Реферат: Электроснабжение технологической площадки № 220 Карачаганакского перерабатывающего комплекса

СОДЕРЖАНИЕ

лист

Введение

1 Технологическая часть

2 Электрооборудование

3 Электроснабжение

3.1 Определение электрических нагрузок

3.1.1 Приближенное определение расчётных силовых

нагрузок площадок

3.1.2 Компенсация реактивной мощности

3.2 Проектирование систем внешнего электроснабжения

3.2.1 Выбор рационального напряжения

3.2.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

3.2.3 Выбор сечение питающей линии

3.2.4 Технологический расчет выбора рационального

напряжения

3.2.5 Картограмма электрических нагрузок

3.2.6 Выбор месторасположения главной понизительной

подстанции

3.3 Проектирование систем внутреннего электроснабжения

3.3.1 Расчёт электрических нагрузок технологической

площади № 220

3.3.2 Выбор схемы распределённой сети предприятия

3.3.3 Выбор числа и мощности трансформаторов

трансформаторных подстанций

3.3.4 Выбор сечения кабельной линии

3.4 Расчёт таков короткого замыкания

3.5 Выбор коммутационной аппаратуры выше 1000В,

сборных шин и изоляторов выше 1000В

3.5.1 Выбор выключателей

3.5.2 Выбор разъединителей

3.5.3 Выбор трансформаторов тока

3.5.4 Выбор предохранителей

3.5.5 Выбор разрядников

3.5.6 Выбор трансформатора напряжения

3.5.7 Выбор сборных шин

3.5.8 Выбор изоляторов

3.5.9 Выбор комплектного распределительного устройства

3.6 Расчёт сети низкого напряжения

3.7 Расчёт таков короткого замыкания до 1000В

3.8 Расчёт заземляющих устройств

3.9 Расчёт освящения насосного отсека здания

технологической площади № 220

3.10 Специальная часть. Монтаж саморегулируемого

нагревательного кабеля SX

4 Релейная защита и автоматика

4.1 Расчёт защиты силовых трансформаторов

4.2 Расчёт конденсаторных установок

4.3 Защита и автоматика асинхронных двигателей

напряжением выше 1000 В

4.4 Защита кабельных линий напряжений выше 1000 В

5 Охрана труда и техника безопасности

5.1 Промышленная санитария

5.2 Электробезопасность

5.3 Пожаробезопасность

5.4 Охрана окружающей среды

6 Экономика и организация

6.1 Определение себестоимости передачи и распределения

1 кВт/ч электроэнергии

6.2 Организация энергетической службы

6.3 Организация оплаты труда

Заключение

Список использованных источников

ВВЕДЕНИЕ

Месторождение Карачаганак - это крупное нефтегазоконденсатное месторождение, открытое в 1979 году. Месторождение расположено в Бурлинском районе Западано - Казахстанской области Республика Казахстан.

Право на пользование недрами месторождения в соответствии с выданной лицензии от 18 апреля 1997 г. имеет альянс в составе: ”Аджип Карачаганак Б.В.” , ”Лукойл”, ”Бритиш Газ Эксплорейшн энд Продакшн”, ”Тексако Интернэшн Петролиум Компани”. В настоящее время этот альянс переименован в ”КРО B.V.” и зарегистрирован в Республики Казахстан.

Существующие мощности по добыче, сбору и переработке газа на месторождение Карачаганак включают скважины, газосборные сети, действующую установку №3 и недостроенную установку №2 (проект ЮжНИИГИПРОМГАЗ).

В настоящее время 83 добывающих скважины посредством газосборных сетей подключены к УКПГ-3. На устье скважин предусмотрен ввод метанола и ингибитора коррозии при помощи подвижной спец. техники.

Установка №3 состоит из трех технологических линий, основанных на процессе низкотемпературных сепарации, спроектированных и построенных фирмой “NOELLGA GASTECHNIK“, одной технологической линии и линии по дегазации конденсата, построенных по проекту.

Полный план развития Карачаганского месторождения, а также надёжность электроснабжения существующих объектов месторождения зависит от развития систем электроснабжения - и теплоснабжения.

Система производства и распределение электроэнергии на месторождении включает электростанцию, способную покрыть все нагрузки самого месторождения и других потребителей, связанных с его работой. В качестве основных источников выработки электроэнергии были установлены три газотурбинные установки

типа PG6561-B производства GE мощностью по 39.62 МВТ. В конечном итоге, после достижения на месторождении максимального уровня добычи и переработки газоконденсата, количество газотурбинных установок до шести по схеме пять плюс один, Электростанции используется очищенный от серы на КПК попутный газ Карачаганского газоконденсатного месторождения. Размещение электростанции на площадке Карачаганского перерабатывающего комплекса позволяет приблизить энергоисточник к месту добычи жидкого топлива и попутного газа, использовать общие системы водоснабжения, канализации, пожаротушения, подготовки топлива, значительно сократить затраты топлива на транспорт, и в целом позволит получить относительно дешевую электроэнергию. Применение надёжного и высокоэффективного основного и вспомогательного оборудования в составе электростанции, экологически совершенной технологии выработки электроэнергии позволит снизить до минимума расчётные концентрации оксида азота, оксида углерода, метана, и твёрдых частиц, тем самым свести до минимума влияние электростанции на уровень загрязнения атмосферного воздуха, поверхностных и подземных вод.

Технологические решения и предусмотренный необходимый комплекс противопожарных и противоаварийных мероприятий предупредит и исключит создание аварийных и чрезвычайных ситуаций.

Оценочные запасы месторождения, согласованные между компаниями ”Бритиш Газ/Аджип” и специалистами Министерства энергетики и природных ресурсов Казахстана в 1993 году составляют по газу 1303 млрд.м³ и по жидкостям

1114 млн. т.(поверхностные условия).

1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Генеральный план Карачаганского перерабатывающего комплекса предусматривает зонирование территории по её функциональному использованию. Выделены зоны: предзаводская, производственная.

При планировке территории производственной зоны принята квартальная застройка в виде рядов, кварталов, заключенные между продольными и поперечными проездами.

В предзаводской зоне предусмотрена площадка бурильщиков, на которой расположены склад химических реагентов для бурения, центральный склад бурильщиков и здание технического осмотра бурового оборудования.

К северу-востоку от площади бурильщиков запроектирована станция перекачки хозяйственно-бытовой канализации LS-2, расположенная подземно.

Территория, на которой расположены спроектируемые площадки, разделена на два участка - север и юг.

Подготовка сырья на КПК предусматривает разделение поступающей смеси, дегидрирование, стабилизацию конденсата и подачу его в магистральный трубопровод, подготовку газа, подачу высокосернистого газа на УКПГ№2 для закачки в пласт или добычи на Оренбург.

На Карачаганском перерабатывающем комплексе построены следующие площадки:

UNIT-130. Площадка входных манифольдов предназначена для приема поступающей газоконденсатной смеси с манифольдных станций, сателитной станции, УКПГ№2 и УКПГ№3, распределение смеси по потокам и направление потока смеси для проведения замера. Затем газоконденсатная смесь направляется на дальнейшую подготовку.

UNIT-200. Площадка тестового сепаратора предназначена для проведения замера дебита, продукции скважин. Газоконденсатная смесь с тестового манифольда подогревается в подогревателе

тестового сепаратора и направляется в скруббер газа низкого давления.

UNIT-201. Площадка установки сепараторов-разделителей газа среднего давления состоит из двух параллельных линий 'А' и 'B' и предназначена для первичной сепарации газа и газоконденсатной смеси

и разделения её на газ и конденсат, затем газ поступает в скруббер газа среднего давления, а с него направляется на установку обезвоживания высокосернистого газа среднего давления и контроля точки расы - UNIT-341, а часть - на очистки топливного газа и регенерации амина UNIT-339.

UNIT-202. Площадка сепаратора разделителя газа низкого давления предназначена для первичной сепарации газа и газоконденсатной смеси и разделения её на газ и конденсат. Газ с УКПГ№3, конденсат с тестового сепаратора и сепараторов-разделителей с площадки UNIT-201 поступает в сепаратор-разделитель газа низкого давления. Конденсат, стабилизация конденсата UNIT-210 А/В/С; Газ с сепаратора-разделителя поступает в скруббер газа низкого давления. Затем газ со скруббера направляется на установку компримирования газа мгновенного испарения низкого

давления UNIT-362.

UNIT-210 А/В/С . Площадка установки стабилизации конденсата состоит из трёх параллельных линий и предназначена для обезвоживания и стабилизации конденсата. Конденсат с сепаратора-разделителя низкого давления поступает в питательные ёмкости клоны стабилизации конденсата. С питательной ёмкости конденсат подогревается и направляется в питательную ёмкость обессоливателя. Газ с питательной ёмкости колонны стабилизации конденсата направляется в расходную ёмкость компрессора газа мгновенного испарения. Вода, выделившаяся в питательной ёмкости обессоливателя, разделяется на два потока. Один поток направляется на установку очистки технологической воды UNIT-562, а другой откачивается обратно на вход в ёмкость. Пары конденсата с верха

колонны стабилизации конденсата проходят через конденсатор

колонны стабилизации и поступает в ёмкость орошения колонны

стабилизации конденсата. Конденсат с нижней части

колонны стабилизации направляется на установку колонны

разделителя конденсата. Газ с ёмкости орошения колонны объединяется с газом, поступающим с питательной емкости колоны

и питательной ёмкости обессоливателя.

UNIT-213 А/В/С. Площадка установки колонны разделителя

конденсата состоит из трёх параллельных линий и предназначена для разделения газоконденсатной смеси.

UNIT-214 А/В/С. Площадка системы очистки газолина состоит из трех параллельных линий и предназначена для очистки газолина от меркаптанов и подачи его в систему хранения конденсата. Конденсат с насосов подачи орошения, распложенных на площадке установке UNIT-213 охлаждается в охладителе газолина и направляется на установку очистки газолина. Каустическая сода откачивается очистки газолина насосами перекачки с резервуара хранения каустической соды. Воздух на установку очистки газолина подаётся воздушным компрессором системы очистки газолина. Отработанный каустик направляется в нейтрализатор, расположенный на площадке системы стоков с высоким содержанием солей UNIT-550. Газолин с установки очистки газолина направляется на установку хранения конденсата UNIT-220.

UNIT-215 А. Площадка установки фракционирования нефтяного газа предназначена для разделения поступающего конденсата. Конденсат в колонну деэтанизатора поступает с установок обезвоживания высокосернистого газа высокого и низкого давления. Пары газа с верха колонны деэтанизатора проходят через конденсатор колонны деэтанизатора и охлажденный сжиженный

нефтяной газ поступает в ёмкость орошения колонны деэтанизатора. Охлаждение потока газа осуществляется за счет подачи в конденсатор жидкого пропана с установки UNIT-401. Конденсат с нижней части колонны деэтанизатора проходит через охладитель колонны депропанизатора и направляется в колонну депропанизатора. Пары газа с верха колонны депропанизатора проходят через конденсатор колонны депропанизатора и поступают в ёмкость орошения колонны депропанизатора. Газ с ёмкости орошения подаётся к котлам высокого давления расположенных

на площадке UNIT-621.

UNIT-230. Площадка факельной системы и дренажной системы

предназначена для сепарации газа высокого и низкого давления, поступающего с технологического оборудования и сбора дренажа с оборудования. Газ с компрессора высокого и низкого давления направляется в факельный сепаратор низкого давления. Конденсат,

выделившийся в факельном сепараторе, откачивается в ёмкость неконденсированной нефти, расположенную на площадке UNIT-561.

Газ, выделившийся в сепараторе низкого давления, направляется на сжигание в факельную систему газа. Дренаж с оборудования

поступает в закрытую дренажную ёмкость. Газ с дренажной ёмкости

направляется в факельную систему.

UNIT-339. Площадка установки очистки топливного газа и регенерации амина предназначена для очистки газа от сероводорода и регенерации амина. Здесь очищенный газ с выходного сепаратора разделяется на два потока. Один поток направляется на установку обезвоживания топливного газа и контроля точки росы. Второй поток подогревается в высокотемпературном подогревателе и поступает в качестве топлива на газотурбинные установки, расположенные на площадке UNIT-470 и котельную, расположенную

на площадке UNIT-621.

UNIT-340. Площадка установки топливного газа и контроля росы предназначена для отделения топливного газа от воды и подачи его потребителям. Обессереный газ с выходного сепаратора абсорбера, расположенного на площадке №339, поступает в коалесцирующий фильтр. Вода, выделившаяся в фильтре направляется к сепаратору регенератора высокого давления. Газ с фильтра поступает в абсорберы, с них газ направляется в распределительную сеть для подачи его на УКПГ№2 и УКПГ№3, в систему газа низкого давления и в Аксай. Для поддержания температуры газа предусматривается режим подогревания газа и режим охлаждения газа.

UNIT-314 А/В. Площадка установки обезвоживания высокосернистого газа среднего давления и контроль точки росы состоит из двух параллельных линий и предназначена для дегидрирования газа среднего давления и подачи его на установку компримирования высокосернистого газа. Высокосернистый газ с

сепаратора-разделителя низкого давления (UNIT-202) поступает в

гликолевый контактор. Вверх гликолевого контактора подаётся

раствор гликоля с установки регенерации гликоля. Газ при контактировании с ним в контакторе очищается и направляется в теплообменник высокосернистого газа. В теплообменнике газ охлаждается и поступает во входной сепаратор высокосернистого газа среднего давления. Вода с установки регенерации гликоля направляется на очистку на установку UNIT-562. Во входном

сепараторе газ сепарируется, затем направляется в низкотемпературный сепаратор высокосернистого газа среднего давления, а с него через теплообменник направляется на установку

компримирования. Вода и сжиженный нефтяной газ с низкотемпературного направляется на установку UNIT-215.

UNIT-343А. Площадка установки обезвоживания газа низкого

давления и контроль точки росы предназначена для дегидрирования

газа низкого давления и подачи его на установку компримирования высокосернистого газа.

UNIT-360. Установка рекомпримирования кислого газа предназначена для рекомпримирования кислого газа, поступающего с установки регенерации амина UNIT-339 и газа мгновенно испарения с установки обезвоживания газа среднего и низкого давления UNIT-341,343 и подачи его на установку газа мгновенного испарения.

UNIT-362 А/В/С. Площадка состоит из трех линий и предназначена для компримирования газа и подачи его на установку обезвоживания высокосернистого газа низкого давления и контроля точки росы UNIT-343.

UNIT-363 А/В/С. Площадка системы компримирования отходящих газов деэтанизатора предназначена для компримирования газа, поступающего с верха колонны деэтанизатора и подачи его на установку UNIT-364.

UNIT-364 А/В/С. Площадка предназначена для компримирования высокосернистого газа и подача его в систему обратной закачки газа.

UNIT-401А. Площадка установки фракционирования сжиженного нефтяного газа и охлаждение высокосернистого газа

низкого давления, предназначенного для хранения пропана, его

охлаждение и подача в систему охлаждения высокосернистого газа

низкого давления.

UNIT-410. Система подачи ДЭГА предназначена для хранения и подачи ДЭГА в распределительную систему. Раствор диэтиленгликоля поступает в расширительную ёмкость ДЭГА, затем идёт на приём насосов циркуляции ДЭГА, откачивается через теплообменник в систему распределения диэтиленгликоля. Для приготовления раствора ДЭГА предусмотрена подача переохлажденного пароконденсата на прием подпиточного насоса диэтиленгликоля.

UNIT-550. Площадка системы водных стоков с высоким содержанием солей предназначена для нейтрализации отработанного каустика с установки отчистки газолина, сбора отработанной воды из системы деминерализации воды UNIT-530, а также разбавления и деаэрации этих стоков перед сбросом и утилизацией. Для нейтрализации каустика в нейтрализатор подаётся 33% раствор серной кислоты. После того, как датчик кислотности показывает, что раствор нейтрализовался подача серной кислоты прекращается и отработанная промывочная вода и UNIT-530 подаётся в отстойник воды с высоким содержанием солей. Затем вода перекачивается насосами через фильтры в колонну деаэрации с целью удаления кислорода. Деаэрированная вода собирается в нижней части колонны. Насос возврата сточных вод откачивает воду с колонны обратно в ёмкость стабилизации конденсата (UNIT-210). Насосы откачки отработанной воды откачивают воду в уравнительный резервуар технологической воды на площадке UNIT-562.

UNIT-561. Площадка системы неконденсированной нефти предназначена для сбора нефти и конденсата с закрытой дренажной системы: уловленной нефти с сепаратора UNIT -560, с наклонно-пластинчатого сепаратора и с дренажной ёмкости технологической воды, расположенных на UNIT-562.

UNIT-562. Площадка предназначенная для очистки поступающей воды и подачи очищенной воды на установку повторной закачки воды.

