенсированной или заземленной через резистор.

3. Защита трансформаторов и блоков «электрическая машина-трансформатор»:

дифференциальная защита, чувствительная и стабильная благодаря ограничениям, вводимым нейронной сетью;

защита, объединенная со всеми необходимыми функциями резервной защиты.

4. Полная защита двигателей и генераторов:

от внутренних повреждений — это дифференциальная защита электрических аппаратов, чувствительная и стабильная, с ограничением при пуске и при потери датчиков и потеря возбуждения, 100% защита статора и т. д.;

от повреждений, связанных с работой сети или процессом: потеря синхронизма, контроль скорости, ошибочное включение и т. д.;

5. Измерение коэффициента гармоник по току и напряжению для оценки качества электроэнергии.

6. 42 входа и 23 выхода для реализации функций управления и контроля.

7. Редактор логических уравнений, осуществляющий специальные функции управления.

8. Программное обеспечение SFT 2841, используемое для ввода параметров и настроек.

9. Съемный картридж для быстрого ввода в эксплуатацию после замены поврежденного базового устройства.

10. Резервный элемент питания для сохранения записей осциллограмм аварийных режимов.

Таким образом, рассмотрев выше микропроцессорные устройства серии Sepam, приходим к выводу, что эта защита на сегодняшний день является наиболее приемлемой по цене, имеет много возможностей по набору защит и в технических условиях эксплуатации электроустановок, т. е. эта база наиболее современна и надежна.

ВНЕДРЕНИЕ В НГДУ «ДЖАЛИЛЬНЕФТЬ «МИКРОПРОЦЕССОРНЫХ УСТРОЙСТВ SEPAM 1000

На новой подстанции, построенную взамен старой подстанции № 56 внедрим микропроцессорную защиту на базе микропроцессорного устройства SEPAM 1000. На силовых трансформаторах Т1 и Т2 устанавливаем SEPAM 1000 серии 20 (рис. 2.7.), на вводных выключателях и отходящих линиях — SEPAM 1000 серии 40 (рис. 2.6.)

Схемы подключения:

рис. 2.6.

SEPAM 1000серии 40

рис. 2.7.

SEPAM 1000серии 20

ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ РАБОТЕ НА ПОДСТАНЦИЯХ НГДУ «ДЖАЛИЛЬНЕФТЬ»

Мероприятия по охрана окружающей среды в НГДУ «Джалильнефть»

НГДУ «Джалильнефть» свою природоохранную деятельность организует и осуществляет на основе Конституции РТ, Законов РФ, РТ об охране природы и других законодательных актов Минприроды РТ, утвержденных высшими законодательными органами республики, а также на основе приказов и мероприятий АО «Татнефть».

НГДУ «Джалильнефть» придавая большое значение полному действенному контролю за выбросами и сбросами в окружающую среду, решению неотложных задач, создало следующую структуру природоохранной деятельности: на предприятии непосредственно за природоохранную работу несут ответственность первые руководители предприятия, создан отдел по охране природы и окружающей среды в количестве 4-х человек. Возглавляет отдел зам. гл. инженера по охране природы. При цехе научно-исследовательских и производственных работ (ЦНИПР) создана лаборатория по защите от коррозии и охраны природы в составе 14 человек, при ЦИТС создана бригада по рекультивации и восстановлению земель с руководителем бригады, за которым закреплено 4 самосвала, 2 экскаватора, 2 бульдозера и другая сельскохозяйственная техника.

Отдел охраны природы и окружающей среды НГДУ тесно сотрудничает с другими природоохранными органами на территории Юго-востока Республики Татарстан. Это региональные инспекции, лесхозы и лесничества, земельные комитеты и другие организации. Совместно со всеми специалистами управления осуществляет контроль за состоянием окружающей природной среды, разрабатывает планы и мероприятия, определяющие порядок её улучшения.

НГДУ «Джалильнефть» ведёт разработки нефтяных залежей на площади 5396 га на территории пяти районов: Альметьевский, Азнакаевский, Сармановский, Заинский, Муслюмовский; где расположены 84 населённых пункта.

Экологическая служба НГДУ осуществляет контроль и наблюдение за пресными поверхностными и подземными водами по специальной фоновой сети и пунктам наблюдений.

На территории деятельности НГДУ контролируются 363 родника, 16 колодцев, 75 артезианских и 69 экологических скважин. Через территорию НГДУ протекают три реки: Мелля, Мензеля и Урсала с их притоками.

Отбор проб и производство анализов осуществляется лабораторией по защите от коррозии и охраны природы ЦНИПРа. Ежегодно из 268 точек поверхностных водоёмов отбирается 14 920 проб. Из них ежесуточные составляют 12 045 проб, еженедельные 1924 проб. Из 523 подземных водоисточников ежегодно отбирается 1628 проб. Отбор проб производится ежеквартально.

Благодаря постоянному контролю за состоянием поверхностных и подземных вод, проводимым организационно-техническим мероприятиям, значительно улучшилось состояние рек Урсала, Мелля и Мензеля и их притоков. Основным показателем загрязнения рек являются хлориды. Они составили в 1999 году на выходе из территории НГДУ на р. Урсала -348мг/л; на р. Мелля — 280 мг/л, на р. Мензеля -110мг/л.

Все населённые пункты на территории деятельности НГДУ обеспечены питьевой водой. С 1995 по 1999 год обустроены 62 родника. Построены новые водонапорные башни в деревнях Шарлама, Новая Михайловка, пос. Джалиль. Для осуществления контроля за состоянием подземных вод верхнепермских отложений пробурено 69 экологических скважин.

С целью охраны водных бассейнов рек и ручьев от загрязнения произвели обвалование всех объектов добычи нефти, находящихся вблизи поверхностных водоёмов. На всех реках и речках и сухих оврагах построены 80 нефтеулавливающих узлов и боновых заграждений.

В НГДУ ведётся большой объём работ по улучшению состояния недр и окружающей среды. Это прежде всего замена и ремонт подводящих и разводящих водоводов в металлопластмассовом исполнении.

На 1999 год разводящие и подводящие водоводы полностью заменены на металлопластмассовые трубы, что составляет- 1611 км и нефтепроводы- 117 км. Это позволило сократить число порывов от 1168 в 1986 году до 60 в 2004 году.

В целях исключения загрязнения подземных вод промысловыми сточными водами, в НГДУ ведётся большой объём работ по геофизическому исследованию нагнетательных скважин на герметичность эксплуатационных колонн. Такое исследование проводится не реже одного раза в 4 года. В состав этих работ входит также: герметизация эксплуатационной колонны, наращивание цемента за эксплуатационной колонной, исследование цемента за кондуктором, ликвидация водо-нефте-газопроявлений на устье.

В 2004 году выполнено:

Таблица 3.1.

Мероприятия по охране окружающей среды

При выявлении нарушения в колонне принимаются срочные меры. Скважины ремонтируются силами цеха КРС, устраняются выявленные нарушения. Тем самым мы сберегаем недра, подземные воды от загрязнения. С 1989 года проводятся большие объёмы работ по определению источников засолонения подземных вод методом вертикальной электроразведки (ВЭЗ). Этим методом охвачено 70% территории деятельности НГДУ. На отдельных участках эти исследования, с целью определения изменений засолонений. выполняются повторно.

Постоянно ведется контроль за состоянием почв и земель на территории деятельности НГДУ.

С целью охраны атмосферного воздуха на товарных парках УКПН и УПВСН работает 6 систем УЛФ (установки улавливания легких фракций), что позволяет сократить выбросы углеводородов в атмосферу на 26 тыс. тонн в год. Для реализации программы охраны атмосферного воздуха в 11 населённых пунктах раз в месяц и на рабочих местах ежедневно осуществляется надзор за состоянием окружающей среды. Эта работа проводится силами хим. лаборатории управления «Татнефтегаз» и собственными силами.

