ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪЕКТА

Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ	5
1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪЕКТА	8
2. ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМАМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ	12
3. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК	14
3.1. Расчет силовой нагрузки	15
3.2. Выбор кабельных линий отходящих фидеров	17
3.3. Расчет осветительной нагрузки	20
3.4. Расчет суммарной нагрузки	20
4. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ	23
4.1. Составление схемы замещения и определение ее параметров	24
4.2. Расчет токов короткого замыкания в характерных точках	28
5. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ГПП	31
5.1. Выбор выключателей 110 кВ	32
5.2. Выбор вводных и секционных выключателей 6 кВ	33
5.3. Выбор выключателей 6 кВ отходящих фидеров	34
5.4. Выбор разъединителей	34
5.5. Выбор трансформаторов тока	35
5.6. Выбор ограничителей перенапряжения	36
5.7. Выбор заземлителей.	36
5.8. Выбор трансформаторов напряжения	37
6. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА	38
6.1. Расчёт комплекта защит на секционных выключателях ГПП	38
6.2. Расчёт комплекта защит шинных выключателей ГПП	40
6.3. Расчёт комплекта защит секций шин низкого напряжения ГПП и защиты трансформатора от коротких внешних замыканий	41

6.4. Расчет тока ОЗЗ и уставок защиты	44
6.5. Анализ и выбор микропроцессорных средств защиты систем электроснабжения	445
6.6. Продольная дифференциальная токовая защита трансформатора	48
7. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНИДЕЯТЕЛЬНОСТИ	51
7.1. Характеристика производственного объекта.	51
7.2. Категории помещений по пожарной опасности	51
7.3. Классификация пожароопасных зон	52
7.4. Степень защиты оболочек	53
7.5. Расчет рабочего и аварийного освещения по методу Коэффициента использования	54
7.6. Электробезопасность	65
7.7. Пожарная безопасность	70
7.8. Охрана окружающей среды	78
7.9. Вредные производственные факторы	78
8. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ	79
8.1. Определение капиталовложений на сооружение сети	80
8.2. Расчет затрат на содержание и эксплуатацию оборудования	81
8.3. Расчет экономического эффекта и срока окупаемости капиталовложений	83
ЗАКЛЮЧЕНИЕ	86
Литература	87
Приложение 1
Приложение 2
Приложение 3
Приложение 4
Приложение 5 Приложение 6 Приложение 7 Приложение 8

ВВЕДЕНИЕ

В результате обобщения опыта проектирования систем электроснабжения ПАО «НКНХ» возникли типовые решения. Созданы методы расчета и проектирования цеховых сетей, определения электрических нагрузок, выбора мощности трансформатора, выбора напряжения и т. п..

Особое место в системах электроснабжения ПАО «НКНХ» занимают главные понизительные подстанции (ГПП). Они являются источником питания для основных цехов предприятия. В ходе эксплуатации ГПП возникают следующие проблемы: на подстанциях, на которых установлены короткозамыкатели, отключение повреждения в трансформаторе происходит в результате создания искусственного короткого замыкания. С одной стороны, создание короткого замыкания приводит к дополнительному воздействию токов короткого замыкания на все оборудование высокого напряжения, находящееся между местом установки короткозамыкателя и головным выключателем. С другой стороны, при этом становится возможным увеличение повреждения в трансформаторе, связанное с тем, что в настоящее время короткозамыкатели имеют время включения порядка 0,5—0,7 сек и все это время место повреждения обтекается током.

Так как ГПП-1,2,9 питаются с одной линии, то при повреждениях в трансформаторе (например на ГПП-1) в системе ОД-КЗ произойдет отключение питающей линии, например НК ТЭЦ-1- ГПП-1,2,9. В этом случае потеряют питание все трансформаторы питающиеся с этой линии, следовательно на ГПП-1,2,9 должно будет сработать АВР и питание будет переведено на второй трансформатор. АВР бывает не всегда успешным из-за ненадежности устаревших масляных выключателей, а также релейной защиты и автоматики. При установке на стороне 110кВ выключателя эта проблема решается, так как отключится только поврежденный трансформатор и сработает АВР только на той подстанции, на которой произошло КЗ, а остальные подстанции сохранят свою нормально-режимную схему, так как питающая линия отключаться не будет.

Модернизация подстанции производится для реализации следующих целей:

- повышения надежности и обеспечения бесперебойного электроснабжения потребителей электроэнергией;

- уменьшения потерь при передаче электроэнергии;

- повышения качества электроэнергии;

- усовершенствования защиты от ненормальных режимов работы электрооборудования подстанции;

- уменьшения вероятности возникновения аварийных ситуаций на подстанции;

- уменьшения объема ремонтов электрооборудования и увеличения срока службы подстанции в результате замены морально устаревшего оборудования современным;

- усовершенствования системы учета параметров электроэнергии.

На данный момент оборудование подстанции устарело морально и физически. Постоянно возрастает частота отказов силового оборудования и устройств релейной защиты и автоматики. Все это отрицательно сказывается на надежности электроснабжения потребителей.

В связи с вышеизложенным, целью модернизация главной понизительной подстанции ГПП-1 ПАО «Нижнекамскнефтехим» данного проекта является:

1.Снижение аварийности и отказов в работе электрооборудования подстанции, что приведет к снижению недовыпуска продукции, простоев технологического оборудования, а также к увеличению выпуска продукции;

2. Замена морально устаревших электромеханических систем РЗиА на современные микропроцессорные комплексы;

3. Установка нового необслуживаемого оборудования приведет к снижению трудозатрат на ремонт и обслуживание.

