77566

Модернизации части оборудования ЦРП-3 ОАО «Орскнефтеоргсинтез»

Дипломная

Энергетика

Данный проект позволит расширить возможности ЦРП-3, тем самым позволив подключить потребителей вновь строящегося объекта и догрузить имеющиеся трансформаторы рассматриваемой подстанции до необходимого показателя, повысить надежности электроснабжения всех потребителей подстанции...

Русский

2015-02-03

2.4 MB

18 чел.


Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

3

ОГУ 140211.1 4 09.71 ПЗ

Разраб.

Бескопыльный Д,В.

Провер.

Сабанов А.В.

Н. Контр.

раслова Е. А.

Утверд.

Синицына Г. Н.

Модернизация центрального распределительного пункта №3

ОАО «Орскнефтеоргсинтез»

Пояснительная записка

Лит.

Листов

86

ОГТИ, ЭСУ-42

Аннотация

Пояснительная записка содержит 86 страниц, в том числе 12 рисунков, 9 таблиц, 14 источников. Графическая часть выполнена на 7 листах формата А1.

В данном проекте определена необходимость модернизации части оборудования ЦРП-3, произведен анализ и выбор оборудования для расширения возможностей подстанции, осуществлен расчет электрических нагрузок  потребителей, подключаемых к объекту электроснабжения, освещен расчет послеаварийных режимов оборудования, приведены расчет технико-экономических показателей, безопасности и экологичности данного проекта.

Данный проект позволит расширить возможности ЦРП-3, тем самым позволив подключить потребителей вновь строящегося объекта и догрузить имеющиеся трансформаторы рассматриваемой подстанции до необходимого показателя, повысить надежности электроснабжения всех потребителей подстанции, а также снизить трудовые затраты на периодическом обслуживании части оборудования ЦРП-3.


Содержание

Введение ……………………………………………..………………….………

6

1 Основные сведения о предприятии ……………….………………….……..

7

1.1 Краткая информация о предприятии………………………………..…….

7

1.2 Характеристика исходного сырья и готовой продукции…………………

8

1.3 Структура производственного комплекса ОАО « Орскнефтеоргсинтез»

10

2 Характеристика объекта модернизации ...…………………………………..

12

2.1 Постановка задачи модернизации…………………………………………

12

2.2 Система электроснабжения………………………………………………...

14

2.3 Основное оборудование ЦРП-3. …………………………………………..

15

2.4 Расчет электрических нагрузок потребителей ……………………………                              

15

3 Расчет токов короткого замыкания…………………………………………..

22

4 Замена выключателей ………………………………………………………..

27

4.1 Назначение и область применения………………………………………...

27

4.2 Условия эксплуатации и требования к надежности………………………

27

4.3 Преимущества и недостатки……………………………………………….

27

4.4 Выбор выключателей ………………………………………………………

28

5   Замена ячеек………………………………………………………………....

33

5.1 Общие сведения………………………………………………………….....

33

5.2 Основные технические данные  КРУ……………………………………...

34

5.3 Эксплуатация шкафов……………………………………………………...

34

6 Релейная защита и автоматика трансформаторов………………………..…

37

6.1 Общие сведения о релейной защите……………………………………….

37

6.2 Повреждения и ненормальные режимы работы трансформаторов….…..

38

6.3 Продольная дифференциальная токовая защита трансформатора………

38

6.4 Максимальная токовая защита трансформатора……………………….…

41

6.5 Максимальная токовая защита от перегрузки……………………….……

43

6.6 Газовая защита трансформатора……………………………………….…..

43

6.7 Автоматика…………………………………………………………………..

44

7 Организация строительства установки изомеризации легких фракций….

46

7.1 Место размещения ТП……………………………………………………...

46

7.2 Общие указания по строительству ТП ……………………………………

46

7.3 Климатические и геологические условия…………………………………

47

8 Размещение КТП ……………………………………………………….…….

49

8.1 Назначение КТП…………………………………………………………….

49

8.2 Технические данные………………………………………………………..

49

8.3 Конструктивное исполнение КТП…………………………………………

50

8.4 Принцип работы и система защиты и блокировок………………………..

52

8.5 Указания к монтажу…………………………………………………….…..

54

8.6 Эксплуатация и техника безопасности………………………………….…

55

8.7 Выбор оборудования………………………………………….…………….

56

8.8 Расчет электрических нагрузок………………………………………....….

58

8.9 Выбор марки и сечения КЛ…………………………………………….......

62

9  Экономическая часть…………………………………………………………

65

9.1 Калькуляция себестоимости этапа НИР и ОКР…………………………...

65

9.2 Определение стоимости оборудования……………………………………

66

9.3 Составление сметы затрат СМР и ПНР……………………………………

67

9.4 Проведение монтажных и пуско- наладочных работ………………...…..

68

9.5 Определение основных технико- экономических показателей…………

68

9.6 Определение коэффициента эффективности и срока окупаемости……..

71

10 Безопасность и экологичность проекта…………………………………….

73

10.1 Расчет заземляющих устройств…………………………………………..

73

10.2 Молниезащита………………………………………………………….…..

75

10.3 Безопасность труда…………………………………………………….…..

77

10.4 Вредные и опасные факторы………………………………………….…..

78

10.4.1 Освещение……………………………………………………….……….

78

10.4.2 Пожаробезопасность………………………………………………....….

79

10.5 Оценка экологичности проекта…………………………………….…..…

82

10.6 Оценка чрезвычайных ситуаций………………………………………….

82

Заключение………………………………………………………………………

85

Список использованных источников…………………………………………..

86


Введение

Основой развития российской энергетики является сооружение подстанции (ПС) и электростанций большой мощности. Современная энергетика характеризуется нарастающей централизацией производства и распределения электроэнергии.

Рациональное проектирование сетевых ПС всех типов и категорий и, в частности, рациональное и экономическое построение главных электрических схем, выбор параметров оборудования и аппаратуры, а также оптимальная их расстановка представляет собой сложную и ответственную задачу.

В настоящее время развитие и усложнение систем электроснабжения, возрастающие требования к экономичности и надежности их работы ставят задачу повышения уровня проектно-конструкторских разработок, внедрения и рациональной эксплуатации высоконадежного электрооборудования, снижения непроизводственных расходов электроэнергии при ее передаче, распределении и потреблении, и снижении затрат при проектировании, строительстве и эксплуатации объектов электроснабжения.

Прогресс в технике, конкурентоспособные технологии выдвигают новые требования к проектированию энергообъектов.

В виду того, что электрооборудование подстанции 10/6 кВ ЦРП-3 физически и морально устарело, предполагается частичная ее реконструкция и модернизация.

При этом ставятся следующие задачи:

1) Замена ячеек РУ-6 кВ в ЦРП-3;

2) Замена масляных выключателей ВМП-10 и ВМП-6 на вакуумные с такими же характеристиками.

Замена изношенных масляных  и  электромагнитных выключателей на вакуумные — современные  и  долговечные — помогает продлить срок службы  ячеек. К тому же в условиях неблагоприятной экономической ситуации  модернизация  комплектных распределительных устройств остается зачастую единственным средством повышения надежности электроснабжения потребителей  и  переоснащения подстанционного оборудования.

Сегодня из всех существующих типов выключателей вакуумные выключатели по параметрам: высокой надежности, экологичности, обслуживания при эксплуатации, диапазонам номинальных параметров и экономичности – являются наиболее целесообразными к применению.


1
Основные сведения о предприятии

1.1 Краткая информация о предприятии

Официально днем рождения Орского НПЗ считается 24 декабря 1935 года.

17 декабря 1935 года состоялось совещание при председателе горсовета. Повестка дня состояла из одного вопроса: «О готовности пуска крекинг завода и приеме нефтепродукции».

А через неделю атмосферно-вакуумная трубчатка № 1 (АВТ-1) нового предприятия города приняла первую нефть по новому нефтепроводу «Каспий - Орск». Это было 24 декабря 1935 года. Этот день и стал днем рождения завода.

6 января 1936 года был получен первый орский бензин. А в 1939 году решением правительства СССР заводу присвоено имя легендарного летчика Валерия Павловича Чкалова.

В годы Великой Отечественной войны заводчане ежедневно совершали трудовые подвиги, внося свой вклад в Победу.

В феврале 1976 года на базе НПЗ и завода синтетического спирта создано одно из первых в стране производственное объединение «Орскнефтеоргсинтез». Завод синтетического спирта производил продукцию для военно-промышленного комплекса, для химико-фармацевтической промышленности, для изготовления парфюмерии и косметики. В 1972 году абсолютированный изопропиловый спирт получил государственный знак Качества. Это был первый химический продукт в Оренбургской области, отмеченный таким образом.

Страницы истории нефтеперерабатывающего завода богаты событиями. В 1994 году акционерное общество «Орскнефтеоргсинтез» вошло в состав нефтяной компании «ОНАКО».

Увеличилось количество технологических процессов, которыми оснащен завод.

Набор технологических процессов позволял выпускать около 30-ти видов различной продукции. Это – бензин А-76 и АИ-95, топливо РТ для реактивных двигателей, топливо дизельное зимнее и летнее, моторное для среднеоборотных и малооборотных двигателей; масла для холодильных машин, индустриальные масла, авиационные, компрессорные, моторные для автотракторных дизелей, битумы строительные и дорожный и ряд других нефтепродуктов.

Помимо технологических цехов завод располагал огромным товарным парком, эстакадами слива и налива, разветвленным и мощным набором вспомогательной службы, в том числе и очистными сооружениями, обслуживающими все городское хозяйство. Построенный в степи Орский нефтеперегонный завод, стал флагманом промышленной индустрии Восточного Оренбуржья.

14-го сентября 2000-го года Орский НПЗ вошел в состав Тюменской нефтяной компании. 1 сентября 2003 года все предприятия Тюменской нефтяной компании вошли в состав новой объединенной российско-британской компании ТНК-ВР - третьей крупнейшей нефтегазовой компании России.

Новой вехой вошел в историю ОНОСа юбилейный 2005 год – год 70-летия со дня образования. 22 декабря 2005 года ОАО «Орскнефтеоргсинтез» вошло в состав вертикально-интегрированного нефтяного холдинга «РуссНефть», входящего в число десяти крупнейших нефтегазовых компаний России.

Являясь базовым перерабатывающим предприятием компании "РуссНефть", «Орскнефтеоргсинтез» производит высококачественную, конкурентоспособную продукцию: автобензины, дизельное топливо, масла, авиакеросин, битум, мазут.

Сегодня ОНОС по-прежнему градообразующее предприятие.

Производство развивается, улучшаются технологические процессы и условия труда, ведется планомерная реконструкция и модернизация технологических установок, выполняются инвестиционные проекты. Благодаря чему на заводе добились значительных успехов по увеличению выпуска высокооктановых марок автомобильного топлива, по выпуску дизельного топлива европейского качества, улучшению качества масел, увеличению глубины переработки, снижению безвозвратных потерь. Перспективы предприятия внушают оптимизм и уверенность в завтрашнем дне.

         1.2 Характеристика исходного сырья и готовой продукции

Мощность завода по переработке нефти составляет 6,6 млн. тонн в год. В состав предприятия входят 4 установки первичной переработки нефти, 2 установки каталитического риформинга; установка гидроочистки керосина; установка гидроочистки дизельного топлива; производство масел; битумное производство.

Набор технологических процессов позволяет выпускать около 30-ти видов различной продукции. На рисунке 1 показан производственный процесс в ОАО "Орскнефтеоргсинтез".

1) Автобензины марки АИ-95, АИ-92, АИ-80

Автомобильные бензины в ОАО "Орскнефтеоргсинтез" изготавливают с применением высокооктановых кислородосодержащих добавок, существенно повышающих экологические и эксплуатационные характеристики топлива. В течение последних лет спрос на высокооктановое топливо на рынке нефтепродуктов постоянно повышается. В связи с этим ОАО "Орскнефтеоргсинтез" еще в 1999 году приступило к выпуску бензина марки АИ-95. Уже в 2001 году было произведено 40,6 тысяч тонн этого вида топлива. В начале января 2002 года завод приступил к реконструкции печного блока установки 35-11-300, на которой происходит процесс выработки высокооктанового автомобильного бензина. Данная реконструкция позволила увеличить выпуск высокооктанового автобензина, а также послужила улучшению безопасности производственного процесса.

Рисунок 1 - Производственный процесс в ОАО "Орскнефтеоргсинтез"

2) Дизельное топливо европейского стандарта с содержанием серы до 0,035 - летнее, зимнее.

В феврале 2002 года Московским научно-исследовательским институтом нефтяной промышленности ОАО "Орскнефтеоргсинтез" был выдан допуск на производство дизельного топлива европейского стандарта. На сегодняшний день Орский НПЗ имеет возможность поставлять на рынок (не только российский, но и западный) дизельное топливо аналогичное европейскому по EN 590 с содержанием серы 0,035%.Кроме этого вида топлива, Орский НПЗ выпускает топливо маловязкое судовое летнее.

3) ОАО "Орскнефтеоргсинтез" выпускает базовые масла для последующей выработки основных моторных и трансмиссионных масел.

4) Мазут М-100, М-40 по ГОСТ 10585-99.

5) Битум БН 70/30 (строительный), БНД 60/90 (дорожный), Битум БНДМ 80/120 разработан специально для резкоконтинентального климата, под заказ автодорожных служб.

Продукция ОАО «Орскнефтеоргсинтез» реализуется на внутреннем рынке России, преимущественно в ее центральных областях. Вместе с тем, география поставок продукции ОНОС благодаря ее качеству и ассортименту охватывает всю территорию Российской Федерации. Часть нефтепродуктов, производимых на предприятии, экспортируются в страны ближнего и дальнего зарубежья.

1.3 Структура производственного комплекса ОАО

«Орскнефтеоргсинтез»

В структуру производственного комплекса входят следующие подразделения:

Цех № 1 «Первичная переработка нефти»- установки атмосферно- вакуумной перегонки нефти: ЭЛОУ – АВТ, ЭЛОУ – АВТ – 3, ЭЛОУ – АВТ – 2, установка атмосферной перегонки нефти ЭЛОУ – АТ – 5, производство нефтебитума 19 – 6М.

1) ЭЛОУ – АВТ, ЭЛОУ – АВТ – 3, ЭЛОУ – АВТ  - 2 – установки предназначены для обезвоживания и обессоливания нефти и ее первичной переработки.

Сырье: сырая нефть, БГС.

Продукт: бензин прямой гонки – сырье установки 22- 4; авиационный керосин – сырье для установки Л – 24 – Т – 6; дизельное топливо – сырье для установки ЛЧ – 24 – 2000; масляные фракции – сырье для установок 37 – 1, 37 – 2, 37 – 4; гудрон – сырье для установок 36 – 37, 19 – 6М, компонент товарного  мазута – цех 10.   

2) ЭЛОУ – АТ – 5 – установка предназначена для обессоливания и обезвоживания нефти и ее первичной переработки.

Сырье: сырая нефть, ловушечный продукт.

Продукт: бензин прямой гонки – сырье установки 22- 4;                 авиационный керосин – сырье для установки Л – 24 – Т – 6; дизельное топливо – сырье для установки  ЛЧ – 24 – 2000;      мазут – компонент товарного мазута – цех № 10.

3) 19 – 6М – установка предназначена для получения битумов путем окисления гудрона.

Сырье: гудрон.

Продукт: битум.

Цех № 2 « Каталитического риформирования, гидроочистки и четкой ректификации»

Установки каталитического риформинга Л – 35 – 11 / 300 / 1, ЛГ – 35 – 11 / 3000 / 2, гидроочистки Л – 24 – Т – 6, ЛЧ – 24 – 2000, четкой ректификации бензинов прямой гонки 22 – 4, газофракционирующая установка 45 – 1, установка по производству инертного газа, установка по производству азота.

1) Л – 35 – 11 / 300 / 1, ЛГ – 35 – 11 / 300 / 2 – установки предназначены для производства высокооктанового компонента бензина.

Сырье: бензиновые фракции прямой гонки.

Продукт: бензин каталитического риформинга – сырье цеха № 10.

2) Л – 24 – Т – 6, ЛЧ – 24 – 200 – установка предназначена для каталитической очистки нефтяных дистилляторов от сернистых, азотных и кислородных соединений.

Сырье: авиационный керосин, дизельное топливо.

Продукт: топливо РТ; дизельное топливо.