UNIT-590. Площадка системы сброса воды предназначена для обратной закачки воды. Отфильтрованная вода с установки UNIT-562 подаётся на нагнетательные скважины. Непосредственно перед

скважиной обратной закачки устанавливаются защитные фильтры для предотвращения закачки посторонних предметов в скважину.

UNIT-650. Площадка хранения химических реагентов.

предназначена для хранения диэтиленгликоля и подачи его в распределительную систему.

UNIT-220. Площадка установки хранения конденсата. Состоит из двух резервуаров хранения конденсата и насосной по откачке конденсата, также предусмотрено строительство блока коммерческих замеров конденсата, состоящего из четырёх параллельных линий замера. Конденсат с насосов по трубопроводу диаметром 600 мм под давлением 5.5 МПа и температуры равной 45⁰С проходит через фильтр, замерный узел и направляется в

магистральный трубопровод. Для тарировки замерных счётчиков предусмотрен прувер. Дренаж с блока замера производится в закрытую дренажную ёмкость. Объём резервуара составляет 28000 - это суточная норма хранения.

2 ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ

Потребителями электроэнергии являются электроприемники, установленные на проектируемых технологических площадках и вспомогательных объектах.

Силовыми электроприемниками являются электроприборы компрессоров, насосных агрегатов, вентиляционных установок, оборудование систем отопления и кондиционирования производственных помещений, осветительные установки, системы автоматизации, контроля, сигнализации.

Карачаганакский перерабатывающий комплекс (КПК) по обеспечению надёжности электроснабжения в целом относится к потребителям первой категории.

К этим потребителям в составе компрессорных установок относятся и компрессоры, масляные насосы, аппараты воздушного охлаждения газа и масла, электрозадвижки, вентиляционные установки насосных станций перекачки уловленной нефти, промышленно-ливневых и хозяйственно-бытовых стоков, вентиляторной установки складов готовой продукции, контрольные пункты и узлы в система пожаротушения, вентиляционные установки, обеспечивающие взрывоопасность на технологических объектах, сети аварийного освещения.

Кроме того, в составе электропотребителей на КПК имеются группы электроприемников, перерыв в электроснабжении которых угрожает жизни и здоровью людей, взрывом, пожаром, повреждениями основного технологического оборудования. К ним относятся системы аварийного останова производства, системы управления и контроля основных технологических процессов, пожарные сигнализация и сигнализация утечек газа, систем связи, эвакуационное освещение. Эти потребители относятся к особой группе электроприемников первой категории.

Электроприемники второй категории на проектируемых

объектах КПК являются насосы, аппараты воздушного охлаждения, электрозадвижки на установках очистки и осушки газа

и установках низкотемпературной конденсации, электроприёмники пунктов замера и приёма газа, очистки сооружений.

Электроприёмники систем инженерного обеспечения административных зданий( отопление, вентиляция, кондиционирование, водоснабжение и канализация, прочие установки вспомогательного значения), энергопотребители складских помещений и других зданий, служб, потребители систем электрохимзащиты, общее внутреннее и наружное освещение на объектах КПК относятся к потребителям третьей категории.

Для обеспечения нормальной работы оборудование технологических площадок проектом предусматривается создание для них систем бесперебойного питания электроэнергии в необходимом количестве и с нормируемым количеством. Степень бесперебойности электроснабжения для различных групп потребителей определяется их категоричностью с точки зрения требований [8]. Электроприёмники первой категории обеспечиваются электроэнергией от двух независимых источников питания, перерыв их электроснабжения допускается лишь на время автоматического ввода резервного питания.

Для особой группы электроприёмников первой категории предусматривается дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника питания.

Для электропотребителей второй категории перерыв электроснабжения допускается на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

Для электроприёмников третьей категории допускается перерыв в электроснабжении на время, необходимое для ремонта или замены повреждённого элемента системы электроснабжения, но не более, чем на 24 часа.

Комплекс КПК является крупным энергоёмким предприятием. Распределение электроэнергии на нем от источника питания, от собственной электростанции, осуществляется в основном на напряжении 35 кВ, которое является первой ступенью схемы

распределения. На напряжении 6 кВ осуществляется только питание

собственных нужд электростанции, аварийных нагрузок и подстанций №5 и №6, от которых питаются потребители в предзаводской зоне.

Функции распределения электроэнергии на напряжении 35 кВ на КПК выполняет главная подстанция V-470 электростанции.

Распределение электроэнергии на подстанциях осуществляется через силовые трансформаторы, установленные на разных ступенях напряжения с учетом выбранных напряжений электропотребителей:

6 кВ, 6/0.69 кВ; 0.4/02.23 кВ.

Во всех звеньях системы распределения электроэнергии предусматривается секционирование шин. Все элементы схемы постоянно находятся под нагрузкой, при аварии одного из них оставшиеся в работе принимают на себя его нагрузку путём перераспределения её между собой с учётом допустимой перегрузки.

Все электрооборудование на объектах КПК выбирается в соответствии с условиями среды, в которой оно будет эксплуатироваться, и классификацией объектов по взрывоопасности и пожароопасности.

Силовое электрооборудование, а также аппараты защиты, управления и сигнализации, типы и конструкции питающих и распределительных сетей на всех площадок КПК выбирается на основании электрических нагрузок технологических, отопительных, осветительных и прочих установок.

Технические характеристики этого оборудования определяются его назначением, условиями безопасности в эксплуатации, надёжностью в работе, удобством в обслуживании, доступностью запасных частей, необходимым резервом, экономической целесообразностью, опытом применения на аналогичных объектах.

Для электрообеспечения, устанавливаемого во взрывоопасных зонах, согласно [8] принимается соответствующий уровень взрывозащиты - в зависимости от класса взрывоопасной зоны и вид взрывозащиты - в зависимости от категории и группы взрывоопасной смеси, для которой оно предназначено.

Для подключения электропотребителей , расположены на технологических и вспомогательных производственных площадках, на территории КПК установлены распределительные трансформаторные подстанции NN4,4-1,1,1-1.).

Все подстанции выполняются в как отдельно стоящие здания в стационарном исполнении, с бетонными стенами, с высокой степенью огнестойкости и устойчивости против взрыва. Здания оборудованы всеми необходимыми инженерными системы для создания в помещении распределительных устройств нормируемых условий эксплуатации электооборудования и оборудования систем отопления, вентиляции, кондиционирования. Система приточной

вентиляции здания обеспечивает создание в нём избыточного давления, что позволяет расположить подстанцию на территории производственной зоны с принятыми расстояниями до других зданий и сооружений производственного назначения. Пол помещения распредустройств (РУ) подстанции расположены на отметке плюс

3.075 м. На этой же отметке в отдельных помещениях размещается оборудование вентиляции, отопления, кондиционирования. Цокольные этажи зданий предназначены для размещения аккумуляторных батарей и для прокладки кабеля.

Все силовые трансформаторы подстанции приняты масляного типа и устанавливаются снаружи возле стен подстанции под навесом в трансформаторных отсеках. Между отсеками устанавливаются противопожарные перегородки. Под трансформаторами подразумеваются маслосборники, заполненные щебнем и соединенные с системой откачки маслосодержащих стоков.

В помещении распределительных устройств подстанций №4 и №1 разрешаются главные распределительные щиты напряжением 6кВ, 0.69 кВ, 0.4кВ, в подстанции 4-1- распределительные щиты 0.4кВ; 0.69кВ, в подстанции 1-1 - распределительные щиты 0.4 кВ. Кроме того, в помещениях распределительных устройств этих подстанций размещается также остальное оборудование, обеспечивающее работу всех элементов системы электроснабжения и управления работой энергопотребителей.

Установленные на подстанциях распределительные устройства РУ-6кВ, РУ-0.69кВ, РУ-0.4кВ являются одновременно щитами управления двигателей, работающих от сети 6 кВ, 0.69 кВ, а также других потребителей, подключенных к РУ-0.4кВ. Распределительные щиты этих РУ укомплектованы шкафами соответствующего исполнителя в зависимости от назначения фидера, который подключен к этому шкафу: линия к трансформатору, линия к распределительному щиту, линия к электродвигателю.

Высоковольтные и низковольтные электродвигатели различных приводов на объектах КПК поставляются комплектно с технологическим оборудованием и имеют соответствующие климатическое исполнение, степени защиты от условий среды, необходимый уровень и вид взрывозащиты.

Все распределённые щиты, установленные в подстанциях и на

проектируемых объектах поставляются в шкафном исполнении со сборными шинами. Все шкафы имеют естественную вентиляцию.

Для предотвращения доступа к токоведущим частям, находящимся под напряжением, все распределительные устройства и шкафы оборудованы необходимыми защитами электрическими и механическими блокировками, а также защитными кожухами.

Все выключатели, пускатели и контакторы, установленные в щитах, приняты с воздушном зазором, имеют компактное миниатюрное исполнение или исполнение в литом корпусе, пригодны для непрерывной работы, имеют категорию исполнения “B”.

Комплекты оборудования систем бесперебойного питания постоянного и переменного тока установлены в распределительном устройстве подстанции. Блоки бесперебойных источников питания постоянного тока - 110В в подстанциях имеют в своём составе два взваиморезервируемых выпрямителя и две аккумуляторные батареи. Автономное питание от батарей рассчитано на 24 часа, но, по мере возможности, продолжительность подключения потребителей к батарее сводится к минимуму. Блоки бесперебойного питания переменного тока напряжением 230В состоят из двух зарядных устройств, двух преобразователей постоянного тока в переменный, аккумуляторной батареи и аппаратов регулирования и управления. Все элементы блоков бесперебойного питания переменного тока напряжением 230B рассчитаны на полную нагрузку, аккумуляторы на 50% нагрузки.

В центрах управления двигателями, в распределительных

устройствах разных ступеней напряжения, а также для коммутационной аппаратуры, установленной на силовом электрооборудовании технических объектов предусмотрены системы встроенной (интегрированной) защиты и управления.

Устройства системы обеспечивают управление пусковыми

аппаратами через выходные реле блоков управления двигателей. Эти

устройства предусмотрены для пуска прямым включением нереверсивных и реверсивных приборов, а также в схемах пуска с применением переключателей со звезды на треугольник для двухскоростных двигателей, схемах плавного запуска и в инверторных приводах с переменной скоростью.

Для подключения токоприемников на площадках КПК объектах обустройства промысла запроектированы кабельные сети и электропроводки. Принятые для прокладки кабеля и провода

выбираются по номинальным токам в соответствии с указаниями ПУЭ и стандартами IEC287 (расчет постоянных нагрузок на кабели) и IEC853 (расчёт циклических или аварийных нагрузок на кабели).

Сечения всех проводников к электродвигателям, находящимся во взрывоопасных зонах, должны допускать длительную нагрузку не менее 125%. Низковольтные кабели и контрольные кабели приняты с медным многожильными проводниками с полихлорвиниловой в оболочке, не распространяющей горения, армированной стальной проволокой. Силовые кабели напряжения 6кВ имеют аналогичную конструкцию. На участках совместной открытой прокладки кабелей с технологическими трубопроводами соблюдается все противопожарные требования по сближениям, защитным кожухам и т.п. Питающие кабели к особо ответственным потребителям первой категории прокладываются по отдельной трассе.

Для освещения открытых площадок и внутреннего освещения помещений на объектах КПК установлены светильники соответствующих видов. Сети наружного освещения управляются в автоматическом режиме от блоков управления фотоэлементами. Наружное освещение территории площадок осуществляется светильниками с 400-ватными натриевыми лампами высокого давления. Светильники устанавливаются на отдельно установленных мачтах и на возвышающихся частях зданий и сооружений. Во взрывоопасных зонах осветительная аппаратура имеет взрывозащищенное исполнение. Питание осветительной осуществляется переменным напряжением 220В, 50 Гц.

Кроме общего освещения на всех объектах КПК предусмотрено также устройство сети аварийного освещения. Аварийное освещение

включает две категории:

-категория первая - для отапливаемых помещений (подстанции,

помещения аппаратных с оборудованием контроля и управления, помещения с оборудованием связи, помещения для административных зданиях для офисов).

-категория вторая - для наружных площадок, а также помещений, обеспечивающих работу технологических установок, в том числе пуск обесточенного оборудования.

Проектом предусмотрено выполнение защитных мер электробезопасности в полном объеме, предусмотренном [8]. Основным средством защиты обслуживающего персонала от поражения электрическим током является защитное заземление или зануление.

На площадках КПК для питания электропотребителей до

1000 В приняты четырехпроводные сети переменного тока

напряжением 400/230 В и 690/400 B с глухозаземлённой нейтралью.

Занулению подлежат металлические корпуса всех электрических машин, трансформаторов, аппаратов и светильников, вторичные обмотки измерительных трансформаторов, металлические корпуса и каркасы распределительных щитов, шкафов управления, кабельные конструкции, связанные установкой электрообеспечения.

В качестве заземляющих устройств применяются горизонтальные и глубинные заземлители. Горизонтальные прокладываются в траншее на глубине от 0.5 до 1м. Глубинные заземлители в виде вертикальных электродов, установленных на глубину от 5 до 30 м, исходя из обеспечения переходного сопротивления заземления не более 1 Ом.

Все технологические и вспомогательные установки со взрывоопасными зонами оборудуются молнезащитной первой и

второй категории. Защита зданий и сооружений от прямых ударов молнии осуществляется установленными на самых высоких конструкциях этих объектов или на отдельно установленных опорах молниеприёмниками. в качестве молниеприёмников используется также металлическая кровля зданий и навесов или молниеприёмные сетки.

На всех протяженных металлических конструкциях и между параллельно проложенными металлическими трубопроводами при их сближениях на расстояние не менее 10 см устраиваются металлические перемычки.

Защита от заноса высокого потенциала по внешним наземным или подземным коммуникациям осуществляется присоединением их на вводе в здание или сооружение к заземлителю защиты от прямых ударов молний.

Защита силовых трансформаторов на стороне 6кВ осуществляется предохранителями или выключателями. Все распределительные устройства подстанций и остальные распределительные щиты, от которых осуществляется питание электропотребителей укомплектованы всеми необходимыми видами защиты от перегрузок и коротких замыканий.

Здания на территории КПК приняты каркасного типа из металлических конструкций со стеновыми и кровельными панелями.

Характеристика объектов по категориям и классам взрывопожарной и пожарной опасности приведена в таблице 2.1.

4 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И

АВТОМАТИКА

Кроме перечисленного основного электрооборудования применяются многочисленные устройства релейной защиты, автоматики, сигнализации и др.

Релейная защита предусматривается в соответствии с [8] и требованиями нормативных указаний.

Устройства релейной защиты и автоматики ускоряют ликвидацию возникших аварий и нарушений режима работы установки и помогают быстрее восстановить её нормальный режим.

Для защиты от междуфазных коротких замыканий элементов электрической сети, особенно при их одностороннем питании, широко применяются Максимальные токовые защиты (МТЗ), а также токовые отсечки. Их широко применяют и для защиты от однофазных замыкание на землю.

МТЗ является одной из наиболее надежных, дешевых и простых по выполнению защит, относится к защитам с выдержкой времени.

Типовой отсечкой называют МТЗ, избирательностью действия которой обеспечивается не ступенчатым побором выдержки времени, а путём выбора соответствующего тока срабатывания, это быстродействующая токовая защита.

4.1 Расчёт защиты силового

трансформатора

В соответствии с [8] для релейной защиты трансформатора должна быть предусмотрена следующие виды защит:

1. Упрощенная продольная дифференциальная защита (с двумя

реле с торможением типа ДЗТ-11, тормозная обмотка включена

на ток стороны низшего напряжения - от междуфазных коротких замыканий.)

2. Мелким ток. защита по схеме неполной звезды со стороны питания - от внешних коротких замыканий.

3. Газовая защита - от витковых замыканий и других внутрибаковых повреждений.

4. Токовая в одной фазе - от перегруза.

4.1.1 Продольная дифференциальная

защита

Расчет в следующем порядке:

1. Определяются средние значения первичных и вторичных номинальных токов для всех сторон защищаемого трансформатора.

Результаты расчета сводятся в таблицу 5.1

Таблица 4.1 - Средние значения первичных и вторичных

номинальных токов трансформатора

Наименование величины	Численное значение для стороны
1	2	3
	BH	HH
Первичный номинальный ток трансформатора, А	(4.1)	(4.2)
Коофициент трансформации трансформатора тока	(4.3)

Продолжение таблицы 4.1

1	2	3
Схема соединений трансформаторов	звезда	звезда
Вторичный ток в плечах защиты, А	(4.4)	(4.5)

2. При внешних коротких замыканиях в дифференциальной цепи появляется ток небаланса, следовательно первым условием выбора первичного тока срабатывания защиты является отстройка от этого тока небаланса:

(4.6)

(4.7)

где - коэффициент надёжности, =1.3;

- составляющая, обусловленная погрешностью

трансформаторов тока, кА;

- составляющая, обусловленная неточностью

установки на коммутаторе реле типа ДЗТ-11

расчетных чисел витков обмотки (учитывается в

уточненном расчете), кА.