4. В проекте предполагается провести проверочный расчет загрузки силовых трансформаторов подстанции с последующей их заменой.

Для достижения цели необходимо решить следующие задачи:

1. Составить перечень имеющегося оборудования.

2. Рассчитать и определить нагрузки, которые питаются от ГПП-1.

3. Рассчитать токи КЗ.

4. Выбрать и проверить новое оборудование ГПП-1.

5. Рассчитать и выбрать элементы релейной защиты.

6. Разработать мероприятия по электробезопасности.

7. Произвести технико-экономический расчет модернизированной ГПП-1.

ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Перерыв электроснабжения ГПП-1 может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный материальный ущерб, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства, экологическую опасность.

Выбор категории электроприемников в отношении обеспечения надежности электроснабжения производим по ПУЭ. Подстанцию в отношении обеспечения надежности электроснабжения по ПУЭ можно отнести к электроприемникам первой категории.

Электроприемники ГПП-1 в нормальных режимах обеспечиваются электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания возможен лишь на время автоматического восстановления питания.

Напряжение каждого звена системы электроснабжения нужно выбирать с учетом напряжений смежных звеньев.

Выбор напряжения питающей сети проводят на основании технико-экономических сравнений вариантов в случаях, когда:

- имеется возможность получения энергии от источника питания при двух и более напряжениях;

- предприятие с большой потребляемой мощностью нуждается в сооружении или значительном расширении существующих районных подстанций, электростанций или сооружения собственной электростанции;

- имеется связь электростанций предприятий с районными сетями.

Предпочтение отдают варианту с более высоким напряжением, даже при экономических преимуществах варианта с низшим из сравниваемых напряжений в пределах до 5...10% по приведенным затратам. На первых ступенях распределения энергии для питания больших предприятий применяют напряжения 110, 220 и 330кВ.

В большинстве случаев проектировщик определяет напряжения в пределах двух ближайших по шкале номинальных значений напряжения, для которых и проводится сравнение вариантов. В ряде случаев исходные данные для проектирования приводят к однозначному определению номинального напряжения без детальных технико-экономических расчетов.

При выборе номинального напряжения внешнего участка сети принимаются во внимание существующие напряжения возможных источников питания энергосистемы, расстояние от этих источников до предприятия и нагрузка предприятия в целом.

В питающих и распределительных сетях небольших и средних предприятий и городов применяются номинальные напряжения 6 и 10кВ. Как правило, следует применять напряжение 10кВ как более экономичное, чем напряжение 6кВ.

Напряжение 6кВ применяется при преобладании на объекте электроприемников с напряжением 6кВ. В ряде случаев электроснабжение электроприемников с напряжением 6кВ осуществляется по питающим линиям напряжением 10кВ с последующей трансформацией на напряжение 6кВ не посредственно для данных электроприемников.

На основании вышеизложенного принимаю напряжение питающей сети подстанции 110 кВ. Напряжение второй ступени принимаю равным 6кВ, т.к. в технологических цехах ПАО «НКНХ» имеются высоковольтные электродвигатели на напряжение 6кВ.

Расчет силовой нагрузки

Расчет будем производить по коэффициенту использования. Коэффициент использования и Cosj зависят от технологии производства и приводятся в отраслевых инструкциях и справочниках. Для примера рассмотрим нагрузку РП-4.

Произведем расчет активной мощности по формуле:[8]

Ррасч = Рном ∙ Ки ∙ n, (3.1)

где Р_ном– номинальная мощность электроприемника, кВт;

Ки – коэффициент использования;

n – количество электроприемников.

Р_ном =2760 кВт;

К_и =0,9;

n=1;

cos j =0,95;

Р_расч = 2760 ∙ 0,87 ∙ 1 = 2401 кВт;

Произведем расчет реактивной мощности по формуле:

Q_расч= Р_расч∙ tgφ; (3.2)

где tg φ - коэффициент реактивной мощности;

tg φ = tg (arсcos) = 0,57; (3.3)

Q_расч= 2401 ∙ 0,57 = 1369 кВАр.

Расчет остальных нагрузок ГПП-1 производится аналогично, все данные расчета сводятся в таблицу 3.1

Таблица 3.1

Ведомость электрических нагрузок ГПП-1.

Наименование		Р_ном		n		K_и		Cos		tg		P_расч		Q_расч
ТП-2 Т-1		660		1		0,85		0,88		0,54		581		313,6
РП-1 вв.2	5146		1		0,9		0,87		0,57		4477		2552
РП-1 вв.3	5146		1		0,9		0,87		0,57		4477		2552
РП-2а вв.1	1715,5		1		0,9		0,87		0,57		1492,5		850,7
РП-2а вв.2	1715,5		1		0,9		0,87		0,57		1492,5		850,7
ТП-8 Т-1	877		1		0,85		0,88		0,54		771,8		417
ТП-8 Т-2	877		1		0,85		0,88		0,54		771,8		417
ТП- Дом быта	352		1		0,85		0,88		0,54		310		167
РП-3 вв.1	4036		1		0,9		0,87		0,57		3511,3		2001,5
ТП Аэропорт Т-1	554		1		0,85		0,88		0,54		487,5		263,3
РП-4 вв.1	2760		1		0,9		0,87		0,57		2401		1369
РП-5 вв.1	4361,5		1		0,9		0,87		0,57		3794,5		2163
РП-3 вв.2	4036		1		0,9		0,87		0,57		3511,3		2001,5
ТП Аэропорт Т-2	554		1		0,85		0,88		0,54		487,5		263,3
РП-5 вв.2	4361,5		1		0,9		0,87		0,57		3794,5		2163
РП-4 вв.2	2760		1		0,9		0,87		0,57		2401		1369
Итого:											34762,2		19713,6

Суммарная полная мощность всех потребителей:

(3.4)

Расчет суммарной нагрузки

Рассчитаем потери активной и реактивной мощности, потери активной принимаем в размере - 3% от полной, реактивной – 10%:[8]

(3.14)

(3.15)

Суммарная активная мощность:

(3.16)

Суммарная реактивная мощность:

(3.17)

Суммарная полная мощность:

(3.18)

Реактивная мощность Qc, поступающая от питающей энергосистемы к шинам низшего напряжения ГПП-1, определяется исходя из условий задания на проект и вычисленной проектной мощности.