Отходы производства и потребления являются одним из источников загрязнения окружающей среды. НГДУ «Джалильнефть» производит учёт, складирование и утилизацию отходов на основании Федерального Закона РФ об отходах производства и потребления и Закона РТ об отходах.

Охрана труда на объектах НГДУ «Джалиьнефть»

Система государственной политики в области охраны труда в настоящее время, это политика, которая предусматривает совместные действия органов законодательной и исполнительной власти РФ, объединений работодателей, профсоюзных органов и иных уполномоченных работников представительных органов по улучшению условий и охране труда, предупреждению производственного травматизма и профессиональных заболеваний, Среди основных направлений государственной политики в области труда следует выделить в первую очередь признание и обеспечение приоритета жизни и здоровья работников по соотношению к результатам производственной деятельности предприятия.

Следующий момент, координация деятельности в области охраны, в других областях — охраны окружающей среды, Далее — установление единых нормативных требований по охране труда для предприятий всех форм собственности независимо от сферы хозяйственной деятельности и ведомственной.

Законодательство устанавливает государственное управление деятельностью в области охраны труда, включая государственный надзор и контроль за соблюдением законодательных и иных нормативных актов об охране труда, Эта установка в корне изменила сложившуюся в прошлом в нашей стране практику, когда государство не занималось прямой деятельностью в области охраны труда, а передоверяло это профсоюзам, что явно не свойственно общественной организации.

Доступные для прикосновения токоведущие части, находящиеся под напряжением, должны быть ограждены, сплошные и сетчатые ограждения должны иметь достаточную жесткость.

Охрана труда — это комплекс мероприятий, направленных на определение и профилактику производственных опасностей, профессиональных вредностей, случаев травматизма, аварий и отравлений. Целью охраны труда является разработка научных основ безопасной деятельности человека, коллективных и индивидуальных средств защиты его в процессе труда.

При обслуживании подстанций типа 35/6 кВ имеет место ряд опасностей и вредных производственных факторов. Одним из опасных основных производственных факторов на подстанции 35/6 кВ при монтаже, эксплуатации и ремонте электрооборудования является возможность поражения электрическим током.

По степени опасности поражения электрическим током все помещения разделяются на следующие группы:

А) Помещения без повышенной опасности:

сухие (с влажностью не более 75%) и отапливаемые (с температурой не ниже 5С);

без токопроводящей пыли;

с полами из токонепроводящих материалов;

с небольшим количеством металлических предметов (коэффициент заполнения, т. е. отношение площади пола, занятой металлическими предметами, к площади всего помещения, не более 0,2).

Б) Помещения с повышенной опасностью:

сухие, но не отапливаемые помещения;

сырые помещения, в которых относительная влажность воздуха постоянно превышает 75%;

с токопроводящей пылью, где в воздухе постоянно находится пыль, снижающая сопротивление и электрическую прочность изоляции, а также сопротивление человеческого тела;

жаркие, в которых по производственным условиям температура воздуха постоянно превышает 30С и где влажность кожи обслуживающего персонала повышена;

с коэффициентом заполнения более 0,2.

В) Помещения особо опасные:

очень сырые, в которых относительная влажность воздуха всегда доходит до 100% и пол, стены, потолок и предметы всегда покрыты влагой;

очень жаркие, в которых температура воздуха выше 35С и обслуживающий персонал подвержен обильному выделению пота;

пожароопасные, в которых изготавливается, обрабатываются или хранятся легковоспламеняющиеся предметы и могут образовываться легковоспламеняющиеся газы, пары, пыль и т. д.;

взрывоопасные, в которых изготавливается, обрабатываются или хранятся взрывчатые вещества и по условиям производства могут образовываться взрывоопасные газы, пары, пыль или же смесь их с воздухом;

с едкими парами и газами;

с двумя и более признаками повышенной опасностями в зависимости от местных условий и степени проявления названных признаков.

В отношении электробезопасности, согласно ПУЭ подстанции относятся к электроустановкам выше 1000 В, а само ЗРУ 6 кВ и ОРУ 35 кВ относятся к особо опасным помещениям в отношении поражения электрическим током.

Трансформаторное масло, находящиеся на подстанциях в большом количестве, относится к горючим веществам, это третья группа веществ по возгораемости.

При обслуживании открытой части подстанций в зимнее время существует опасность обморожения, а в летнее время года возможен перегрев на открытом месте пол воздействием прямых солнечных лучей.

Кроме того, существует опасность загрязнения окружающей среды трансформаторным маслом в случаи разгерметизации маслонаполненных аппаратов. Так же следует отметить следующие производственные опасности и вредности:

воздействие электрического тока различного напряжения;

пожарная опасность электроустановок из-за возможных коротких замыканий;

наличие шума и вибрации от электрооборудования;

возможность поражения грозовыми разрядами;

возможность отравления парами нефтепродуктов и сероводородом.

Охрана труда при обслуживании электрооборудования подстанций 110/35/6 кВ и 35/6 кВ

I. Общие требования охраны труда.

К работе электромонтера по обслуживанию и ремонту электрооборудования подстанций НГДУ «Джалильнефть» допускаются лица, достигшие 18-ти летнего возраста.

Электромонтер группы подстанций допускается к самостоятельной работе после прохождения: медицинского освидетельствования, не имеющий противопоказаний по состоянию здоровья, прошедший профессиональную подготовку (обучение) в специализированных центрах подготовки персонала, получивший необходимые инструктажи, прошедший стажировку на рабочем месте не менее 14 смен, проверку теоретических, практических знаний и навыков, прошедший дублирование в течении 12 смен и имеющий удостоверения, дающие право на допуск к работе. Допуск к самостоятельной работе оформляется распоряжением по цеху.

Электромонтер группы подстанций периодически должен проходить медицинское освидетельствование для определения состояния здоровья, в порядке предусмотренном Минздравом России.

Электромонтер группы подстанций работает в течении пятидневной рабочей недели с 7−00 до 16−00 часов с перерывом на обед 1 час.

Электромонтер группы подстанций находится в подчинении начальника сетевого района ПРЦЭиЭ.

Квалификационная группа по электробезопасности у электромонтера группы подстанций должна соответствовать месту и характеру производимой работы. В электроустановках напряжением до 1000 В электромонтер группы подстанций осуществляет свою работу под руководством производителя работ с квалификационной группой не ниже III.

В электроустановках напряжением выше 1000 В — под руководством производителя работ с квалификационной группой не ниже IV.

Электромонтер группы подстанций проходит ежегодную проверку знаний инструкций по охране труда, Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей и Межотраслевых правил безопасности при эксплуатации электроустановок .

На рабочем месте электромонтер группы подстанций должен иметь при себе удостоверение о проверке знаний ПТЭЭП и МПБ при эксплуатации электроустановок и удостоверение о проверке знаний Правил и инструкций по основной работе.

Опасным производственным фактором для электромонтера группы подстанций является электрический ток, который может привести к следующим видам поражения:

— электрический удар,

— паралич сердца и дыхания,

— термический ожог,

— механические повреждения,

— электроофтальмия (воспаление глаз).

Человек начинает ощущать воздействие электрического тока при величине 0,6−1,5 мА.

Факторами, определяющими степень поражения электротоком, являются: сила тока, продолжительность воздействия электрического тока на человека, место соприкосновения и путь прохождения тока, состояние кожи, электрическое сопротивление тела, физиологическое состояние организма (болезнь, утомление, алкогольное опьянение, душевная подавленность и т. п.). Для защиты от воздействия опасных производственных факторов, независимо от выполняемой работы в электроустановках у электромонтера должны быть средства защиты согласно утвержденных норм комплектования.