(4.8)

где -коэффициент, учитывающий переходный режим,

-коэффициент однотипности,

Е - относительное значение тока намагничивания Е=0.1;

- периодическая составляющая при расчётном

внешнем трёхфазном К3, кА.

Вторым условием выбора является отстройка от броска тела намагничивания при включении ненагруженного трансформатора под напряжением:

, (4.9)

где - коэффициент отстройки от бросков тока

намагничивания,

- номинальный ток трансформатора на низшей

стороне, кА.

За предельное значение принимается большее из двух условий:

Уточненный расчет производится после выбора чисел витков уравнительных обмоток НТТ. Сторону дифференциальной цепи, где проходит наибольший ток принимают за основную.

Для этой стороны ток срабатывания реле:

(4.10)

где - ток, выбираемый по условиям, А

Число витков обмотки НТТ на основной стороне

(4.11)

где - магнитодвижущая сила, необходимая для срабатывания реле, А; =100

За принимается ближайшее меньшее число витков по отношению к .

= 4 витка.

Число витков обмотки НТТ, включаемой на неосновной

стороне:

(4.12)

где - первичный номинальный ток

трансформатора, А;

- вторичный ток в плечах защиты, А.

Принимается ближнее целое число:

Определяется :

(4.13)

Тогда уточнённое значение тока небаланса

(4.14)

Уточняется расчёт других величин:

(4.15)

Так как больше предварительного выбранного значения , то принимается за окончательное значение

и повторяется расчет величин.

Чувствительность защиты определяется по короткому двухфазному замыканию в зоне действия защиты на стороне 6кВ:

(4.16)

где - двухфазный ток К3,

(4.17)

4.1.2 Максимально-токовая защита

Максимально-токовая защита выполняется с независимой выдержкой времени на реле типа РТ-40, включенных по схеме неполной звезды со стороны питания.

Ток срабатывания защиты , А по условию отстройки от рабочего тока при возможности перегрузки трансформатора:

(4.18)

где I_раб.max – максимальный рабочий ток, А

(4.19)

Ток срабатывания реле , А находится по формулам:

ВН: (4.20)

НН: (4.21)

Коэффициент чувствительности при двухфазном коротком замыкании :

(4.22)

ВН:

НН:

Так как коэффициент чувствительности удовлетворяет условию, то принятая схема обеспечивает надёжное резервирование.

4.1.3 Газовая защита

Газовая защита основана на использовании явления газообразования в баке повреждённого трансформатора. Она выполняется для трансформаторов с . Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это дает возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на

сигнал или отключение.

Основным элементом газовой защиты является газовое реле KSG, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем.

Достоинства газовой защиты: высокая чувствительность и реагирование практически на все виды повреждений внутри бака; сравнительно небольшое время срабатывания; простота выполнения, а также способность защищать трансформатор при допустимом понижении уровня масла по любым причинам.

4.1.4 Защита от перегруза

Выполняется одним реле тока, включённом на ток какой-либо фазы в цепь одного из трансформаторов тока защиты от внешних КЗ.

Ток срабатывания защиты , А:

(4.23)

Ток срабатывания реле , А

, (4.24)

где - коэффициент надёжности отстройки учитывает

только погрешность в токе срабатывания,

.

4.2 Защита конденсаторных установок

Конденсаторные установки, присоединяемые параллельно к приёмникам электроэнергии, предназначаются для повышения коэффициента мощности в системе электроснабжения. Их используют и для местного регулирования напряжения, поэтому конденсаторные установки снабжаются автоматическими регуляторами напряжения (АРН).

Защита от многофазных коротких замыканий предусматриваются для всей конденсаторной установки в целом. В сетях напряжением выше 1000В выполняется плавкими предохранителями или двухфазной токовой отсечкой. Кроме того, предусматривается групповая защита батарей, из которых состоит установка. Групповая защита не требуется, если конденсаторы снабжены индивидуальной защитой.

Номинальный ток плавкой вставки предохранителя и ток срабатывания защиты выбирается с учётом отстройки от токов переходного процесса при включении конденсаторной установки и толчков тока при перенапряжениях. Чувствительность защиты считается достаточной при .

Защита от перегрузки предусматривается в тех случаях, когда возможна перегрузка конденсаторов высшими гармоническими токами из-за непосредственной близости мощных выпрямительных установок.

Защита от повышения напряжения устанавливается, если при повышении напряжения к единичному конденсатору может быть длительно приложено напряжение более 1,1 . Защита выполняется одним максимальным реле напряжения и реле времени. Предусматривается автоматическое повторное включение

конденсаторной установки после восстановления первоначального уровня напряжения, но не ранее чем через пять минут после её отключения.

4.3 Защита и автоматика асинхронных

двигателей напряжением выше

1000В

Для защиты от многофазных коротких замыканий применяются

плавкие предохранители, токовые отсечки без выдержки времени и продольные дифференциальные защиты.

Плавкие предохранители могут быть использованы при подключении электродвигателя к сети через выключатель нагрузки.

Токовая отсечка без выдержки времени устанавливается на электродвигателях мощностью P_д < 5000 кВт, причём для электродвигателей мощностью P_д < 2000 кВт она выполняется однорелейной, с включением реле на разность токов двух фаз. Если чувствительность отсечки оказывается недостаточной или если привод выключателя имеет два реле тока прямого действия, то применяется двухрелейная отсечка, которая является обязательной для электродвигателей мощностью P_д > 2000 кВт.

Продольная дифференциальная защита устанавливается на электродвигателях мощностью P_д 2000 кВт и меньше, если токовая отсечка оказывается недостаточной чувствительной. Для упрощения защиты выполняется двухфазной.

Защита от замыканий на землю, действующая на отключение, устанавливается на двигателях мощностью P_д 2000 МВт лишь в тех случаях, когда ток замыкания на землю I_з 10A. Реле защиты подключается к однотрансформаторному фильтру тока нулевой последовательности.

Защита от перегрузки предусматривается на электродвигателях, подверженных перегрузке по техническим причинам, а также на электродвигателях с особо тяжелыми условиями пуска и самозапуска длительностью 20 секунд и более. Осуществляется защита индукционными элементами реле РТ-80. При этом индукционный элемент с выдержкой времени, зависимой от кратности тока, используется для защиты от перегрузки, а элемент без выдержки времени – для выполнения отсечки.

Минимальная защита напряжения выполняется двухступенчатой. Первая ступень предназначается для облегчения

самозапуска ответственных электродвигателей, она отключает электродвигатели неответственных механизмов. Вторая ступень защиты отключает часть электродвигателей ответственных механизмов, самозапуск которых недопустим по условиям техники безопасности (ТБ) или из-за особенностей технологического процесса.

Устройства автоматического повторного включения(АПВ) предусматриваются на основаниях электродвигателях, отключаемых минимальной защитой напряжения для обеспечения самозапуска других ответственных электродвигателях.

4.4 Защита кабельных линий

напряжением выше 1000В

На кабельных линиях напряжением 6 кВ предусматриваются устройства релейной защиты от междуфазных замыканий и от однофазных замыканий на землю. Наиболее распространенным видом защиты является максимально токовая защита. От междуфазных замыканий такую защиту рекомендуется выполнять в двухфазном исполнении и включать ее в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения с целью отключения в большинстве случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения. В зависимости от требований чувствительности защита может быть выполнена одно-, двух- или трехлинейной.

Токовая защита от замыкания на землю обычно выполняется с включением на фильтр токов нулевой последовательности. Она приходит в действие в результате прохождения по поврежденному участку токов нулевой последовательности, обусловленных емкостью всей электрически связанной сети без учета емкости поврежденной линии.

6. ЭКОНОМИКА И ОРГАНИЗАЦИЯ

6.1 Определение себестоимости

передачи и распределения 1 кВт/ч

электроэнергии

В экономической части дипломного проекта производится расчет по определению себестоимости передачи и распределения 1кВт/ч электроэнергии распределительной подстанции.

Себестоимость зависит от степени использования установленной мощности электростанции, то есть от режима её работы (графика нагрузки). Эта зависимость себестоимости единицы энергии от числа часов использования установленной мощности называется эксплуатационной экономической характеристикой.

Чем больше число часов использования установленной мощности тем ниже себестоимости единицы энергии, т.к. с повышением использования производительной ёмкости в себестоимости единицы снижается удельный вес условно-постоянных затрат, которые не зависят от количества вырабатываемой энергии.

Уровень себестоимости существенно зависит от мощности электростанции: с увеличением мощности электростанции и единичной мощности установленных на ней агрегатов себестоимости снижается.

Снижение себестоимости продукции является основным источником роста эффективности, увеличение прибыли и повышение рентабельности.

Основные пути снижения себестоимости: повышение производительности труда, снижение материальных затрат, совершенствование техники и технологии производства, внедрении

передовых методов организации производства и труда.

Таблица 6.1 – Капитальные затраты на строительство линии

электропередач

Показатели	Обозначение	Единица измерения	Количество
Кабельные линии	КЛ
Протяженность		км	1.37	2.00	1.5
Капитальные вложения на КЛ		тысяч тенге	2500.24	1654.3	3590.18

Таблица 6.2 – Капитальные затраты в элементы системы передачи

электроэнергии

Показатели	Удельные капиталовложения ,ДОЛ. США	Количество, шт.	Капиталовложения
1.Трансформатор 35 кВ – 16000кВА	62000	2	124000
2. ТП 6/0.69 -250 кВА	4830	2	9660
3. ТП 6/0.4 -1000 кВА	15500	2	31000
4. РУ 6 кВ Д12/SK	35180	2	70280
5. Выключатели	11300	12	135600
6. БСК	8400	3	25200
7. Разъединители	950	6	5700
8. Предохранители	65.7	2	131.4
9. Трансформаторы тока	2000	2	4000
10.Трансформаторы напряжения	1550	2	3100

Таблица 6.3 – Баланс рабочего времени

Показатели	Режим работы
	Непрерывный 12 ч
1. Календарный фонд, дни	365
2. Праздники	8
3. Выходные	176
4. Номинальный фонд	181
5. Невыхода	29
5.1 Трудовой отпуск	25
5.2 Болезни	3
5.3 Выполнение государственных обязанностей.	1
6. Эффективный фонд рабочего времени.	152
7. Коэффициент списочного состава(365:6)	2.4
8. Эффективный фонд рабочего времени (6*12) или (6*8)	1824

Таблица 6.4 – Расчет амортизационных отчислений

Виды основных фондов	Балансовая стоимость, ДОЛ. США		Норма амортизации, %	Сумма амортизации, тг.
1	2		3	4
1. Трансформатор 35 к.в	124000		9,4	1806680
2. ТП 6.0/69	9660		9,4	140746,2
3. ТП 6/0.4	31000		9,4	451670
4. РУ 6кВ	70280		9,4	1023979,6
5. Выключатели ВВЭ-10-55/1250 УЗ	135600		9,4	1975692
6. БСК УКЛ-6.3-1350 УЗ	25200		9,4	367164
7. Разъединители РНД- 35/3200У	5700	9,4		83049

Продолжение таблицы 6.4

1	2		3		4
8. Предохранители ПК1-6-20.20-40У1	131,4	9,4		1914,498
9. ТТ ТФНД-35М	4000	5		31000
10. ТН НТМИ-6-66	3100	5		24025
11. Кабельные линии	49965,94	4,3		333022,96
12. Здание	20000	7		217000

Таблица 6.5 – Расчёт затрат на вспомогательные материалы

Наименование материала	Удельная норма расхода		Общий расход		Цена Единицы тг.	Общая сумма тыс.тг.
	Ед. измерения	Количество
1	2	3	4		5	6
А. Кол-во полученной ЭЭ.	тыс. квТ/ч	185131,4573	-		-	-
Б. Расход материала
1. Прокат Медный	кг	0,0005	92,566		100	9,256
2. Изолента	кг/тыс. кВт/ч	0,000018	3,332		300	0,9996
3. Предохра-нители	шт/тыс. кВт/ч	0,0009	16,662		1110	18,3282
4. Бумага изоляционная	кг/тыс. кВт/ч	0,0002	3,703		200	0,7406
5. Кабель	м	0,002	370,263		990	366,56
6. Краска	кг	0,0009	16,662		150	2,4993
7. ГСМ	л	0,0001	18,513		25	0,4628
8. Итого	-	-	-		-	198,847
	2	3	4	5		6
9. Прочее	-	-	-	-		39,88847
10. Всего	-	-	-	-		438,731

Таблица 6.6 – Баланс электроэнергии.

Показатели	Тыс. кВт.ч
1. Производительные нужды	168301,3248
2. На собственные нужды	16830,13248
3. Всего	185131,4573
4. ЭЭ, передаваемая потребителям	168301,3248
5. Потери в сетях	25245,19872
6. ЭЭ без потерь	143056,1261

Таблица 6.7 - Расчёт ФЗП инженерно-технических работников.

Название должности	Количество человек	Для одного работника			Всего в год, тыс. тг.
		Оклад в месяц , тыс. тг.	Премия тыс. тг.	Итого тыс. тг.
1. Инженер-электрик	1	124	37,2	161,2	1934,4
2. Инженер по комплектации электрооборудования	1	124	31	155	1860
3. Инспектор-электрик	1	108,5	21,7	130,2	1562,4

Таблица 6.8 – Расчёт фонда заработной платы рабочих

Профессия	Сменная плата	Кол-во раб.	Эфф. фонда раб. времени , дни	Рабочий фонд. чел/дни
				Всего	В т.ч.
					Ночн.	Празд.
1	2	3	4	5	6	7
1. Оператор по ремонту	5166,67	3	221	663	-	-
Оператор по обслуживанию	5166,67	8	152	1216	405,3	26,67

Продолжение таблицы 6.8

Основная з/пл. тыс. тг.					Дополнительная з.пл., тыс. тг.
Тариф	Ночн.	Праздн.	Прем. 15%	Итого	35% за безвод	Всего	В т.ч. отпуск
8	9	10	11	12	13	14	15
3425	-	-	513,83	3939,3	1378,77	1733,31	354,54
6282,67	837,68	137,8	942,4	8200,5	2870,19	3608,24	738,05

Продолжение таблицы 6.8

Всего ФЗП тыс. тг.	Среднемесячная заработная плата одного рабочего, тыс. тг.
16	17
5672,64	157,573
11808,79	123,008

Таблица 6.9 – Расчет цеховых расходов

Показатель	тыс. тг.
1	2
1. Зарплата ИТП	5356,8
2. Начислено на зарплату	1124,928
3. Материалы	267,84
4. Охрана труда	535,68
5. Рационализация	374,976
6. Амортизация здания	217
7. Итого	7877,224
8. Прочие расходы	236,317
9. Всего	8113,541

Таблица 6.10 – Расчет прибыли

Показатель	Ед. измерения	Количество
1	2	3
1. Количество отпущенной ЭЭ без потерь	тыс. кВт.ч	143056,1261
2. Себестоимость 1 кВт.ч	тг.	1,57
3. Рентабельность %	%	20
4. Цена 1кВт.ч	тг	1,884
5. Прибыль на 1 кВт.ч	тг	0,314
6. Затраты на общий объем	тыс. тг.	224237,967
7. Стоимость ЭЭ в оптовых ценах	тыс. тг.	269517,7416
8. Прибыль, всего	тыс. тг.	45279,775

Таблица – 6.11 – Калькуляция себестоимости 1 квВт/ч

Статьи	Ед. измер.	Всего	В т.ч. 1 кВт.ч
1	2	3	4
1. Объем полученной ЭЭ	тыс. кВт.ч	185131,4573
2. Количество ЭЭ на собственные нужды	тыс. кВт.ч	16830,13248
3. Количество ЭЭ передаваемой без потерь	тыс. кВт.ч.	143056,1261
4. Цена 1 кВт.ч. полученной ЭЭ	тг.	1	1тг./кВт.ч
5. Стоимость полученной ЭЭ	тыс. тг.	185131,4
6. Стоимость ЭЭ на собственные нужды	тыс. тг.	16830,13
7. Стоимость ЭЭ передаваемой без потерь	тыс. тг.	1683001
8. Стоимость 1 кВт.ч ЭЭ без потерь	тг	1,176
9. Расходы подстанции.
9.1 з/пл рабочих		17481,43	0,122
В т.ч - основная	тыс. тг.	12138,88	0,085
- дополнительная	тыс. тг.	5341,55	0,037