3) 22 – 4 – установка предназначена для четкой ректификации прямогонных бензинов.

Сырье: прямогонный бензин, БГС.

Продукт: фракция 85 – 180 º С – сырье установок Л – 35 – 11 / 300 / 1, ЛГ – 35 – 11 / 300 / 2; фракция НК – 62 º С – сырье установки 45 – 1; фракция  62 – 85 º С – сырье цеха № 10; фракция 180 – 250 º С – сырье установок Л – 24 – Т – 6, ЛЧ – 24 – 2000; головка стабилизации – сырье установки 45 – 1.

4) 45 – 1 - газофракционирующая установка.

Сырье: сжиженные газы.

Продукт: топливный газ – топливная сеть; компонент бензина – сырье цеха № 10.

5) Установка получения инертного газа.

Сырье: атмосферный воздух.

Продукт: инертный газ – для установок Л – 24 – Т – 6, ЛЧ – 24 –  2000.                           

6) Установка получения азота.

Сырье: атмосферный воздух.

Продукт: азот – для Л – 35 – 11 / 300 / 1, ЛГ – 35 – 11 / 300 / 2.

Масляное производство:

- установки деасфальтизации гудрона 36 – 2,3,

- установки депарафинизации 39 – 1, 2, 4, 44;

- установка 36 / 37 « Дуо – сол » - извлечение вязких масляных компонентов из гудрона;

- 42 – 2 – установка контактной очистки масел отбеливающими глинами;

Участок приготовления масел.

  1.  установки 36 – 2, 36/ 37 – установки предназначены для извлечения                  высоковязких масляных компонентов из тяжелого остатка.

Сырье: гудрон.

Продукт: высоковязкий масляный компонент, который направляется на участок приготовления масел.

2) установки 37 – 1, 2, 4 – установки предназначены для удаления ароматических соединений и других нежелательных компонентов из масляных фракций.

Сырье: масляные фракции.

Продукт: рафинат масляных фракций – сырье для установок 39 -1, 2, 4.

3) установки 39 – 1, 2, 4 – установки предназначены для извлечения твердых углеводородов из дистилятных и остаточных рафинатов.

Сырье: рафинат масляных фракций.

Продукт: депарафинизированный компонент, который направляется на участок приготовления масел.

Цех № 10, Участок 1, 2, 3 – резервуарные парки сырья, присадок, готовой продукции, эстакады слива сырья и налива готовой продукции, приготовление бензинов.ЦЗЛ (Центральная заводская лаборатория) – топливная, масляная, товарная.


2 Характеристика ЦРП-3

2.1 Постановка задачи модернизации

В 2011 году вступит в действие технический регламент "О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту" о введении в Российской Федерации новых норм экологии – так называемых норм Евро-3. Суть данных норм заключается в ужесточении состава вредных выбросов в атмосферу, содержащихся в выхлопных газах автомобилей, работающих на углеводородном топливе. В частности автомобилей, двигатели которых работают на бензине и дизельном топливе.

Казалось бы, что эта проблема целиком и полностью должна решаться автопроизводителями. Но это глубокое заблуждение, так как основной продукт горения в двигателях – это бензин и содержание в нем определенных веществ напрямую влияет на экологию выброса. Следовательно, необходма дополнительная обработка топлива, что в свою очередь влечет изменение процесса переработки нефти.

Некоторые компоненты высокооктановых бензинов, в первую очередь катализат риформинга, не могут быть использованы непосредственно в качестве товарного бензина из-за недостаточной концентрации легких (пусковые) фракций. Поскольку риформингу подвергают обычно фракцию бензина с началом кипения от 85 до 105°С (а иногда и выше), протекающие при этом реакции гидрокрекинга не могут обеспечить требуемое стандартом содержание легких фракций. С другой стороны, в тяжелых фракциях катализата содержатся ароматические углеводороды С9 и выше (их точка кипения от 152 до 176°С), способствующие повышению нагарообразования в двигателях. Повышенное содержание ароматических углеводородов в бензинах приводит также к увеличению концентрации, канцерогенных веществ в выхлопных газах двигателей.

Таким образом, добавление легких бензиновых фракций к бензинам риформинга, особенно полученным при жестком режиме, обеспечивает требуемый фракционный состав и снижает концентрацию нагарообразующих ароматических углеводородов. Естественно, что эти легкие компоненты должны обладать высоким октановым числом, близким к октановому числу бензина риформинга. Этому условию удовлетворяют легкие изопарафины (C5 - C8). Изопентан и изогексаны могут быть получены методом каталитической изомеризации.

Перед предприятиями встала серьезная проблема по совершенствованию процесса переработки и очистки топлива. Одни производители имели необходимые объекты для становления процесса доочистки сырья, оставалось только возродить их и наладить технологический цикл. Другим нефтепереработчикам предстояло строительство новых объектов и внедрение их в основной цикл производства. А это очень сложный процесс.

Таким путем и было решено пойти на ОАО «Орскнефтеоргсинтез» - строительство новой установки изомеризации легких бензиновых фракций.

Сущностью изомеризации является каталитическое превращение легких парафинов нормального строения в соответствующие изопарафины.

Наиболее ранние промышленные процессы изомеризации были предназначены для увеличения ресурсов изобутана - сырья для производства алкилата, являющегося высокооктановым компонентом авиационных бензинов. Первые промышленные установки такого типа начали строить в годы II мировой войны. Сырьем служил н-бутан, выделяемый из газов нефтепереработки. Процесс изомеризации н-бутана представлял особый интерес для тех заводов, на которых отсутствовали установки каталитического крекинга (газ каталитического крекинга богат изобутаном). Катализатором изомеризации служил хлорид алюминия, активированный HCl и используемый при мягком температурном режиме (90 - 120°С) и при повышенном давлении в реакционной зоне. Обычно используют катализатор на основе платины. Процесс протекает при 150 - 205 °С, 1,5 - 3,0 МПа и объемной скорости 3—5 ч-1 по жидкому сырью с циркуляцией водорода.

В послевоенные годы, в связи с резким падением спроса на авиационный бензин, процесс изомеризации на некоторое время утратил свое значение. Однако спустя несколько лет интерес к нему вновь пробудился из-за все возрастающих требований к качеству автомобильных бензинов. Установки каталитического риформинга стали практически непременным элементом нефтеперерабатывающего завода. При получении сырья риформинга наиболее легкая часть прямогонного бензина («головка») остается на заводе в виде компонента товарного бензина. Однако подавляющая масса перерабатываемых нефтей характеризуется низкооктановыми бензиновыми фракциями, и даже этот легкий бензин имеет обычно невысокое октановое число, например бензин с началом кипения - 85 °С из ромашкинской нефти имеет октановое число всего 63,4. Подвергая легкую фракцию изомеризации, можно повысить ее октановое число на 15 - 20 единиц за счет превращения н-парафинов в углеводороды изостроения.

Разработка и усовершенствование катализаторов платиновой группы, применяемых для риформинга, позволили использовать катализаторы этого типа и для процесса изомеризации. За счет применения платинового катализатора оказалось возможным улучшить экономику процесса и повысить пропускную способность отдельных установок.

Эксплуатация такого объекта требует достаточно больших технических и энергетических затрат. А именно электроснабжение потребителей по высшей категории безопасности и бесперебойности. На подобных объектах присутствует достаточно много электропотребителей на разное напряжение и большой суммарной мощностью потребления.

Чтобы обеспечить электроэнергией всех потребителей  необходимого качества и мощности следует построить новую комлектную трансформаторную  подстанцию (КТП) с понижающими трансформаторами 6/0,4 кВ суммарной мощностью потребления 1600 кВА на территории установки.

Но есть проблема с подключением КТП к заводской сети на 6 кВ – просто нет физической возможности. Все трансформаторы  заводских ТП с выходным напряжением 6 кВ загружены на всю мощность. Но есть возможность подключиться к ГПП, у которой выходное напряжение 10 кВ. Для ее объединения с ТП установки изомеризации необходимо строительство новой ТП с понижающими трансформаторами 10/6 кВ. Этот вариант крайне дорог и требует больших технических затрат.

В результате проведенного анализа заводской распределительной сети, была найдена возможность подключить ТП установки изомеризации к ЦРП №3, трансформаторы которой обеспечат необходимое выходное напряжение 6 кВ и необходимую мощность потребителей новой установки. Достаточно провести на ЦРП №3 легкую модернизацию, которая заключается в замене отходных ячеек РУ-6 кВ на ячейки меньшего размера (по ширине). Это приведет к возможности подключить ТП установки изомеризации и появлению  новых шести резервных ячеек на 6 кВ.

Так же, в связи с тем, что почти все оборудования ЦРП-3 было выпущено в 60-х годах и не раз не производилась его замена, большая часть его морально и физически устарела. Поэтому необходимо заменить наиболее его важные составляющие. Таковыми являются масляные выключатели РУ-6 кВ и РУ-10 кВ. Их замена на вакуумные также будет рассматриваться в данной работе.

2.2 Система электроснабжения

Электроснабжение потребителей ЦРП-3 осуществляется по двум КЛ-10 кВ «Крекинг-V» и «Крекинг-VI» с подстанции «ОТЭЦ-1» через двухтрансформаторную подстанцию ПС 10/6 кВ с трансформаторами мощностью по 15000 кВА, от которых осуществляется питание секций РУ-6 кВ, и секций РУ-10 кВ. Трансформаторы типа ТМ-15000/10/6.

Установленная мощность электропотребления – 24130 кВА.

Электроснабжение основной производственной нагрузки осуществляется от распределительных устройств, состоящих из двух секций шин 10 кВ и двух секций шин 6 кВ, по десяти отходящим линиям КЛ-10 кВ, общей протяженностью 14 км, и десяти КЛ-6 кВ, длинной 15,7 км.

Основными потребителями электроэнергии РУ-10 кВ являются:

  •   компрессорная установки инертного газа;
  •   газофракционирующая установка;
  •   паровая котельная;
  •   установка четкой ректификации прямогонных бензинов;
  •   установка ЭЛОУ-АВТ.

Основными потребителями электроэнергии РУ-6 кВ являются:

  •  установка производства высокооктанового компонента бензина;
  •  установка по производству битумов;
  •  водоблок №1;
  •  установка ЭЛОУ-АВТ;
  •  установка ЭЛОУ-АВТ 2.

Все потребители относятся к I категории по   надежности электроснабжения.

 Снабжение потребителей электроэнергией производится от двух независмых источников питания. При исчезновении напряжения на одном из источников производится автоматическое переключение на питание нагрузки от второго источника. Переключение производится автоматическими выключателями резерва (АВР). При срабатывании этих механических  переключателей, время отсутствия напряжения (период, в течение которого нагрузка остается без электропитания) составляет 10-3000 мс.

2.3 Основное оборудование ЦРП-3

На подстанции ЦРП-3 10/6 кВ установлено следующее основное оборудование выпуска шестидесятых годов:

  •  ячейки 4КВГ-10-630;
  •  ячейки 4КВГ-6-630;
  •  выключатели масляные МГГ 10- 2000;
  •  выключатели масляные МГГ 6- 2000;
  •  трансформаторы тока ТВЛМ-10;
  •  трансформаторы тока ТВЛМ-6;
  •  выключатели масляные ВМП-10;
  •  выключатели масляные ВМП-6;
  •  трансформаторы напряжения НАМИТ-10;
  •  трансформаторы напряжения НАМИТ-6;
  •  Т1 ТМ-15000/10/6;
  •  Т2 ТМ-15000/10/6.

2.4 Расчет электрических нагрузок

Электрические нагрузки систем электроснабжения определяют для выбора числа и мощности силовых трансформаторов, мощности и места подключения компенсирующих устройств, выбора и проверки токоведущих элементов по условию    допустимого  нагрева, расчета  потерь, колебания напряжения и выбора защиты.

Для начала расчетов определим максимальную расчетную нагрузку.

Под максимальной нагрузкой понимают, наибольшее значение нагрузки элементов системы электроснабжения, усредненное на интервале времени, за которое температура этих элементов достигает установившегося значения. Для графиков, длительность цикла которых не превосходит трех постоянных времени нагрева элемента сети, расчетная нагрузка может быть принята равной эффективной, т.е. среднеквадратичной нагрузке.

Определяя максимальную  нагрузку производства, необходимо определить нагрузки электроприемников цеха, участков, предполагая отсутствие источников реактивной мощности  в системе электроснабжения. Результаты расчета  электрических нагрузок используются как исходные данные для выбора числа и мощности силовых трансформаторов с одновременным определением мощности и мест подключения компенсирующих устройств.

Расчёт электрических нагрузок цеха производится методом упорядоченных диаграмм, с применением коэффициента расчётной нагрузки    /1, 121/

Модуль сборки узла питания m определяется:

,                    (1)

где Pmax – максимальная номинальная мощность электроприемника подключенного к узлу питания, кВт;  

Pmin – минимальная номинальная мощность электроприемника подключенного к узлу питания, кВт.

Среднюю активную мощность для групп электроприемников , кВт вычисляют по формуле: 

,                                                 (2)

Среднюю реактивную мощность для групп электроприемников , квар вычисляют по формуле: 

,       (3)

где  - коэффициент использования электроприемника;        

      - сумма номинальных мощностей электроприемников, кВт.

Средняя мощность для узла питания определяется суммированием средних активных и реактивных мощностей групп электроприемников.

Средневзвешенные значения коэффициента использования определяеют по формуле:

.                                (4)

Средневзвешенные значения коэффициента реактивной мощности   определяют по формуле:

.                      (5)

Значение коэффициента расчетной нагрузки зависит от коэффициента использования ки данной группы приемников и эффективного числа электроприемников nэ, значение которого принимается в зависимости от ки и модуля сборки m:

При ки  0,2  и  m    3               

 

nэ = n.                                               (6)

 

При ки  0,2  и  m    3        

       .                                            (7)

Активную расчетную нагрузку Рр., кВт вычисляют по формуле:

                                 .                                          (8)

 

Расчетную реактивную нагрузку Qр, кВар вычисляют по формуле:

При nэ  10                          

Qр = 1,1∙ Qсм.                                               (9)

При nэ  10                            

Qр = Qсм.                           (10)

Полную расчетную мощность, кВА определяют:

.                                                 (11)

Пример расчета для установки №1:

Количество электроприемников: n =11

Установленная мощность:

кВт.

Сумма номинальных мощностей:

Pн= 727.5кВт.

Коэффициент использования  для компрессорной установки     Ки= 0,75,

cosφ/tanφ: 0,5/1,73 /2, 781/

Средняя мощность:

Pсм=0,75∙727,5=545,62 кВт,

Qсм=545,62∙1,73=943,88 кВар.

Модуль сборки:

.

Суммарная мощность смены для установки:

Pсм= 545,62 кВт.

Qсм=943,88 кВар.

Эффективное число электроприемников:

.

Средневзвешенное значение коэффициента использования:

.

Средневзвешенное значение коэффициента реактивной мощности:

.

Коэффициент расчетной нагрузки для  и  

Расчетная активная нагрузка:

кВт.

Расчетная реактивная нагрузка:

кВар.

Полная расчетная нагрузка:

 

кВА.

Расчетный ток:

А.

Расчет для остальных установок производится аналогично.

Результаты расчетов сводятся в таблицу 1.           


Таблица 1- Расчет электрических нагрузок      

Наименование установок

Кол-во ЭП

Уст. мощность

M

Ки

cosφ

tgφ

Ср. мощность

Nэ

Кр

Расчетная нагрузка

одного, кВт

об-щая

Рсм

Qсм

Рр

Qр

Sр

Iр

шт.

min

max

кВт

кВт

квар

шт.