Электромонтеру группы подстанций выдается следующая спец. одежда и спец. обувь: костюм климатический один комплект на 24 месяца, валенки одна пара на 30 месяцев, галоши, костюм х/б один комплект — на 12 месяцев, сапоги одна пара — на 12 месяцев, рукавицы одна пара — на 1 месяц, согласно Норм бесплатной выдачи специальной одежды, специальной обуви и других средств индивидуальной защиты. На рабочем месте электромонтер должен быть в спец. одежде, спец. обуви по сезону и защитной каске.

Электромонтер группы подстанций должен соблюдать требования по обеспечению пожарной безопасности, знать места нахождения средств пожаротушения, уметь пользоваться первичными средствами пожаротушения, в том числе огнетушителями углекислотными (ОУ-2,5,8) и порошковыми (ОП-5,10), допускающими тушение огня на электрооборудовании напряжением до 380 В без отключения от сети.

Электромонтер группы подстанций должен знать правила освобождения пострадавшего от действия электрического тока, правила оказания первой помощи и уметь практически оказывать ее пострадавшим.

О всех действиях бригады и операциях с коммутационными аппаратами в электроустановках электромонтер группы подстанций должен записать в оперативный журнал объекта. О всех случаях неисправности оборудования, приспособлений, инструмента и случаях травмирования электромонтер группы подстанций должен сообщить дежурному инженеру ОДС. В свободное от работ в электроустановках время электромонтер группы подстанций должен заниматься наведением порядка в бытовых помещениях, приведением в порядок закрепленных за бригадой инструмента, приспособлений, приборов и средств защиты в местах их хранения.

Появление на работе в нетрезвом состоянии, распитие спиртных напитков в рабочее время, а также непринятие мер по предотвращению распития спиртных напитков в рабочее время считаются нарушением трудовой дисциплины и Правил внутреннего трудового распорядка.

За нарушение трудовой дисциплины электромонтером группы подстанций администрация применяет к нему дисциплинарные взыскания, вплоть до увольнения.

II. Требования охраны труда перед началом работ.

При получении задания на работу (наряда-допуска или распоряжения) от старшего мастера электромонтер должен получить инструктаж с использованием схемы подстанции и принципиальных электрических схем конкретного оборудования по порядку подготовки рабочего места, безопасным методам работы, завершению работ и вводу электрооборудования в действие. В соответствии с полученным заданием электромонтер должен подготовить необходимые материалы, запасные части, инструмент, приборы и средства защиты, проверить их состояние, комплектность, срок годности средств защиты и приборов по штампу.

При производстве работ по наряду-допуску, после записи его в Журнале учета работ по нарядам и распоряжениям, необходимо перед началом работ зарегистрировать наряд у дежурного инженера ОДС и взять разрешение на производство работ. На работу по распоряжению также необходимо взять разрешение у дежурного инженера ОДС.

Перед началом производства работ электромонтер должен осмотреть электроустановку. О результатах осмотра электромонтер группы подстанций должен сделать запись в оперативном журнале подстанции.

Выявленные при осмотре неисправности и дефекты электрооборудования, которые входят в перечень работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации, должны быть устранены без получения дополнительного распоряжения от мастера.

III. Требования охраны труда во время работы.

Электромонтер группы подстанций должен выполнять только ту работу, которая была, ему поручена и по которой он был проинструктирован.

Все переключения на подстанции электромонтер производит после согласования с дежурным инженером ОДС и после получения от него разрешения. К выполнению задания приступает только после отключения и подготовки рабочего места к приёму пищи.

До начала работ должны быть выполнены все технические мероприятия, указанные в наряде-допуске, распоряжении или в перечне работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации.

Изменять предусмотренные нарядом или распоряжением меры по подготовке рабочего места запрещается.

В тех случаях, когда производитель работ совмещает обязанности допускающего и наливающего, подготовку рабочего места он должен выполнять с одним из членов бригады, имеющим группу III. При производстве работ в электроустановках электромонтер группы подстанций должен использовать средства защиты от поражения электрическим током. Электрозащитными средствами следует пользоваться в электроустановках напряжением не выше того, на которое они рассчитаны.

Во время производства работ электромонтер группы подстанций должен:

— соблюдать Межотраслевые правила безопасности при эксплуатации электроустановок и выполнять инструктивные указания, полученные при допуске к работе и во время работы,

— следить за исправностью инструмента, такелажа и другой ремонтной оснастки,

— использовать средства защиты от поражения электрическим током.

Во время производства работ не разрешается снимать и переставлять установленные на месте работы ограждения, плакаты, заземления.

IV. Требования охраны труда в аварийных ситуациях.

При возникновении аварийной ситуации или пожара на электрооборудовании электромонтер группы подстанций должен действовать по распоряжению мастера или дежурного инженера ОДС с последующей записью всех своих действий в оперативном журнале подстанции. Во всех случаях при аварийно-восстановительных работах, а также кратковременных, не терпящих отлагательств работ по устранению таких неисправностей оборудования, которые могут привести к аварии, электромонтер группы подстанций должен выполнять все технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ.

При получении травмы или внезапном ухудшении самочувствия как самого, так и других работников, электромонтер группы подстанций должен приостановить выполнение работ, известить дежурного инженера ОДС, организовать первую доврачебную помощь.

При обнаружении человека, попавшего под напряжение, электромонтер группы подстанций должен немедленно отключить электроустановку и освободить его от действия тока, оказать первую доврачебную помощь, сообщить дежурному инженеру ОДС и (или) вызвать скорую медицинскую помощь.

V. Требования охраны труда по окончании работ.

При завершении работ необходимо привести рабочее место в порядок, собрать инструменты, защитные средства, удалить временные ограждения и снять установленные заземления и плакаты, оформить окончание работ в наряде — допуске и оперативном журнале.

Если работы производились по распоряжению или по перечню работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации, записать об окончании работ в оперативном журнале подстанции.

Собрать схемы питания и управления, ввести оборудование в работу после соответствующей команды дежурного инженера ОДС ПРЦЭиЭ.

Запрещается оставлять после ремонтов и осмотров открытыми двери ОРУ, РУ, ячеек, и т. п.

По прибытию на базу цеха электромонтер группы подстанций должен сообщить старшему мастеру и дежурному инженеру ОДС обо всех выполненных работах и выявленных дефектах с записью в соответствующих журналах.

Расчёт заземления подстанции

Заземляющие устройства подстанции 35/10(6) рассчитываются согласно порядка расчета для электроустановок напряжением выше 1000 В с малыми токами замыкания на землю.

Площадь, занимаемая подстанцией, составляет 50м24м. Район относится ко 2й климатической зоне.

В соответствии с ПУЭ заземления должны применяться при напряжении 380 В и выше переменного тока и 440 В и выше постоянного тока во всех случаях, а в помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных электроустановках — при номинальных напряжениях выше 42 В переменного тока и 110 В постоянного тока.

Заземлению подлежат все части электрооборудования, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под опасным для жизни напряжением в результате повреждения изоляции.

На современных подстанциях в качестве заземлителей применяются трубы длиной 2−3 м и диаметром 25−50 мм, а также угловая сталь 5050 или 6363 мм. Электроды заглубляют на 0,5−0,8 м от поверхности земли и соединяют между собой стальной полосой толщиной не менее 4 мм или круглой сталью диаметром не менее 10 мм, приваренной к верхним концам электродов.

Внутри распределительного устройства прокладывают деревянные заземляющие шины, присоединяемые не менее чем в двух местах к заземляющему контуру. В качестве заземляющих проводников могут быть также использованы нулевые проводники питающей сети. К основным заземляющим проводам присоединяют подлежащие заземлению предметы.

В цепях заземляющих проводов не должно быть разъединяющих приспособлений и предохранителей.

Каждый заземляемый предмет должен быть присоединён к заземляющей сети посредством отдельного ответвления. Последовательное соединение заземляемых предметов не допускается ввиду того, что при отключении от заземляющей сети одного из предметов лишаются заземления все остальные.