Продолжение таблицы 6.11

1	2	3	4
9.2 Начисления на ЗП	тыс. тг.	3671,1	0,026
9.3 Материалы	тыс. тг.	438,7318	0,003
9.4 Электроэнергия	тыс. тг.	16830,13	0,118
9.5 Амортизация оборудования	тыс. тг.	6238,943	0,044
9.6 Цеховые расходы	тыс. тг.	8113,541	0,057
9.7 Текущий ремонт и и содержание ОС	тыс. тг.	499,115	0,003
.8 Итого	тыс. тг.	53272,93	0,37
9.9 Прочие	тыс. тг.	2663,649	0,019
9.10 Всего	тыс. тг.	55936,64	0,39
10. Общая стоимость передаваемой ЭЭ	тыс. тг.	224237,9	1,57

Таблица 6.12 – Основные технико-экономические показатели

Показатель	Ед. изм.	Количество
1	2	3
1. Полученная ЭЭ	тыс. кВт.ч	185131,4573
2. Цена 1 кВт полученной ЭЭ	тг	1
3. Потери ЭЭ	тыс. кВт.ч	25245,1987
4. ЭЭ на собственные нужды	тыс. кВт.ч	16830,13248
5. Отпуск ЭЭ потребителям	тыс. кВт.ч	168301,3248
6. Объем производства	тыс. тг.	34
7. Капиталовложения	тыс. тг.	71088,787
8. Стоимость купленной ЭЭ	тыс.тг.	1589,221
9. Уд. кап. вложения на 1 кВт.ч полученной ЭЭ.	тг/кВт.ч	0,39
10. Численность работающих	чел	14
11. В т.ч. рабочих	чел	11
12. Фонд ЗПЛ, всего	тыс. тг.	22838,23
13. В т.ч. рабочих	тыс. тг.	17481,43
14. Средняя ЗПЛ одного работающего в год	тыс. тг.	1631,302
15. В том числе рабочего	тыс. тг.	1589,221
16. Уд. норма расхода ЭЭ	кВт.ч/т	415,24

Продолжение таблицы 6.12

17. Затраты на передачу ЭЭ	тыс. тг.	55936,642
18. Себестоимость 1 кВт.ч переданной ЭЭ	тг.	0,39
19. Общая себестоимость 1 кВт.ч	тг.	1,57
20. Затраты	тыс. тг.	55936,642
21. Цена 1 кВт.ч переданной ЭЭ	тг.	1,89
22. Товарная продукция	тыс. тг	269517,7416
23. Прибыль	тыс. тг	45279,775
24. Фондоотдача	тыс. тг	3,79
25. Фондоёмкость	тыс. тг	0,263
26. Рентабельность	%	20
27. Срок окупаемости капитоловложений	лет	4,7

6.2 Организация энергетической

службы

Энергетическая служба организует технически правильную эксплуатацию и своевременный ремонт энергетического и природоохранного оборудования и энергосистем, бесперебойное обеспечение производства электроэнергией, контроль за рациональным расходованием электроэнергетических ресурсов.

Также руководит планированием работы энергетических узлов и хозяйств, разработкой графиков ремонта энергетического оборудования и энергосистем, планов производства и потребления предприятием электроэнергии, норм. расхода и режимов потребления всех видов энергии.

Обеспечивает составление заявок и необходимых расчетов к ним на приобретение энергетического оборудования, материалов, запасных частей, на отпуск предприятию электроэнергии и присоединение дополнительной мощности к энергоснабжающим предприятиям, разработку мероприятий по снижению норм расхода энергоресурсов, внедрению новой техники, способствующей более надёжной, экономичной и безопасной работы энергоустановок, а также повышению производительности труда.

Энергетическая служба участвует в разработке по техническому перевооружению предприятия, внедрению средств комплексной механизации и автоматизации производственных процессов, реконструкции и модернизации систем электроснабжения предприятия, в составлении технических заданий на проектирование новых и реконструкцию действующих энергообъектов, также организует разработку меропрятий по повышению коэффициента мощности.

6.3 Организация оплаты труда

Каждый работающий по найму работник предприятия получает за проделанную работу от работодателя заработную плату, то есть

определенную сумму денежных средств, компенсирующих его затраты

труда и обеспечивающих ему удовлетворения определенного уровня

личностных потребностей, а также потребностей членов его семьи. заработная плата требует соизмерения различных видов работ с точки зрения их сложности и определения уровня квалификации работника.

Организовать оплату труда работников – это значит разработать, задействовать и постоянно поддерживать в работоспособном состоянии инструментарий, обеспечивающий денежную оценку выполняемой работником работы, начисление и выплату заработной платы в соответсвии с этой оценкой.

Организация оплаты труда на предприятии включает в себя:

• установление условий (норм) оплаты труда;

• установление норм трудовых затрат(трудовых обязанностей работников);

• Определение системы оплаты труда, то есть способа учета при оплате индивидуальных и коллективных результатов труда;

• порядок изменения и организацию оплаты труда.

Организация оплаты труда на предприятии регулируется

республиканским трудовым законодательством.

В условиях развития рыночных отношений организация

заработной платы на предприятии призвана обеспечить решения

двуединой задачи:

- гарантировать оплату труда каждому работнику в

соответствии с результатами его труда и стоимостью рабочей

силы на рынке труда;

- обеспечить работодателю достижения в процессе

производства такого результата, который позволил бы ему

возместить затраты и получить прибыль.

Тем самым через организацию заработной платы достигается необходимый компромисс между интересами работодателя и работника, способствующий развитию отношений социального партнёрства между двумя движущими силами рыночной экономики.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В дипломном проекте, темой которого является электроснабжение технологической площадки № 220 Карачаганакского перерабатывающего комплекса, были рассмотрены следующие вопросы: характеристика электроприёмников, расчет электрических нагрузок предприятия, компенсация реактивной мощности с помощью конденсаторных установок, выбор мощности силовых трансформаторов и внутризаводских подстанций, выбор сечения питающей линии напряжением выше 1000 В и до 1000, расчет токов короткого замыкания, с учетом величин токов короткого замыкания выбрано оборудование; расчет заземляющих устройств; расчёт освещения освещения здания технологической площадки (носового отсека); расчёт релейной защиты силового трансформатора и описания основных защит кабеля выше 1000 В, асинхронных двигателей выше 1000 В и защиты конденсаторных установок.

В специальной части проекта был рассмотрен монтаж саморегулируемого нагревательного кабеля SX.

В разделе охраны труда рассмотрены меры безопасности при обслуживании и ремонте электрооборудования, защитные средства применяемые на КПК, противопожарные мероприятия, вопросы промышленной санитарии.

В экономической части дипломного проекта произведен расчёт по определению себестоимости передачи и распределения 1 кВт.ч электроэнергии распределенной подстанции.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ

ИСТОЧНИКОВ

1. Алиев И.И. Справочник по электротехники и электрооборудованию: Учеб. пособие для вузов.-2-е издание., доп.-М.: Высш.шк., 2000.-255с, ил

2. Ермилов А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий.- 3-е издание, переработанный и доп.-М.: энергия, 1976.-368с., ил

3. Инструкция по установке SX кабеля нагрева. КПК., 2002. 46с.,ил.

4. Кноринг Г.М. Осветительные установки. – Л.: энергоиздат, 1981,- 288с., ил.

5. Конюхова Е.А. Электроснабжение объектов – М.: Издательство “Мастерство”, 2001. – 320с.: ил.

6. Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. – Москва.: В.шк., 1990.-576с.

7. Пособие по курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов/ Под ред. В.М. Блок. – М.: В.шк., 1990.-383с.:ил.

8. Правила устройства электроустановок.- Спб.: Издательство ДЕАН, 2002.-928с.

9. Проект развития месторождения Карачаганак. КПК; 2001.-67с.

10. Проектное пособие по расчёту освящения насосной станции экспорта сырого конденсата. КПК., 2002.-21с.ил

11. Справочник по проектированию электроснабжения / под ред. Ю.Г.Барыбина и др. – М.: Энергоатомиздат, 1990.- 576с.

12. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию -: В 2т. / под ред. А.А.Федорова.-М.: Энергоатомиздат, 1986.-568с.:ил.

13. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Уч. пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1987.-368с.: ил.

14. Экономика труда и социально-трудовые отношения / Под ред.

Г.Г. Меликьяна, Р.П. Колосовой.-М.: Издательство МГУ,

Издательство ЧеРо, 1996.-623с.

15. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные

материалы для курсового и дипломного проектирования. Учеб.

пособие для энергоэнергетических специальностей вузов / Под

ред. Б.Н. Неклепова – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: энергия,

1978. - 456с.: ил.

3 ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ

3.1 Определение технических

нагрузок

Результаты расчётов нагрузок являются исходными данными для всего последующего проектирования. Электрические нагрузки определяются для следующих групп электроприёмников: до 1000В (осветительная и силовая) и выше 1000 В.

3.1.1 Приближенное определение

расчётных силовых нагрузок

площадок

Для определения расчётных нагрузок используется метод коэффициента спроса:

(3.1)

где – активная мощность, кВт;

- установленная или номинальная мощность, кВт;

- коэффициент спроса в зависимости от вида производства по площадкам.

, (3.2)

где - реактивная расчётная мощность, квар

- коэффициент мощности.

(3.3)

где - полная расчётная мощность, кВА;

- коэффициент разновременности,= 0,9.

Результаты расчёта сводятся в таблицу 3.1

3.1.2 Приближенное определение

расчётных осветительных

нагрузок.

Осветительная нагрузка площадок рассчитывается методом удельных мощностей:

, (3.4)

где - мощность осветительной нагрузки i-ой

площадки, кВт;

- удельная мощность освещения, кВт/м²;

- площадь i-ой площадки, м²;

- коэффициент спроса, = 0,9.

(3.5)

где - коэффициент спроса, = 0,9

Результаты расчёта сводится в таблицу 3.1

3.1.3 Конденсация реактивной

мощности и мероприятия по

повышению коэффициента

мощности.

Активную мощность электрической сети получают от генераторов электрических станций, которые являются единственным источником активной мощности. В отличие от активной мощности реактивная мощность может генерироваться не только генераторами но и компенсирующими устройствами – конденсаторами, синхронными компенсаторами или статическими источниками реактивной мощности (ИРМ), которые можно установить на подстанциях электрической сети. При номинальной нагрузке генераторы вырабатывают лишь около 60% требуемой реактивной мощности, 20% процентов генерируется в лини электропередач (ЛЭП) с напряжением выше 110 кВ, 20% вырабатывают компенсирующие устройства расположенные на подстанциях или непосредственно у потребителя.

Компенсацией реактивной мощности будем называть её выработку или потребление с помощью компенсирующих устройств.

Компенсация реактивной мощности, как всякое важное техническое мероприятие, может применяться для нескольких различных целей. Во-первых, компенсация реактивной мощности необходима по условию баланса реактивной мощности. Во-вторых, установка компенсирующих устройств (КУ) применяется для снижения потерь электроэнергии в сети. В-третьих, компенсация устройства применяются для регулирования напряжения.

Во всех случаях при применении КУ необходимо учитывать ограничения техническими режимным требованиям:

1. необходимому резерву мощности в узлах нагрузки;

2. располагаемой реактивной мощности на шинах её

источника;

3. отклонение напряжения;

4. пропускной способности электрических сетей.

Для уменьшения перетоков реактивной мощности по линиям и

трансформаторам, ИРМ должны размещаться в близи её

потребления. При этом передающие элементы сети разгружаются по реактивной мощности, чем достигается снижение потерь активной мощности и напряжения.

Производим расчёт мощности:

, (3.6)

где - активные потери мощности, кВт;

=0,01*; (3.7)

- реактивные потери мощности, квар;

=0,1*; (3.8)

Должно выполняться условие:

(3.9)

Если это условие не выполняется, то расчёт мощности ведётся по формуле:

, (3.10)

где - установленная мощность компенсирующих

установок, квар.

Подставляем значения в формулы (3.7), (3.8), получаем

Условие (3.7) не выполняется, следовательно расчёт ведётся по формуле (3.8).

Мощность реактивная, которую необходимо скомпенсировать определяется по формуле:

,

где - директивный коэффициент при ;

- расчетный коэффициент при .

По таблице 2.192 [11] выбирается реактивная мощность установок, близкая к . Принимается квар, то есть три высоковольтные конденсаторные установки мощностью по 1350 квар каждая.

Подставляя значение в (3.8), получается:

Проверяется по условию (3.7):

Условие выполняется (3.7), следовательно к установке принимаются выбранные три высоковольтные конденсаторные установки типа УКЛ-6,3-1350 УЗ для внутренней установки, технические параметры которых представлены в таблице 3.2

Таблица 3.2 – Технические параметры конденсаторных установок.

При расчете электрических нагрузок учитываются потери мощности в трансформаторах, которые находятся по формуле:

, (3.11)

где - потери активной мощности, кВт;

; (3.12)

- потери реактивной мощности, квар;

(3.13)

Результаты расчета записываются в таблицу 3.1.

Полная расчётная мощность площадок , кВА определяется по формуле:

(3.14)

где - расчетная нагрузка площадки до 1000 В,

кВА;

- расчетная нагрузка площадки выше

1000 В, кВА;

- расчетная осветительная нагрузка площадки, кВA;

- потери мощности в трансформаторе, кВA.

Результаты расчета записываются в таблицу 3.1.

3.2 Проектирование системы

внешнего электроснабжения

3.2.1 Выбор рационального

напряжения

Номинальное напряжение влияет на техническо-экономические показатели и технические характеристики. При увеличении номинального напряжения уменьшаются потери мощности и энергии, снижаются эксплутационные расходы, увеличиваются предельные мощности, передаваемые по линиям, и увеличиваются капитальные вложения на сооружение сети. Сеть меньшего номинального напряжения требует меньших капитальных затрат, но увеличиваются эксплуатационные расходы за счёт увеличения потерь мощности и энергии. Поэтому целесообразно правильно выбирать номинальное напряжение. Целесообразное номинальное напряжение зависит от многих факторов, таких как: мощность нагрузки, удаленность от источника питания, от расположения потребителей относительно друг друга, от выбранной конфигурации электрической сети и от способов регулирования напряжения.

Рациональное напряжение питающей линии приближенно определяется по номограммам в зависимости от передаваемой мощности и длины питающих линий. Возможны приближенные методы расчета рационального напряжения по следующим формулам:

1. ; (3.12)

2. ; (3.13)

3. ; (3.14)

4. (3.15)

где S – полная расчетная мощность, МВА

P – активная расчетная мощность, МВт

l – длина питающей линии, км

Принимается ближайшее по стандарту напряжение. Кроме того, необходимо учитывать существующее напряжение возможных источников тока.

В распределительных сетях применяются напряжения 6 и 10 кВ в зависимости от напряжения высоковольтных электроприемников.

Напряжение внутрицеховых сетей выбирается по условиям планировки цехового оборудования, технологии и окружающей среды: 690 В, 400 В, 230 В для питания силовых и осветительных приемников.

Принимаются ближайшие по стандарту напряжения: 35 кВ и

110 кВ. Из которых выберется рациональное по затратам.

3.2.2 Выбор числа и мощности

силовых трансформаторов

Если на предприятии есть потребители первой или второй категории питание необходимо осуществить от двух трансформаторов.

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы один трансформатор мог обеспечить работу в аварийном режиме с допустимой длительной перегрузкой на 40% в течение не более пяти

суток, каждые сутки по шесть часов, исходя из нормальной загрузки на 70%.

(3.16)

где - расчётная полная мощность, кВА;

- номинальная мощность трансформатора, кВА

Выбранный трансформатор проверяется по загрузке в номинальном режиме:

(3.17)

Также проверяется по коэффициенту экономической нагрузки:

, (3.18)

где - потери мощности на холостой ход, кВт;

- потери мощности короткого замыкания, кВт;

- коэффициент повышения потерь при передаче

реактивной мощности, который зависит от

удаления ГПП от энергосистемы; ()

(3.19)

(3.20)

где - потери реактивной мощности на холостой ход, квар;

- потери активной мощности при коротком замыкании,

квар;

- ток холостого хода, в процентах;

- напряжение короткого замыкания, в процентах.

Условием правильной загрузки трансформаторов будет:

Производится проверка по перегрузочной способности трансформатора при аварийном отключении одного из них:

(3.21)

3.2.2.1 Выбор числа и мощности

силовых трансформаторов на

напряжение 110 кВ

Так как на предприятии есть потребители первой категории, то питание будет осуществляться от двух трансформаторов.

Выбираются ближайшие по стандарту трансформаторы типа ТДН-16000/110. Технические данные которых приводятся в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Технические данные трансформатора

Выбранный трансформатор проверяется по условию:

Условие (3.17) выполняется, следовательно выбранный трансформатор по загрузке в номинальном режиме проходит.