Мощность компенсирующих устройств:

(3.19)

где - реактивная мощность, поступающая от энергосистемы.

= [квар] (3.20)

(3.21)

0,558;

=35976,2 0,37=13311,2 кВАр;

Компенсация реактивной мощности будет производиться непосредственно у потребителей на РП или ТП.

Исходя из того, что на предприятии имеются потребители первой и второй категории на подстанции установлены два трансформатора типа TRD-31500/110/6. При имеющейся ожидаемой нагрузке проверим их по коэффициенту загрузки в нормальном и в аварийном режимах.

Суммарная расчётная мощность åS_p=43086,5 кВ×А. Определим окончательную расчётную мощность с учётом перспективы роста нагрузок.

S_p=åS_p×K_пр=43086,5×1,3=56011,8 (кВ×А).

Для двух трансформаторной подстанции мощность трансформатора определяется по формуле:

, (3.22)

= 40008,4 (кВА).

Для данной подстанции 110/6 кВ с учетом дальнейшей перспективы развития распределительных сетей выбираем для установки два трансформатора типа ТДН-63000/110.

Коэффициент загрузки одного трансформатора в нормальном и после аварийном режиме при максимальной мощности потребителей:

; (3.23)

; (3.24)

В нормальном режиме каждый трансформатор питает приёмники своей секции шин, при исчезновении напряжения на одной из секций шин происходит срабатывание секционного выключателя, который запитывает обесточенную секцию, с другой секции шин.

ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ГПП

Токоведущие части (шины, кабели) и все виды аппаратов (выключатели, разъединители, измерительные трансформаторы) должны выбираться в соответствии с вычисленными максимальными расчетными величинами(токами, напряжениями, мощностями отключения) для нормального режима и короткого замыкания. Для их выбора производится сравнение указанных расчетных величин с допускаемыми значениями для токоведущих частей и высоковольтного оборудования. Составляется таблица сравнения расчетных и допустимых величин. При этом для обеспечения надежной безаварийной работы расчетные величины должны быть меньше допустимых.

Высоковольтные выключатели и разъединители выбирают по номинальным значениям напряжения и тока, роду установки (на открытом воздухе или в помещении) и условиям работы, конструктивному исполнению и коммутационной способности (Графическая часть 3 лист). Выбранные выключатели и разъединители проверяют на стойкость при сквозных токах КЗ. Условие устойчивости к токам КЗ проверяется сравнением отключаемого выключателем тока при данном напряжении с действующим током КЗ для времени t, равного сумме времени срабатывания релейной защиты и собственного времени действия выключателя .[2]

Разъединители – аппараты, не предназначенные для отключения токов КЗ, поэтому на отключающую способность они не проверяются.

На термическую устойчивость выключатели проверяют по условию:

(5.1)

где - расчетный тепловой импульс тока КЗ, [ ];

- предельный ток термической стойкости, [кА];

- время протекания тока , [с ]( =3с при кВ).

По электродинамической стойкости:

(5.2)

где - амплитудное значение тока динамической стойкости, [кА].

Выбор выключателей 110 кВ

Определим расчетный максимальный ток в линии: [2]

[А] (5.3)

Выбираем элегазовый выключатель типа LTB145 D1/B.

Результаты выбора выключателя сведены в таблицу 5.1

Таблица 5.1

Результаты выбора выключателя LTB145 D1/B

Критерий	Данные выключателя	Данные расчета
, кВ	110	110
	4000	330,7
	50	37,604
	102	74,45
	7500	3584,644

[ ]; (5.4)

[ ]; (5.5)

Выбор разъединителей

Выбираем разъединитель типа SGF-123n11-100-1E

Результаты выбора разъединителя сведены в таблицу 5.4

Таблица 5.4

Результаты выбора разъединителя SGF-123n11-100-1E

Критерий	Данные разъединителя	Данные расчета
, кВ	110	110
	1600	331
	110	17,75
	1875	320,69

[ ];

Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока (ТТ) выбирают по номинальному напряжению, первичному и вторичному токам, по роду установки (внутренняя, наружная), конструкции, классу точности и проверяют на термическую и динамическую стойкость токам КЗ. [2]

Выбираем трансформаторы тока типа TG145N

Результаты выбора трансформаторы тока сведены в таблицу 5.5

Таблица 5.5

Результаты выбора трансформаторы тока TG145N

Критерий	Данные ТТ	Данные расчета
, кВ	110	110
	600	330,66
	165	19,44
	70	19,89

;

Выбор заземлителей

Условия выбора и проверки:

U_ном³ U_{ном.сети};(кВ) (5.9)

i_дин³ i_уд ; (кА) (5.10)

I²_т t_т³ B_к; (кА²∙с) (5.11)

Выбираем заземлитель типа ЗОН-110М-(I)УХЛ1

Результаты выбора заземлителей сведены в таблицу 5.6

Таблица 5.6

Результаты выбора заземлителей

Критерий	Данные заземлителя	Данные расчета
U_ном³ U_{ном.сети}	110	110
i_дин³ i_уд	80	12,65
I²_т ^· t _т ³ B_к	2976	74

Степень защиты оболочек

На подстанции есть возможность соприкосновения инструмента,
проволоки или других подобных предметов, толщина которых более 2,5мм с токоведущими частями внутри оболочки. [19]

Степень защиты оболочек ячеек КРУ выбираем согласно стандарта
МЭК IEC 598.9.7. Степень защиты оболочек ячеек КРУ выбираем IP 30.