Провода и полосы защитного заземления окрашивают в зелёный цвет с жёлтыми полосами красного цвета.

Расчёт заземления сводится главным образом к расчёту собственно заземлителя, так как заземляющие проводники в большинстве случаев принимаются по условиям механической прочности и устойчивости к коррозии металла.

Произведём расчёт:

1. Устанавливаем необходимое сопротивление заземления согласно гл.1−7 ПУЭ.

Ом.

2. Определяем расчетное удельное сопротивление грунта:

для горизонтальных заземлителей:

рг = kс = 6100 = 600 Омм, для вертикальных заземлителей:

рв = kс = 2100 = 200 Омм;

гдеkс — коэффициент сезонности, учитывающий промерзание и просыхание грунта;

= 100 Омм — удельное сопротивление грунта (суглинок) в месте сооружения заземлителя.

3. Глубина заложения заземлителей:

м, гдеt0 = 0,5−0,8 — глубина заложения верхнего конца заземлителя, м;

l — длина электрода.

4. Определим сопротивление растеканию одного вертикального электрода — уголка № 37 длиной 3 м:

Ом, гдерв — расчётное удельное сопротивление грунта, Омм;

lв — длина электрода, м;

b — ширина полки уголка, м;

t — глубина заложения, м.

5. Определим примерное число вертикальных заземлителей при предварительно принятом коэффициенте использования КИ.В.=0,73

гдеkи. в — коэффициент использования вертикальных заземлителей.

6. Определим длину горизонтального заземлителя:

lг = 1,05nвa = 1,05 19 6 = 119,7 м.

7. Определим сопротивление растеканию горизонтальных электродов — полос 404 мм², приваренных к верхним концам уголков. Коэффициент использования соединительной полосы в контуре при числе уголков порядка 20 равен КИ.Г.=0,32:

Ом.

8. Уточнённое сопротивление вертикальных электродов:

Ом.

9. Уточнённое число вертикальных электродов:

.

Окончательно принимается 20 уголков. Дополнительно к контуру на территории подстанции устраивается сетка из продольных полос, расположенных на расстоянии 0,8−1 м от оборудования с поперечными связями через каждые 4 м. Дополнительно для выравнивания потенциалов у входов и въездов, а также по краям контура прокладываются углубленные полосы. Эти неучтенные горизонтальные электроды уменьшают общее сопротивление заземления, проводимость их идет в запас надежности.

Расчёт молниезащиты подстанции При проектировании подстанции системы электроснабжения необходимо учитывать и предотвращать возможность их поражения ударами молнии. Особенно это относится к открытым электроустановкам. Прямое попадание молнии в проводник или электрооборудование установки приводит к их электродинамическому разрушению. Во избежание такой опасности установки электроснабжения снабжают молниеотводами.

Для защиты проектируемой подстанции от ударов молнии выбираем тип защиты со стержневым молниеотводом. Подходящую воздушную линию предполагаем защитить тросовым молниеотводом по всей длине.

Таблица 3.2.

Исходные данные подстанции.

Выбор молниеотводов Амплитудное импульсное напряжение на молниеотводе, вершина которого расположена на высоте hx:

кВ, гдеRи = 10 Ом — импульсное сопротивление заземлителя.

2. Расстояние по воздуху должно быть не менее:

м.

3. Расстояние в земле

м.

При таких значениях расстояний не произойдёт пробоя между молниеотводами и защищаемым сооружением.

4. Защиту выполним двумя отдельно стоящими металлическими молниеотводами стержневого типа высотой 35 м. Определим параметры зоны защиты, учитывая, что

L >h,

гдеL = a+2Sз = 35+25 = 45 — расстояние между опорами молниеотводов, м;

h = 20 — высота молниеотвода, м.

Высота опоры молниеотвода:

h0 = 0,85h = 0,8535 = 30 м.

Радиус защитной зоны на уровне земли:

r0 = (1,1−0,002h)h = (1,1−0,235)35 = 36,1 м.

Радиус зоны защиты на уровне hx равен:

rx = (1,1−0,002h)(h-hx/0,85) =

= (1,1−0,235)(35−4/0,85) = 31,2 м.

5. Определим параметры защитной зоны в точке L/2 (посередине между молниеотводами).

Высота:

hc = h0-(0,17+0,0003h)(L-h) =

= 17-(0,17+0,335)(45−35) = 28,2 м.

Ширина на высоте hx:

rcx = r0(hc-hx)/hc = 36,1(28,2−4)/28,2 = 31 м.

6. Кроме выбора и установки молниеотводов предусматриваем по четыре вертикальных электрода, соединённых между собой стальной полосой. Для защиты объекта от вторичных проявлений молнии, электромагнитной и электростатической индукции, и заноса высоких потенциалов в сооружения предусматриваем следующие мероприятия:

а) для защиты от потенциалов, возникающих в результате электростатической индукции, надёжно заземляем все проводящие элементы объекта, а также оборудование и коммуникации внутри объекта;

б) для защиты от искрения, вызываемого электромагнитной индукцией, все параллельно расположенные металлические коммуникации соединяем металлическими перемычками;

в) для защиты объекта от заноса высоких потенциалов присоединяем все металлические коммуникации и оболочки кабелей (в месте ввода их в помещение) к заземлителю защиты от вторичных воздействий молнии.

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ Методика расчета экономической эффективности внедрения новой техники Внедрение новой техники, совершенствование организации производства требует капиталовложений. От эффективности выбираемых технических решений зависит темп роста производства. В связи с этим важен методологический подход к определению экономической эффективности новой техники.

Для определения экономической эффективности используют следующие технико-экономические показатели:

дополнительные капиталовложения на внедрение новой техники;

себестоимость продукции;

срок окупаемости дополнительных капиталовложений;

приведенные затраты;

производительность труда.

По источникам финансирования все мероприятия по внедрению новой техники можно подразделить на финансирующиеся за счет:

издержек производства;

капиталовложений.

Выбор наилучшего варианта реализации мероприятия НТП на этапе технико-экономического обоснования сводится к следующему:

— отбираются варианты из потенциально возможных, каждый из которых удовлетворяет всем заданным ограничениям: социальным стандартам, экологическим требованиям, по времени реализации и др. В число рассматриваемых вариантов обязательно включаются наиболее прогрессивные технико-экономические показатели, которые превосходят или соответствуют лучшим мировым достижениям. При этом должно учитываться возможности закупки техники в необходимом количестве за рубежом, организации собственного производства на основе приобретения лицензии, организации совместного производства с зарубежными странами;

по каждому варианту из числа допустимых определяются (с учетом динамики) затраты, результаты и экономический эффект;

лучшим признается вариант, у которого величина экономического эффекта максимальна, либо — при условии тождества полезного результата — затраты на его достижение минимальны.

Годовой экономический эффект рассчитывается по формуле:

где З1 — затраты до внедрения новой техники:

где З2 — затраты после внедрения новой техники:

где С1 текущие затраты на электроэнергию до внедрения новой техники;

С2 текущие затраты на электроэнергию после внедрения новой техники;

Ен нормативный коэффициент окупаемости:

где Еo нормативный коэффициент отчислений по отрасли (0,15);

ЕА нормативный коэффициент отчислений на амортизацию (0,04);

ЕТР нормативный коэффициент отчислений на текущий ремонт (0,05).

Ен = 0,15 + 0,04 + 0,05 = 0,24.

Срок окупаемости:

где дополнительные капитальные вложения от внедрения новой техники;

— экономия затрат.

Чистая прибыль:

где Н — налог на прибыль (24% от экономического эффекта).

Расчет экономического эффекта от замены трансформатора большой мощности на меньшую мощность Сокращение потерь активной и реактивной мощности является одной из основных задач эффективного использования трансформаторов. С целью сокращения потерь мощности в силовых трансформаторах наиболее часто употребим способ замены силовых трансформаторов с большей мощности на меньшую.