Производится проверка перегрузочной способности:

3.2.2.2 Выбор числа и мощности

силовых трансформаторов на

напряжение 35 кВ.

Т.к. на предприятии есть потребители первой категории, то питание будет осуществляться от двух трансформаторов.

Выбираются ближайшие по стандарту трансформаторы типа

ТДН-16000/35. Технические данные которых приводятся в таблице 3.3.

Таблица 3.4 - Технические данные трансформатора

3.2.3 Выбор сечения питающей линии

Линии электропередач по конструктивному исполнению, маркам проводников, сечением.

Экономически целесообразное сечение определяют предварительно по расчетному току линии , А нормального

режима и экономической плотности тока , А/мм² [8].

(3.20)

Найденное сечение округляется до ближайшего стандартного. Технические данные линий приведены в таблице __.

Расчетный ток линии , А определяется как

где - мощность, которая передается в нормальном или

послеаварийном режиме, кВа

- номинальное напряжение сети, кВ.

А/мм² – экономическая плотность тока [6]

По справочным материалам [4] выбираем кабель марки СБШв – с медными жилами, с защитным покровом из поливинилхлорида с броней из двухстальных лент с антикоррозионным защитным покровом в свинцовой оболочке. Технические данные выбранного кабеля приводятся в таблице 3.5. По таблице П.4.9 [4] принимается сечение жил трехжильного кабеля равным 150 мм² (А).

Для обеспечения нормальных условий работы кабельных линий и правильной работы защищающих аппаратов выбранное сечение должно быть проверено по допустимой длительной нагрузке по нагреву, по допустимой потере напряжения, а также по термической стойкости при токах КЗ.

Проверка по допустимой токовой нагрузке по нагреву

производится оп условию:

, (3.22)

где - расчетный ток для проверки кабелей по нагреву;

- фактическая допустимая нагрузка.

367,84 < 390

Проверка по допустимой потере напряжения производится по условию:

, (3.23)

где - длинна питающей линии;

- удельное активное и реактивное сопротивление линии, Ом/км

Проверка сечения по термической стойкости проводится

после расчетов токов КЗ. Минимальное термически стойкое токам короткого замыкания сечение кабеля:

, (3.24)

где - трехфазный ток короткого замыкания, А;

- приведенное время короткого замыкания расчетное

(с);

- термический коэффициент для кабелей (с медными жилами )

Таблица 3.5 - Технические данные кабеля СБШв

3.2.4 Техническо-экономический

расчет выбора рационального

напряжения

Выбор рационального напряжения производится по приведенным годовым затратам:

, (3.25)

где - нормативный коэффициент эффективности,

;

- капитальные затраты;

- эксплуатационные расходы.

, (3.26)

где - капитальные вложения на строительство линии

электропередач;

- капитальные вложения на строительство

подстанции.

, (3.27)

где - удельная стоимость сооружения 1 км ЛЭП (справочная величина);

- длина ЛЭП, км.

, (3.28)

где - капитальные вложения на строительство ОРУ;

- стоимость трансформаторов.

, (3.29)

где - стоимость одного трансформатора (справочная

величина);

- количество трансформаторов.

, (3.30)

где - расходы на потерю в линии;

- расходы на амортизацию.

, (3.31)

где - потери в ЛЭП;

- потери в трансформаторах

, (3.32)

где – стоимость одного кВт/ч, =1тг/;

- потери в линии, кВт/км (справочная);

– коэффициент загрузки линии

, (3.33)

где - расчётный ток линии ();

- номинальный ток ЛЭП или допустимый ток

линии электропередач(ЛЭП);

l - длинна ЛЭП, км;

– расчётное время потерь

(3.34)

где – максимальное время работы

электрооборудования, часы; (=6000);

- годовое время работы, часы; =8760.

(3.35)

где - потери холостого хода тр-ра, кВт

- потери к.з., кВТ

– коэффициент загрузки трансформатора

, (3.36)

, (3.37)

где - норма амортизационных отчислений для ЛЭП

где - норма амортизационных отчислений для п/ст

(=6,3%)

Результаты расчёта сводятся в таблицу 3.6

Таблица 3.6 – результаты выбора рационального напряжения

Принимается стандартное напряжение 35 кВт для системы внешнего электроснабжения предприятия (в данном случае имеются наилучшие технические и экономические показатели), 6 кВт в распределительной сети, т.к. все потребители на напряжении 6 кВт

25. Картограмма электрических

нагрузок

Картограмма представляет собой размещение на генеральном плане предприятия окружности, площадь которой соответствует в выбранном масштабе расчетным нагрузкам:

где – радиус окружности;

m- масштаб для U<1кВ m=1, для U>1кВ m=0,255

При построении картограммы нагрузок площадок центры

окружностей совмещают с центрами тяжестей геометрических фигур, изображающих площадки.

Осветительная нагрузка показывается как заштрихованная площадь от всей нагрузки, на U<1кВ.

Результаты расчёта сводятся в таблицу 3.7

Координаты условного центра активных нагрузок:

(3.39)

(3.40)

Таблица 3.7- Результаты расчета

Продолжение таблицы 3.7

Центр электрических нагрузок находится на территории площадки, поэтому смещаем ГПП в сторону подачи электроэнергии от энергосистемы.

3.2.6 Выбор месторасположения ГПП

Выбор месторасположения, типа, мощность и другие параметров ГПП обуславливается величиной и характером электрических нагрузок и размещением их на генплане и в производственных помещениях предприятия, а также зависит от производственных, архитектурных, строительных и эксплуатационных требований. Важно, чтобы ГПП располагалось возможно ближе к центру питаемых ими нагрузок. Допускается

смещение подстанций на некоторое расстояние от геометрического центра питаемых ею нагрузок в сторону ввода от энергосистемы.

ГПП выполняется двухтрансформаторной. Мощность трансформаторов определяется активной нагрузкой предприятия и реактивной мощностью, передаваемой от системы в период максимума нагрузок. При выборе места подстанции учитывается и продолжительность работы приёмников.

При разработки схем коммутации ГПП предприятий средней мощности следует стремится к их максимальному упрощению и применению минимума коммутационных аппаратов.

3.3.2 Выбор схемы распределительной сети предприятия

Распределение электроэнергии выполняется по магистральной, радиальной или смешанной схемы.

Выбор схемы определяется категорией надёжности потребителей электроэнергии, их территориальным размещением, особенностями режимов работы.

Радиальными являются такие схемы, в которых электроэнергия от источника питания передаётся непосредственно к приёмному пункту. Чаще применяются радиальные схемы с числом ступеней не более двух.

Одноступенчатые радиальные схемы применяют на небольших и средних по мощности предприятиях для питания сосредоточенных потребителей(насосные станции, печи, преобразовательные установки, цеховые подстанции), расположенных в различных направлениях от центра питания.

Радиальные схемы обеспечивают глубокое секционирование всей системы электроснабжения, начиная от источника питания и кончая сборными шинами до 1 кВт цеховых подстанций.

Питание крупных подстанций или распределительных пунктов (РП) с преобладанием потребителей первой категории осуществляется не менее, чем двумя радиальными линиями, исходящими от разных секций источников питания.

Отдельно расположенные однотрансформаторные подстанции мощностью 400-630 кВт получают питание по

одиночным радиальным линиям без резервирования, если отсутствуют потребители первой и второй категории и по условиям прокладки возможен её быстрый ремонт. Если обособленные подстанции имеют потребителей второй категории, то их питание должно осуществляется двухкабельной линией с разъединителем на каждом кабеле.

Магистральные схемы распределения электроэнергии применяются в том случае, когда потребителей много и радиальные схемы нецелесообразны. Основное преимущество магистральной схемы заключается в сокращении звеньев коммутации.

Магистральные схемы целесообразно применять при расположении подстанций на территории предприятия, близком к линейному, что способствует прямому прохождению магистралей от источника питания до потребителей и тем самым сокращению длины магистрали.

Недостатком магистральных схем является более низкая надёжность по сравнению с радиальными схемами, т.к. исключается возможность резервирования на низшем напряжении однотрансформаторных подстанций при питании их по одной магистрали.

Рекомендуется питать от одной магистрали не более двух-трёх трансформаторов мощностью 25001000кВА и не более четырёх-пяти при мощности 630250 кВА.

При магистральных схемах питания цеховых подстанций на вводе к трансформатору устанавливают более деинвую коммутационную аппаратуру в виде выключателя нагрузки или разъединителя. Если требуется обеспечить избирательное отключение трансформатора при его повреждении или если защита на головном выключателе не чувствительна, то последовательно с выключателем нагрузки или разъединителем устанавливают предохранитель типа ПК, предназначенный для отключения поврежденного трансформатора без нарушения работы остальных. Рассматриваются два случая электроснабжения.

Для электроснабжения технологической площадки намечено соорудить четыре ТП напряжением 6/0,69кВ и 6/0,4кВ.

Для резервирования питания на сторонах 0,4кВ и 0,69кВ предусматривается кабельные перемычки между соседними ТП. Расстояние от РУ до ТП1 и ТП2 - 70м, до ТП3 и ТП4-90м. Требуется составить схему питания четырёх ТП при радиальном и

магистральном подключении их к РУ и выбрать оптимальный вариант по ТЭР для обеспечения нормального и аварийного режимов работы трансформаторов ТП.

Решение:

I вариант. Питание ТП осуществляется четырьмя радиальными линиями. Принимается к прокладке кабель СБШ6 на эсталадах в Эл. Лотках.

1. Расчетный ток кабельной линии при питании трансформаторов, А:

(3.41)

Расчётный ток линии в аварийном режиме при отключении одного трансформатора и включении перемычки:

(3.42)

2. Сечение кабеля принимается по с учётом необходимости

проверки сечения под током короткого замыкания.

Принимаются сечения кабеля СБШ6 равным:

• 1*10 мм², = 80А для питания ТП1 и ТП2

• 1*16 мм², = 105А для питания ТП3

• 1*25 мм², = 135А для питания ТП4

3. Стоимость прокладки кабеля с учётом амортизационных отчислений:

(3.43)

где - норма амортиз. Отчислений, =3%

- стоимость прокладки 1км Кл

l – длина Кл, км

4. Годовые потери мощности при удельных потерях , Вт/А*км в

нормальном режиме [8]

(3.44)

Суммарные потери мощности:

5. Стоимость потерь электроэнергии при Тu=6000r, = 4590r [4],

= 1 тг/кВт*r

(3.45)

6. Общие затраты:

(3.46)

II вариант. Питание ТП двумя магистральными линиями.

1. Расчётный ток магистральной линии при питании двух трансформаторов

(3.47)

Расчётный ток магистральной линии при аварийном отключении одного трансформатора

(3.48)

2. С учётом допустимой аварийной перегрузки кабелей,А

Принимается сечение кабелей: СБШв 1*10 мм², =80А и СБШв 1*70мм², =245А. Длина кабеля l = 2*90=180м=0,18км

3. Стоимость прокладки кабелей

4. Потери мощности в двух магистралях при Руд=1,4 Вт/км

(3.49)

5. Стоимость потерь электроэнергии

6. Общие затраты:

(3.50)

Таким образом 2 вариант с магистральной схемой питания дороже. 1 вариант с подразделённым питанием на 78%, поэтому выбирается раздельное питание.

3.3 Проектирование систем

внутреннего электроснабжения

3.3.1 Расчет электрических нагрузок

технологической площади №

220.

Для расчёта Эл. нагрузок используется метод коэффициента спроса. Результаты расчета сводятся в таблицу 3.8

Таблица 3.8 – Электрические нагрузки технологической площади №

220

3.3.3 Выбор числа и мощности

трансформаторов

трансформаторных подстанций

Выбор числа и мощности трансформаторов производится аналогично выбору силовых трансформаторов ГПП (см п. 4.2.2).

Результаты расчета сводятся в таблицу 3.9

Таблица 3.9. – Результаты выбора трансформаторов,

трансформаторных подстанций

Технические данные трансформаторов приводятся в таблице 3.10

Таблица 3.10 – Технические данные трансформаторов

трансформаторных подстанций

3.3.4 Выбор сечения кабельных линий

Марка кабеля, способ прокладки кабеля выбираются в соответствии с характеристикой производства.

Выбор сечения кабеля производится по экономической плотности тока и нагреву в нормальном и послеаварийных режимах. При выборе сечения по экономической плотности тока должно принимается ближайшее меньшее стандартное сечение по отношению к расчётному. При выборе сечения по нагреву следует брать ближайшее большее сечение. Для параллельно работающих линий в качестве расчетного тока принимается ток последовательного режима, когда одна питающая линия вышла из

строя.

В нефтедобывающей промышленности принимаются кабельные линии, преимущество с медными жилами, поливинилхлоридной изоляцией, в свинцовой оболочке, проложенные на эстакадах в электрических лотках.

Расчетный ток линии по формуле в нормальном режиме:

(3.51)

Расчетный ток линии по формуле в аварийном режиме:

(3.52)

По справочным материалам [3] выбирается кабели марки СБШд.

По таблице П 4.9 [ ] для питания ТП1 применяется кабель сечения 10 мм с , для питания ТП2 применяется кабель сечения 25мм с .

Проверка по допускаемой токовой нагрузке по нагреву производится формуле:

28.14<80

105.9<135

Проверка по допустимой потере напряжения производится по условию :

где (3.53)

Условия () выполняется, следовательно кабель по допустимой потери напряжения проходит.

Проверка сечения термической стойкости к токам короткого замыкания по формуле:

Ближайшее стандартное сечение по таблице П 4.9 [3] 70 ммс т.к. по термической стойкости сечения больше выбранных, то принимаются кабели сечения 70мм.

Проверка допустимой нагрузке по нагреву производится по условию:

28.14<245

105.9<245

Поверка по допустимой потере напряжения производится по условию ():

Условия () выполняется, следовательно кабель по допустимой потери напряжения проходит.

Технические данные выбранных кабелей приводятся в таблице 3.11

Таблица 3.11 – Технические параметры кабелей 6кВ

Выбор кабельных линий, питающих нагрузку 6 кВ производится аналогично.

Расчётный ток линии в нормальном режиме:

Расчетный ток линий в аварийном режиме:

(3.54)

По справочным материалам выбирается кабель марки СБШв.

По таблице П 4.9 [ ] для питания двигателей 6кВ принимается кабель сечения 70 мм с .

Проверка по допустимой токовой нагрузке по нагреву:

240.16<245

Проверка по допустимой проверке напряжения:

Условия () выполняется, следовательно кабель по допустимой потери напряжения проходит.

Проверка сечений по термической стойкости к токам короткого замыкания:

Технические данные выбранных кабелей приводится в таблице 3.12

Таблица 3.12 – Технические параметры кабелей 6 кВ

3.4 Расчет токов короткого

замыкания

В электрических установках могут возникнуть различные виды коротких замыканий, сопровождающихся резким увеличением тока.

Поэтому электрооборудование, устанавливаемое в системах

электроснабжения, должно быть устойчивым к токам короткого замыкания и выбираться с учётом велечин этих токов.

Основными причинами возникновения коротких замыканий в сети могут быть: повреждения изоляции отдельных частей электроустановки; неправильные действия обслуживающего персонала; перекрытия токовых частей установки.

Для предотвращения коротких замыканий и уменьшения их последствий необходимо: устранить причины, вызывающих короткое замыкание; уменьшить время действия защиты, действующей при коротком замыкании; применить быстродействующие выключатели; применить АРН для быстрого восстановления напряжения генераторов; правильно вычислить величины токов короткого замыкания и по ним выбрать необходимую аппаратуру, защиту и средства для ограничения токов короткого замыкания.

Для вычисления токов короткого замыкания состовляют расчётную схему, соответствующую нормальному режиму работы системы электроснабжения. По расчётной схеме составляет схему замещения, в которой указывает сопротивление источников и потребителей и намечают точки для расчёта токов короткого замыкания.

с

35кВ

6кВ

a)

б)

Рисунок 1.- Исходная схема (а) и схема замещения (б)

Принимается за базисные единицы номинальная мощность трансформатора и среднее напряжение ступени с точками К3 и . Определяем базисный ток по формуле:

(3.55)

Определяются сопротивления элементов схемы замещения в базисных единицах.

(3.56)

(3.57)

Кабельная линия.

(3.58)

(3.59)

Суммарное сопротивление до точки К2

(3.60)

(3.61)

Суммарное сопротивление до точки К1

(3.62)

(3.63)

Производится проверка по условию:

(3.64)

Для точки К1: 0.0028<0.0399/3 условие выполняется, для точки К2: 0.02>0.0503/3 условие не выполняется. Тогда в первом случае активное сопротивление не учитываются, а во втором случае учитываются.