Электробезопасность

Подстанция характеризуется наличием токопроводящих полов (металлических, железобетонных).

Согласно ГОСТ 12.2.007.0-75 класс электротехнических изделий по способу защиты от поражения электрическим током соответствует I классу, так как изделия имеют рабочую изоляцию и элемент для заземления.

В отношении опасности поражения людей электрическим током помещения различаются согласно ПУЭ.

Согласно ПУЭ помещения подстанции можно отнести к помещению с повышенной опасностью поражения людей электрическим током.

Для защиты людей от поражения электрическим током применяем защитное заземление электрооборудования. В электроустановках напряжением выше 1000В с большими токами замыкания на землю сопротивление заземляющих устройств, согласно ПУЭ, в любое время года должно быть не более 0,5 Ом. При реконструкции подстанции заземляющее устройство не изменялось. Заземление производится с помощью полосовой стали марки Ст.З размером 40x4 с подключением к общему контуру заземления.

Здание подстанции относится согласно ПУЭ к зоне класса П-IIа. Ожидаемое количество поражений молнией в год зданий и сооружений, не оборудованных молниезащитой: [14]

N=(S + 6 ∙ H_x) ∙ (L + 6 ∙ H_x) ∙ n ∙ 10^-6, (7.26)

где S=52 м - ширина защищенного объекта;

L=56 м - длина;

Н_х=4,5 м - наибольшая высота объекта;

n=6 - среднегодовое число ударов молнией в 1 км² земной поверхности, определяется от среднегодовой продолжительности гроз (для г. Нижнекамска). [21]

N=(52 + 6 ∙ 4,5) ∙ (56 + 6 ∙ 4,5) ∙ 6 ∙ 10^-6 = 0,039

В соответствии с СО153 34.21.122-2003, так как 0,02<N<2,зона защиты должна быть типа - Б, категория устройства молниезащиты - III. [14]

Необходимую высоту молниеотвода h определяем подбором при условии, что 56/2=28м ≤ r_cx. Предварительно принимаем h=30м

Радиус зоны защиты на уровне земли:

[м] (7.27)

r₀= 1,5 ∙ 30 = 45 м.

Зона защиты между молниеотводами описывается дугой окружности, проходящей через вершины молниеотводов. Высота зоны по [22]:

h_c = h₀ – 0,14 ∙ (L – h), [м] (7.28)

где h₀ – высота вершины конуса молниеотвода, м;

– расстояние между молниеотводами, м.

h₀ = 0,92 ∙h,[м] (7.29)

h₀ = 0,92 ∙ 30 = 27,6 м.

h_c = 27,6 – 0,14 ∙ (56 – 30) = 23,96 м.

Ширина средней зоны защиты одиночного стержневого молниеотвода:

[м] (7.30)

При длине п/ст. 56м, и ширине 52м, необходимо установить 4 молниеотвода высотой 30 м. (графическая часть 8 лист)

Защитное заземление - преднамеренное электрическое соединение с землей или ее эквивалентом металлических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением. Назначение защитного заземления – устранение опасности поражения током в случае прикосновения к корпусу электроустановки и другим нетоковедущим металлическим частям, оказавшимся под напряжением вследствие замыкания на корпус и по другим причинам.

Предполагается сооружение заземлителя с внешней стороны здания с расположением вертикальных электродов по периметру. В качестве вертикальных заземлителей принимаются стальные стержни диаметром 12мм и длиной 5м, которые погружаются в грунт методом ввертывания. Верхние концы электродов располагаются на глубине 0,7м от поверхности земли. К ним приваривают горизонтальные электроды стержневого типа из той же стали, что вертикальные электроды. Прилегающая КТП включается в общий контур заземления. Внутренняя сеть заземления выполняется горизонтальной полосой 40х4 мм.

Для стороны 6 кВ в соответствии с ПУЭ сопротивление заземляющего устройства определяется по формуле: [14]

;[Ом] (7.31)

где : I- расчетный ток замыкания на землю, (А).

Сопротивление заземляющего устройства для электроустановок напряжением до 6 кВ не должно быть больше 4 Ом, поэтому за расчетное сопротивление принимаю R₃=4 Ом. Сопротивление искусственного заземлителя, при отсутствии естественных принимается равным допустимому сопротивлению заземляющего устройства R_u = R₃ =4 Ом.

Определим расчетное удельное сопротивление грунта с учетом повышающих коэффициентов, учитывающих высыхание грунта летом и промерзание его зимой:

(7.32)

где: - удельное сопротивление грунта (суглинок – от 40 до 150 Ом∙м); [14]

k_c- коэффициент сезонного изменения (для II климатической зоны принимается k_c=1,45). [14]

Определяем сопротивление одного вертикального заземлителя.

[Ом] (7.33)

где: L – длина вертикального заземлителя, (от 3 до 5м);

d - диаметр вертикального заземлителя, (0,015м);

t - расстояние от поверхности земли до середины вертикального заземлителя, (0,7+L/2,м).

Ом.