Источником эффективности в этом случае будет снижение суммарных потерь электроэнергии.

Капитальные вложения Капитальные затраты складываются из двух составляющих: стоимости и монтажа Найдём капитальные затраты в базовом варианте:

Стоимость одного трансформатора 5600 кВА — 1596 т.р.

Стоимость монтажных и наладочных работ равна 159,6 т.р.

Найдём капитальные затраты в новом варианте:

Стоимость одного трансформатора 4000 кВА — 1344 т.р.

Стоимость монтажных и наладочных работ — 134,4 т.р.

Снижение потерь электроэнергии Снижение суммарных потерь электроэнергии в натуральном выражении в результате замены трансформатора определяется по формуле, (в кВт· ч.):

где: Рх — потери холостого хода в трансформаторе (кВт);

Т п — полное число часов работы трансформатора (час);

Т р — число часов работы трансформатора под нагрузкой (час);

Ркз — потери короткого замыкания, кВт;

Кзагр — коэффициент загрузки трансформатора кВтч или 97,1 тыс. кВтч Капитальные вложения на внедрение мероприятия :

где Зуст — затраты на установку оборудования

Зпокуп — затраты на покупку, в случае приобретения

ЗI =остаточная стоимость демонтируемого оборудования В случае, если он не используется на других обьектах:

ЗI = 0

Если же, заменяемое оборудование будет сдано в утиль:

ЗI= выручка от реализации.

В нашем случае срок службы трансформаторов принимаем ЗI=1300.

К t =Зуст +Зпокуп — ЗI =(1344 + 134,4 — 1300) · 2=356,8 т.р.

Текущие затраты определяются по формуле

где Kp — Затраты на ремонт

Tp — текущий ремонт

T0 — техническое обслуживание В базовом варианте:

TI = 5,4 + 3,3 + 5,1 = 13,8 тыс. руб.

В новом варианте:

ТII = 3,3 + 3,1 + 4,8 = 11,2 тыс. руб.

Подсчитаем все затраты:

где ЕН — нормативный коэффициент окупаемости. Принимается равным 0,24.

Базовый вариант:

З I = 13,8 + 0,24 (1596 + 159,6) 2 =856,488

Новый вариант:

З II =11,2 + 0,24 (1344 + 134,4) · 2= 720,832

Экономический эффект:

где Цквтч — цена 1 кВтч электроэнергии (в рублях). Принимаем равным 1,48.

Эф= 97,1 1,48 + 856,488 — 720,832 = 279,4 тыс. рублей Чистая прибыль от этого мероприятия:

рублей Срок окупаемости:

года Расчет экономического эффекта от замены масляных выключателей на вакуумные выключатели.

В системе электроснабжения большая часть масляных выключателей выработала свой ресурс и требует замены. Масляные выключатели 35, 6−10 кВ обладают рядом конструктивных недостатков — низкая надежность, небольшой коммутационный ресурс, пожароопасность, большая трудоёмкость обслуживания.

В настоящее время в России освоен выпуск выключателей 35 и 6−10 кВ с вакуумными дугогасительными камерами, которые обладают более высокими техническими характеристиками. Отличительной особенностью вакуумных выключателей является их надежность, экологическая и пожарная безопасность и, кроме того, аппараты практически не требуют технического обслуживания на протяжении всего срока эксплуатации.

Экономический эффект обеспечивается снижением текущих эксплуатационных затрат на обслуживание и ремонт выключателя, без учета дополнительного объема добытой нефти и газа и рассчитывается по формуле согласно РД-39−01/06−000−89:

Эф = З1 — З2

где З1 — затраты

на внедрение и обслуживание масляного выключателя;

З2 — затраты на внедрение и обслуживание вакуумного выключателя;

ЭФ — экономический эффект от внедрения вакуумного выключателя.

При определении годовых эксплуатационных затрат по масляным выключателям за основу приняты нормы трудоёмкости, материалоемкости и периодичности ремонтов согласно «Положения о системе технического обслуживания и ремонта электроустановок в добыче нефти и бурении»

РД-39−48 311−601−88, часть 1 «Электрооборудование и линии электропередач», а также действующие нормативы накладных расходов и плановых накоплений.

Таблица 4.1

Сравнительная характеристика выключателей 6 кВ

Экономический эффект замены масляных выключателей 6 кВ на вакуумные:

Экономический эффект:

Эф = ((С1 — С2) — 0,15· (К2 — К1))· 14= ((18,2 — 4,91) — 0,15· (115,5 — 105,93)) · 14 = 165,963 тыс. руб.

Прибыль:

рублей Срок окупаемости:

года или 8 месяцев и 16 дней

Таблица 4.2.

Сравнительная характеристика выключателей 35 кВ

Экономический эффект от замены масляных выключателей 35 кВ на вакуумные:

Эф = ((С1 — С2) — 0,15 · (К2 — К1))· 2= ((72,4 — 21,66) — 0,15 · (407 — 116,6)) · 2= 14,36 тыс. руб.

Прибыль:

рублей Срок окупаемости:

года или 5 лет и 8 месяцев.

Расчет экономического эффекта от внедрения микропроцессорной защиты Согласно статистическим данным, за 2004 год по ПРЦЭиЭ № 1 НГДУ «Джалильнефть» на подстанциях произошло 156 коротких замыканий; среднее время перерыва электроснабжения потребителей составило 2,3 часа.

Затраты на внедрение микропроцессорной техники SEPAM складывается из следующих составляющих:

1. Затраты на закупку 15 устройств микропроцессорной защиты, контроля и управления (SEPAM), стоимостью 70 тыс. руб. составляют 1050 тыс. руб.

2. Затраты, связанные с настройкой и проверкой устройств SEPAM на объекте составляют 2,8 тыс. рублей (принимая за внимание, что настройка SEPAM требует только загрузки программного обеспечения и не подразумевает никаких электромеханических регулировок, следовательно и временных затрат).

Суммарные затраты на установку 15 устройств SEPAM составят:

К2 = 1050 + 2,8 = 1052,8 тыс. руб.

Ожидаемые затраты на закупку электромеханических устройств защиты и управления:

1. Затраты на закупку 15 электромеханических устройств защиты и управления, стоимостью 46 тыс. рублей составляют 690 тыс. руб.

2. Затраты, связанные с настройкой и проверкой устройств электромеханической защиты на объекте составляют 11,3 тыс. рублей (принимая за внимание, что настройка включает в себя электромеханические регулировки).

Суммарные затраты в этом случае:

K1 = 690 + 11,3 = 701,3 тыс. руб.

Расчет ожидаемых результатов от внедрения микропроцессорных защит SEPAM.

Согласно статическим данным за 2004 г. по ПРЦЭиЭ № 1 НГДУ «Джалильнефть» на 56 подстанции произошло 35 отключений со средним временем перерыва электроснабжения потребителей 2,5 часа.

Количество успешных АПВ на фидерах — 0, учитывая, что на электромеханических защитах используется только однократное АПВ.

Количество неуспешных АПВ — 35.

Недоотпуск продукции из-за перерывов электроснабжения и повреждений схем электроснабжения — 125 900 кг нефти.

При замене электромеханических защит на микропроцессорные экономический эффект от внедрения появляется в следующем :

снижение эксплуатационных издержек (по эксплуатации защит и силового оборудования);

уменьшение числа аварий и повреждений силового электротехнического оборудования за счет применения дополнительных функциональных возможностей микропроцессорных защит;

уменьшение недоотпуска продукции из-за перерывов электроснабжения.

Расчет снижения эксплуатационных издержек при внедрении микропроцессорных защит.