Так К3 в рассмотренных точках составляет

(3.65)

Определяется ударный ток в точках К1 и К2. Находится ударный коэффициент по кривой, представленной на рис. 6.2[ ] в зависимости от отношения

Для точки К1: (q=1.52) по таблице 6.1 [ ], для точки К2: , .

Ударный ток в рассмотренных точках составит :

(3.66)

Результаты расчёта сводятся в таблицу 3.13

Таблица 3.13 – Результаты расчётов токов короткого замыкания.

(3.67)

Мощность короткого замыкания в рассматриваемых точках:

(3.68)

3.5 Выбор коммутационной

аппаратуры выше 1000 В,

сборных шин и изоляторов

выше 1000 В

3.5.1 Выбор выключателей

Выбор выключателей проводится по определенным условиям

[ ]:

1. ,

где - номинальное напряжение выключателя

2. ,

где - номинальный ток выключателей

- расчетный ток

3. ,

где - номинальный ток электродинамической стойкости

выключателя

4. ,

- предельный ток термической стойкости, который данный

аппарат может выдержать без повреждения в течение определенного времени термической стойкости .

- тепловой импульс, (3.70)

3.5.2 Выбор разделителей

Выбор разделителя производится аналогично выбору выключателя по:

1. номинальному напряжению;

2. номинальному длительному току;

3. электродинамической стойкости;

4. термической стойкости.

3.5.3 Выбор трансформаторов тока

Выбор трансформаторов тока производится по следующим условиям:

1. ,

2. ,

где - номинальный ток первичной цепи трансформатора

тока.

3. , (3.71)

где - кратность электродинамической стойкости

4. ,

- кратность термической стойкости

5. ,

где - номинальная допустимая нагрузка (при заданном классе точности), Ом

Результаты выбора сводятся в таблицу 3.14.

Таблица 3.14 – Результаты выбора коммутационной аппаратуры выше 1000 В

3.5.5 Выбор разрядников

РВМ-35 – разрядник вентильный модернизированный, для

защиты и изоляции электрооборудования от

атмосферных и кратковременных внутренних

перенапряжений.

Номинальные параметры РВМ-35:

- ;

- ;

- , ;

- .

PВМ6 – разрядник вентильный, модернизированный с номинальными параметрами:

- ;

- , ;

- .

Технические данные выбора приводятся в таблице 3.15

Таблица 3.15 – Технические данные разрядников

3.5.6 Выбор трансформатора

напряжения

НТМU-6-66(звезда/звезда/треугольник-круг) – трансформатор напряжения с естественным масляным охлаждением для измерительных цепей [ ], устанавливаются на каждой секции сборных шин и к нему подключаются измерительные приборы всех присоединений данной секции и приборы контроля изоляции сети 6000В. Технические данные трансформатора напряжения приводятся в таблице 3.16

Таблица 3.16 – Технические данные выбора трансформатора

напряжения.

3.5.6 Выбор сборных шин

Сечение сборных шин выбирается по нагреву, проверяется на изгибающий момент и силы растяжения.

Ток нормального режима:

(3.73)

Расчётный ток утяжеленного режима:

(3.74)

Принимаются 2 медные шины сечения 100*8 мм с

Производится проверка выбранных шин по условиям:

1. Термическая устойчивость

; “c”[ ] (3.75)

где с-

(3.76)

800>187

2. Динамическая устойчивость

Частота собственных колебаний концентрации при взаимодействии шиной конструкции в горизонтальной плоскости:

(3.77)

где I-момент инерции шин

(3.78)

т.к. , то расчёт можно вести без учёта колебательного процесса в шинной конструкции наибольшее усилие:

(3.79)

Напряжение в материале:

(3.80)

Момент сопротивления шины:

(3.81)

Для меди: , ,

Где - допустимое напряжение в материале, МПа [ ].

171.5>121.93

Условие выполняется, от сюда следует шины динамически

устойчивы.

3.5.8 Выбор изоляторов

Выбираются опорные изоляторы для внутренней установки, для крепления шин и аппаратуры распределительных устройств типа ОФ-6-375УЗ. Проверяется по допустимой нагрузке :

(3.82)

, (3.83)

где - разрушающее усилие [7].

- допустимое усилие.

(3.84)

180.64<225

Условие(3.84) выполняется, следовательно изоляторы проходят по механической прочности.

Выбираются проходные изоляторы для вывода токоведущих частей из зданий и прокладки шин через стены и перекрытия типа П-6/250-375.

Проверяется по допустимой нагрузке :

180.64<225

Условие выполняется, следовательно изоляторы проходят по механической прочности.

Технические данные выбора изоляторов приводятся в таблице 3.18

Таблица 3.18 – Технические данные изоляторов.

Таблица 3.17 – Технические данные шин

3.5.4 Выбор предохранителей

Выбор производится по следующим параметрам:

1. по номинальному напряжению

; (3.85)

2. по току продолжительного режима

; (3.86)

3. по отключающей способности

(3.87)

где, - начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ.

Результаты выбора сводятся в таблицу 3.14

3.5.9 Выбор комплектного

распределительного устройства

Комплектные распределительные устройства предназначены для приёма и распределения электроэнергии трёхфазного переменного тока промышленной частоты, состоят из набора типовых шкафов в металлической оболочке. В шкафы комплектного распределительного устройства встраивают выключатели, трансформаторы напряжения, разрядники, кабельные сборки, аппаратуру для собственных нужд подстанции, силовые

предохранители, шинные перемычки.

Распределительные устройства одновременно являются щитами управления электродвигателей, работающих от сети 6 кВ, а также других потребителей, подключённых к распределительному устройству – 0,4 кВ.

Распределительные устройства комплектуются выключателями вакуумного типа. Технические данные приведены в таблице 3.20.

Таблица 3.20 – Технические данные комплектного распределительного

устройства

3.6 РАСЧЁТ СЕТИ НИЗКОГО

НАПРЯЖЕНИЯ

Распределительная сеть выполняется кабелем марки ВРГ – в поливинилхлоридной оболочке, не распространяющей горения для прокладки внутри помещений.

Сечения жил кабелей для напряжения до 1000 В выбираются по условию нагрева длительным расчётным током.

, (3.88)

и по условию соответствия выбранному аппарату максимально токовой защиты

, (3.89)

где - поправочный коэффициент на условия прокладки

кабелей; ;

- коэффициент защиты, ;

- номинальный ток или ток срабатывания защитного

аппарата, А.

Результаты выбора сведены в таблицу 3.21

Таблица 3.21 – Расчёт сети низкого напряжения

Сети промышленных предприятий напряжением до 1000В характеризуются большой протяженностью и наличием большого количества коммутационно-защитной аппаратуры. При напряжении 1000В даже небольшое напряжение оказывает существенное влияние на ток К3. Поэтому в расчётах учитывают все сопротивление короткозамкнутой цепи, как индуктивное, так и активное. Расчёт токов К3 на напряжениях до 1000В выполняют в именованных единицах. Сопротивления элементов системы электроснабжения высшего напряжения приводят к низшему напряжению.

6/0.69

К-3

К-3

Рисунок 2 – Исходная схема (а) и схема замещения (б)

Сопротивление трансформатора в относительных единицах (по паспортным данным):

; (3.90)

(3.91)

Сопротивление трансформатора, приведенные к напряжению 0.69кВ=690В:

Сопротивление при l=5м и удельных сопротивлениях , [5].

Переходное сопротивление контактов автомата принемается равным ; ; .

Сопротивление первичных обмоток катушечных трансформаторов тока ;.

Тогда результирующие сопротивление цепи короткого замыкания без учёта (сопротивления кабеля до 1000В)

Ток короткого замыкания

Ударный ток при ;

[рис 6.2 4 ]

Действующее значение полного тока короткого замыкания

(3.92)

6/0.4

K-4

K-4

Рисунок 3 – Исходная схема а) и схема замещения б)

Сопротивление трансформатора в относительных единицах(по паспортным данным):

Сопротивление трансформатора, приведенные к напряжению

400В.

Сопротивление шин при l=5м и удельных сопротивлениях

и будет ;

Переходное сопротивление контактов автомата принимается равным ;;.

Сопротивление переходных обмоток катушек трансформатора тока ; .

Результирующее сопротивление цепи короткого замыкания (без учёта сопротивления кабеля до 1000В)

;

;

.

Ток короткого замыкания

Ударный ток при ;

Действующее значение полного тока короткого замыкания

Результаты расчётов сводятся в таблицу 3.22

Таблица 3.22 – Результаты расчётов токов короткого

замыкания.

3.8 Расчёт заземляющих устройств

Заземлением называется преднамеренное гальваническое соединение металлических частей электроустановки с заземляющим устройством.

Защитным заземлением называется заземление частей электроустановки с целью обеспечения электобезопасности.

При расчёте заземляющего устройства определяется тип заземлителей, их количество и место размещения, а также сечение заземляющих проводников. Этот расчёт производится для ожидаемого сопротивления заземляющего устройства в соответствии с существующими требованиями ПЭУ.

Грунт, окружающий заземлители, не является однородным. Наличие в нем песка, строительного мусора и грунтовых вод оказывает большое влияние на сопротивление грунта. Поэтому ПЭУ рекомендуют определить удельное сопротивление грунта путём непосредственных измерений в том месте, где будут размещаться заземлители.

Удельное сопротивление грунта является важнейшей величиной, определяющей сопротивление заземляющего устройства. При этом необходимо учитывать сезонные колебания удельного сопротивления грунта.

При контурном заземлении заземлители располагаются по периметру защищающей территории; при большой величине территории заземлители закладываются также внутри её. Контурное заземление рекомендуется во всех случаях, а в установках напряжением выше 1000В оно является обязательным.

Способ размещения заземлителей (в ряд или по контуру) определяется по плану. В установках с большими токами заземления на землю заземлители и полосы связи следует располагать так, чтобы обеспечить по возможности равномерное распределение потенциала по площади , занятой электрооборудованием. Для этого вдоль осей оборудования на глубине 0.5 м прокладываются выравнивающие проводники, котрые через каждых 6 минут соединяются с поперечными проводниами.

Требуется рассчитать заземляющее устройство здания 6/0.69-04 технологической площади №220. Так однофазного замыкания на землю в сети на 6 кВ составляет (расчётный ток замыкания принимается равным току плавления предохранителей п 1.7.59 [2]).

Удельное сопротивление грунта в месте сооружения здания составляет (стр 257 [4]).

Измеренное сопротивление оболочек кабелей, для питания площадки составляет . Периметр контура заземляющего устройства вокруг здания L=190 м. Расстояние между заземлителями

а=10м.

Решение: Сопротивление заземляющего устройства определяется из условия выполнения общего заземляющего устройства для напряжений 0.4кВ; 0.69 кВ и 6 кВ:

(3.93)

(3.94)

Сопротивление заземляющего устройства для стороны 04. кВ, а также для стороны 6 кВ при большом заземление должны составлять 4 Ом. Так как значение сопротивления естественного заземления больше допустимого по нормам, то следует применить дополнительные искусственные заземлители, сопротивление которых:

Для искусственных заземлителей принимаются прочные медные заземляющие штыри толщиной d=16мм и длиной l=1.2м, сопротивление которых с учётом сопротивления грунта , при составляет

(3.96)

где - расчётное значение удельного сопротивления грунта

(3.97)

При размещении электродов по периметру общее количество штырей

Учитывая коэффициент экранирования (таблица 7.1 [4]), сопротивление заземляющего устройства без учёта протяженности заземлителя

(3.98)

3.9 Расчёт освещения насосного

отсека здания технологической

площади № 220

Для освещения открытых площадок и внутреннего освещения помещений на объектах КПК предусмотрена установка светильников соответствующих видов. Сети наружного освящения управляются в автоматическом режиме от блоков управления с фотоэлементами. Наружное освещение территории площадок осуществляется светильниками с 400-ватными натриевыми лампами высокого давления. Светильники устанавливаются на отдельно установленных мачтах и на возвышающихся частях зданий и сооружений. Внутреннее освещение осуществляется люминесцентными лампами 2x36 ватными светильниками. А в взрывоопасных зонах осветительная арматура имеет соответствующее взрывозащищенное исполнение. Питание осветительной арматуры осуществляется переменным током напряжением 220В, 50 Гц.

Освящение насосного отсека здания технологической площади №220 выполняется взрывобезопасными люминесцентными светильниками типа FNDV 2040 2x36 Ватт и взрывобезопасными прожекторами типа OTN 250/HPS –T 250 Ватт с защитой типа Ex N, то есть противозажигательной защитой.

Расчёт освящения производится методом коэффициента использования.

Индекс помещения i определяется по формуле:

, (3.99)

где L – длина помещения, м;

В – ширина помещения, м;

h – расчётная высота, м.

(3.100)

где H – высота помещения, м;

- высота расчётной поверхности под полом

- высота светильника от перекрытия, м.

Максимальное количество штук осветительной арматуры , шт. определяется по формуле:

,

где - норма освещения, лк;

- коэффициент использования;

- коэффициент эксплуатации.

Получаемая освещенность Е, лк:

,

где - требуемое количество устанавливаемой араматуры, исходя из отношения шага арматуры S к расчетной высоте h.

Результаты расчёта сводятся в таблицу 3.23

Таблица 3.23 – Расчёт освящения

Продолжение таблицы 3.23

3.10 Специальная часть. Монтаж

саморегулируемого

нагревательного кабеля SX

Саморегулируемый нагревательный кабель SX предназначен для обогрева труб и узлов. Различают кабели типов PSX и TSX.

Типовая конструкция кабелей SX следующая:

1. Лужевые медно-никелевые или никелевые проводники сечением 1.2 мм.

2. Саморегулируемый элемент обогрева – нагревательная матрица различной мощности.

3. Термопластичная изоляционная оболочка.

4. Лужевая медно-цинковая или медно-никелевая защитная обмотка.

5. Устойчивая к коррозии внешняя рубашка-защитная оболочка.

Кабель рассчитан на нагревание от 110В до 120В и от 220В до 240В. Описание кабелей типов PSX и TSX приводтся в таблице 3.10 и 3.11 соответственно.

Длина цепи обогрева кабелем рассматривается при:

- 80% нагрузке шестнадцати амперного предохранителя и

включении при температуре -20*С;

- подачи тока на одном пункте.

Для кабелей типа PSX максимальная температура во включенном состоянии составляет 60*С, а максимальная температура в выключенном состоянии – 85*С.

Для кабелей типа TSX максимальная температура во включенном состоянии – 121*С, а в выключенном состоянии 190*С.

Таблица 3.10 – Описание кабеля типа PSX

Таблица 3.11 – Описание кабеля типа TSX

3.10.1 Процедура подготовки к

установке

В зависимости от конструкции системы, но обязательно до

установки, необходимо выполнит следующие проверки:

1. Убедиться в том, что полученное оборудование соответствует проектной спецификации.

2. Убедиться в том, что трубопровод, по которому будет прокладываеться кабель, имеет ту же длину что указана на установочном чертеже, и не имеет никаких острых углов, могущих повредить кабель.

3. Определить местоположения точек питания, управляющего и вспомогательного оборудования.

4. Согласовать с подрядчиком, осуществляющим работы по изоляции, возможность установки изоляции сразу после прокладки кабеля дял уменьшения возможностей его механического повреждения.

5. При использовании набора изоляции ввода, его необходимо установить на нагревательный кабель до концевой заделки силового конца кабеля.

3.10.2 Подготовка силового конца

1. Взять силовой конец кабеля, срезать внешнюю рубашку и металлическую оплетку, так, чтобы оплетка могла быть заправлена внутрь при установке уплотнителя. Надеть кабельный уплотнитель не менее чем на 145 мм.

2. Снять с кабеля 110 мм изоляции при помощи ножа.

3. Удалить материал матрицы между двумя проводниками. Для этого рекомендуется использовать ножницы.

4. Внутрь оконченного чехла TBX/3L нанести содержимое одного тюбика силиконового герметика RTV-2.

5. Надеть чехол TBX/3L на проводник, покрытые матрицей и на изоляцию кабеля. Обжать чехол, удаляя воздушные карманы(проверить водонепроницаемость шва). Удалить герметик RTV-2 и матрицу с выступающих концов проводников.

3.10.3 Подготовка дальнего конца

1. Отрезать кабель необходимой длины. Снять 32 мм верхней рубашки.

2. Отрезать кабель необходимой длины. Сдвинуть оплетку и отрезать 19 мм от конца кабеля.

3. Обернуть с перекрытием одну полоску тефлоновой ленты вокруг конца. Продолжить обмотку на 8 мм за концом кабеля. Сложить выступающий конец ленточной обмотки назад вдоль набеля.

4. Уложить металлическую оплетку обратно на обернутый конец кабеля. Скрутить свободные концы оплетки и обрезать до 13 мм.

5. Установить наконечник на скрученную оплетку и обжать. Обрезать оплетку, не захваченную наконечником.