кВт

квар

кВА

А

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

Установка компрессорная инертного газа

(0,4 кВ)

11

1

160

727,5

3

0,75

0,5

1,73

545,6

943,88

9

0,91

496,5

1038,27

1150,87

1663,12

Итого по №1

11

1

160

727,5

3

0,75

0,5

1,73

545,6

943,88

9

0,91

496,5

1038,27

1150,87

1663,12

Установка 45/1             (0,4 кВ)

13

1,1

55

160,1

3

0,75

0,5

1,73

120,075

207,73

5

0,93

111,66

228,5

254,32

367,5

Итого по №2

13

1,1

55

160,1

3

0,75

0,5

1,73

120,075

207,73

5

0,93

111,66

228,5

254,32

367,5

Установка 35-11-2  (0,4 кВ)

84

0,27

132

1614,21

3

0,8

0,75

0,88

1291,36

1136,4

24

1

1291,36

1136,4

1720,17

2485,8

6 кВ

5

200

3000

6214,21

3

0,8

0,75

0,88

3680

3238,4

3

1

3680

3562,24

5121,7

493,42

Итого по №3

89

0,27

3000

6214,21

3

0,8

0,75

0,88

4971,4

4374,80

4

0,97

4822,2

4101,4

6330,48

609,87

Паровая котельная (0,4 кВ)

37

1,5

110

1294,4

3

0,65

0,9

0,48

841,36

403,85

23

1

841,36

403,85

933,26

1348,65

6 кВ

2

400

400

800

3

0,65

0,9

0,48

520

249,6

2

1,11

577,2

274,56

639,17

61,57

Итого по №4

39

1,5

400

2094,4

3

0,65

0,9

0,48

1361,36

653,45

10

0,9

1225,22

653,45

1388,58

133,77

Битумная установка (0,4 кВ)

48

0,18

200

991,19

3

0,75

0,9

0,48

743,39

356,83

10

1

743,39

356,83

824,59

1191,61

6 кВ

3

200

630

1460

3

0,75

0,9

0,48

1095

525,6

3

1

1095

578,16

1238,26

119,29

Итого по №5

51

0,18

630

2451,19

3

0,75

0,9

0,48

1838,4

882,43

7

0,93

1709,71

970,67

1966,04

189,41

Установка 22-4       (0,4 кВ)

64

2,2

132

2002

3

0,65

0,8

0,75

1301,3

975,97

30

1

1301,3

975,97

1626,622

2350,61

6 кВ

2

250

250

500

3

0,65

0,8

0,75

325

243,75

2

1,11

360,75

268,125

449,48

43,3

         

Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

Итого по №6

66

2,2

250

2502

3

0,65

0,8

0,75

1626,3

1219,7

20

0,9

1463,67

1219,7

1905,25

183,55

Установка ЭЛОУ – АВТ  (0,4 кВ)

108

0,25

250

4239,44

3

0,5

0,85

0,61

2119,72

1293,03

33

1

2119,72

1293,03

2482,97

3588,106

6 кВ

14

200

630

5260

3

0,5

0,85

0,61

2630

1604,3

14

0,85

2235,5

1604,3

2751,58

265,08

Итого по №7

122

0,25

630

9499,44

3

0,5

0,85

0,61

4749,72

2897,32

30

0,8

3799,7

2897,32

4778,303

460,33

Установка ЭЛОУ-АВТ-2   (0,4 кВ)

64

0,25

160

2442,55

3

0,5

0,85

0,61

1221,27

744,9

30

1

1221,27

744,9

1430,516

2067,22

6 кВ

4

200

200

800

3

0,5

0,85

0,61

400

244

4

1,04

416

268,4

495,07

47,69

Итого по №8

68

0,25

200

3242,55

3

0,5

0,85

0,61

1621,27

988,97

32

0,75

1215,95

988,97

1567,353

150,99

Водоблок №1  (0,4 кВ)

84

0,18

250

1555,08

3

0,7

0,35

2,67

1088,55

2906,43

12

1

1088,55

2906,43

3103,59

4484,95

6 кВ

12

320

630

6200

3

0,7

0,35

2,67

4340

11587,8

12

0,9

3906

11587,8

12228,41

1178,07

Итого по №9

96

0,18

630

7755,08

3

0,7

0,35

2,67

5428,55

14494,2

24

0,9

4885,7

14494,23

15295,51

1473,55

Итого по ЦРП-3

555

0,18

3000

34846,4

3

0,65

0,86

0,57

22650,2

12910,6

23

0,9

20385,2

12910,62

24129,65

2324,63


3 Расчет токов короткого замыкания

Токи короткого замыкания (КЗ) рассчитывают для выбора и проверки аппаратов и токоведущих частей на термическую и динамическую стойкость, для выбора, при необходимости, устройств по ограничению этих токов, а также для выбора и оценки устройств релейной защиты.

Расчётным является трёхфазное короткое замыкание, т.к. токи КЗ в этом случае имеют максимальные значения. При расчётах токов КЗ принимаются допущения/2/: все источники, участвующие в питании рассматриваемой точки КЗ, работают одновременно и с номинальной нагрузкой; расчётное напряжение каждой ступени схемы электроснабжения принимается на 5 % выше номинального значения; короткое замыкание наступает в момент времени, при котором ударный ток КЗ будет иметь наибольшее значение; не учитываются ёмкости, а следовательно, и емкостные токи в воздушных и кабельных сетях; не учитываются токи намагничивания трансформаторов; напряжение источников питания остаются неизменным.  

Рисунок 2 – Расчетная схема для токов к. з.

Рисунок 3- Схема замещения

Исходные данные:

  •  SТЭЦ= 1600 МВА;
  •  ТМ-15000/10/6;
  •  Uк%=7,5%;

Задаёмся базисной мощностью и базисными напряжениями:

  •  Sб = 100 МВА;
  •  Uб1 = 10,5 кВ;
  •  Uб2 = 6,3 кВ;

Определяем базисный ток Iб, кА:

;                                                        (12)

кА;

кА.

Определяем сопротивления элементов схемы замещения в базисных единицах:

Сопротивление системы  определяется:

;                                                               (13)

.

Сопротивление линии  определяется:

,                                                  (14)

где хо = 0,08 - удельное индуктивное сопротивление линии, Ом/км;

      l1, l2- длина кабельной линии, км;

      l1= 1,560 км;

      l2= 1,490 км.   

;

;

;                                                          (15)

.

Сопротивление трансформатора  определяется:

 ;                                                        (16)

;

;                                                            (17)

.

Результирующие сопротивления определяются:

;                                                       (18)

;

;                                                 (19)

;

Расчетное время t, с, для которого определяются токи к.з.:

t = tc +  tр.з ,                                                      (20)  

где  tc = 0,01 с – собственное время срабатывания выключателя;   

       tр.з – время срабатывания релейной защиты;

        tр.з10 = 0,07 с;

       tр.з6 = 0,06 с;

t10 = 0,01 +  0,07=0,08;

t6 = 0,01+0,06=0,07.

                                                      

Периодическая составляющая тока к.з. , кА определяется:

.                                                 (21)

Ударный ток , кА определяется:

,                                           (22)

где куд – ударный коэффициент/3,150/

куд10 = 1,65;

куд6 = 1,63.

Апериодическая составляющая тока к.з.  , кА определяется:

 , (23)  

где Та –  постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, обычно Та находится в пределах (0,005 – 0,2) с./3,150/

Тепловой импульс среднеквадратичного тока, кА2с определяется:

 ,                                              (24)

где tотк – время отключения выключателя/3,206/

tотк = 0,2 с.

Расчет для точки К1:

кА;

кА;

кА;

кА2с.

Расчет для точки К2:

кА;

кА;

кА;

кА2с.


4 Замена выключателей

4.1 Назначение и область применения

Выключатель – это аппарат, предназначенный для отключения и включения цепей высокого напряжения в нормальных и аварийных режимах.

Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения цепи в любых режимах. Наиболее тяжёлой и ответственной операцией является отключение токов короткого замыкания.

4.2 Условия эксплуатации и требования к надежности

Условия эксплуатации:

1)  выключатель  предназначен для работы в районах умеренного, холодного (У) климата,   категории  размещения 3.1 по ГОСТ 15150-69 и    ГОСТ 15543.1-89;

2) высота над уровнем моря до 1000 м;

3) верхнее значение температуры окружающего воздуха при эксплуатации плюс 50 ºС;

4) нижнее значение температуры окружающего воздуха при эксплуатации минус 10 ºС;

5)  требования техники безопасности по ГОСТ 12.2.007.0-75, ГОСТ 12.2.007.3-75

Требования к надежности:

1)  ресурс  по  механической  стойкости не  менее 20 000 циклов В–tn–О, где tn –произвольная пауза;

2)  ресурс по коммутационной стойкости при номинальном токе 1600 А – не менее 20 000 циклов В–tn–О;

3) ресурс по коммутационной стойкости при номинальном токе отключения – не менее 100 операций О; из них 30  циклов В-О;

4) срок службы до списания – 30 лет.

4.3 Преимущества и недостатки

Так как масляные выключатели ВМП-10 и ВМП-6, которые в данный момент эксплуатируются на ЦРП-3, физически и морально устарели, необходима их замена на более современные. Для этого вполне подходят  вакуумные выключатели.

Основные достоинства  вакуумных   выключателей, определяющие их  широкое применение:

1) Высокая износостойкость при коммутации номинальных токов и номинальных токов отключения. Число отключений номинальных токов вакуумным выключателем (ВВ) без замены ВДК составляет 10-50 тыс. число отключений номинального тока отключения – 20 – 200, что в 10 - 20 раз превышает соответствующие параметры маломасляных  выключателей.

2) Резкое снижение эксплуатационных затрат по сравнению с маломасляными  выключателями. Обслуживание ВВ сводится к смазке механизма и привода, проверке износа контактов по меткам 1 раз в 5 лет или через 5-10 тыс. циклов «включение-отключение».

3) Полная взрыво- и пожаробезопасность и возможность работы в aгрессивных средах.

4) Широкий диапазон температур окружающей среды, в котором возможна работа ВДК.

5) Повышенная устойчивость к ударным и вибрационным нагрузкам вследствие малой массы и компактной конструкции аппарата.

6) Произвольное рабочее положение и малые габариты, что позволяет создавать различные компоновки распределительных устройств, в том числе и шкафы  с  несколькими  выключателями  при двух -трехярусном их расположении.

7) Бесшумность, чистота, удобство обслуживания, обусловленные малым выделением энергии в дуге и отсутствием выброса масла, газов при отключении токов КЗ.

8) Отсутствие загрязнения окружающей среды.

9) Высокая надежность и безопасность эксплуатации, сокращение времени на монтаж.

К недостаткам ВВ следует отнести повышенный уровень коммутационных перенапряжении, что в ряде случаев вызывает необходимость принятия специальных мер по защите оборудования.

4.4 Выбор выключателей

Выбор выключателей производится:

  •  по напряжению:

        ;                                                        (25)

  •  по длительному току:

   ;                                                   (26)

  •  по отключающей способности:

В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения:

      ,                                                     (27)

где  - действующее  значение периодической составляющей тока короткого замыкания в момент начала расхождения дугогасительных контактов;

– номинальный ток отключения, кА.

Затем проверяется способность выключателя отключить асимметричный ток короткого замыкания, т. е. полный ток короткого замыкания с учётом апериодической составляющей:

 

        ,                                      (28)

где  - апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов ;

- номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе короткого замыкания;

- наименьшее время от начала короткого замыкания до момента расхождения дугогасительных контактов.

,                                                       (29)

где = 0.01 с – минимальное время действия релейной защиты;

  – собственное время отключения выключателя.

На электродинамическую устойчивость выключатель проверяется по

предельному сквозному току короткого замыкания:

;                                                          (30)

;                                                 (31)

                                                    (32)

где - начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя;

– действующее значение предельного сквозного тока короткого замыкания /4, 93/;

- ударный ток короткого замыкания в цепи выключателя;

- амплитудное значение предельного сквозного тока короткого замыкания /4, 101/.

На термическую устойчивость выключатель проверяется по тепловому импульсу:

 

                                                    (33)

где   – предельный ток термической устойчивости по каталогу;

– тепловой импульс по расчёту;

– длительность протекания тока термической устойчивости, с.

Проверка выключателей по параметрам восстанавливающегося напряжения обычно не проводится.

Рассмотрим выбор выключателя на 10 кВ. Максимальный рабочий ток в линии равен:

кА.

Выбираем вакуумный выключатель типа ВВ/TEL-10-20/630 У2 /5/ и производим его проверку:

  •  на симметричный ток отключения, кА:
  •  

кА;

  •  на способность выключателя отключать асимметричный ток к.з.:

с;

значение =0,18 при с определили из графика /4,80/

где I"= 13,1 кА;

кА;

;

  •  на электродинамическую устойчивость, кА:

=13,120 кА;

;

кА;

  •  на термическую устойчивость, кА2с:

.

Выбор выключателей 6 кВ производится таким же образом. Результаты выбора выключателей на 10 и 6 кВ сведены в таблицу 2.

Таблица 2 - Выбор выключателей

ВВ/TEL-10-20/1000

Условие выбора

Расчётные данные

Каталожные данные 6(10) кВ

10 кВ

10 кВ

585 А

1000 А

13,1 кА

20 кА

=13,1, кА

20 кА

27,02 кА

51 кА

12,87 кА2с

800 кА2с

Вакуумные выключатели  предназначены для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в сетях трехфазного переменного тока с изолированной нейтралью частоты 50 Гц. Вакуумные выключатели соответствуют требованиям ГОСТ 687-78, ГОСТ 18397-86.

Внешний вид  выключателя представлены на рисунке 4.

Замена  изношенных масляных выключателей  на  вакуумные — современные и долговечные — помогает продлить срок службы  ячеек. К тому же в условиях неблагоприятной экономической ситуации модернизация распределительных устройств остается зачастую единственным средством повышения надежности электроснабжения потребителей и переоснащения подстанционного оборудования.

Рисунок 4 – Внешний вид  выключателя


5 Замена ячеек

В данный момент на ЦРП-3 ОАО «Орскнефтеоргсинтез» трансформаторы загружены всего на 35 %. Их можно догрузить еще на 15 % процентов, чего вполне хватило бы для потребителей установки изомеризации. Но к сожалению нет физической возможности произвести подключение к РУ-6 кВ, так как все ячейки данного распределительного устройства заняты.

Суть проекта сводится к тому, чтобы заменить существующие ячейки распределительного устройства типа 4КВГ РУ- 6 кВ, которые имеют габаритные размеры по ширине 1200 мм, на более современные и компактные с шириной ячейки 800 мм типа К-5900. Это позволит не только подключить потребителей установки изомеризации, но и образовать резерв. Общий вид ячейки представлен на рисунке 5.

Рисунок  5 – Общий вид ячейки

5.1 Общие сведения

Комплектные распределительные устройства (КРУ) типа К-5900 предназначены для приема и распределения электрической энергии переменного трехфазного тока промышленной частоты 50 Гц напряжением 6 и 10 кВ.             Шкафы  КРУ  типа К-5900 предназначены для работы внутри помещения. Распределительные устройства наружной установки комплектуются из  ячеек  К-5900, установленные в здании /6/.

Условия эксплуатации:

  •  климатическое исполнение У, категория размещения 1 по ГОСТ 15150;
  •  температура окружающего воздуха:
  •  для  ячеек  внутренней установки - не выше +40°С и не ниже -25°С;
  •  для  ячеек  наружной установки - не выше +40°С и не ниже -60°С;
  •  высота над уровнем моря не более 1000 м;
  •  тип атмосферы II по ГОСТ 15150;
  •  окружающая среда - не взрывоопасная, не содержащая агрессивных газов и паров в концентрациях, разрушающих металл и изоляцию.

5.2 Основные технические данные  КРУ

Технические данные:

  •  Наибольшее рабочее напряжение, кВ - 7,2
  •  Номинальный ток главных цепей  ячеек КРУ при частоте 50 Гц, А - 630
  •  Номинальный ток сборных шин при частоте 50 Гц, А - 1000
  •  Номинальный ток отключения выключателя, встроенного в  КРУ  при частоте 50 Гц, кА  - 20
  •  Номинальный ток электродинамической стойкости главных  цепей  КРУ, кА - 51
  •  Ток термической при времени протекания 3с, кА -20
  •  Степень защиты по ГОСТ 14254:

для  ячеек   КРУ  внутренней установки - IР20

  •  Безотказная работа при условии проведения техобслуживания и замены аппаратуры, устанавливаемой в шкафах  КРУ, лет, не менее 25

Габаритные  размеры показаны на рисунке 6, мм:

  •  высота 2270;
  •  длина 1345;
  •  ширина 750;
  •  глубина выкатного элемента 600;
  •  ширина прохода сзади 800.

5.3 Эксплуатация шкафов

Шкафы КРУ должны эксплуатироваться в соответствии с "Правилами устройств электроустановок", "Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей", "Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей", "Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей", утвержденными Госэнергонадзором, "Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок электрических станций и подстанций".