При применении устройств SEPAM используются встроенные функции самодиагностики и тестирования, функции диагностики выключателей (производится расчет суммарного тока отключений, учитывается количество аварийных и оперативных отключений, регистрируются значения отключаемых токов КЗ), а также предусмотрена возможность дистанционного контроля и управления оборудованием, что позволяет отказаться от профилактического обслуживания или значительно сократить сроки выполнения.

Снижение эксплутационных издержек:

Э1 = 11,3 — 2,8 = 8,5 тыс. рублей.

Расчет экономического эффекта в результате уменьшение числа аварий и повреждений силового электротехнического оборудования за счет применения дополнительных функциональных возможностей микропроцессорных защит (расчет суммарного тока отключений, учитывается количество аварийных и оперативных отключений, регистрируются значения отключаемых токов КЗ и т. п.).

Экономия от снижения количества поврежденных ячеек:

тыс. рублей

где 15- количество SEPAM ;

15 — общее количество комплектов защит;

1 — количество поврежденных ячеек;

500 тыс. рублей — усредненная стоимость замены поврежденной ячейки с монтажом Экономия от снижения недоотпуска электроэнергии.

В связи с тем, что в SEPAM имеется возможность использования до 4-ех кратного АПВ, что увеличивает процент успешных АПВ — с 40% до 80%, а также функции диагностики оборудования (фиксация перегрузок, токов отключений), что позволяет своевременно выводить оборудование в ремонт или минимизировать повреждения при аварии, экономический эффект будет следующим:

рублей, где 0,4-коэффициент увеличения успешных АПВ при возникновении повреждений (с использованием до 4-ехкратного АПВ);

15- количество SEPAM;

15- общее количество комплектов защит;

35- количество неуспешных АПВ

35-общее количество повреждений;

125 900- количество недопоставленной нефти (в кг);

4 руб.- средняя стоимость 1 кг нефти.

Годовые эксплутационные затраты на микропроцессорную защиту фирмы SEPAM на 1 подстанции складываются из затрат на техобслуживание, затрат на капитальный ремонт и послеремонтную наладку, затрат на текущий ремонт, амортизации составляют 24,15 тыс. рублей. Аналогичные затраты на устаревшую электромеханическую защиту составляют 263,78 тыс. руб.

Результирующая годовая экономическая эффективность внедрения микропроцессорных защит.

ЭУ = Э1 + Э2 + Э3 = 8,5 + 500 + 402,880 = 911,38 тыс. рублей.

Прибыль:

тыс. рублей

Срок окупаемости работ по внедрению SEPAM.

лет ил 1 год и 6 месяцев Экономическая эффективность всего проекта.

Экономический эффект всего проекта складывается из следующих составляющих:

Экономический эффект от замены трансформаторов большей мощности на меньшую мощность.

Экономический эффект от замены масляных выключателей на вакуумные выключатели.

Экономический эффект от внедрения микропроцессорной защиты.

Исходя из вышесказанного найдём общий экономический эффект дипломного проекта по формуле:

ЭУ = Э1 + Э2 + Э3 + Э4 = 279,4 + 166 + 14,6 + 911,38 = 1371,38 тыс. рублей

Прибыль для предприятия найдем, вычитая из экономического эффекта налог 24%. Прибыль от всего дипломного проекта составит:

тыс. рублей Общий срок окупаемости дипломного проекта найти невозможно, т.к. невозможно просчитать все возможные потери нефти из-за возможной аварии на старой подстанции.

ГРАЖДАНСКАЯ ОБОРОНА И ЧРЕЗВЫЧАЙНЫЕ СИТУАЦИИ Законодательное и нормативно-правовое регулирование в области гражданской обороны и предупреждения чрезвычайных ситуаций Федеральные законы и постановления Правительства Российской Федерации в области гражданской обороны

1. Федеральный закон «О гражданской обороне» (Принят Государственной Думой 26 декабря 1997 года Одобрен Советом Федерации 28 января 1998 года (в ред. Федеральных законов от 09.10.2002 N 123-ФЗ, от 19.06.2004 N 51-ФЗ, от 22.08.2004 N 122-ФЗ))

Настоящий Федеральный закон определяет задачи, правовые основы их осуществления и полномочия органов государственной власти Российской Федерации, органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации, органов местного самоуправления и организаций в области гражданской обороны. (преамбула в ред. Федерального закона от 22.08.2004 N 122-ФЗ) Статья 1. Основные понятия Гражданская оборона — система мероприятий по подготовке к защите и по защите населения, материальных и культурных ценностей на территории Российской Федерации от опасностей, возникающих при ведении военных действий или вследствие этих действий, а также при возникновении чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера;

Статья 2. Задачи в области гражданской обороны и защиты населения Основными задачами в области гражданской обороны являются:

обучение населения способам защиты от опасностей, возникающих при

ведении военных действий или вследствие этих действий;

— оповещение населения об опасностях, возникающих при ведении военных действий или вследствие этих действий;

эвакуация населения, материальных и культурных ценностей в безопасные районы;

предоставление населению убежищ и средств индивидуальной защиты;

проведение мероприятий по световой маскировке и другим видам маскировки;

проведение аварийно-спасательных работ в случае возникновения опасностей для населения при ведении военных действий или вследствие этих действий, а также вследствие чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера;

первоочередное обеспечение населения, пострадавшего при ведении военных действий или вследствие этих действий, в том числе медицинское обслуживание, включая оказание первой медицинской помощи, срочное предоставление жилья и принятие других необходимых мер;

борьба с пожарами, возникшими при ведении военных действий или вследствие этих действий;

обнаружение и обозначение районов, подвергшихся радиоактивному, химическому, биологическому и иному заражению;

обеззараживание населения, техники, зданий, территорий и проведение других необходимых мероприятий;

восстановление и поддержание порядка в районах, пострадавших при ведении военных действий или вследствие этих действий, а также вследствие чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера;

срочное восстановление функционирования необходимых коммунальных служб в военное время;

срочное захоронение трупов в военное время;

разработка и осуществление мер, направленных на сохранение объектов, существенно необходимых для устойчивого функционирования экономики и выживания населения в военное время;

обеспечение постоянной готовности сил и средств гражданской обороны.

Статья 10. Права и обязанности граждан Российской Федерации в области гражданской обороны Граждане Российской Федерации в соответствии с федеральными законами и иными нормативными правовыми актами Российской Федерации:

проходят обучение способам защиты от опасностей, возникающих при ведении военных действий или вследствие этих действий;

принимают участие в проведении других мероприятий по гражданской обороне;

оказывают содействие органам государственной власти и организациям в решении задач в области гражданской обороны.

Статья 15. Силы гражданской обороны

1. Силы гражданской обороны — воинские формирования, специально предназначенные для решения задач в области гражданской обороны, организационно объединенные в войска гражданской обороны, а также аварийно-спасательные формирования и спасательные службы.

2. Вооруженные Силы Российской Федерации, другие войска и воинские формирования выполняют задачи в области гражданской обороны в соответствии с законодательством Российской Федерации.

Для решения задач в области гражданской обороны воинские части и подразделения Вооруженных Сил Российской Федерации, других войск и воинских формирований привлекаются в порядке, определенном Президентом Российской Федерации.

3. Аварийно-спасательные службы и аварийно-спасательные формирования привлекаются для решения задач в области гражданской обороны в соответствии с законодательством Российской Федерации.

2. Постановление от 10 июля 1999 г. N 782 «О создании (назначении) В организациях структурных подразделений (работников), уполномоченных на решение задач в области гражданской обороны» (в ред. Постановлений Правительства РФ от 02.12.2004 N 724, от 01.02.2005 N 49)

Настоящее Постановление, разработанное в соответствии с Федеральным законом «О гражданской обороне», определяет порядок создания (назначения) в организациях структурных подразделений (работников), уполномоченных на решение задач в области гражданской обороны (далее именуются — структурные подразделения (работники) по гражданской обороне).