Ориентировочное число вертикальных заземлителей (влияние горизонтальных заземлителей не учитывается, полагая что их проводимость будет идти в запас надежности)

,(Шт) (7.34)

Шт

Потребное число вертикальных заземлителей с учетом их взаимного экранирования (при коэффициенте использования равным = от 0,78 до 0,82, принятым при N=40 и , где р=224 м - периметр контура расположения электродов):

, шт (7.35)

шт.

Окончательно принимается к установке 36 вертикальных электродов, расположенные по контуру п/ст.

Так как контурное ЗУ закладывается на расстоянии не менее 1 м от здания, то длину по периметру определяем по формуле:

(м) (7.36)

где А – длина п/ст., м;

В – ширина п/ст., м;

L_p = (56+2)∙2+(52+2)∙2 = 224 м

Расстояние между электродами по ширине объекта:

a _в= , (м) (7.37)

a _в= м

Расстояние между электродами по длине объекта:

a _в = ,(м) (7.38)

a _а = м

Для уточнения принимаем среднее значение отношения:

(м) (7.39)

Определяем уточненное значение сопротивления горизонтальных электродов:

(Ом) (7.40)

Ом.

Определяем уточненное значение сопротивления вертикальных электродов:

(Ом) (7.41)

Ом.

Определяем фазное сопротивление защитного заземления:

(Ом) (7.42)

Ом.

R_ЗУФ= 2,7 Ом < 4 Ом.

Защитное заземление эффективно. (Графическая часть 8 лист)

Пожарная безопасность

Строительные материалы и конструкции здания относятся к группе несгораемых. Здание запроектировано по II степени огнеопасности.

Проект системы обнаружения, тушения пожара и оповещении людей о пожаре для здания подстанции выполнен в соответствии с действующими нормативно-техническими документами:

- НПБ 110-03 «Перечень зданий, сооружений, помещений оборудования, подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией»; [22]

- НПБ 105-03 «Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности»;

- НПБ 88-2001 «Установки пожаротушения и сигнализации. Нормы и правила проектирования»;

- НПБ 54-96 «Установки газового пожаротушения автоматические. Модули и батареи. Общие технические требования. Методы испытаний»;

- НПБ 51 -96 «Составы газовые огнетушащие. Общие технические требования пожарной безопасности и методы испытаний»;

- НПБ 104-03 «Проектирование систем оповещения людей о пожаре в зданиях и сооружениях»;

- ГОСТ Р 50969-96 «Установки газового пожаротушения автоматические. Общие технические требования. Методы испытания»;

- СНиП 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

- СНиП 3.05.06-85 «Электротехнические устройства»;

- ППБ-01-03 «Правила пожарной безопасности в Российской Федерации»;

- ПУЭ «Правила устройства электроустановок».

- Выбор технических средств противопожарной защиты выполнен с учётом технологических особенностей защищаемого объекта;

- объёмно-планировочных решений и особенностей строительных конструкций здания;

- источников огнетушащего вещества и электроснабжения;

- возможности распространения пожара на защищаемом объекте;

- особой важности объекта.

В зависимости от этих факторов и требований нормативно-технических документов определены для защищаемого помещения

Следующие типы систем противопожарной зашиты:

- автоматическая дренчерная система водяного орошения;

- автоматическая пожарная сигнализация (система обнаружения пожара);

- система оповещения людей о пожаре.

Автоматическая установка дренчерного пожаротушения предназначена для обнаружения пожара, тушения пожара, подачи сигнала пожарной тревоги, хранения и выпуска в защищаемое помещение огнетушащего вещества.

По способу защиты принята установка объёмного пожаротушения. Способ тушения основан на распределении огнетушащего вещества по всему объему защищаемого помещения и создании среды не поддерживающей горение во всём объеме помещения, что обеспечивает эффективное тушение в любой точке, в том числе и в труднодоступных местах.

Диаметры трубопроводов установок следует определят гидравлическим расчетом, при этом скорость движения воды и раствора пенообразователя в трубопроводах должна составлять не более 10 м/с.

Диаметры всасывающих трубопроводов установок следует определять гидравлическим расчетом, при этом скорость движения воды в трубопроводах должна составлять не более 2,8 м/с.

Гидравлический расчет трубопроводов следует выполнять при условии водоснабжения этих установок только от основного водопитателя.

Давление у узла управления должно быть не более 1,0 МПа

Расчетный расход воды, Q л*с, через ороситель (генератор) следует определять по формуле:

, (7.43)

где к - коэффициент производительности оросителя (генератора), принимаемый по технической документации на изделие;

Н- свободный напор перед оросителем (генератором), м.

Минимальный свободный напор для оросителей (спринклерных, дренчерных) с условным диаметром выходного отверстия:

d_y 15-20 мм-10м.

Максимальный допустимый напор для оросителей (спринклерных, дренчерных) 100 м.

Расход воды, раствора пенообразователя необходимо определять произведением нормативной интенсивности орошения на площадь для расчета расхода воды, раствора пенообразователя. Расход воды на внутренний противопожарный водопровод должен суммироваться с расходом воды на автоматическую установку пожаротушения. Необходимость суммирования расходов воды, раствора пенообразователя спринклерной и дренчерной установок определяется технологическими требованиями.

Потери напора на расчетном участке трубопроводов Н₁,м, определяются по формуле:

, (7.44)

где, Q - расход воды, на расчетном участке трубопровода, л * с;

В -характеристика трубопровода, определяется по формуле:

, (7.45)

где к - коэффициент, принимается по таблице;

l - длина расчетного участка трубопровода, м.