Шкафы КРУ должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.007.0, ГОСТ 12.2.007.3, ГОСТ 12.2.007.4.

КРУ серии К-5900 поставляется заводом изготовителем в полностью собранном виде, что обеспечивает возможность смонтировать КРУ на месте установки с минимальными затратами труда и времени. В таблице 3 представлена замена ячеек.

1 – шкаф выкатного элемента (выключателя); 2 – отсек сборных шин;

3 – отсек ввода; 4 – релейный шкаф; 5 – канал выброса; 6 – клапан;

7 – выкатная тележка с выключателем; 8 – основание.

Рисунок 6 - Габаритные размеры ячейки К-5900


Таблица 3 - Замена ячеек

Номер

ячейки

Наименование существующей

ячейки

Наименование ячейки после

модернизации

1

ТП- 9А (Битумная установка)

Резерв

2

РП- 5 (установка ЭЛОУ- АВТ)

Резерв

3

РП- 6 (установка 35-11-2)

Установка изомеризации

4

НТМИ-6

ТП- 9А (Битумная установка)

5

ТП -73

РП- 5 (установка ЭЛОУ- АВТ)

6

ТП- 38 (Водоблок №1)

РП- 6 (установка 35-11-2)

7

ТП- 26А, ТП- 47 (ЭЛОУ- АВТ-2)

НТМИ-6

8

Ввод 1

ТП -73

9

Секционный

выключатель

ТП- 38 (Водоблок №1)

10

ТП- 26А, ТП- 47 (ЭЛОУ- АВТ-2)

11

Ввод 2

Ввод 1

12

ТП- 26А, ТП- 47 (ЭЛОУ- АВТ-2)

Секционный

выключатель

13

РП- 5 (установка ЭЛОУ- АВТ)

14

ТП- 38 (Водоблок №1)

Ввод 2

15

НТМИ-6

ТП- 26А, ТП- 47 (ЭЛОУ- АВТ-2)

16

РП- 6 (установка 35-11-2)

РП- 5 (установка ЭЛОУ- АВТ)

17

Поселок

ТП- 38 (Водоблок №1)

18

ТП- 9А (Битумная установка)

НТМИ-6

19

РП- 6 (установка 35-11-2)

20

Поселок

21

ТП- 9А (Битумная установка)

22

Установка изомеризации

23

Резерв

24

Резерв

6 Релейная защита и автоматика трансформаторов

6.1 Общие сведения о релейной защите

Все электроустановки оборудуются устройствами релейной защиты, предназначенными для отключения защищаемого участка в цепи или 'элемента в случае его повреждения, если это повреждение влечет за собой выход из строя элемента или электроустановки в целом. Релейная защита срабатывает и тогда, когда возникают условия, угрожающие нарушением нормального режима работы электроустановки/7/.

В релейной защите электроустановок защитные функции возложены на реле, которые служат для подачи импульса на автоматическое отключение элементов электроустановки или сигнала о нарушении нормального режима работы оборудования, участка электроустановки, линии и т. д.

Реле представляет собой аппарат, реагирующий на изменение какой-либо физической величины, например тока, напряжения, давления, температуры. Когда отклонение этой величины оказывается выше допустимого, реле срабатывает и его контакты, замыкаясь или размыкаясь, производят необходимые переключения с помощью подали или отключения напряжения в цепях управления электроустановкой.

К релейной защите предъявляют следующие требования:

  •  селективность (избирательность) — отключение только той минимальной части или элемента установки, которая вызвала нарушение режима;
  •  чувствительность — быстрая реакция на определенные, заранее заданные отклонения от нормальных режимов, иногда самые незначительные;
  •  надежность — безотказная работа в случае отклонения от нормального режима; надежность защиты обеспечивается как правильным выбором схемы и аппаратов, так и правильной эксплуатацией, предусматривающей периодические профилактические проверки и испытания.

Необходимая скорость срабатывания реле определяется проектом в зависимости от характера технологического процесса. Иногда для сведения до минимума ущерба от возникших повреждений релейная защита должна обеспечивать полное отключение в течение сотых долей секунды.

По своему назначению реле разделяют на реле управления и реле защиты.

Реле управления обычно включают непосредственно в электрические цепи и срабатывают они при отклонениях от технологического процесса  или изменениях в работе механизмов. Реле защиты включают в электрические цепи через измерительные трансформаторы и только иногда непосредственно. Они срабатывают при неформальных или аварийных режимах работы установки. Реле характеризуется следующими показателями:

  •  уставка — сила   тока,    напряжение    или   время,   на   которые отрегулировано данное реле для его срабатывания;
  •  напряжение  срабатывания — наименьшее   или   наибольшее

значение, при котором реле полностью срабатывает;

  •  напряжение (или ток)  отпускания — наибольшее значение, при котором реле отключается  (возвращается в исходное положение); коэффициент возврата — отношение напряжения (или тока) отпускания к напряжению (или току) срабатывания.

По времени срабатывания различают реле мгновенного действия и с выдержкой времени.

6.2 Повреждения и ненормальные режимы работы трансформаторов

К повреждениям трансформаторов относят:

  •  междуфазные к.з. на выводах и в обмотках (последние возникают гораздо реже, чем первые);
  •  однофазные к.з. (на землю и между витками обмотки;
  •  «пожар стали» сердечника.

К ненормальным режимам относятся:

  •  перегрузки, вызванные отключением, например, одного из параллельно работающих трансформаторов. Токи перегрузки относительно невелики, и поэтому допускается перегрузка в течение времени, определяемого кратностью тока перегрузки по отношению к номинальному;
  •  возникновение токов при внешних к. з., представляющих собой опасность в основном из-за их теплового действия на обмотки трансформатора, поскольку эти токи могут существенно превосходить номинальные. Длительное прохождение тока внешнего к. з. может возникнуть при неотключившемся повреждении на отходящем от трансформатора присоединении;                  
  •  недопустимое понижение уровня масла, вызываемое значительным понижением температуры я другими причинами.

Повреждения и ненормальные режимы работы предъявляют определенные требования к устройствам автоматического управления трансформаторами, рассматриваемые ниже.

6.3  Продольная дифференциальная токовая защита трансформатора

Расчет защиты, выполненной с реле типа РНТ-565, производится в следующем порядке:

1) Определяются первичные токи для всех сторон защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности, Iном1, А:

Iном1=,                                                      (34)

где Sнт- номинальная мощность трансформатора, кВА;

Iном вн1 ==867 А;

Iном нн1 ==1445 А.

2) Определяются коэффициенты трансформации трансформаторов тока Кт:

Кт=;                                                     (35)

Кт вн ==299;

Кт нн ==289;

Кт вн=1000/5;

Кт нн=1000/5.

3) Определяются вторичные токи в плечах защиты Iном2, А:

Iном2 =,                                                 (36)

где   Ксх- коэффициент схемы, зависящий от схемы соединения трансформаторов тока;

Ксх=- при схеме соединения трансформаторов тока в треугольник;

Ксх=1- при схеме соединения трансформаторов тока в звезду;

Кт – коэффициент трансформации трансформаторов тока, установленных на соответствующей стороне трансформатора;

Iном вн2 ==7,49 А;

Iном нн2 ==7,22 А.

4) Минимальный ток срабатывания защиты определяется по условию отстройки от броска намагничивающего тока при включении ненагруженного

трансформатора под напряжение Iсзмин, А:

Iсзмин ндIном1,                                                      (37)

где  Кнд – коэффициент отстройки дифференциальной защиты от бросков тока намагничивания.

 Кнд=1,5 - для реле РНТ-565;

Iсзмин =1,5∙865=1300 А.

5) Определяются числа витков рабочей обмотки НТТ реле для основной стороны 10 кВ

Ток срабатывания реле на основной стороне Iс.р.осн, А:

Iс.р.осн= ;                                                   (38)

                                  Iс.р.осн= =11,24 А

Расчетное число витков обмотки НТТ реле для основной стороны wосн.расч:

  wосн.расч=,                                                  (39)

где   Fс.р.- намагничивающая сила, А.

Fс.р.=100 А - для реле РНТ-565.

wосн.расч==8,9.

Принятое число витков обмотки НТТ реле для основной стороны: wосн=9.

Расчётное число витков рабочей обмотки НТТ реле для стороны 0,4 кВ wI.расч:

wI.расч=wосн∙                                                (40)

wI.расч=9∙=5,9

Принятое число витков рабочей обмотки НТТ реле для стороны 0,4 кВ wI:

wI=wIур=6

Принимаются к использованию следующие числа витков:   wIур=6 витков.

6) Определяется ток срабатывания реле, отнесенный к основной стороне, Iс.р, А:

Iс.р.=   ,                                                (41)

Iс.р==11,24 А.

8) Проверяется чувствительность дифференциальной защиты при коротком замыкании в ее зоне; коэффициент чувствительности Кч:

Кч= ,                                                     (42)

где Iкмин – минимальное значение тока короткого замыкания, приведенное к основной стороне.

Кч= =77,13.

Так как полученный коэффициент чувствительности Кч>2, требуемая чувствительность обеспечивается

Принимается к установке реле типа РНТ-565, предназначенное для использования в схемах дифференциальной защиты силовых трансформаторов с уставкой по току срабатывания Iс.р.= 2,56  А.

 6.4 Максимальная токовая защита трансформатора

На двухобмоточных трансформаторах МТЗ должна обеспечить отключение только того выключателя, со стороны которого происходит короткое замыкание. На двухобмоточном трансформаторе это достигается путем установки отдельных защит и выбора выдержек времени. На трансформаторах мощностью более 1 МВА должна быть предусмотрена МТЗ с комбинированным пусковым органом позволяет выбрать ток срабатывания защиты Iс.з, А, без учета перегрузки трансформаторов по условию

Расчет максимальной токовой защиты.

Исходные данные для расчета:

Значение токов короткого замыкания:

  •  на стороне 10 кВ Iкз=8,17 кА.

Максимально-токовая защита на стороне 10 кВ

Ток срабатывания защиты определяется по формуле Iс.з.,А:

                                                                                                                             (43)

Кн=0,9-1,1 для реле РТ-40;

Кв=0,6-0,8 для реле РТ-40;

Ксз=1 коэффициент самозапуска.

                                                                                                                       (44)

Находится ток срабатывания реле Icз, А:

                                                                                                                           (45)

Коэффициент чувствительности Кч:

                                                                                                                           (46)

Т.к полученный коэффициент чувствительности К2 >1,5 требуемая чувствительность обеспечена.

Выдержка времени МТЗ выбирается на ступень селективности ∆t 

tm.мтз = tэл.макс + ∆t,

tm.мтз = 0,7с.

Принимается реле типа РТ-40 предназначенное для использования в схемах МТЗ силовых тр-ров со следующей уставкой по току срабатывания 1,5-10 А

6.5  Максимально токовая защита от перегрузки

Определяется ток срабатывания защиты Iсз, А:

                                                                           ,                                                (47)

                                                                                                                             (48)

Находится ток срабатывания реле: А

                                                                                                                           (49)

Выбирается реле РТ-40, с пределами уставки на ток срабатывания  от 1,5 до 6 А.,  реле времени типа РВ-142 с уставкой по времени tу=1,0-20с.

6.6 Газовая защита трансформатора

Обмотки большинства трансформаторов помещены в бак, залитый маслом, которое используется как для изоляции обмоток, так и для их охлаждения. При возникновении внутри бака электрической дуги к. з., а также при перегреве обмоток масло разлагается, что сопровождается выделением газа. Это явление и используется для создания газовой защиты.

Защита выполняется с помощью газового реле, установленного в трубе, соединяющей бак трансформатора с расширителем. Газовое реле состоит из кожуха и двух расположенных внутри него поплавков, снабженных ртутными контактами, замыкающимися при изменении их положения. Оба поплавка шарнирно укреплены на вертикальной стойке. Один из них расположен в верхней части, а второй — в центральной. При слабом газообразовании (газ скапливается в верхней частей кожуха реле), а также при понижении уровня масла верхний поплавок опускается, что приводит к замыканию его контактов. При бурном газообразовании потоки масла устремляются в расширитель, что приводит к замыканию контактов обоих поплавков. Контакты верхнего поплавка носят название сигнальных, а нижнего — основных контактов газового реле.

Движение масла через газовое реле, вызванное к. з. внутри бака трансформатора, обычно является толчкообразным: Поэтому замыкание основных контактов может быть ненадежным (перемежающимся), что учитывается, при выполнении схемы газовой защиты трансформатора. Достоинствами газовой защиты являются простота выполнения, срабатывание при всех видах

повреждения внутри бака трансформатора, высокая чувствительность.

Однако газовая защита, естественно, не срабатывает при повреждениях вне бака трансформатора. Поэтому она не может быть единственной основной защитой трансформатора.

6.7 Автоматика

Автоматическое включение резерва /8,170/ предназначено для восстановления питания потребителей путем автоматического присоединения резервного источника питания при отключении рабочего, приводящего к обесточению электроустановок потребителей. Устройства АВР предусматривают в тех случаях, если при их применении возможно упрощение релейной защиты, снижение токов КЗ и удешевление аппаратуры за счет замены кольцевых сетей радиально-секционированными и т.п. На рисунке 7 приведена принципиальная схема устройства АВР трансформатора.

В исходном положении выключатели Q1, Q2, Q4 включены, Q3 отключен; промежуточное реле KL (реле однократного действия) получает питание. При КЗ в рабочем трансформаторе T1 под действием защиты отключаются выключатели Q1, Q2. При отключении Q1 его вспомогательный замыкающий контакт SQ1.2. разрывает цепь катушки реле KL1. Размыкающий вспомогательный контакт SQ1.1 подает «+» на реле KL2, которое включает выключатель Q3, воздействуя на катушку включения YAC3 привода выключателя Q3.

Если шины ПС1 останутся без напряжения, то Q1 и Q2 не отключатся и устройство АВР не подействует. Чтобы оно подействовало, имеется специальный пусковой орган минимального напряжения (KV1, KV2, KT1, KL3). В этом случае срабатывают реле минимального напряжения KV1, KV2 и подают питание на реле времени KT1. С выдержкой времени срабатывает реле KT1 и , воздействуя с помощью промежуточного реле KL3 на отключающие катушки YAT1 и YAT2 приводов выключателей Q1 и Q2, производит отключение этих выключателей. Далее схема работает аналогично описанному выше.

По истечении выдержки времени замыкающий контакт реле KL1.3 размыкается и катушка KL2 теряет питание.

Если резервный трансформатор Т2 был включен устройством АВР на устойчивое КЗ, то он отключится своей защитой и повторного его включения не произойдет (реле KL1 обеспечивает однократность действия устройства АВР).

Рисунок   7 - Принципиальная схема устройства АВР


7  Организация  строительства установки изомеризации легких фракций

7.1 Место размещения ТП

Место размещения подстанции выбирается вблизи центра электрических нагрузок.

Подстанция должна располагаться, как правило:

  •  на незатопляемых местах и участках, не подверженных размывам, оползням, обвалам и др.
  •  на площадках, рельеф которых не требует трудоемких и больших планировочных работ, дорогостоящих оснований и фундаментов зданий и сооружений.

Важным требованием при размещении ТП является обеспечение удобных заходов КЛ.

7.2 Общие указания по строительству ТП

В проекте приняты фундаменты на естественном основании. Основанием фундаментов служит слой ИГЭ-3.

Насыпной грунт состоит из щебня, строймусора, суглинка. Мощность слоя 0.5-3.9 м.

ИГЭ-3: Суглинок серовато- зеленый, от твердого до тугопластичного, непросадчный. Мощность слоя 3.0-10.0 м.

Нормативная глубина сезонного промерзания:

  •  для насыпных грунтов- 2.44 м;
  •  для суглинков               - 1.65 м.

Степень агрессивного воздействия на бетон W8- неагрессивная.

Железобетонные и бетонные конструкции разработаны в соответствии с требованиями СНиП 2.03.01-84 «Бетонные и железобетонные конструкции».

Изготовление бетонных конструкций производить в соответствии с требованиями глав СНиП 3.03.01-87 «Несущие и ограждающие конструкции».

Контроль за качеством бетона выполнять в соответствии с ГОСТ 10180-90 «Бетоны. Методы определения прочности на сжатие и растяжение». Величина отпускной прочности бетона должна быть проектной.

Производство работ по возведению фундаментов вести в соответствии с требованиями глав СНиП 3.02.01-87 «Земельные сооружения, основания и фундаменты».