3. Постановление от 2 ноября 2000 г. N 841 «Об утверждении положения об организации обучения населения в области гражданской обороны»

Настоящее Постановление, разработанное в соответствии с Федеральным законом «О гражданской обороне», определяет основные задачи обучения населения в области гражданской обороны, соответствующие функции федеральных органов исполнительной власти, органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации, органов местного самоуправления и организаций, а также формы обучения.

2. Основными задачами обучения населения в области гражданской обороны являются:

— изучение способов защиты от опасностей, возникающих при ведении военных действий или вследствие этих действий, порядка действий по сигналам оповещения, приемов оказания первой медицинской помощи, правил пользования коллективными и индивидуальными средствами защиты;

— совершенствование навыков по организации и проведению мероприятий по гражданской обороне;

— выработка умений и навыков для проведения аварийно-спасательных и других неотложных работ;

— овладение личным составом гражданских организаций гражданской обороны (далее именуются — формирования) приемами и способами действий по защите населения, материальных и культурных ценностей от опасностей, возникающих при ведении военных действий или вследствие этих действий.

Федеральные законы и постановления правительства Российской Федерации в области предупреждения чрезвычайных ситуаций

1. Федеральный закон N 68-ФЗ от 21 декабря 1994 года «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера» Принят Государственной Думой 11 ноября 1994 года (в ред. Федерального закона от 28.10.2002 N 129-ФЗ)

Настоящий Федеральный закон определяет общие для Российской Федерации организационно — правовые нормы в области защиты граждан Российской Федерации, иностранных граждан и лиц без гражданства, находящихся на территории Российской Федерации (далее — население), всего земельного, водного, воздушного пространства в пределах Российской Федерации или его части, объектов производственного и социального назначения, а также окружающей природной среды (далее — территории) от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера (далее — чрезвычайные ситуации).

Действие настоящего Федерального закона распространяется на отношения, возникающие в процессе деятельности органов государственной власти Российской Федерации, органов государственной власти субъектов Российской Федерации, органов местного самоуправления, а также предприятий, учреждений и организаций независимо от их организационно — правовой формы (далее — организации) и населения в области защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций.

Статья 1. Основные понятия Чрезвычайная ситуация — это обстановка на определенной территории, сложившаяся в результате аварии, опасного природного явления, катастрофы, стихийного или иного бедствия, которые могут повлечь или повлекли за собой человеческие жертвы, ущерб здоровью людей или окружающей природной среде, значительные материальные потери и нарушение условий жизнедеятельности людей.

Предупреждение чрезвычайных ситуаций — это комплекс мероприятий, проводимых заблаговременно и направленных на максимально возможное уменьшение риска возникновения чрезвычайных ситуаций, а также на сохранение здоровья людей, снижение размеров ущерба окружающей природной среде и материальных потерь в случае их возникновения.

Ликвидация чрезвычайных ситуаций — это аварийно — спасательные и другие неотложные работы, проводимые при возникновении чрезвычайных ситуаций и направленные на спасение жизни и сохранение здоровья людей, снижение размеров ущерба окружающей природной среде и материальных потерь, а также на локализацию зон чрезвычайных ситуаций, прекращение действия характерных для них опасных факторов.

Зона чрезвычайной ситуации — это территория, на которой сложилась чрезвычайная ситуация.

Статья 3. Цели настоящего Федерального закона Целями настоящего Федерального закона являются:

предупреждение возникновения и развития чрезвычайных ситуаций;

снижение размеров ущерба и потерь от чрезвычайных ситуаций;

ликвидация чрезвычайных ситуаций.

Не связанные с перечисленными в части первой настоящей статьи целями отношения по восстановлению территорий, пострадавших в результате чрезвычайных ситуаций, настоящим Федеральным законом не регулируются.

Статья 4. Единая государственная система предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций Единая государственная система предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций объединяет органы управления, силы и средства федеральных органов исполнительной власти, органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации, органов местного самоуправления, организаций, в полномочия которых входит решение вопросов по защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций.

Статья 14. Обязанности организаций в области защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций Организации обязаны:

а) планировать и осуществлять необходимые меры в области защиты работников организаций и подведомственных объектов производственного и социального назначения от чрезвычайных ситуаций;

б) планировать и проводить мероприятия по повышению устойчивости функционирования организаций и обеспечению жизнедеятельности работников организаций в чрезвычайных ситуациях;

в) обеспечивать создание, подготовку и поддержание в готовности к применению сил и средств предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций, осуществлять обучение работников организаций способам защиты и действиям в чрезвычайных ситуациях;

г) создавать и поддерживать в постоянной готовности локальные системы оповещения о чрезвычайных ситуациях;

д) обеспечивать организацию и проведение аварийно-спасательных и других неотложных работ на подведомственных объектах производственного и социального назначения и на прилегающих к ним территориях в соответствии с планами предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций;

е) финансировать мероприятия по защите работников организаций и подведомственных объектов производственного и социального назначения от чрезвычайных ситуаций;

ж) создавать резервы финансовых и материальных ресурсов для ликвидации чрезвычайных ситуаций;

з) предоставлять в установленном порядке информацию в области защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций, а также оповещать работников организаций об угрозе возникновения или о возникновении чрезвычайных ситуаций.

2. Постановление от 4 сентября 2003 г. N 547 «О подготовке населения в области защиты от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного

характера (в ред. постановления правительства РФ от 01.02.2005 N 49)"

Настоящее Постановление определяет группы населения, проходящие обязательную подготовку в области защиты от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера (далее именуются — чрезвычайные ситуации), а также основные задачи и формы обучения населения действиям в чрезвычайных ситуациях.

3. Постановление от 30 декабря 2003 г. № 794 «О единой государственной системе предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций».

Настоящее Постановление определяет порядок организации и функционирования единой государственной системы предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций (РСЧС), далее именуемой единой системой.

Единая система объединяет органы управления, силы и средства федеральных органов исполнительной власти, органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации, органов местного самоуправления и организаций, в полномочия которых входит решение вопросов в области защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций, и осуществляет свою деятельность в целях выполнения задач, предусмотренных Федеральным законом «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера» .

Единая система, состоящая из функциональных и территориальных подсистем, действует на федеральном, региональном, территориальном, местном и объектовом уровнях.

В пределах соответствующего федерального округа функции и задачи по обеспечению координации деятельности федеральных органов исполнительной власти и организации взаимодействия федеральных органов исполнительной власти с органами государственной власти субъектов Российской Федерации, органами местного самоуправления и общественными объединениями в области защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций осуществляет в установленном порядке полномочный представитель Президента Российской Федерации в федеральном округе.

Постоянно действующими органами управления единой системы являются:

— на федеральном уровне — Министерство Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий, структурные подразделения федеральных органов исполнительной власти, специально уполномоченные решать задачи в области защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций;

— на региональном уровне — региональные центры по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий Министерства Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий (далее — региональные центры);

— на территориальном и местном уровнях — соответствующие органы, специально уполномоченные решать задачи гражданской обороны и задачи по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций на территориях субъектов Российской Федерации и территориях муниципальных образований (далее — органы управления по делам гражданской обороны и чрезвычайным ситуациям);

— на объектовом уровне — структурные подразделения или работники организаций, специально уполномоченные решать задачи в области защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций.

Ликвидация чрезвычайных ситуаций осуществляется в соответствии со следующей установленной Правительством Российской Федерации классификацией чрезвычайных ситуаций:

локальной — силами и средствами организации;

местной — силами и средствами органа местного самоуправления;

территориальной — силами и средствами органа исполнительной власти субъекта Российской Федерации;

региональной и федеральной — силами и средствами органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации, оказавшихся в зоне чрезвычайной ситуации.