Потери напора в узлах управления установок Н₂, м, определяются по формуле:

; (7.46)

где е -коэффициент потерь напора в узле управления, принимается по технической документации на клапаны;

Q - расчетный расход воды через узлы управления, л ∙ с^-1.

Противопожарная защита кабельного полуэтажа предусматривается автоматической дренчерной системой водяного орошения. Интенсивность орошения принята не менее i = 0.142 л/с∙м². В качестве оросителей проектом приняты оросители дренчерные с1=10мм. Расчетное давление у оросителей - 3 кгс/см²согласно п. 2.35 [2] . Время работы системы не менее 10 мин. (п. 12.5 [3] и (п. 2.5 [2]). Количество секций в здании - одна.

Подача воды в систему АПТ предусматривается от существующих кольцевых сетей хоз-производственно-противопожарного водопровода предприятия. Располагаемый напор в наружных сетях составляет 2.. .4 кгс/см². Расчетный расход воды .системы АПТ равен 23.12 л/с при требуемом напоре 43,91 м.вод.ст.

В связи с недостаточностью гарантированного напора в наружных сетях проектом предусматривается насосная станция повышения давления. Насосная станция размещается в отдельном помещении, строительные конструкции которого отвечают требованиям раздела Л [1]. Помещение насосной имеет отдельный выход наружу, оборудовано телефонной связью и световым табло «Насосная станция АПТ» над входом. Категория электроснабжения насосной станции - первая.

В насосной станции устанавливаются 2 насоса марки КМ 100-80-160а/2-5-М (1-рабочий, 1-резервный) производительностью 83,23 м³/ч и напором 26 м.вод.ст. с электродвигателем АИР 132 М2 (N=11,0 кВт; п=2900 об/мин).

В качестве запорно-пускового устройства системы принята задвижка стальная с электроприводом марки 30с942нж1 (N=0,25kBт). Время открывания задвижки 1,37 мин. Расчетное время срабатывания системы (инерционность) с момента подачи сигнала на открытие задвижки составляет 82 сек ( Т < Змин.).

Система АПТ водозаполненая, т.е. трубопроводы системы в нормальном режиме находятся под давлением внешних сетей до запорно-пускового устройства, а после неё под гидростатическим давлением (высота оросителей). Опорожнение системы в холодное время года не требуется, т.к. помещение кабельного полуэтажа имеет температуру > +5°С.

Срабатывание системы автоматическое - от датчиков КИПиА и дистанционное от кнопок ручного включения (см. чертежи марки «АПТ»).

Трубопроводы системы приняты стальные по ГОСТ 10704-91 со сварными соединениями и прокладываются с уклоном 0,005 в сторону запорно-пускового устройства. Окраска трубопроводов и элементов системы выполнена согласно ГОСТ 12.4.026* п.2.7 и п.2.8. масляной краской за 2 раза:

- устройства запорные пожарные, устройства ручного пуска, пусковые кнопки – в красный цвет;

- Трубопроводы, заполненные водой в дежурном режиме - в зеленый цвет.

- Покраска оросителей не допускается.

Электроуправление установкой дренчерного водяного орошения. Электроуправление предназначено для автоматического и дистанционного пуска установки, получения информации о состоянии контролируемых параметров установки и отображения этой информации о состоянии контролируемых параметров установки и отображения в виде световой и звуковой сигнализации. Для управления установкой в проекте использован прибор приёмно-контролный и управления пожарный типа «ГАММА-01».разработанный ООО НПО «ПОЖАРНАЯ АВТОМАТИКА СЕРВИС» г. Москва.

Установка включается в работу автоматически, дистанционно и местно. Для автоматического включения установки применяются извещатели пожарные дымовые ИП 212-46. Шлейфы с пожарными извещателями подключаются к модулю пожарных извещателей МОПИ установленном в защищаемом помещении. Установка включается при срабатывании не менее двух пожарных извещателей, расположенных на одном шлейфе. Дистанционный пуск установки предусмотрен от кнопок установленных на кнопочных станциях КС-А1, КС-А4. Кнопочные станции устанавливаются: одна в станции пожаротушения, одна в помещении управления, две у входов в защищаемое помещение, выводящих на лестничную клетку. Местный пуск производится из помещения станции пожаротушения при помощи устройства ручного пуска, установленном на модулях газового пожаротушения.

Блоки клавиатуры и индикации «ГАММА-01 БКИ»- 081.1,081.2,8 также блок питания и управления БПУ 081 .обеспечивающие управление установкой газового пожаротушения и отображающие информацию о состоянии установки установлены в помещении управления и в помещении станции пожаротушения. Прибор приёмно-контрольный и управления типа «ГАММА-01» обеспечивает:

- автоматический и дистанционный пуск установки водного пожаротушения;

- отключение, восстановление и выбор режима работы установки;

- формирование временной задержки 30 сек. Перед включением установки;

- контроль за состоянием шлейфов с пожарными извещателями с фиксацией сигналов «Внимание», «Пожар», «Неисправность»;

- звуковое и световое оповещение о пожаре;

- контроль выхода огнетушащего вещества посредством сигнализатора давления универсального СДУ;

- контроль исправного состояния электрических цепей пиропатронов

ПУО-2; управление световыми оповещателями «ГАЗ-УХОДИ!», «ГАЗ-НЕ ВХОДИ!»;

- управление звуковыми оповещателями «ГАЗ-УХОДИ!»;-блокирование автоматического пуска при открывании дверей в защищаемое
помещение;

- постоянный контроль исправного состояния всех компонентов системы.

Пуск установки (подрыв пиропатронов) осуществляется через модуль исполнительного устройства пожаротушения МИУП, установленном в помещении станции пожаротушения.