Для монолитных железобетонных конструкций принят бетон класса В15 по прочности; F75 по морозостойкости; W8 по водонепроницаемости. В качестве вяжущего использовать сульфатостойкий портландцемент. В  качестве мелкого заполнителя использовать кварцевый песок (отмучиваемых частиц не более 1% по массе по ГОСТ 26633-91), в качестве крупного заполнителя- фракционированный щебень изверженных пород, гравий и щебень из гравия, отвечающий требованиям ГОСТ 26633-91 «Бетоны тяжелые и мекозернистые. Технические требования». Марка щебня не ниже 800, гравия и щебня из гравия- не ниже Др12. Воду для затворения бетонной смеси применять в соответствии с требованиями ГОСТ 23732-79.

В качестве рабочей арматуры принята арматура по ГОСТ 5781-82 класса А-1; А-3.

Сварку арматурных стержней выполнять согласно РТМ 393-94 «Руководящие технологические материалы по сварке и контролю качества соединений арматуры и закладных изделий железобетонных конструкций», ГОСТ 10922-90 «Арматура и закладные изделия, сварные. Соединения сварные арматуры и закладных изделий железобетонных конструкций. Общие технические условия», ГОСТ 14098-91 «Соединения сварные арматуры и закладных изделий железобетонных конструкций. Типы, конструкции и размеры».

Электроды принимать по ГОСТ 9467-75.

Под фундаментами выполнить бетонную подготовку из бетона класса В12.5, W8 толщиной 100 мм, с выносом за пределы фундаментов на 100 мм в каждую сторону бетона В12.5.

Бетонирование фундаментов вести с тщательным послойным вибрированием бетона.

  Обратную засыпку выполнять среднезернистым песком, равномерными слоями (200- 300 мм), с послойным уплотнением до получения коэффициента уплотнения К=0,95.

7.3 Климатические и геологические условия

Климатические условия района строительства и эксплуатации:

  •  район строительства:  г. Орск, Оренбургской области;
  •  температура воздуха наиболее холодной пятидневки:  -34 ºС;
  •  сейсмичность менее: 6 баллов;
  •  нормативная глубина промерзания грунта для суглинков и глины: 165 см;
  •  расчетное значение веса снегового покрова- 2.4 кПа (240 кгс/м²);
  •  нормативное значение ветрового давления- 0.38 кПа (38 кгс/м²).

Инженерно-геологические данные приняты в соответствии с  «Технологическим отчетом по инженерно- геологическим изысканиям», договор №6265/1, ЗАО «ОРЕНБУРГТИСИЗ» Орская комплексная экспедиция, г. Орск, 2007г.

Площадка строительства находится в пределах высокой надпойменной террасы р. Урал, переходящий в коренной склон отрогов Южного Урала на месте ранее снесенных производственных сооружений. Поверхность спланирована и покрыта асфальтом.

Осложняющие факторы:

1) расположение площадки на территории демонстрируемой установки;

2) верховодка на глубине 1,5-2,0 м, образованная за счет инфильтрации талых и поверхностных вод сквозь толщу насыпного грунта (щебень, строймусор) и аккумулированных на кровле суглинка, послужившей водоупором;

3) смешивание воды с технологическими продуктами;

4) повсеместное распространение горизонта нефтепродуктов к кровле древесных грунтов на глубинах 4,9-7,5 м.

Техногенные факторы:

  1.  обводнение с постепенным повышением уровня водоносного горизонта;
  2.  загрязнение верхней толщи грунтов нефтепродуктами.

Подземные воды на участке изысканий встречены на глубине 1,5-2,0 м, что соответствует абсолютным отметкам 224,33-223,63 м (устоявшийся уровень). Подземные воды носят локальный характер распространения, что позволяет отнести их к типу «верховодка».

По водородному показателю РН вода- среда слабощелочная. По химическому составу воды слабосолоноватые с минерализацией 1656 мг/дм³, жесткие. По отношению к бетону нормальной проницаемости на портландцементах по ГОСТу 101,78-85 подземные воды не обладают никакими видами агрессивности. По отношению к арматуре железобетонных конструкций по содержанию хлоридов и сульфатов в пересчете на хлориды- воды неагрессивны.

При выполнении земляных работ не допускается размыв, размягчение, разрыхление, промерзание грунтов основания. Выемку последнего слоя грунта толщиной 150 мм выполнить вручную непосредственно перед устройством и заливкой фундаментов.

В случае появления грунтовых вод и нефтепродуктов необходимо предусмотреть мероприятия по их понижению.

 


8 Размещение КТП

8.1 Назначение КТП

Комплектные двухтрансформаторные подстанции (КТП) предназначены для приема, распределения электрической энергии трехфазного переменного тока промышленной частоты 50Гц в сетях электроснабжения промышленных предприятий.

Нормальная работа подстанции обеспечивается в следующих условиях:

  •  высота над уровнем моря не более 1000 м;
  •  атмосферное давление от 86,6 кПа (650 мм рт. ст.) до106,7 кПа (800 мм рт. ст.);
  •  температура окружающего воздуха от - 25°С до + 40 °С;
  •  относительная влажность воздуха до 80% при температуре 20 °С;
  •  окружающая среда невзрывоопасная, пожаробезопасная, не содержащая токопроводящей пыли, химически активного газа и испарений.

8.2 Технические данные

Основные параметры КТП  приведены в таблице 4.

Таблица  4 - Основные параметры

Наименование параметра

2KTП

Мощность силового трансформатора, кВА

1600

Частота переменного тока, Гц

50

Номинальное напряжение на стороне высшего напряжения (ВН),кВ

6

Номинальное напряжение на стороне низшего напряжения (ВН),кВ

0,4

Номинальный ток сборных шин, кА:

- устройства ввода со стороны высшего напряжения (УВН)

- устройства распределительного со стороны низшего напряжения (РУНН)

0,4

2,31

Ток термической стойкости в течение 1с, кА:

-УВН

- РУНН

20

30

Ток электродинамической стойкости, кА:

-УВН

- РУНН

51

70

Сопротивление изоляции цепей, Ом, не

менее: -УВН

          - РУНН

1000

 1

Потери  КТП  (суммарные потери силового | трансформатора), кВт, не более

20,25


8.3 Конструктивное исполнение КТП

Конструктивно КТП состоит из:

  •  Устройства ввода высокого напряжения (УВН);
  •  Силовых трансформаторов;
  •  Распределительного устройства низкого напряжения (РУНН) 0,4 кВ

(типа КУСНН-0,4 кВ ТУ3434-008-05832917-2005), состоящее из набора  шкафов:

  •  Шкаф низковольтный вводной -ШНВ;
  •  Шкаф низковольтный линейный -ШНЛ;
  •  Шкаф низковольтный секционный -ШНС;
  •  Шкаф учёта -ШНУ (по заказу);

Общий вид КТП представлен на рисунке 8.

Рисунок 8– Общий вид двухтрансформаторной однорядной КТП

КТП поставляются в полностью собранном виде или транспортными блоками, подготовленными для сборки на месте монтажа без разборки коммутационных аппаратов. Жгуты вторичных цепей поставляются комплектно.

Конструкция составных частей КТПНТ (транспортных блоков) обеспечивает на месте монтажа их сочленяемость. Конструкция и габаритно-установочные размеры указаны на рисунке 9.

УВН представляет собой металлооболочку закрытого исполнения, в которую, в зависимости от схемы, могут устанавливаться выключатель нагрузки типа ВНА-6 У2 с предохранителями типа ПКТ-6 У3 или любой другой выключатель нагрузки, обладающий аналогичными характеристиками.

Рисунок 9 - Конструкция и габаритно-установочные размеры

УВН изготавливается в исполнении:

Шкаф "глухого ввода", типа ВВ-1, в котором высоковольтные кабели присоединяются непосредственно к выводам силового трансформатора. Шкаф ВВ-1 закреплен на баке (кожухе) трансформатора. В дне шкафа имеются два отверстия для ввода кабелей сечением до 3x150 мм, которые закрепляются внутри скобами, применимыми для всех сечений.

В КТП применяются два вида конструкции каркасов: сборная (каркас собран из специальных стоек) и сварная (каркас сварен из металлических стоек, швеллеров и уголков).

  Внутри каркаса закреплены выключатели, шины, аппаратура, приборы и механизм вторичной коммутации. В шкафах РУНН установлены автоматические выключатели: на вводе и на отходящих линиях - стационарного или выдвижного исполнения. Автоматические выключатели в шкафах расположены вертикально по высоте шкафа, каждый в своем отсеке, при этом обеспечивается взаимозаменяемость однотипных выключателей в любом отсеке.

УВН состоит из шкафа ШВВ и СУВН. Шкаф для подстанций мощностью 1600 кВА ШВВ представлен на рисунке 10.

СУНН при смешанной установке состоят из угловых, проходных, присоединительных и прямых секций, стыкующихся между собой болтовыми соединениями в транспортные группы.

Релейная аппаратура размещена в релейном шкафу.

На дверцах шкафов силового отсека установлены органы управления, индикации, измерительные приборы.

Рисунок 10 - Шкаф для подстанций мощностью 1600 кВА ШВВ (правый ввод)

8.4 Принцип работы и система защиты

Ввод КТПНТ со стороны высшего напряжения осуществляется непосредственным подключением снизу или сверху высоковольтного кабеля от питающей сети 6кВ к силовым трансформаторам или через шкаф ввода устройства высшего напряжения (УВН)/9/.

В УВН напряжение 6 кВ подается на ножи выключателей нагрузки шкафов ввода ШВВ. В шкафу ввода высокое напряжение через ножи выключателя нагрузки подается на предохранитель ПКТ, при этом предохранители ПКТ обеспечивают токовую защиту на стороне ВН.

Далее напряжение 6 кВ подается через устройство СУВН на силовой трансформатор. Устройство СУВН предназначено для осуществления механической и электрической связи между ШВВ и силовым трансформатором.

В РУНН напряжение 0,4 кВ через автоматический выключатель, трансформаторы тока шкафов ввода подается на сборные шины НН. От сборных шин через линейные автоматические выключатели ШЛНН обеспечивает подключение линий к потребителям электроэнергии.

Для питания УВН конструкция шкафа допускает подключение двух кабелей сечением до 3х150 мм2 через днище или силовых шин через верхнюю крышку.

Конструкция УВН обеспечивает его безопасное обслуживание. На двери устройства имеется смотровое окно для наблюдения за работой выключателя нагрузки. Предусмотрены соответствующие блокировки.

Для обеспечения безопасной работы обслуживающего персонала силовые шины, идущие от УВН до силового трансформатора и от силового трансформатора до отсека РУНН, располагаются в коробах, закреплённых на боковых стенках УВН и РУНН.

Оперативное обслуживание шкафов производится с фасада, доступ к ошиновке и кабельным присоединениям осуществляется с задней стороны шкафа. Для удобства обслуживания и монтажа предусмотрены двери, запираемые на замки.

ШВВ осуществляет отключение и включение силовой цепи 6кВ при помощи выключателя нагрузки или силового вакуумного выключателя. Отключенное положение ШВВ контролируется при помощи ножей заземления с сопутствующими блокировками, функции и назначения которых соответствуют НТД по безопасности.

Защита цепей силовых трансформаторов со стороны высшего напряжения выполняется при помощи предохранителей.

В целях обеспечения безопасной работы обслуживающего персонала и исключения ошибочных переключений на подстанции установлены защитные и блокировочные устройства на стороне ВН:

  •  блокировка, не допускающая включение ножей заземлителя при включенных ножах выключателя нагрузки;
  •  блокировка, не допускающая включение  ножей выключателя нагрузки при включенных ножах заземлителя;
  •  блокировка, исключающая возможность открывания двери камеры КСО (шкафа УВН) при включенных ножах выключателя нагрузки и не допускающая их включение при открытой двери камеры КСО.
  •  блокировка, исключающая возможность подачи напряжения от РУНН через силовой трансформатор на включенные ножи выключателя УВН;
  •  блокировка, исключающая возможность открывания дверей УВН при включенном линейном разъединителе 6 кВ на концевой опоре;
  •  блокировка, исключающая возможность отключения и включения секционным разъединителем тока нагрузки;
  •  защита от однофазных коротких замыканий в РУНН с действием на отключение вводного выключателя с выдержкой времени для  КТП  с заземленной нейтралью;
  •  отключение вводного выключателя РУНН с выдержкой времени при исчезновении напряжения на данном вводе для  КТП  с заземленной нейтралью 0,4 кВ;
  •  защита цепей управления и цепей сигнализации автоматическими выключателями;
  •  защита от перегрузки с действием на сигнал;
  •  защита от несимметричного режима с действием на отключение вводного выключателя для  КТП   1600 кВА  с заземленной нейтралью 0,4 кВ.

Сигнализация:

  •  срабатывание защиты от однофазных замыканий на землю;
  •  срабатывание устройства АВР;
  •  положение всех выключателей НН;
  •  повышение давления и температуры масла в силовом трансформаторе;
  •  при отклонениях от нормального режима работы  КТП  варийное отключение выключателей НН;

Подключение силовых кабелей осуществляется на силовые сборки. Выход кабелей возможен как наверх, так и вниз. Подключение контрольных кабелей, жгутов и кабелей управления осуществляется на наборные блоки зажимов под винт. Возможно применение самозажимных клемм.

Ввод от аварийного источника электроэнергии в шкафы аварийного ввода осуществляется кабелем (медь или алюминий до 4х185) к шинам в нижней части шкафа.

В КТП выполнены электрические и механические блокировки, обеспечивающие безопасную работу обслуживающего персонала.

В двухтрансформаторных КТП предусмотрен автоматический ввод резерва (АВР), обеспечивающий отключение выключателя ввода НН и включение секционного выключателя при исчезновении напряжения на вводе или при исчезновении напряжения в одной из фаз (т.е. при возникновении несимметричного режима), в зависимости от исполнения схемы. Кроме того, АВР предусматривается при отключении выключателя одного из вводов по какой-либо причине (отключение встроенными в выключатель защитами, при ошибочной работе автоматики и т.д.)

Схема релейной защиты и автоматики выполняется в релейных отсеках шкафов и предусматривает все виды защит согласно ПУЭ. Режим работы - ручной или автоматический. В автоматическом режиме (режим АВР) предусмотрены два варианта- возврат в исходное положение  в ручную или автоматически.

8.5 Указания к монтажу

Перед установкой КТП необходимо подготовить площадку и контур заземления.  

Установка и монтаж КТП должны производится в соответствии с проектной документацией, требованиями СНиП и « Правил устройства электроустановок» (ПУЭ) на специально подготовленном фундаменте или утрамбованной площадке. Одновременно с подготовкой площадки должны быть выполнены кабельные каналы для подключения электрических приемников 0,4 кВ. После установки блоков КТП на фундамент, их следует соединить между собой болтами и установить на стык «конек» (для двухтрансформаторных подстанций).

После установки КТП следует смонтировать все монтажные изделия и электроаппаратуру, поставляемые комплектно с КТП в демонтированном на период транспортировки виде.

Заземление КТП следует выполнить в соответствии с ПУЭ стальными заземляющими проводниками.

Подключение вводов к РУ-ВН, установка и подключение трансформаторов к РУ-ВН и РУ-0,4 кВ, соединение сборных шин секций производятся только после окончательной установки и сборки КТП на месте ее дальнейшей эксплуатации.

Подключение жил кабеля к оборудованию производится после завершения всех монтажных работ и приемки КТП в эксплуатацию.

Кабели с алюминиевыми жилами, присоединяемые к зажимам РУ КТП, должны быть оконцованы кабельными наконечниками по ГОСТ 7387 или медно-алюминиевыми наконечниками по ГОСТ 8581.

8.6 Эксплуатация

Соблюдение правил техники безопасности является главным условием предупреждения производственного травматизма. Самые совершенные условия труда и новейшие технологические мероприятия по технической безопасности не смогут дать результаты, если рабочий не понимает их назначения. Знание производственных трудовых процессов ,применяемого оборудования, приспособлений, инструмента и безопасных способов и приемов в работе. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей являются обязательными.

Перед пуском в эксплуатацию КТП следует выполнить все необходимые проверки и регулировки установленного оборудованию и аппаратов в соответствии с инструкциями по монтажу и эксплуатации данной аппаратуры.