При недостаточности указанных сил и средств привлекаются в установленном порядке силы и средства федеральных органов исполнительной власти.

5. Постановление от 26 августа 1994 г. N 989 «О порядке финансирования мероприятий по предупреждению и ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций на промышленных предприятиях, в строительстве и на транспорте»

6. Постановление от 13 сентября 1996 г. N 1094 «О классификации чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера»

Настоящее Постановление, разработанное в соответствии с Федеральным законом «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера», предназначено для установления единого подхода к оценке чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера (далее именуются — чрезвычайные ситуации), определения границ зон чрезвычайных ситуаций и адекватного реагирования на них.

Чрезвычайные ситуации классифицируются в зависимости от количества людей, пострадавших в этих ситуациях, людей, у которых оказались нарушены условия жизнедеятельности, размера материального ущерба, а также границы зон распространения поражающих факторов чрезвычайных ситуаций. Чрезвычайные ситуации подразделяются на локальные, местные, территориальные, региональные, федеральные и трансграничные.

К локальной относится чрезвычайная ситуация, в результате которой пострадало не более 10 человек, либо нарушены условия жизнедеятельности не более 100 человек, либо материальный ущерб составляет не более 1 тыс. минимальных размеров оплаты труда на день возникновения чрезвычайной ситуации и зона чрезвычайной ситуации не выходит за пределы территории объекта производственного или социального назначения.

К местной относится чрезвычайная ситуация, в результате которой пострадало свыше 10, но не более 50 человек, либо нарушены условия жизнедеятельности свыше 100, но не более 300 человек, либо материальный ущерб составляет свыше 1 тыс., но не более 5 тыс. минимальных размеров оплаты труда на день возникновения чрезвычайной ситуации и зона чрезвычайной ситуации не выходит за пределы населенного пункта, города, района.

К территориальной относится чрезвычайная ситуация, в результате которой пострадало свыше 50, но не более 500 человек, либо нарушены условия жизнедеятельности свыше 300, но не более 500 человек, либо материальный ущерб составляет свыше 5 тыс., но не более 0,5 млн. минимальных размеров оплаты труда на день возникновения чрезвычайной ситуации и зона чрезвычайной ситуации не выходит за пределы субъекта Российской Федерации.

К региональной относится чрезвычайная ситуация, в результате которой пострадало свыше 50, но не более 500 человек, либо нарушены условия жизнедеятельности свыше 500, но не более 1000 человек, либо материальный ущерб составляет свыше 0,5 млн., но не более 5 млн. минимальных размеров оплаты труда на день возникновения чрезвычайной ситуации и зона чрезвычайной ситуации охватывает территорию двух субъектов Российской Федерации.

К федеральной относится чрезвычайная ситуация, в результате которой пострадало свыше 500 человек, либо нарушены условия жизнедеятельности свыше 1000 человек, либо материальный ущерб составляет свыше 5 млн. минимальных размеров оплаты труда на день возникновения чрезвычайной ситуации и зона чрезвычайной ситуации выходит за пределы более чем двух субъектов Российской Федерации.

К трансграничной относится чрезвычайная ситуация, поражающие факторы которой выходят за пределы Российской Федерации, либо чрезвычайная ситуация, которая произошла за рубежом и затрагивает территорию Российской Федерации.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В дипломном проекте были рассмотрены вопросы, связанные с реконструкцией системы электроснабжения ЦКППН, с заменой устаревшего и морально и физически оборудования подстанции № 56, которая в настоящее время снабжает электрической энергией установки ЦКППН, на оборудование, отвечающее современным требованиям надёжности и качества электроснабжения.

Это, в первую очередь, устройства микропроцессорной защиты французской фирмы Schneider Electric SEPAM 1000+. В дипломном проекте был выбран наиболее приемлемый вариант установки этих устройств, как с позиции экономики, так и с позиции надёжности электроснабжения.

Было подтверждено предположение, что трансформаторы, в настоящий момент установленные на подстанции, большей мощности, чем необходимо потребителям. Были выбраны трансформаторы меньшей мощности, что позволит экономить электроэнергию на сумму около 150 тыс. руб.

Также была осуществлена замена устаревших масляных выключателей, которые в настоящее время используются на подстанции № 56, на современное вакуумные выключатели. Это позволит снизить годовые эксплутационные затраты на обслуживание 1 выключателя примерно на 14 тыс. руб. для выключателей 6 кВ, и более чем 50 тыс. рублей для выключателей 35 кВ. Также это значительно повышает надёжность энергоснабжения рассматриваемого цеха.

Всё оборудование, установленное на новой подстанции было проверено на устойчивость к токам короткого замыкания. Провода и кабели были проверены на динамическую стойкость.

В целом, при внедрении дипломного проекта в жизнь предприятие может получить прибыль в размере более 1 млн. рублей.

ЛИТЕРАТУРА

Блок В. М., Обушев Г. К., Паперно Л. Б. и др. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: Учеб. пособие для студентов электроэнергет. спец. вузов, 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Высшая школа, 1990. — 383 с.

Большам Я.М., Крупович В. И., Самовер М. Л. Справочник по проектированию электроснабжения, линий электропередачи и сетей. Изд. 2-е, Перераб. и доп. — М.: Энергия, 1974. — 696 с.

Егоров В.И., Павлинич Э. А., Победоносцева Н. Н., Сыромятников Е. С. Экономика нефтедобывающей промышленности. Учебник для вузов. — 2-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1984. — 256 с.

Каменева В.В., Фёдоров А. А. Основы электроснабжения промышленных предприятий: Учебник для вузов. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергия, 1979. — 408 с.

Крючков И.П., Неклепаев Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. — 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.

Сербиновский Г. В. и Фёдоров А. А. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. В 2-х кн. — М.: Энергия, 1973.

Чаронов В. Я. Автоматизация работы основного оборудования и проблемы энергосбережения на объектах нефтедобычи. — Альметьевск: Отдел оперативной полиграфии «ТатАСУнефть» ОАО «Татнефть», 1998. — 330 с.: ил.

Правила устройства электроустановок. 7-е издание. М.: Энергоиздат, 2000.

Липкин Б. Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. 3-е издание М.: Вычшая школа, 1981.

Фёдоров А.А., Каменева В. В. Основы электроснабжения промышленных предприятий. 4-е издание М.: Энергоатомиздат, 1984.

Чаронов В.Я., Забелло Е. П. Исследование потерь холостого хода основного энергетического оборудования нефтегазодобывающего предприятия и разработка мероприятий по их сокращению. Альметьевск, 1997.

Справочник по электроснабжению промышленных предприятий под общей редакцией А. А. Фёдорова и Г. В. Сербиновского. Книга первая. Проектно-расчётные сведения. М.: Энергия, 1973.

Неклепаев Б.Н., Крючков Н. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. 4-е издание. М.: Энергоатомиздат, 1987.

ГОСТ 11 920;85. Трансформаторы силовые масляные общего назначения напряжением до 35 кВ включительно.

Шеховцов В. П. Расчет и проектирование схем электроснабжения. Методическое пособие для курсового проектирования. М.: ФОРУМ: ИНФРА-М, 2004.

Хисамов И.Ф., Чаронов В. Я. Расчеты токов короткого замыкания и выбор высоковольтного оборудования. Учебное пособие для студентов. Альметьевск, 1996.

Чаронов В. Я., Ярыш Р. Ф. Методическое пособие для расчетов заземляющих устройств. — Альметьевск 1998.

Справочник по проектированию электроснабжения. Под редакцией Неклепаев Б. Н., Крючков Н. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. 4-е издание. М.: Энергоатомиздат, 1987

Справочные материалы «Электрическая часть электростанций». М.: Энергоатомиздат, 1978. Под общей редакцией И. П. Крючкова, Н. Н. Кувшинского, Б. И. Неклепаева.