6. Нанести герметик типа RTV-2 внутрь концевой заглушки ЕТ-8 и на кабель.

7. Надеть концевую заглушку на кабель. Обжать заглушку, удаляя воздушные карманы и проверить водонепроницаемость шва.

3.10.4 Типичные системы

электрообогрева

1. Подача тока

2. Включатель цепи

обогрева с лампой

(запираемый)

3. Термостат

4. Зажимная коробка

Для максимально трех

кабелей через боковые болты.

Стандартная зажимная

коробка может соеденять не более четырёх кабелей. По запросу рядовые зажимы могут предусматривать пятое подсоединение.

5. Саморегулируемый нагревательный кабель

6. Сигнальная лампа

7. Набор конечной заделки ES-SX-8 или ES-SX-10

3.10.5 Последовательность монтажа

системы электрообогрева

1. Убедитесь, что всё для обогрева предназначенные трубы и узлы правильно мотированы и проверены.

2. Все поверхности должны быть чистыми. Все-возможные загрязнения, такие как масло или ржавчина должны быть устранены.

3. Поверхность труб перед монтажем кабеля должна быть сухой.

4. Установите, какие нагревательные цепи с каким кабельными длинами могут монтироваться.

5. Если возможно, монтируйте сначала длинные нагревательные цепи.

6. Используйте определенную последовательную длину для соответствующего отопления.

7. Подсоединение кабеля к коробке зажимов может проводиться в заводском цеху.

8. После монтажа коробок зажимов и кабеля проверить изоляционное сопротивление кабеля. Измерить каждый провод питания против защитной оплетки под 500В DC.

9. В случае монтажа термостата на трубопроводе, это производится в первую очередь. При горизонтальном трубопроводе термостат монтируется к монтажной консоли ХХР в перпендикулярном положении. В случае монтажа термостата с монтажной колонной под трубопроводом может собираться влажность на прокладке монтажной консоли ХХР. Для предотвращения проникновения влажности одного одно из предусмотренных отверстий должно быть открыто для отечки. Термостат не должен монтироваться слишком близко к арматуре или к фланцу, так как толщина и нанесение теплоизоляции может полностью или частично закрыть термостат.

10. Монтируйте коробку зажимов к трубе. Если при горизонтальных трубах коробка зажимов с монтажной колонной укрепляется внизу трубы, то одно из предусмотренных отверстий должно быть открыто для отечки. Термостат не должен монтироваться слишком близко к арматуре или к фланцу, так как толщина и нанесение теплоизоляции может полностью или частично закрыть .

11. Отметить мелом угол прокладки на трубе, если это необходимо.

12. Проложить кабель по трубе. Укрепите его с помощью крепёжной ленты PF-1/PF-1H из полиэстра:

PF-1 – для максимальной температуры труб до

85*С,

PF-1H- для максимальной температуры труб до

200*C.

Кабель устанавливается на определенных местах. Кабель укрепляется на трубопроводе каждые 30 см. При обогреве пласмассового трубопровода кабель приклеивается дополнительно алюминиевой лентой, после укрепления в трубе. Для повышения теплопроводности пластмассового трубопровода трубопровод можно перед монтированием кабеля обмотать алюминиевой фольгой. Кабель крепиться к трубе параллельно.

Убедитесь в том, что достаточное количество кабеля монтировано на такие места, где ожидается дополнительная потеря тепла (как например фланцы, вентили, инструменты и так далее).

13. Кабель крепиться к трубе параллельно. Это необходимо для предотвращения сбора коррозионно-опасных жидкостей вокруг кабеля и механического повреждения (не используется для кабелей спиральной навивки).

14. При прохождении трубной арматуры (вентили, фланцы и тому подобное) убедиться в том, что нагревательный кабель находится в близком контакте и выдерживается необходимый допуск на кабель.

15. По возможности расположить капиллярный выступ в пределах зоны нагрева устройства и установить термостат на рабочую температуру.

16. Отрежьте кабель на конце цепи отопления и произведите конечную заделку. Если конечная заделка устанавливается не сразу, то кабель закрывается на определенное время конечным колпаком.

17. Защитите кабель на критических местах от повреждения (как например на цилиндрическом шкиве теплоизоляции на вентилях, насосов, фланцев и так далее).

18. Проверить все нагревательные устройства на неразрывность и сопротивление изоляции при помощи соответственно тестового оборудования, перед тем как монтировать теплоизоляцию и занести результаты в контрольный список.

19. Обеспечить защиту от короткого замыкая и превышения допустимого тока в месте с защитой от утечки на землю, если это требуется. Убедиться в том, что устанавливаемая обшивка соответствует той, что указана в проекте системы.

20. Занести все актуальные, монтированные длины кабеля в контрольный список и в изометрии.

21. Убедиться в правильности заземления труб. Убедиться, что защитное оборудование соответствует по своим параметрам устройству. При необходимости убедиться в том, что установки термостата соответствует проекту системы.

22. Установите термостат на определенную температуру. При необходимости положение механического термостата может фиксироваться силиконовым клеем RTV, который накладывается между головкой и шкалой.

23. Снова проверить устройство на неразрывность и сопротивление изоляции (минимум 10 мом). При нарушениях (слишком низком сопротивлениях) проверьте сначала кабель на вводе в теплоизоляцию и на конечных заделках.

24. Наклеить предупреждающие ярлыки после установки обшивки, через каждые три метра по разные стороны трубы.

5 ОХРАНА ТРУДА И

ОКРУЖАЮЩАЯ СРЕДА

Понятие охрана труда означает систему законодательных актов, социально-экономических, организационных, технических, гигиенических и лечебно-профилактических мероприятий и средств, обеспечивающих безопасность, сохранение здоровья и работоспособности человека.

Работники предприятий обязаны соблюдать требования правил и норм по охране труда, установленных соответствующими законодательными актами, инструкциями, коллективными договорами.

Каждое предприятие ежегодно выделяет на охрану труда необходимые средства, объём которых определяется коллективным договором.

На Карачаганакском перерабатывающем комплексе запроектированы сооружения по подготовке, сероочистке, дегидрированию газа, стабилизации конденсата и вспомогательные сооружения, относящиеся к различным категориям и классам производств по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности.

В производственном процессе объекта КПК обращаются и хранятся следующие взрывоопасные, пожароопасные и вредные вещества: газовый конденсат, топливный газ, высокосернистый газ, пропан, диэтиленгликоля, ингибитор коррозии, метанол, некондиционная нефть, дизельное топливо, серная кислота.

Основные технические решения, принятые в проекте обеспечивают необходимую безопасность труда и производства, обращая внимание на следующее: размещение установок; классификация зон; осуществление надзора с помощью контрольно-измерительных приборов; запуск, отключение и продувка оборудования; обнаружение газа и огня; системы защиты от превышения давления; изоляция оборудования; вентиляционное оборудование и факелы; дренажи; и другое.

Спроектируемые сооружения размешены на безопасном расстоянии от существующих промышленных и гражданских сооружений, инженерных сетей в соответствии с санитарно-защитными зонами и противопожарными расстояниями.

5.1 Промышленная санитария

5.1.1 Пыль

Ряд производственных процессов сопровождается значительными выделениями пыли. Пыль – тонкодисперсные частицы. Пыли, взвешенные в воздухе, называются аэрозолями, скопление осевших пылей – аэрогелями. Проникая в организм при дыхании, при заглатывании и через поры кожи, пыли могут вызвать профессиональные заболевания.

Вредность воздействия зависит от количества вдыхаемой пыли, от степени ее дисперсности, от формы пылинок и от ее химического состава. Пылинки с зазубренной колючей поверхностью наиболее опасны, так как если они вызывают изъявление слизистых оболочек, ткани легких и кожи. Неядовитые пыли могут явиться переносчиками микробов, адсорбировать ядовитые или радиоактивные вещества, приобретать электрический заряд, что увеличивает их вредное действие.

Защита от вредных пылевыделений предусматривает устройство местной вытяжной вентиляции для отсоса ядовитых веществ непосредственно от мест их образования.

Выходы вытяжной вентиляции производственных зданий на КПК выведены непосредственно наружу. Компоновка вентиляционного оборудования выполнена в соответствии с требованиями безопасного обслуживания, с соблюдением норм проходов и с учетом безопасной эвакуации работающих. Во взрывоопасных помещениях производительность систем приточной вентиляции меньше производительности вытяжных систем не меньше, чем на 5%. Аварийная вентиляция предусмотрена в компрессорных газа мгновенного испарения низкого давления, отходящих газов деэтанизатора и высокосернистого газа, блоках подачи ингибитора коррозии и парафиноотложений и обеспечивает

в них не менее 8-кратного воздухообмена, создаваемого общеобменной вентиляцией и имеет резервный вентилятор. Вентиляционное оборудование выполнено для взрывоопасных помещений из материалов, не дающих искру, во взрывоопасном исполнении. Воздуховоды и коллекторы систем приточной и вытяжной вентиляции выполнены из несгораемых материалов, предел огнестойкости не менее 0,5 часа. Отопительно-вентиляциолнное оборудование и воздуховоды заземляются. Для снижения аэродинамического шума вентиляционное оборудование устанавливается с шумоглушителями. Вентиляторы устанавливаются на виброизолируемых основаниях.

Особые требования предъявляются также к устройству помещений, в которых ведутся работы с вредными и пылящими веществами. В зданиях с большим выделением пыли производится регулярная мокрая или вакуумная уборка.

В дополнение к общим защитным средствам применяются индивидуальные средства защиты. При работе с ядовитыми и загрязненными веществами пользуются спецодеждой-комбинезонами, халатами, фартуками. Для защиты кожи рук, лица применяются специальные защитные пасты. Глаза защищаются очками с герметичной оправой, масками и шлемами. Фильтрующие приборы – это промышленные противогазы и респираторы.

5.1.2 Шум и вибрация

Гигиенические исследования позволяют установить, что шум и вибрация ухудшают условия труда, оказывая вредное воздействие шума на организм человека. При длительном воздействии шума на организм человека снижается острота зрения, слуха, повышается кровяное давление, понижается внимание. Сильный продолжительный шум может быть причиной функциональных изменений сердечно-сосудистой и нервной систем.

Шум – это беспорядочное сочетание звуков различной частоты и интенсивности. Шум возникает при механических колебаниях в твердых, жидких и газовых средах.

Одним из методов уменьшения шума на объектах энергетического производства является снижение или ослабление шума в его источниках – электромашинах и трансформаторах,

компрессорах и вентиляторах, газотурбогенераторах и др.

Строительные нормы и правила предусматривают защиту от шума строительно-акустическими методами. При этом, для снижения шума предусматриваются следующие меры:

а) звукоизоляция ограждающих конструкций; уплотнение

окон, дверей; кожухи;

б) звукопоглощающие конструкции и экраны;

в) глушители шума, звукопоглощающие облицовки в

газовоздушных трактах вентиляционных систем.

В качестве индивидуальных средств защиты от шума используют специальные наушники, вкладыши в ушную раковину, противошумные каски, защитные действие которых основано на изоляции и поглощении звука.

Вибрация – это колебания твёрдых тел-частей аппаратов, машин, оборудования, сооружений, воспринимаемые организмом человека как сотрясения. Часто вибрации сопровождаются слышимым звуком.

Вибрации также неблагоприятно воздействуют на организм человека: являются причиной функциональных расстройств нервной и сердечно-сосудистой системы, а также опорно-двигательного аппарата. При этом заболевания сопровождаются головными болями, головокружением, онемением рук, повышенной утомляемостью. Длительное воздействие вибраций приводит к развитию "вибрационной болезни". Тяжелые формы вибрационной болезни ведут к частой или полной потере трудоспособности.

Одним из эффективных средств защиты от вибраций рабочих мест, оборудования и строительных конструкций является виброизоляция, представляющая собой упругие элементы, размещенные между вибрирующей машиной и основанием. Амортизаторы вибраций изготавливают обычно из стальных пружин или резиновых прокладок. Для уменьшения вибрации кожухов, ограждений и других деталей, выполненных из стальных листов, применяются вибропоглащение – нанесение на вибрирующую поверхность резины, пластиков, вибропоглащающих мастик, которые рассеивают энергию колебаний.

В качестве индивидуальной защиты от вибрации, передаваемых человеку через ноги, рекомендуется носить обувь на

рекомендуются виброгасящие перчатки.

Уровень вибрации валов компрессоров центробежных кислого газа, газа мгновенного испарения и высокосернистого газа на КПК относительно корпуса - 28 микрон, что значительно ниже допустимого уровня. Уровень вибрации вала компрессора воздуха КИП - пренебрежительно мала и практически равна нулю.

5.2. Электробезопасность

Проектирование электрической части обеспечивает:

1. Безопасность персонала и оборудования;

2. Надёжность службы;

3. Взрывобезопасность и пожаробезопасность.

Электрическая часть КПК выполнена в соответствии с установленными нормами и международными стандартами. Уровень взрывозащиты электрооборудования технологических установок, размещённых во взрывоопасных зонах, соответствует классу взрывоопасной зоны и категории, группе взрывоопасной меси.

Все силовое электрооборудование и осветительные приборы выбраны в соответствии с условиями среды, в которой оно будет эксплуатироваться, и классификацией проектируемых объектов по взрыво– и пожароопасности.)

На КПК проектом предусмотрено выполнение защитных мер электробезопасности в полном объёме, предусмотренном ПУЭ[8].

Основным средством защиты обслуживающего персонала от поражения электрическим током является защитное заземление или зануление.

На площадках КПК для питания электропотребителей до 1000 В приняты четырехпроходные сети переменного тока

~400/230 В и ~ 690/400 В с глухозаземлённой нейтралью. В качестве защитной меры электробезопасности для всех электроустановок, питающихся от этих сетей, принимается защитное зануление – преднамеренное соединение корпусов электрооборудования, нормально не находящихся под напряжением, с глухозаземлённой нейтралью питающего трансформатора, т.е. с нулевым проводом питающей сети.

Защитное зануление обеспечивает автоматическое отключение повреждённой фазы аппаратом защиты в начале аварийного участка.

Нулевые шины распредельтельных шкафов нулевыми проводниками питающих линий присоединяются к нулевым шинам РУ-0,4кВ и РУ-0,69кВ подстанций. Нулевые шины этих распред-устройств соединены напрямую с глухозаземлённой нейтралью силовых трансформаторов подстанций.

Заземляющие устройства для нейтралей силовых трансформаторов размещаются недалеко от подстанции и выполняются в виде контура, состоящего из нескольких вертикальных электродов и соединительного горизонтального проводника (стальной полосы). Кроме того, для надёжности выполняются дополнительные заземления нейтрали трансформатора присоединением её к искусственным заземляющим устройствам возле оборудования по территории объекта.

Для электроустановок напряжением 6 кВ на технологических площадках КПК выполняется защитное заземление. При этом сеть заземления должна выполнятся с учётом дополнительных требований ПУЭ для взрывоопасных зон.

Занулению подлежат металлические корпуса всех электрических машин, трансформаторов, аппаратов и светильников, вторичные обмотки измерительных трансформаторов, металлические корпуса и каркасы распределительных щитов, шкафов управления, кабельные конструкции, металлические оболочки и брони силовых и контрольных кабелей, стальные трубы электропроводки и др.

В качестве заземляющих устройств применяются горизонтальные и глубинные заземлители. Горизонтальные заземлители прокладываются в траншее на глубине от 0,5 до 1,0 м. Глубинные заземлители выполняются в виде вертикальных электродов, установленных до глубины от 5 до 30 м.

Для зданий с фундаментами выполняются заземлители, встраиваемые в фундамент и выполняемые в виде замкнутого кольца. Во всех электропомещениях предусмотрены шины для выравнивания потенциалов.

Защита зданий и сооружений от прямых ударов молнии осуществляется установленными на самых высоких конструкциях

этих объектов или на отдельно установленных опорах

молниеприёмниками. В качестве молниеприёмников используются

также металлические кровля зданий и навесов или молниеприёмные сети.

Заземление всех технологических установок и технических трубопроводов обеспечивает также их защиту от вторичных проявлений молнии и защиту от статического электричества. На всех протяженных металлических конструкциях и между параллельно проложенными металлическими трубопроводами при их сближении на расстояние менее 10 см устанавливаются металлические перемычки.

Защита от заноса высокого потенциала по внешним наземным или подземным коммуникациям осуществляется присоединением их на вводе в здание или сооружение к заземлителю защиты от прямых ударов молнии.

Заземляющие проводники подбираются таким образом, чтобы они выдерживали ток короткого замыкания в течении не менее 1сек или в течение максимальной продолжительности короткого замыкания в зависимости от того, какая величина больше.