Эксплуатация и обслуживание КТП должны производиться в соответствии с «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей», «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей», инструкциями по эксплуатации аппаратуры, установленной в КТП, и местными эксплуатационными инструкциями.

Осмотры, чистка изоляции оборудования, планово - предупредительные ремонты и профилактические испытания проводиться в сроки, определяемые ПТЭ и местными инструкциями.

При осмотрах особое внимание следует обращать на состояние контактных соединений, исправность заземления, состояние изоляции: загрязненность, наличие трещин, следов разрядов и пр.

Загрязненную фарфоровую изоляцию следует очищать ветошью, смоченной в растворителе или бензине. Поверхность изоляторов после чистки вытирается насухо.

Ремонтные работы внутри КТП, как правило, выполняются при полном снятии напряжения с токоведущих частей и включенных заземляющих ножах.

Работы на сборных шинах могут выполняться только при отключенных коммутационных аппаратах и заземленных сборных шинах.

Включение автоматических выключателей (в РУ-0,4 кВ), отключенных защитой, следует выполнять в соответствии с «Инструкцией по эксплуатации» на данные выключатели.

С целью обеспечения длительной нормальной работы КТП аппаратура, установленная в ней, должна обслуживаться только в соответствии с инструкциями по ее эксплуатации

8.7 Выбор оборудования

Происходящая в последнее время перестройка производственных мощностей предприятий и сооружение новых распределительных сетей, а также переход на новые энергосберегающие технологии требует зачастую качественно другого подхода к выбору силовых  трансформаторов. Всё более возрастающее значение сегодня уделяется вопросам пожарной безопасности и охраны окружающей среды, а также энергосбережения.

Компания предлагает  сухие   трансформаторы  типов ТСЗГЛ с геофолиевой изоляцией. Установка таких  трансформаторов  позволяет полностью удовлетворить повышенные требования в части пожарной безопасности, взрывозащищенности и экологической чистоты.

Сухие трансформаторы  ТСЗГЛ   1600 /10/ 0 , 4  Д/У кВА с геафолевой литой изоляцией обмоток с кожухом производства Минского электротехнического завода им. В. И. Козлова. Комплекты блоков катушек поставляются немецкой фирмой «SIEMENS TRANSZFORMATOR Kft.» хорошо себя зарекомендовали, работающими на:

  •  Промышленных предприятиях
  •  Электростанциях
  •  Объектах инфраструктуры

Сухие трансформаторы Минского ЭТЗ, не уступая по качеству сухим трансформаторам ведущих фирм мира, имеют стоимость на 15-20 % ниже. Сухие трансформаторы предназначены для работы в помещениях, в условиях умеренного климата (от плюс 40оС до минус 45оС). Относительная влажность воздуха 75 % при 15оС. Окружающая среда невзрывоопасная, не содержащая пыли в концентрациях, снижающих параметры изделий в недопустимых пределах. Высота установки над уровнем моря не более 1000 м. Сухие трансформаторы комплектуются обмотками фирмы «Siemens». Класс нагревостойкости обмоток F. Для изоляции обмоток используется эпоксидный компаунд с кварцевым наполнителем (геафоль). Дополнительно обмотки усилены стеклотканью, что исключает возникновение трещин в эпоксидном компаунде даже при перегрузке трансформаторов. Геафоль не оказывает вредного влияния на окружающую среду, не выделяет токсичных газов даже при воздействии дуговых разрядов. Благодаря такой изоляции обмотки не требуют технического обслуживания. Сухие трансформаторы могут работать в сетях, подверженных грозовым и коммутационным перенапряжениям, имеют низкий уровень шума, имеют высокую устойчивость к токам короткого замыкания. Сухие трансформаторы обеспечивают полную экологическую и пожарную безопасность, могут устанавливаться в местах, требующих повышенной безопасности (метро, шахтах, кинотеатрах, жилых и общественных зданиях), в местах с повышенными требованиями к охране окружающей среды (водозаборных станциях, спортивных сооружениях, курортных зонах), на промышленных предприятиях, металлургических комбинатах, химических производствах, электростанциях в непосредственной близости от центра нагрузки, что позволяет избежать издержек, связанных со строительством подстанций, обеспечивает экономию распределительных шин и кабелей низкого напряжения, уменьшает в них потери электроэнергии. Регулирование напряжения до 5 % ступенями 2,5 % осуществляется на полностью отключенном трансформаторе (ПБВ) путем перестановки перемычек. Для защиты от перегрева по заказу потребителя сухие трансформаторы комплектуются устройством тепловой защиты, управляемым термисторами, встроенными в обмотки НН. По заказу потребителя могут поставляться виброгасящие подкладки. Степень защиты сухих трансформаторов ТСЗГЛ — IР 21. Схема и группа соединения обмоток — Д/Ун-11, У/Ун-0, номинальное напряжение НН — 400В. Признаки классификации и исполнения КТП приведены в таблице 5.

В качестве силовых выключателей в КТП могут использоваться аппараты

выкатного исполнения: выключатели серии ВА производства ЗАО «Контактор»

(г. Ульяновск) на токи от 100 до 1600 А;

Комплектация подстанции

Шкафом ввода высокого напряжения ШВВ-2У3. Габаритные размеры, мм — 880х965х1925. Масса — 320 кг.

Вводным устройством высокого напряжения ВВ-1У3 (глухой ввод). Масса — 32 кг.

Трансформаторами ТСЗГЛ-1600/6/0,4УЗ


Таблица 5 – Признаки классификации и исполнения КТП

Признаки классификации  КТП

Исполнения

По типу силового трансформатора

с трансформатором с геофолиевой изоляцией (ТСЗГЛ)

По способу выполнения нейтрали трансформатора на стороне НН

с изолированной нейтралью

По взаимному расположению изделий

однорядное

По числу применяемых трансформаторов

с двумя трансформаторами (2КТП)

По выполнению выводов отходящих линий

кабелем вниз или вверх

По климатическому исполнению и категории размещения

УЗ

По степени защиты оболочки

IP31 по ГОСТ 14254-80

Для двухтрансформаторных подстанций секционными шкафами ШНС-13УЗ Габаритные размеры, мм — 600х1340х2290. Масса — 625 кг

Шкафами отходящих линий ШНЛ-24,25У3

Габаритные размеры, мм — 600х1340х2090. Масса — 580 кг

Для двухтрансформаторных двухрядных подстанций шинопроводы с расстоянием между фасадами распредустройств НН — 1800, 2300, 2800 мм. Масса — 230 кг

Схема правого шкафа - зеркальное отражение схемы левого шкафа.

8.8 Расчет электрических нагрузок

Расчет электрических нагрузок для установки изомеризации легких фракций рассчитываем по методу упорядоченных диаграмм, с применением коэффициента расчётной нагрузки/1,121/.

Модуль сборки узла питания m определяется:

,      (50)

где Pmax – максимальная номинальная мощность электроприемника подключенного к узлу питания, кВт;  

   Pmin – минимальная номинальная мощность электроприемника подключенного к узлу питания, кВт

Среднюю активную мощность для групп электроприемников , кВт вычисляют по формуле: 

,                      (51)

Среднюю реактивную мощность для групп электроприемников , квар вычисляют по формуле: 

,       (52)

где  - коэффициент использования электроприемника;        

      - сумма номинальных мощностей электроприемников, кВт

Средняя мощность для узла питания определяется суммированием средних активных и реактивных мощностей групп электроприемников.

Средневзвешенные значения коэффициента использования определяеют по формуле:

.                                 (53)

Средневзвешенные значения коэффициента реактивной мощности   определяют по формуле:

.     (54)

Значение коэффициента расчетной нагрузки зависит от коэффициента использования ки данной группы приемников и эффективного числа электроприемников nэ, значение которого принимается в зависимости от ки и модуля сборки m:

При ки  0,2  и  m    3       

nэ = n;       (55)

При ки  0,2  и  m    3     

.                               (56)

Активную расчетную нагрузку Рр., кВт вычисляют по формуле:

.                     (57)

Расчетную реактивную нагрузку Qр, кВар вычисляют по формуле:

При nэ  10                          

                   Qр = 1,1∙ Qсм;                  (58)

При nэ  10                          

Qр = Qсм;                (59)

 

Полную расчетную мощность, кВА определяют:

                                                   (60)

Пример расчета:

Количество электроприемников: n =43

Установленная мощность:

кВт.

Сумма номинальных мощностей:

Pн= 1954,8 кВт.

Коэффициент использования  для компрессорной установки Ки= 0,77,

cosφ/tanφ: 0,84/0,63 /2,781/

Средняя мощность:

Pсм=0,77∙1954,8=1518,36 кВт;

Qсм=1518,36∙0,63 =956,56 кВар.

Модуль сборки:

Суммарная мощность смены для установки:

Pсм= 1518,36 кВт;

Qсм=956,52 квар.

Эффективное число электроприемников:

Средневзвешенное значение коэффициента использования:

Средневзвешенное значение коэффициента реактивной мощности:

Коэффициент расчетной нагрузки для  и :

Расчетная активная нагрузка:

кВт.

Расчетная реактивная нагрузка:

кВар.

Полная расчетная нагрузка:

кВА.

Расчетный ток:

А.

8.9 Выбор марки и сечения КЛ

Выбор сечения кабельной линии от установки изомеризации легких фракций до ЦРП-3.

Выбор питающей лини производится по экономической плотности тока,мм2 :    

,                                                              (61)

где   jэк – экономическая плотность тока/6, 75/  

       jэк = 1,4 А/мм2;

 Iр. – наибольший ток в линии в нормальном режиме при наибольших нагрузках.

I=;                                                   (62)

где  S- расчетная нагрузка подстанции,

==37,76 А;

мм2

Принимаем провод марки АСБГ-325.

Проверка кабеля по условию нагрева в нормальном режиме.

Определяется расчетный ток одного кабеля p, А:

p=;                                                           (63)

где n- число запараллеленных кабелей в одну линию,

Ip==37,76 А,

Определяется ток одного кабеля в послеаварийном режиме , А:

;                                                          (64)

А;

,                                          (65)

где К п.- поправочный коэффициент/10,77/;

 К t.- температурный коэффициент;

Iдл.доп.- длительно допустимый ток, протекающий по проводу и не вызывающий нагрева.

Iдл.доп.= 90 А,

К п.= 1,

К t.= 1,

Iдл.доп. = 90=90 А.

Проверка условия по нагреву в нормальном режиме:

Iдл.доп. Iр;                                                     (66)

90 А> 37,76 А.

Проверка по условию нагрева в послеаварийном режиме.

Определяем коэффициент аварийной перегрузки в зависимости от способа прокладки, длительности минимума и коэффициента предварительной нагрузки:

;                                                     (67)

Определяем допустимый ток кабеля в послеаварийном режиме, А:

;                                               (68)

                                     

где Кав= 1,35,

А.

Проверяется выполнение условия по нагреву в послеаварийном режиме:

;                                                         (69)

121,5 А> 75,52 А.

Проверка выбранного сечения по допустимой потере напряжения:

                                   (70)

;                                (71)

где Рр, Qр- расчетные нагрузки кабельной линии;

R, Х- сопротивления кабельной линии.

R= rol= 1.94 0,8= 1,552 Ом/км;

Х= хоl= 0,113 0,8= 0,1064 Ом/км;

=15 В < 5%

Проверка кабеля на термическую стойкость , мм2:

;                                                          (72)

где   С – коэффициент изменения температуры /1,53/,

        I=4700-  установившееся значение тока короткого замыкания,

 tпр = 1,075 – приведенное время срабатывания защиты,

мм2,

Ближайшее  наименьшее  стандартное     сечение кабеля:   мм2 АСБГ - 3 х 50 мм2


9 Экономическая часть

Данный проект относится к числу тактических, бизнес-идея которых уже сформулирована, он включен в бизнес-план предприятия и преследует цели снижения производственных затрат, замены морально и материально устаревшего оборудования. Исходя из текущего состояния оборудования ЦРП-3, при проведении модернизации планируется получение следующего эффекта:

  •  за счет расширения РУ-6 кВ появляется возможность подключить ТП вновь строящегося объекта без больших экономических затрат, связанных со строительством промежуточной ТП, и образованием резерва в составе 6 дополнительных ячеек;
  •  за счет улучшения надежности и отказоустойчивости,  связанных с  заменой устаревшего оборудования на более современное;
  •  за счет снижения затрат на обслуживание, так как вакуумные выключатели требуют меньше трудозатрат при периодическом обслуживании;
  •  за счет загрузки трансформаторов до необходимого уровня.

В данной работе в рамках рассматриваемого проекта модернизации ЦРП-3 используется упрощенный вариант планирования работ по разработке и проведению модернизации и состоит из следующих стадий и этапов:

  •  оценка трудоемкости научно-исследовательских и проектировочных работ;
  •  составление сметы затрат на выполнение НИР и подготовку технорабочего проекта;
  •  определение стоимости оборудования и составление сметной документации на закупаемое оборудование;
  •  оценка трудоемкости строительно-монтажных и пусконаладочных работ.
  •  составление сметы затрат СМР и ПНР, выполняемых сторонними организациями.

9.1 Калькуляция себестоимости этапа НИР и ОКР 

Смета затрат на проведение НИР состоит из следующих пунктов калькуляции:

  1.  Материалы. Сюда можно отнести затраты на бумагу и другую канцелярию, электронные носители, и т.п. Примем для данного проекта расходы – 1 пачка бумаги А4 по цене 150 руб., 0,2 пачки бумаги А3 по цене 250 руб., различная мелочь, типа дискет, скрепок и файлов. Получаем 150+0,2·250 = 200 руб.
  2.  Расходы на оплату труда. В производстве данных НИР могут быть задействованы инженер-системотехник, инженер-программист, инженер-электроник и ведущий инженер проекта. Для простоты, их тарифные ставки примем усредненно, из расчета 110 руб./час, при 8-и часовом рабочем дне. В эту ставку включены основная и дополнительная заработные платы. За 42 рабочих дня это составит 110·8·42= 36 960,00 руб.
  3.  Отчисления на социальные нужды. Размер отчислений во внебюджетные фонды производится по единому социальному налогу, который составляет 26% от суммы основной и дополнительной заработной платы. При принятом общем фонде заработной платы 36 960,00руб получаем 9 609,60 руб.
  4.  Командировочные расходы. Затраты на командировку двух человек на 3 дня – двух инженеров, для изучения объекта, смежных систем, разработки и согласования технического задания. Примем суточные 600 руб., оплата гостиницы - 2500 руб./сут, билеты – 1500 руб. в один конец. В результате получаем 2·3·(600+2 500)+4·1 500=24 600 руб.
  5.  Прочие прямые расходы. Затраты на телефонные разговоры, факс, электронную почту и интернет – для поиска технической информации, консультаций и согласования. Телефонные разговоры - 2 руб./мин, в день по 20мин. Почта + интернет – 590 руб./месяц за безлимитный тариф. В результате получим 2·20·42+590·42/22=2 806,36 руб.
  6.  Накладные расходы. Зависят от структуры и нормативов конкретной организации, проводящей НИР. Ориентировочно примем 6% от расходов по другим пунктам калькуляции.

В результате получаем таблицу 6  калькуляции себестоимости НИР:

Таблица 6 –Себестоимость НИР и ОКР

Статья

Затраты

Материалы

200,00р.

Командировки

24 600,00р.

Прочие прямые расходы

2 806,36р.

Накладные расходы (4%)

1104,25р.

Оплата труда+соцналог

46 569,60р.

Итого

75280,21р.

9.2 Определение стоимости оборудования

Определение стоимости и составление сметы на закупку оборудования, необходимого для замены устаревшего, сводится к определению рыночной стоимости одной единицы изделия и стоимости доставки до заказчика, т. е. предприятия ОАО «Орскнефтеоргсинтез». В результате проведенного анализа рынка электрооборудования, предлагаемого различными компаниями, были выбраны следующие типы и модели:

1) Замена отводных ячеек РУ 6 - кВ: тип К – 5900 компании «Инфотон»

2) Замена выключателей  РУ – 6  кВ: тип BB/TEL-10-20/1000 У2 «Таврида Электрик»

Замена выключателей  РУ – 10  кВ: тип BB/TEL-10-20/1000 У2 «Таврида Электрик»

Денежные затраты на доставку оборудования до заказчика будут включены в стоимость договора и будет составлять примерно 7% от стоимости оборудования.