Управление световыми и звуковыми оповещателями, а также подключение извещателей положения дверей осуществляется через кнопочные станции КС-А2 и КС-АЗ, устанавливаемых у эвакуационных выходов, выводящих на лестничные клетки. Отключение вентиляции осуществляется через модуль релейных выходов МРВ. Все функциональные модули размещены в двух монтажных блоках БМ-2, один устанавливается в защищаемом помещении, второй в помещении станции пожаротушения. Всё электрооборудование принятое в настоящем проекте имеет действующие сертификаты соответствия и пожарной безопасности.

Система оповещения людей о пожаре для данного объекта предусмотрена по 2-ому типу в соответствии с НПБ 104-03. Система оповещения людей о пожаре включается автоматически после срабатывания установки газового пожаротушения и включает в себя светозвуковые оповещатели «ГАЗ-УХОДИ», световые табло «ВЫХОД» устанавливаемых над эвакуационными выходами в защищаемом помещении, световые табло «ГАЗ-HE ВХОДИ»,устанавливаемых у входов в защищаемое помещение, световые табло «ПОЖАР», устанавливаемых в помещении упраления и в помещении станции пожаротушения. Светозвуковые оповещатели «ГАЗ-УХОДИ» и световые табло «ГАЗ-HE ВХОДИ» подключаются к кнопочным станциям КС-А2 и КС-АЗ у выходов из защищаемого помещения. Световые табло «ВЫХОД» подключаются к модулю релейных выходов МРВ, входящего в состав монтажного блока БМ-2 (А-2). Световые табло «ПОЖАР» подключаются к кнопочным станциям КС-А1 и КС-А4 в помещении управления и в помещении станции пожаротушения. Звуковой сигнал о срабатывании установки обеспечивается блоками клавиатуры и индикации 031.1,031.2. Системой предусмотрена возможность выдачи сигнала о срабатывании установки газового пожаротушения на пункт центрального наблюдения в пожарную часть №33.

Электропитание автоматической установки газового пожаротушения предусмотрено по первой категории - от двух независимых источников с глухозаземлённой нейтралью трансформатора: - потребляемая мощность рабочего ввода при напряжении -220В и частоте 50 Гц составляет 1,0 кВт; потребляемая мощность резервного ввода при напряжении -220В и частоте 50 Гц составляет 1,0 кВт - подводятся в помещение управления.

Охрана окружающей среды

Отходами эксплуатации подстанции являются бытовые отходы, неопасные производственные отходы, опасные производственные отходы.

Бытовые отходы собираются в контейнеры, а затем вывозятся на свалку.

Неопасные производственные отходы (скошенная трава, вырубленные кустарник и деревья) также вывозятся на полигон захоронения отходов.

К опасным производственным отходам относятся:

- сгоревшие газоразрядные лампы, содержащие пары ртути;

- отработанные адсорбенты (силикагель, циалит);

- отработанное трансформаторное масло.

Сгоревшие газоразрядные лампы собираются, а затем вывозятся специализированными предприятиями для дальнейшей дезактивации

Отработанные адсорбенты собираются в контейнеры, а затем вывозятся на полигон.

Отработанное трансформаторное масло собираются в ёмкости, а затем вывозятся на переработку.

Организованные выбросы трансформаторного масла в атмосферу отсутствуют.

В аварийных случаях возможны выбросы от предохранительных клапанов и разгерметизации оборудования. Рабочим проектом предусматривается направлять выбросы в маслоприёмники, а из них в герметичные подземные ёмкости, рассчитанные на максимальный объём всех аппаратов.

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

В соответствии с Федеральным законом ФЗ-261, необходимо предусматривать энергосберегающие мероприятия и на стадии проектирования систем электроснабжения. Для этого при проектировании систем электроснабжения важнейшим для проектировщика помимо технических вопросов рассмотреть и экономическую сторону вопроса. Необходимо доказать экономическую целесообразность проекта, ее критерием является определение срока окупаемости который должен быть не более 5 лет. В случае проектирования новой системы необходима окупаемость суммы являющейся разностью между стоимостью различных вариантов схем электроснабжения. Различные варианты характеризуются различным временем простоя и трудозатратами. Величина простоев влияет на прибыль предприятия. Простои уменьшают прибыль предприятия и являются определяющими при расчете срока окупаемости.

В данном разделе определяются основные показатели, характеризующие полные расходы денежных средств на электрооборудование, необходимое для реконструкции подстанции ГПП - 1.

Технико-экономическое обоснование - это изучение выгодности, анализ и расчет экономических показателей проекта. Так же согласно федерального закона об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности рассмотрен вопрос об энергосбережении - реализации организационных, правовых, технических, технологических, экономических мер, направленных на уменьшение объема используемых энергетических ресурсов при сохранении соответствующего полезного эффекта от их использования (в том числе объема произведенной продукции, выполненных работ, оказанных услуг).

Проектом же является модернизация подстанции ГПП - 1. Задачей составления технико-экономического обоснования является оценка затрат на проект и его результатов, анализ срока окупаемости проекта. Целью технико-экономического обоснования является определение, насколько данное вложение финансов будет перспективным и способно принести финансовую выгоду.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

При реконструкции подстанции были проведены следующие расчеты: определение расчетных электрических нагрузок, расчет токов короткого замыкания выбор и расчет устройств релейной защиты и автоматики, выбор и проверка электроаппаратуры, экологичность и безопасность проекта, организационно - экономический расчет.