Для того, чтобы обеспечить требование по защите персонала, по территории КПК, в стратегических местах, должны быть распределены следующие предметы по безопасности:

• защитные шлемы;

• закрытая обувь;

• закрытая одежда, перчатки;

• защитные очки;

• установки или душевые для промывки глаз во всех необходимых местах;

• противогазы;

• изолирующие дыхательные аппараты;

• индивидуальные газосигнализаторы сероводорода Н₂S;

• комплект первой медицинской помощи;

• переносные детекторы газа.

5.3 Пожаробезопасность

Понятие пожарная безопасность означает состояние объекта

при котором исключается возможность пожара, а в случаях его возникновения предотвращается воздействие на людей опасных факторов пожара и обеспечивается защита материальных ценностей.

Опасным фактором пожара для людей являются открытый огонь, искры, повышенная температура воздуха и предметов, токсичные продукты горения, дым, пониженная концентрация кислорода, обрушение и повреждение зданий, сооружений, установок, а также взрыв.

Пожарная охрана объектов обеспечивается пожарной службой комплекса (КПК).

Противопожарные мероприятия в архитектурно –планировочных решениях предусмотрены применением конструкций зданий и сооружений с регламентированными пределами огнестойкости и горючестью, устройством в зданиях противопожарных преград, Мероприятиями по обеспечению эвакуации людей.

Соблюдаются противопожарные разрывы между зданиями и сооружениями, предусмотрены проезды пожарных автомашин к зданиям и сооружениям.

Основное технологическое оборудование располагается в зданиях, максимально автоматизированы технологические процессы, вокруг резервуаров дизельного топлива запроектированы железобетонные подпорные стенки.

Во взрывоопасных зонах помещений электрооборудование и осветительная арматура предусматривается во взрывозащищённом исполнении.

Предусмотрено устройств аварийных систем вентиляции с необходимым воздухообменом, обеспечивающих в помещении безопасную концентрацию взрывоопасных газов.

Назначение системы обнаружения пожара и газа на КПК состоит в выявлении выделений огня или газа, запуске системы аварийной остановки, включение пенного, водяного пожаротушения, включение системы орошения, отключении отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха, включении звуковых сигналов тревоги с целью достижения максимальной защиты персонала, защиты окружающей среды и капиталовложений.

Приборы обнаружения пожара установлены там, где возникновение пожара рассматривается как потенциальная угроза

установке.

Цель системы обнаружения пожара:

1. Раннее обнаружение пожара.

2. Извещение персонала об опасности.

3. Запуск системы аварийной остановки.

4. Запуск системы пожаротушения и пожарозащиты.

5. Пожарные детекторы подобраны для определённых площадок индивидуально для реагирования при первых признаках пожара.

При размещении пожарных детекторов принято во внимание:

1. Характеристики потока вентиляционного воздуха.

2. Предполагаемый поток горячих горючих газов.

3. Экранирование балками.

4. Доступ для технического обслуживания и испытаний.

На подстанциях в воздухозаборных трубах используются индикаторы дыма ионизированного типа или типа фотоприёмника. Они установлены на потолках помещений и в измерительных устройствах трубопроводов для контроля проникновения дыма.

Линейное тепловое детектирование использовано на опасных сосудах и насосах, располагающихся на открытой площадке

Проектируемые здания, сооружения и технологическое оборудование обеспечивается инженерно – техническими средствами пожарной защиты:

• системами водяного пожаротушения с гидрантами;

• автоматическими установками водяного пожаротушения кабельных помещений;

• передвижными установками пенного пожаротушения;

• автоматическими установками газового пожаротушения;

• ручными огнетушителями;

• автоматическими установками пожарной сигнализации.

Автоматическое пенное пожаротушение предусмотрено: в насосных откачки конденсата, ингибитора коррозии, ингибитора парафиноотложений, метанола, факельных сепараторов. В качестве огнетушащего вещества принимается плёнкообразующая пена на основе шестипроцентного раствора концентрата пены (AFFF). Интенсивность подачи раствора пены, время работы установки и

расход приняты согласно СНиП 2.11.03 – 93. Запас пенообразующих веществ на предприятии рассчитывается по необходимой интенсивности подачи раствора пенообразователя для тушения двух расчётных пожаров. Кроме того, на предприятии предусмотрен 100%-й резерв, который может использоваться для передвижных средств. Дозирование пенообразователя насосами-дозаторами производится в систему водяного орошения. Хранение дополнительного запаса пенообразователя предусматривается в помещении главного склада. Интенсивность орошения системы пенного пожаротушения составляют:

- технологические насосы - 20,4л/мин/м²;

-сосуды и колонны - 10,2л/мин/м².

Для обеспечения пенным концентратом предусматриваются установки хранения и закачки пены на салазках. Эти установки соединены распределительными кольцевыми трубопроводами с водяными дренчерными системами. Каждая установка на салазках будет обслуживать несколько площадок, следовательно, выбор их основан на наибольшем потреблении.

Каждая установка включает два резервуара и два насоса. Один насос является рабочим, другой резервным. Данные ёмкости хранения обеспечивают три попытки тушения пожара (каждая продолжительностью 10 минут). Пуск пенной установки предусматривается по следующей схеме: автоматический – от датчиков извещателей; дистанционный – от кнопочных пускателей; местный ручной – от пенного блока. Пожарная машина пенотушения будет использоваться для резервирования стационарных систем.

Пожарные гидранты воды устанавливаются по всем технологическим площадкам и площадкам хранения на расстояние максимум 50 м друг от друга. Гидранты также предусмотрены на площадках инженерного обеспечения на расстоянии максимум 100 метров друг от друга. Гидранты подключатся к кольцевому трубопроводу пожарной воды диаметром 150 мм с интегральным отсекающим клапаном и самоосушающимся устройством для предотвращения замерзания. Все гидранты устанавливаются в колодцах с уплотнительной крышкой, каждый гидрант

комплектуется шкафом со вспомогательным оборудованием.

Шкафы пожарного гидранта содержат шланговый стояк, пожарные шланги, две распылительные насадки и ключ шлангового соединения.

Ответвление от пальцевого трубопровода пожарной воды к пожарным мониторам предусматривается диаметром 150мм, отсекающий клапан устанавливается в месте подсоединения ответвления к кольцевому трубопроводу пожарной воды и второй клапан у пожарного монитора. Пожарные мониторы располагаются на расстоянии минимум 15 метров от защищаемого объекта. Для защиты персонала, управляющего монитором пожарной воды, от теплового излучения, на каждом мониторе предусматривается защитный экран. Там, где мониторами пожарной воды подаётся пена, должны использоваться насадки воздухонаддувного типа. Минимальное рабочее давление на насадке пожарного монитора

0,4 МПа и радиус струйного распыления минимум 30 метров. Мониторы обладают способностью вращаться на 360⁰ в горизонтальной плоскости и от плюс 75⁰ до минус 45⁰ в вертикальной плоскости.

Первичные средства пожаротушения. Портативное и передвижное оборудование для пожаротушения обеспечивается в соответствии со следующим:

1. Передвижные АВС – сухие порошковые огнетушители – в местах, где не исключается возможность возникновения пожара при разрыве углеводородов, а именно насосы откачки конденсата.

2. Портативные АБС – сухие порошковые огнетушители – в местах, где в технологическом оборудовании обращаются углеводородные жидкости и газы.

3. Портативные углекислотные огнетушители – располагаются на площадках с оборудованием, где невозможно использовать пенных огнетушителей, а именно – здание подстанции и центра управления.

4. Передвижные колёсные огнетушители предусматриваются в пожарном депо, тип огнетушителя выбирается исходя из материалов, подлежащих тушению;

5. Пожарные щиты вне зданий размещаются с расчётом обслуживания одним щитом группы зданий и сооружений в радиусе 300 метров. На каждом щите предусматриваются два пенных огнетушителя, один углекислотный, два топора, три

багра, две лопаты, два ведра и ящик с песком.

6. Пожарное депо включает две пожарные машины, одну пожарную машину пенного тушения, одну аварийную медицинскую машину.

5.4 Охрана окружающей среды

Электростанция оказывает влияние на окружающую среду по следующим основным направлениям:

Выбросы и сбросы загрязняющих веществ, образующихся в технологическом процессе энергопроизводства:

1. Использование водных ресурсов в процессе эксплуатации.

2. Физическое воздействие на окружающую среду (шум).

3. Превалирующим направлением воздействия проектируемой электростанции являются выбросы загрязняющих веществ в атмосферу; использование водных ресурсов в процессе производства газотурбинными установками незначительно.

Устанавливаемые на проектируемой электростанции газовые турбины типа PG6561(В) фирмы Дженерал Электрик оборудованы современными камерами сгорания с системой Dry Low Emissions (DLE) NOX, которые обеспечивают низкое содержание загрязняющих веществ в отработанных газах (50 мг/нм³ - при работе на газе).

Поставленные турбины соответствуют требованиям норм Республики Казахстан, согласно которым для вновь вводимых газовых турбин содержание окислов азота в отработанных газах с нагрузкой от 0,5 до 1,0 номинальной не должно превышать

50 мг/нм³ сухих газов при О₂ = 15%.

Максимальная приземная концентрация основного загрязняющего вещества – диоксида азота – не превышает 0,26 ПДК населенности местности. Зона максимальной приземной концентрации формируется в радиусе порядка одного километра от электростанции.

Максимальные расчётные концентрации загрязняющих веществ (оксида азота, оксида углерода, метана и твёрдых частиц, создаваемые выбросами электростанции незначительны.

Газовые выбросы загрязняющих веществ от электростанции

составят около 582 т/год.

Ввиду дефицита водных ресурсов и для оказания минимального воздействия на окружающую среду, данным проектом предложены мероприятия по сокращению водопотребления, водоотведение и охране поверхностных и подземных водоисточников.

Проектные решения обеспечивают комплексную защиту поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения.

Все стоки как технологические, так и хозяйственно – бытовые подлежат соответствующей очистке, позволяющей использовать их в системе технического водоснабжения и орошения.

Продолжение таблицы 3.1

8. №214	988	0,9	1	0,48	1562	986,33		0,17	-	0,17	102,9		1089
9. №410	261,5	0,93	0,92	0,395	2500	232,8		0,27	-	0,27	24,34		257,41
10. №214А	174,2	0,85	0,7	0,62	3125	129,13		0,34	-	0,34	13,52		142,9
11. №561/550/562/590/230	1000	0,9	0,9	0,48	14843		898,4	1,6	-	1,6		93,9	994,1
12. п/ст 4-1	3980	0,87	0,83	0,57	4375		3422	0,47	-	0,47		357,33	3779
13. №210А	785,8	0,9	0,88	0,48	6015	690,34		0,65	-	0,65	72,14		763,1
14. 213А/214А	376,2	0,91	0,89	0,46	4687,5	331,69		0,51	-	0,51	34,68		366,88
15. №470	139	0,9	1	0,48	351,56	138,77		0,04	-	0,04	14,49		153,3
16. №625	384	0,86	0,91	0,59	703,13	365,15		0,08	-	0,08	38,12		403,36
17. №363 А/В/С	395,2	0,6	0,85	1,33	9375	503,07		1,01	-	1,01	52,63		556,71
18. №364 А/В/С	54	0,88	0,97	0,54	17500	53,58		1,89	-	1,89	5,79		61,26
19. №460	1503	0,9	0,85	0,48	156,2	1275,82		0,02	-	0,02	133,2		1409,04
Итого								45,33					15728

Таблица 3.2 - Характеристика объектов по категориям и классам взрывопожарной и пожарной

опасности.

№№ п.п.	Наименований помещений, наружных установок	Вещества, применяемые в производстве	Категория взрывопожарной и пожарной опасности по РНТП 01-94	Класс взрывоопасной и пожарной зоны по ПЭУ-85	Категория и группа взрывоопасных смесей по ПЭУ-85
1	2	3	4	5	6
1	Площадка входных монифольдов UNIT-130	Газоконденсатная смесь, топливный газ	А	В-1г	НА-1,3
2	Площадка тестового сепаратора UNIT-200	Газоконденсатная смесь, газ	А	В-1г	НА-1,3
3	Площадка установки сепараторов- разделителей газа среднего давления UNIT-201	Газоконденсатная смесь, газ, конденсат	А	В-1г	НА-1,3

Продолжение таблицы 3.2

1	2	3	4	5	6
4	Площадка утановки сепаратора разделителя газа низкого давления UNIT-202	Газоконденсатная смесь, газ, конденсат	А	В-1г	НА-Т1,3
5	Площадка установки стабилизации конденсата UNIT-210А/B/С/	Конденсат, газ	А	В-1г	НА-Т1,3
6	Площадка установки разделителя конденсата UNIT-213А/B/С/	Конденсат, газ	А	В-1г	НА-Т1,3

Продолжение таблицы 3.2

1	2	3	4	5	6
7	Площадка утановки очистки газолина UNIT-214А/B/С/ Воздушная компрессорная установки очистки газолина Насосная перекачки каустической соды установки очистки газолина	газолин Воздух Каустическая сода	Б Д Д	В-1г	НА-Т3

Продолжение таблицы 3.2

1	2	3	4	5	6
8	Площадка фракционирования нефтяного газа UNIT-215	газ, конденсат	А	В-1г	НА-Т1,3
9	Площадка хранения и откачки конденсата UNIT-220	Конденсат	В	В-1г	НА-Т3
10	Площадка факельной системы и закрытой дренажной системы UNIT-230	газ, топливный газ	А	В-1г	НА-Т1

Продолжение таблицы 3.2

1	2	3	4	5	6
11	Площадка установки очистки топливного газа и регенерации аминов UNIT-339	топливный газ	А	В-1г	НА-Т1,Т3
12	Площадка установки обезвоживания топливного газа и контроля точки росы UNIT-340	топливный газ	А	В-1г	НА-Т1

Продолжение таблицы 3.2

1	2	3	4	5	6
13	Площадка установки обезвоживания высокосернистого газа среднего давления и контроля точки росы UNIT-341 А/B	газ	А	В-1г	НА-Т1
14	Площадка установки обезвоживания высокосернистого газа среднего давления и контроля точки росы UNIT-343 А/B	газ	А	В-1г	НА-Т1

Продолжение таблицы 3.2

1	2	3	4	5	6
13	Площадка установки обезвоживания высокосернистого газа среднего давления и контроля точки росы UNIT-341 А/B	газ	А	В-1г	НА-Т1
14	Площадка установки обезвоживания высокосернистого газа среднего давления и контроля точки росы UNIT-343 А/B	газ	А	В-1г	НА-Т1

Продолжение таблицы 3.2

1	2	3	4	5	6
15	Площадка рекомиримирования кислого газа UNIT-360 Компрессорная рекомиримирования кислого газа	кислый газ	А	В-1г В-1А	НА-Т1
16	Площадка установки комиримирования газа мгновенного испарения низкого давления UNIT-362 А/B/С Компрессорная газа мгновенного испарения низкого давления	газ	А	В-1г В-1А	НА-Т1

Продолжение таблицы 3.2

1	2	3	4	5	6
17	Площадка систем компримирования отходящих газов деэтанизаотра газа UNIT-363/А/В/С Компрессорная отходящих газов деэтанизаотра	газ	А	В-1г В-1А	НА-Т1
18	Площадка комиримирования высокосернистого газа UNIT-364 А/B/С Компрессорная высокосернистого газа	газ	А	В-1г В-1А	НА-Т1

Продолжение таблицы 3.2

1	2	3	4	5	6
19	Площадка установки фракционирования сниженного пропана и охлаждение высокосернистого газа низкого давления UNIT-401А Компрессорная пропана хладоагента	газ пропан	А	В-1г В-1А	НА-Т1
20	Система подачи ДЭГ - UNIT-410	ДЭГ	Д	-	-

Продолжение таблицы 3.2

1	2	3	4	5	6
21	Площадка систем воздуха КИП и технического воздуха UNIT-460	воздух	Д	-	-
22	Площадка системы стоков в высоким содержанием солей UNIT-550	вода	Д	-	-
23	Площадка системы продувки котлов UNIT-551	вода, пар	Г	-	-
24	Площадка системы нефтесодержащей воды UNIT-560	вода нефтесодержащей	Д	-	-

Продолжение таблицы 3.2

1	2	3	4	5	6
25	Площадка систем некондиционной нефти UNIT-561	некондиционная нефть	Б	В-1г	НА-Т3
26	Площадка очистки технологической воды	технологическая вода	Д	-	-
27	Площадка системы хоз. бытовой канализации UNIT-570	хоз.бытовые сточные воды	Д	-	-
28	Площадка системы сброса воды UNIT-590	ввода	Д	-	-

Продолжение таблицы 3.2

1	2	3	4	5	6
29	Площадка пароконденсатной установки UNIT-565	пар, паровой конденсат	Г	-	-
30	Площадка хранения хим. реагентовUNIT-650	ДЭГ	Д	-	-