Для наглядности, все затраты на покупку оборудования сводим в таблицу 7.

Таблица 7 – Затраты на покупку оборудования

Наименование

оборудования

количество,

ед.

стоимость 1 ед., тыс. руб.

стоимость всего, тыс. руб.

Ячейки

24

270

6480

Выключатели

6 кВ

12

120

1440

Выключатели

10кВ

14

120

1680

9.3 Составление сметы затрат СМР и ПНР

Проведение монтажных работ планируется провести силами электроцеха ОАО «Орскнефтеоргсинтез» при участии представителя производителя. Стоимость шеф-монтажных и пуско-наладочных  работ следует предусмотреть при заключении договора на покупку оборудования и включить в стоимость заказа.

Стоимость шеф-монтажных и пуско-наладочных  работ составит примерно 3% от стоимости оборудования.

В связи с большим объемом и трудоъемкостью работ примерная продолжительность монтажных и пуско-наладочных процедур составит одну неделю (7 дней).

Со стороны подразделений электроцеха ОАО « Оркнефтеоргсинтез» предполагается задействовать порядка 6 работников электро-монтажного подразделения, 2 работников ИТР, спецтехнику. В состав спецтехники планируется включить следующие единицы: один грузовой автомобиль (один водитель), один кран (один водитель, он же крановщик), один погрузчик (один водитель).

Для простоты, их тарифные ставки примем усредненно, из расчета 110

руб./час, при 8-и часовом рабочем дне. В эту ставку включены основная и дополнительная заработные платы. Сметная стоимость оборудования приведена в таблице 8.


9.4 Проведение монтажных и пуско-наладочных работ

Проведение пуско-наладочных работ осложнено необходимостью бесперебойного питания потребителей в момент монтажных работ по замене ячеек РУ-6 кВ и выключателей. Это вполне осуществимо за счет дублирования отходящих линий распределительного устройства. Но в этом случае есть вероятность, что может произойти обрыв в питании потребителей по каким-либо причинам.

В связи с этим необходимо составить график проведения работ, кокторый будет включать в себя различные этапы и последовательные связи между ними. Примерный вариант проведения монтажных и пуско-наладочных работ имеет следующие этапы:

  1.  Подготовительные работы: проведение организационных работ, согласований между структурными подразделениями предприятия, осмотр и уборка места проведения работ, подготовка необходимых приспособлений;
  2.  Доставка оборудования, необходимого инструмента и техники к месту проведения работ;
  3.  Проведения монтажа первой половины оборудования (отключение одной секции РУ – питание потребителей осуществляется от второй секции): демонтаж старого оборудования, монтаж нового, пуск в работу;
  4.  Проведение монтажа второй половины оборудования (отключение второй секции РУ – питание потребителей осуществляется от первой секции, т.е. вновь установленного оборудования): демонтаж старого оборудования, монтаж нового, пуск в работу;
  5.  Проверка правильности установки и подключения оборудования, подведение итогов, уборка мусора.

Если последовательность этих работ выполнена в полном объеме и не произошло никаких непредвиденных или аварийных ситуаций, то можно считать проведение монтажных и пуско-наладочных работ успешными.

Последовательность проведения монтажных работ для РУ-6 кВ и РУ-10 кВ идентичны.

9.5 Определение основных технико - экономических показателей

Выбор нового оборудования определяется минимальными приведёнными затратами:

,                                                           (73)

где Е – нормативный коэффициент экономической эффективности,

Е=  0,12;

∑ К – капиталовложения на оборудование, тыс. руб.;

∑И – годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб.

,                                                 (74)

где  - стоимость ячеек РУ 6(10) кВ,тыс. руб.,

            - стоимость выключателей на 6 (10) кВ,

           

 тыс. руб.

Вторая составляющая расчётных затрат – годовые эксплуатационные издержки – определяется на основании выражения:

,                                                          (75)

                                                                (76)

где  Ра – норма амортизации,

       Ра = 6,4% - для выключателей и ячеек,

              

 тыс. руб.,

 тыс. руб.

Данный вариант подтверждает целесообразность модернизации ЦРП- 3  

Для строительства новой ТП с понижающими трансформаторами 10/6 кВ и объединения ее с  установкой изомеризации необходимо затратить более 20 млн. рублей. Этот вариант крайне дорог и требует больших технических затрат.


Таблица 8 – Сметная стоимость оборудования

Наименование оборудования, работ

Единицы измерения

Количество

Сметная стоимость, тыс. рублей

за единицу

общая

оборудование

монтаж

в т.ч. ЗП

оборудование

монтаж

в т.ч. ЗП

основная

Эксплуатация машин

основная

эксплуатация машин

Демонтаж ячеек РУ 6 кВ

шт.

18

-

50

0,88

0,22

-

900

15,84

3,96

Монтаж ячеек типа  К-5900 РУ 6 кВ

шт.

24

270

75

0,88

0,22

6895,8

1650

19,36

4,84

Демонтаж масляных выключателей РУ 6 кВ

шт.

12

-

25

0,55

0,11

-

300

6,6

1,32

Монтаж вакуумных выключателей РУ 6 кВ

шт.

12

120

30

0,44

0,11

1440

360

5,28

1,32

Демонтаж масляных выключателей   РУ 10 кВ

шт.

14

-

25

0,55

0,11

-

350

7,7

1,54

Монтаж вакуумных выключателей РУ 10кВ

шт.

14

120

30

0,44

0,11

1680

420

6,16

1,54

Итог

9060

3980

60,94

14,52


  1.  Определение коэффициента эффективности и срока окупаемости

При модернизации электроустановок сравнение вариантов производится по формулам/11,11/:

  

;                                              (77)

,                                        (78)

где  Зс и Зн – приведенные затраты соответственно на старую и на модернизируемую установку с новым оборудованием;

      ∆Кс – затраты на капитальный ремонт старой немодернизируемой  части;

      Кн – капитальные вложения в новое оборудование при модернизации;

      Кл – ликвидационная стоимость демонтируемого оборудования при реконструкции;

∆Кс = 7120 тыс. руб.;

Кн = 9600 тыс. руб.;

Кл = 2200 тыс. руб.;

Сс и Сн – текущие затраты сравниваемых вариантов соответственно по старой и по модернизируемой частям:

;                                          (79)

,                                        (80)

где Еа.к.с – коэффициент амортизации на капитальный ремонт старого оборудования;

Еа.н – коэффициент амортизации на новое оборудование;

Еа.к.с = 0,063/11 ,12/

С/с и С/н – ежегодные текущие затраты производства, но без амортизационных отчислений;

С/с = 569,6 тыс. руб.;

С/н = 513,6 тыс. руб.

Определяем текущие затраты сравниваемых вариантов соответственно по старой и по модернизируемой частям:

тыс. руб.;

тыс. руб

.

Определяем приведенные затраты соответственно на старую и на модернизируемую установку с новым оборудованием:

тыс. руб.;

тыс. руб.

Коэффициент эффективности Ео и срок окупаемости То дополнительных капитальных вложений в модернизацию вычисляются по формулам:

;                                            (81)

;                                          (82)

;

лет.

Реконструкция экономически целесообразна при следующих соотношениях показателей:

                            или , или  ,                            (83)

где Ен =0,12 – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;

     Тн – нормальный срок окупаемости:

;                                                         (84)

лет.

,  ,  .


10 Безопасность и экологичность проекта

10.1 Расчет заземляющего устройства

Расчетный ток замыкания на землю на стороне 10 кВ определяем по формуле/12,295/:

,                                                      (85)

где U – линейное напряжение сети, кВ;

     lк.л. – длина электрически связанных кабельных линий, км;

     lк.л. = 130 км.

А.

Требуемое сопротивление растеканию заземлителя, который принимаем общим для установок 10 и 6 кВ, согласно требованиям ПУЭ Rз , Ом:

;                                                              (86)

Ом.

Требуемое сопротивление искусственного заземлителя Rи, Ом определяется:

,                                          (87)

где Re – сопротивление растеканию естественного заземлителя, Ом.

Ом

Тип заземлителя выбираем контурный, размещенный по периметру подстанции. Предварительную схему заземлителя наносим на план подстанции с ее основными размерами. При этом,  вертикальные электроды размещаем на расстоянии а = 5 м один от другого.

Уточняем параметры заземлителя путем поверочного расчета. Из предварительной схемы видно, что в принятом нами заземлителе суммарная длина горизонтального электрода Lг. = 150 м, уложенного в землю на глубине to = 0,8 м,  количество вертикальных электродов n = 30 шт., диаметром d = 12 мм.

Рисунок  11 – предварительная схема заземлителя

Определяем расчетные сопротивления растеканию электродов – вертикального Rв и горизонтального Rг по формулам, Ом:

,                                (88)

,                                                (89)

где ρрасч. – удельное сопротивление грунта, Ом. м;

 lв – длина вертикальных стержневых электродов.

Ом;

Ом.

Принятый нами заземлитель контурный и n = 30 шт., а отношение а/lв = 5/5=1, /11,106/ коэффициенты использования электродов заземлителя – вертикальных ηв. =0,45, горизонтального ηг. =0,25.

Сопротивление растеканию принятого группового заземлителя R, Ом определяется:

,                                            (90)

где Rв, Rг – сопротивления растеканию вертикального и горизонтального электродов, Ом;

n – число вертикальных электродов.

Ом.

Это сопротивление меньше требуемого, но так как разница между ними невелика (0,36 Ом) и она повышает условия безопасности, принимаем этот результат как окончательный.

10.2 Молниезащита

Защита от прямых ударов молнии выполняется молниеотводами стержневого вида /11,307/. Зона защиты одиночного молниеотвода показана на рисунке 11.

Радиус защиты r х. на высоте h х. = 7 м защищаемого объекта для молниеотводов с высотой h= 28 м определяют из формулы:

,                                                  (91)

где ha – активная высота молниеотвода, м:

 

;                                                      (92)

м;

;

м.

Радиус основания на уровне земли ro, м определяется:

;                                                      (93)

м.

1 – молниеотвод; 2 – образующая поверхности зоны защиты; 3 – площадь защиты, замкнутая окружностью с радиусом rx.

Рисунок 12 – Зона защиты одиночного молниеотвода

  1.  Безопасность труда

Оценим опасные и вредные факторы, воздействующие на персонал обслуживающий 10/6 кВ ЦРП-3, и меры по предотвращению этих факторов.

При эксплуатации объекта возможны следующие опасные факторы:

  •  поражение электрическим током при прикосновении к токоведущим частям;
  •  поражение электрическим током при прикосновении к токоведущим частям нормально не находящихся под напряжением;
  •  влияние электромагнитного поля на организм;
  •  поражение электрическим током при работе с неисправным инструментом и средств индивидуальной и коллективной защиты;
  •  поражение обслуживающего персонала, находящегося в зоне растекания электрического потенциала при замыкании на землю;
  •  возможность падения персонала с высоты;
  •  возможность поражения персонала при проведении коммутационных операций;

Для предотвращения влияния опасных факторов на персонал, необходимо предусматривать следующие мероприятия:

  •  персонал должен действовать согласно ПТБ при работе в электроустановках; должна проводится ежегодная проверка знаний, инструктаж по технике безопасности;
  •  при невозможности ограничения времени пребывания персонала под воздействием электрического поля необходимо применить экранирование рабочих мест: экраны над переходами, экранирующие козырьки  и навесы над шкафами управления, вертикальные экраны между выключателями на ОРУ 500 кВ, съёмные экраны при ремонтных работах.
  •  установка заземляющего контура, заземление и зануление оборудования;
  •  соблюдение расстояний до токоведущих частей;
  •  выполнение организационно технических мероприятий для безопасного проведения работ.

Рассмотрим расчёт заземляющего устройства.

В пределах территории подстанции возможно замыкание на землю в любой точке. В месте перехода тока в землю, если не предусмотрены особые устройства для проведения тока в землю, возникают значительные потенциалы, опасные для людей, находящихся вблизи. Для устранения этой опасности на подстанции предусматривают заземляющие устройства [2], назначение которых заключается в снижении потенциалов до приемлемых значений.

На площадке РУ вдоль рядов оборудования, подлежащего заземлению, укладываем проводники в землю на глубине 0,8 м. Предусматриваем также проводники в поперечном направлении. Таким образом, образуется сетка с квадратными или прямоугольными ячейками. Сетку дополняют некоторым числом вертикальных проводников.

При пробое изоляции в каком-либо аппарате его корпус и заземляющий контур окажутся под некоторым потенциалом . Растекание тока с электродов заземления приводит к постепенному уменьшению потенциала почвы вокруг них. Внутри контура заземления потенциалы выравниваются, поэтому, прикасаясь к повреждённому оборудованию, человек попадает под небольшую разницу потенциалов  (напряжение прикосновения). Напряжение шага, т.е. разность потенциалов между двумя точками, расположенными на расстоянии 0,8 м, внутри контура также невелико и равно .

Вспомогательными заземлителями являются металлические предметы  любого назначения, так или иначе соединенных с землей, например, стальных каркасов зданий, арматуры железобетонных оснований, труб любого назначения и т.п. Использование вспомогательных заземлителей экономически целесообразно, поскольку они уменьшают сопротивление ЗУ в целом.

К основному заземлителю в общем случае присоединяют:

  •  вспомогательные заземлители;
  •  нейтрали генераторов, трансформаторов, подлежащих заземлению в соответствии с принятой системой рабочего заземления;
  •  разрядники и молниеотводы;
  •  металлические части электрического оборудования, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжением при повреждении изоляции, например основания и кожухи электрических машин, трансформаторов, аппаратов, токопроводов, металлические конструкции РУ, ограждения и т.п.;
  •  вторичные обмотки измерительных трансформаторов, нейтрали обмоток 380/220 В силовых трансформаторов.

10. 4 Вредные и опасные факторы

10.4.1 Освещение

Из общего объема информации человек получает через зрительный  канал около 80%. Качество поступающей информации во многом зависит  от  освещения: неудовлетворительно количественно или качественно  оно  не  только  утомляет зрение, но и вызывает утомление организма в целом. Нерациональное  освещение может  явиться  причиной  травматизма.   Неправильная   эксплуатация   может привести к взрыву, пожару и  несчастным  случаям.  При  неудовлетворительном освещении, кроме того, снижается  производительность  и  увеличивается  брак продукции. Используется три вида освещения — естественное,  искусственное  и совмещенное.

Для оценки условий освещения  пользуются  понятием  освещённости  Е, измеряемой в люксах (лк.).

ОРУ  подстанции  освещается  естественным  светом,  КРУН  –  боковым

односторонним.

 Оценка   количественной   характеристики   естественного   освещения выражается  через  КЕО   в   процентах.   КЕО   –   отношение   естественной освещённости,  создаваемой  светом,   к   значению   одновременно   наружной горизонтальной   освещённости,   создаваемой   светом   полного    открытого небосвода, %:

Факторы, учитываемые при нормировании искусственного освещения:

1) Характеристика зрительной работы;

2) Минимальный размер объекта различения с фоном;

3) Разряд зрительной работы;

4) Контраст объекта с фоном;

5) Светлость фона (характеристика фона);

6) Система освещения;

7) Тип источника света.

Кроме освещенности следует учитывать такие параметры света как:

1) направление светового потока;

2) отсутствие резкой границы в яркости рабочих  поверхностей  и  окружающего поля зрения;

3)  отсутствие слепящего действия источника света;

4) равномерность и постоянство освещения в зоне обзора и в поле зрения;

5)  благоприятный спектр света, близкий к дневному;

Если по технико-экономическим причинам нельзя обеспечить оптимум, то освещение должно быть не менее предельно-допустимого.

Нормы освещённостей для искусственного освещения  рассматриваются  в СНиП 23- 05-95.

10.4.2 Пожаробезопасность

Пожаром называется неконтролируемое горение вне специального очага, наносящее материальный ущерб.

Опасными факторами пожара для человека являются  открытый  огонь  и искры,  повышенная  температура  воздуха  и  предметов,  токсичные  продукты горения, дым, пониженная  концентрация  кислорода  в  воздухе,  обрушения  и повреждений зданий, сооружений, установок, а также взрывы.

Пожарная  опасность   электроустановок   обусловлена   наличием   в применяемом    электрооборудовании    горючих    изоляционных    материалов.

Горючей     является     изоляция     обмоток      электрических      машин, трансформаторов, различных электромагнитных устройств. Наибольшую  опасность представляют   маслонаполненные   аппараты   -  трансформаторы,    баковые выключатели,  кабели  с  бумажной  изоляцией,  пропитанной  маслоканифолевым составом.

При работе на подстанции возможны возникновения следующих  аварийных ситуаций:

- короткие замыкания;

- перегрузки;

- повышение переходных сопротивлений в электрических контактах;

- перенапряжение;

- возникновение токов утечки;

- неаккуратное обращение с огнём;

- неправильное проведение сварочных работ.

При возникновении аварийных  ситуации  происходит  резкое  выделение тепловой энергии, которая может явиться причиной  возникновения  пожара.  На долю пожаров, возникающих в электроустановках приходится 20%.

                                    

Таблица 9 -  Статистические данные о пожарах

Основные причины

%

Короткое замыкание

43

Перегрузки проводов/кабелей

13

Образование переходных сопротивлений

5

Режим  короткого  замыкания  —  появление  электрического  искрения, частиц    расплавленного    металла,    электродуги,     открытого     огня, воспламенившейся изоляции в результате резкого возрастания силы тока.

Причины возникновения короткого замыкания:

- ошибки при проектировании;

- старение изоляции;

- увлажнение изоляции;

- механические перегрузки.

Пожарная опасность при перегрузках — чрезмерное нагревание отдельных элементов,  которое  может происходить при ошибках проектирования  в  случае длительного прохождения тока, превышающего номинальное значение.

Пожарная   опасность   переходных   сопротивлений   —    возможность воспламенения изоляции или др.  горючих  близлежащих  материалов  от  тепла, возникающего  в  месте  аварийного  сопротивления  (в  переходных   клеммах, переключателях и др.),

Пожарная опасность перенапряжения — нагревание токоведущих частей за счет  увеличения  токов,  проходящих   через   них,   за   счет   увеличения перенапряжения  между  отдельными  элементами   электроустановок.  Возникает при выходе из строя или изменении параметров отдельных элементов.

Пожарная опасность токов утечки — локальный  нагрев  изоляции  между отдельными   токоведущими   элементами   и   заземленными конструкциями.

В целях предотвращения пожара предусматривают следующие меры:

а) предотвращение образования горючей среды;

б) предотвращение образования в горючей среде  или  внесения  в  неё  источников зажигания;

в) поддержание температуры и давления горючей среды ниже максимально  допустимых по горючести;

г) уменьшение определяющего размера горючей среды   ниже максимально  допустимого по горючести.

Пожарная  безопасность  на  предприятиях   обеспечивается   системой предотвращения  пожара  путём   организационных   и   технических   средств, обеспечивающих  невозможность  возникновения  пожара,   а   также   системой пожарной  защиты,  направленной  на  предотвращение  воздействия  на   людей опасных факторов пожара и ограничения материального ущерба от него.

Классификация взрыво и пожароопасных зон помещений в соответствии  с ПУЭ.

Для  обеспечения  конструктивного  соответствия   электротехнических изделий   правила   устройства   электроустановок   выделяют    пожаро-    и взрывоопасные зоны.

Пожароопасные зоны — пространства в помещении или вне его, в котором находятся   горючие   вещества,    как    при    нормальном    осуществлении технологического процесса, так и в результате его нарушения.

П-I  -  помещения,  в  которых   обращаются   горючие   жидкости   с температурой вспышки паров свыше 61 °С.

П-II-  помещения,  в  которых  выделяются  горючие  пыли  с   нижним  концентрационным пределом возгораемости > 65 г/м3

П-IIа - помещения, в которых обращаются твердые горючие вещества.

П-III -    пожароопасная зона вне помещения,  в  которой  выделяются горючие жидкости с температурой вспышки более  61  °С  или  горючие  пыли  с нижним концентрационным пределом возгораемости более 65 г/м3.

Взрывоопасные зоны — помещения или часть его или вне помещения,  где образуются   взрывоопасные   смеси    как    при    нормальном    протекании технологического процесса, так и в аварийных ситуациях.

Здание распределительного пункта (РП) должно быть I или  II  степени огнестойкости. Степень  огнестойкости  зданий  и  сооружений   определяется группой    возгораемости    и    пределом    огнестойкости    их    основных строительных конструкций (несущие  стены,  перекрытия  и  т.д.).  Конкретные данные приведены в таблице 9.

Предел огнестойкости строительной конструкции определяется  временем в часах от начала испытания конструкции на  огнестойкость  до  возникновения одного из следующих признаков:

а) образование в конструкции сквозных трещин или сквозных отверстий, через которые проникают продукты горения или пламя;

б) повышение температуры на не обогреваемой поверхности  конструкции в среднем более чем на 140 °С или в любой точке этой поверхности  более  чем на 180 °С в сравнении с температурой конструкции до испытания или более  220 °С независимо от температуры конструкции до испытания;

в) потеря конструкцией несущей способности (обрушение).


10.5 Оценка экологичности проекта

Влияние подстанции на окружающую среду крайне разнообразно.

Вредное действие магнитного поля на живые организмы, и в первую очередь на человека, проявляется только при очень высоких напряжённостях порядка 150-200 А/м, возникающих на расстояниях до 1-1,5 м от проводов фаз ВЛ, и представляет опасность при работе под напряжением [12].

Непосредственное (биологическое) влияние электромагнитного поля на человека связано с воздействием на сердечно-сосудистую, центральную и периферийную нервные системы, мышечную ткань и другие органы. При этом возможны изменения давления и пульса, сердцебиение, аритмия, повышенная нервная возбудимость и утомляемость. Вредные последствия пребывания человека зависят от напряжённости поля Е и от продолжительности его воздействия.

Для эксплуатационного персонала подстанции установлена допустимая продолжительность периодического и длительного пребывания в электрическом поле при напряжённостях на уровне головы человека (1,8 м над уровнем земли): 5 кВ/м – время пребывания неограниченно; 10 кВ/м – 180 мин; 15 кВ/м – 90 мин; 20 кВ/м – 10 мин; 25 кВ/м – 5 мин. Выполнение этих условий обеспечивает самовосстановление организма в течении суток без остаточных реакций и функциональных или патологических изменений.

На ЦРП-3 применяем оборудование с масляной изоляцией: трансформаторы, выключатели. При эксплуатации данного оборудования возможны частичные разливы масла. Разлив происходит в пределах маслосборников и поэтому на окружающую среду не оказывает большого влияния.

10.6 Оценка чрезвычайных ситуаций

Произведём оценку чрезвычайных ситуаций – их последствие, меры предотвращения и меры по ликвидации.

Обрыв линии и короткое замыкание на линиях. Данная ситуация может привести к снижению напряжения у потребителей, соответственно к снижению качества выпускаемой продукции. Для предотвращения данной ситуации необходимо особо ответственные потребители запитывать по двум одноцепным линиям и от двух независимых источников питания. Для восстановления нормального режима работы линии, необходимо использовать системную автоматику: АВР и АПВ. При успешном АПВ линия может вернуться в нормальный режим работы, в противном случае применяется АВР и вызывается служба линии для восстановления линии.

Пожар трансформатора приводит к перерыву электроснабжения потребителей на время АВР. При сгорании масла в атмосферу выделяются вредные токсичные газы. Данная ситуация также приводит к дополнительным затратам на восстановление трансформатора. Для предотвращения пожара применяется автоматическая система пожаротушения, вызывается пожарная бригада.

Пожар окружающего лесного массива может привести к пожару на территории подстанции, при переносе огня.

Для предотвращения возникновения пожара необходима противопожарная полоса вокруг подстанции шириной 50 м. Для ликвидации последствий может привлекаться персонал ПС и пожарная служба.

Взрыв пропана при перевозке по близ лежащей магистральной автодороги. Данную ситуацию оцениваем для 3 тонн пропана по следующей методике [14]. Выделяют зону детонационной волны с радиусом R1 и зону ударной волны и зону ударной волны. Определяются также: радиус зоны смертельного поражения людей (Rс.п.л); радиус безопасного удаления Rб.у; радиус предельно допустимой взрывобезопасной концентрации пара, газа Rпдвк.

Радиус зоны детонационной волны R1, м  определяется по уравнению:

    м,                                   (94)

Радиус зоны смертельного поражения людей Rспп., м определяется по формуле:

м.                                                (95)

где Q – количество газа в тоннах;

         Далее определяем степень разрушения зданий.

         Определяем радиус зоны детонационной волны:

м.

Определяем радиус зоны смертельного действия по выражению:

м.

Радиус безопасного удаления R б.у, м  определяем по формуле:

                                                        (96)

м.

Принимаем величину дрейфа газо-воздушного облака равной 300 метров в сторону установки Изомеризации при внезапном выходе. Расстояние от автодороги до ТП 20 м. В рассматриваемом случае зона детонационной волны будет находится на территории подстанции. Избыточное давление в зоне детонационной волны . Давление во фронте ударной волны зависит от r2/R1, где r2 – расстояние от центра взрыва до элемента предприятия.

По данным расчёта и по табл. [10] определяем вероятные разрушения зданий, сооружений и оборудования, находящихся непосредственно в зоне детонационной волны. Для всех элементов находящихся в зоне детонационной волны степень разрушения будет сильной,  установка практически вся будет подвержена сильному разрушению.

Для здания ОПУ: r2/R1=20/25,76=0,77,  сильная степень разрушения.

                   


Заключение

В данной работе был произведен анализ и сделаны выводы, связанные с модернизацией ЦРП-3 ОАО «Орскнефтеоргсинтез», которая крайне необходима в преддверии строительства нового объекта электроснабжения.

Целесообразность проведения данного проекта не подвергается сомнению по ряду причин, приведенных ниже, и которые, соответственно, могут принести только положительное влияние на систему электроснабжения завода:

  1.  В данный момент на ЦРП-3 имеется большой резерв незадействованных мощностей трансформаторного оборудования, что не приветствуется в системах электроснабжения. В результате модернизации появится возможность догрузить трансформаторы до необходимых показателей и выполнить требования электроснабжения.
  2.  Предлагаемая модернизация позволит сэкономить экономические средства на организации электроснабжения вновь строящегося объекта: дешевле организовать физическую возможность подключения электропотребителей к существующему объекту, чем построить новый объект электроснабжения.
  3.  Появится возможность снижения экономических и трудовых затрат на переодическом обслуживании замененных элементов ЦРП-3: вакуумные выключатели требуют меньше времени и денежных средств при техническом обслуживании, по сравнении с масляными.
  4.   Повышается надежность электроснабжения за счет замены устаревшего оборудования.
  5.  Появляется резерв отводных ячеек распределительного устройства РУ-6 кВ.


Список использованных источников

  1.  Кудрин, Б. И. Электроснабжение промышленных предприятий: справочник/ Б. И. Кудрин– М.: Энергоатомиздат, 1990. – 448 с.- ISBN 5 -89594 – 128 – 1    
  2.  Блок, В.М. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: учебное пособие для студентов электроэнергет. спец. вузов, 2-е изд., перераб. и доп./ В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперно и др. – М.: Высш. шк., 1990. – 383 с. – ISBN 5 -2830- 1105 -4
  3.  Рожкова, Л.Д.  Электрооборудование станций и подстанций: учебник/ Л.Д. Рожкова,  В.С. Козулин. - М.: Издательский дом МЭИ, 2005.- 573с. – ISBN 5 – 3219 – 8305 – 1
  4.  Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций.: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп./ Б.Н. Неклепаев. – М.: Энергоатомиздат, 1990. –608с. – ISBN 5 9976 – 8763 – 2
  5.  Российская группа компаний «Таврида Электрик»[Электронный ресурс]. 2009 г. – Режим доступа: http://www.tavrida.ru/. Свободный. - Загл. с экрана.
  6.  Высоковольтное оборудование [Электронный ресурс]. 2009 г. – Режим доступа:  http://www.infoton.ru/.  Свободный. – Загл. с экрана.
  7.  Правила устройств электроустановок: Седьмое издание. – М., ЗАО «Энергосервис» , 2003. – 1530с. – ISBN 5 – 3402 – 9923 – 7     
  8.  Андреев, В. А. Релейная защита и автоматики систем электроснабжения: Учебник для вузов/ В. А. Андреев., - изд. 5-е; стер.  -  М.:   Высшая школа, 2007.- 639с. – ISBN 4 – 7854 – 2135 – 6
  9.  Каталог оборудования [Электронный ресурс]. 2009г. – Режим доступа: http://www.promsd.ru/.  Свободный. – Загл. с экрана.
  10.  Барыбин, Ю.Г. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования./ Под ред. Ю. Г. Барыбина и др. - М.: Энергоатомиздат. 1991.-464 с. – ISBN 3 – 3241 – 2411 – 4
  11.  Ермилов А. А. Основы электроснабжения промышленных предприятий: Учебное пособие для вузов. – 4 –е изд./ А. А. Ермилов. – М.: Энергоатомиздат, 1983. – 305с. – ISBN 5 9876 – 7654 – 3
  12.  Долин, П. А. Основы техники безопасности в электроустановках: Учебное пособие для вузов./ П. А. Долин – 2-е издание, переработанное и  дополненное.: – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 448 с. – ISBN 5 – 87789 – 030 – 1
  13.  Федоров, А. А.: Учебное пособие для вузов./ А.А. Федоров, Л. Е. Cтаркова. – М.: Энергия, 2002. – 345 с. – ISBN 5 6500 – 2330 – 4
  14.  Старикова, Г. В. Методические указания к выполнению раздела “Безопасность и экологичность проекта” в дипломных проектах технологических специальностей: Учебное пособие./ Г.В. Старикова, В.П. Милевский, В.Д. Шантарин, Под ред. Г.В. Стариковой. – Тюмень: ТюмГНГУ, 1998 – 79 с. – ISBN 5 – 4104 – 5207 – 5


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

3636. Основы менеджмента. Курс лекций 541.5 KB
  Тема Исторические основы менеджмента Условия и факторы возникновения и развития менеджмента. Этапы и школы в истории менеджмента. Влияние национально-исторических факторов на развитие менеджмента. Перспективы менеджмента в России. Усл...
3637. Правовые характеристики правового принуждения 91 KB
  Управление обществом, обеспечение общественной дисциплины и правопорядка осуществляется с помощь активных способов целенаправленного воздействия на сознание и поведение людей, в качестве этих способов выступают и такие методы государственно...
3638. Возникновение социологии как науки 86.5 KB
  Возникновение социологии как науки приходится на 1830-е года., хотя Попытки социологического анализа проблем общественной жизни предпринимались и раньше. Их наличие дает основание усматривать «начало» социологии одним авторам в древности, связывая...
3639. Изучение системы Паблик Рилейшнз используемой предприятием и определение рекомендаций по ее совершенствованию 539.5 KB
  Введение Термин «Паблик Рилейшнз» получил широкое распространение в сферах, связанных с менеджментом и маркетингом в развитых странах в начале 1970-х годов. Его буквальное значение – «отношение с общественностью». Деятельность по Паблик Рилейшн...
3640. Новая система нормативного регулирования бухгалтерского учета в России 101.5 KB
  Введение В настоящее время происходят серьезные преобразования в российском обществе, вызванные изменением системы общественных отношений и гражданско-правовой среды. Российские компании получили выход на международный рынок, появляются совместные п...
3641. Муниципальное самоуправление в Римском государстве 70.5 KB
  Введение Исследование истории римского общества - изучение ключевых закономерностей его юридического, социального, политического и культурного формирования и обнаружение характерных, свойственных исключительно древнему Риму черт - представляет особы...
3642. Лабораторные работы. Физические свойства жидкостей 437.5 KB
  Изучение физических свойств жидкости. Цель работы: освоение техники измерения плотности, теплового расширения, вязкости и поверхностного натяжения жидкостей. Схема устройства...
3643. Выпарные аппараты и установки 144.5 KB
  Выпарные аппараты и установки Выпаривание - процесс концентрирования жидких растворов различных веществ путем частичного удаления растворителя при кипении раствора. Осуществляется в выпарных аппаратах и установках, работающих, как правило, под вакуу...
3644. Количественное и качественное изучение рационов питания женщин и мужчин г. Москвы и Краснодара 1.01 MB
  Введение Физиологические нормы питания - научно обоснованные и утвержденные в законодательном порядке нормы потребления пищевых веществ, при которых полностью удовлетворяется потребность практически всех здоровых людей в необходимых пищевых вещества...