Расчет токов короткого замыкания, выбор и расчет устройств релейной защиты и автоматики, выбор и проверка электроаппаратов производилась на характерном участке сети. Выбранные устройства релейной защиты и автоматики отвечают требованиям по их селективности, чувствительности и надежности функционированию, выбранное высоковольтное оборудование отвечает требованиям термической и электродинамической стойкости к токам КЗ, измерительные трансформаторы работают в необходимом классе точности.

Применение при реконструкции подстанции распределительных устройств комплектных и блочно-модульного типа позволило снизить трудоёмкость строительно-монтажных работ и как следствие сократить сроки монтажа. Вновь смонтированное оборудование имеет улучшенные характеристики и более высокую эксплуатационную надёжность, что сокращает количество отключений потребителей.

Литература

1 Шеховцов В.П. Расчет и проектирования схем электроснабжения. Методическое пособие для курсового проектирование. М.- Форум: ИНФРА-М, 2003.-214с.

2 Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. М. Энергоатамиздат, 1987.

3 Александров К.К. и др. Электротехнические чертежи и схемы. М. Энергоатамиздат, 1990г.

4 Астахов Б.А. и др. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения, М. Энергоатамиздат, 1989г.

5 Конюхова Е.А. Электроснабжение объектов. М. Мастерство. 2001-320с.

6 Цигельман И.Е. Электроснабжение гражданских зданий и коммунальных предприятий. М.: Высшая школа, 1977.

7 Епанешников М.М. Электрическое освещение. М.: Высшая школа, 1973.

8 Постников Н.П., Рубашов Г.М. Электроснабжение промышленных предприятий. Л.: Стройиздат, 1980.

9 Синенко Л.С., Электроснабжение: Учебное пособие к практическим занятиям. - Красноярск: ИПК СФУ, 2008.

10 Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок.- М.: Высшая школа, 1981.

11 Крючков И.П., Кувшинский Н.Н., Неклепаев Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций.- М.: Энергия, 1978.

12 Справочник по электроснабжению и оборудованию /Под ред.

Федорова А.А., Барсукова А.Н. М., Электрооборудование, 1978.

13 Электрические сети и системы: Методические указания по курсовому проектированию для студентов специальности 10.04 всех форм обучения. - Норильск, 1991;

14 Правила устройства электроустановок / Минэнерго СССР.- 6-е изд., перераб. и доп.-М.:Энергоатомиздат,1987;

15 Идельчик В.И.Электрические системы и сети: Учебник для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1989;

16 Неклепаев Б.Н., Крючков И.П.Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебн. пособ. для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1989;

17 Поспелов Г.Е., Федин В.Т.Электрические системы и сети. Проектирование: Учеб. пособие для втузов Мн.: Выш. шк.,1988.

18 Раннев Г.Г., Информационная - измерительная техника и электроника: Учебник для студентов высшего учебного заведения.- М.: Издательский центр «Академия», 2006.

19 НПБ 105-03 «Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности»;

20 РД 34.21.122-87 Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений. Утв. Главтехуправлением Минэнерго СССР 12.10.1987.

21 СО 153-34.21.122-2003. Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций. Утв. Приказом Министерства энергетики России от 30.06.2003 № 280.

22 СНиП 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

23 СНиП 3.05.06-85 «Электротехнические устройства»;

24 ППБ-01-03 «Правила пожарной безопасности в Российской Федерации»;

25 Электрооборудование Siemens - [Электронный ресурс]: Режим доступа - http://www. siemens.ru

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ	5
1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪЕКТА	8
2. ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМАМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ	12
3. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК	14
3.1. Расчет силовой нагрузки	15
3.2. Выбор кабельных линий отходящих фидеров	17
3.3. Расчет осветительной нагрузки	20
3.4. Расчет суммарной нагрузки	20
4. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ	23
4.1. Составление схемы замещения и определение ее параметров	24
4.2. Расчет токов короткого замыкания в характерных точках	28
5. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ГПП	31
5.1. Выбор выключателей 110 кВ	32
5.2. Выбор вводных и секционных выключателей 6 кВ	33
5.3. Выбор выключателей 6 кВ отходящих фидеров	34
5.4. Выбор разъединителей	34
5.5. Выбор трансформаторов тока	35
5.6. Выбор ограничителей перенапряжения	36
5.7. Выбор заземлителей.	36
5.8. Выбор трансформаторов напряжения	37
6. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА	38
6.1. Расчёт комплекта защит на секционных выключателях ГПП	38
6.2. Расчёт комплекта защит шинных выключателей ГПП	40
6.3. Расчёт комплекта защит секций шин низкого напряжения ГПП и защиты трансформатора от коротких внешних замыканий	41

6.4. Расчет тока ОЗЗ и уставок защиты	44
6.5. Анализ и выбор микропроцессорных средств защиты систем электроснабжения	445
6.6. Продольная дифференциальная токовая защита трансформатора	48
7. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНИДЕЯТЕЛЬНОСТИ	51
7.1. Характеристика производственного объекта.	51
7.2. Категории помещений по пожарной опасности	51
7.3. Классификация пожароопасных зон	52
7.4. Степень защиты оболочек	53
7.5. Расчет рабочего и аварийного освещения по методу Коэффициента использования	54
7.6. Электробезопасность	65
7.7. Пожарная безопасность	70
7.8. Охрана окружающей среды	78
7.9. Вредные производственные факторы	78
8. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ	79
8.1. Определение капиталовложений на сооружение сети	80
8.2. Расчет затрат на содержание и эксплуатацию оборудования	81
8.3. Расчет экономического эффекта и срока окупаемости капиталовложений	83
ЗАКЛЮЧЕНИЕ	86
Литература	87
Приложение 1
Приложение 2
Приложение 3
Приложение 4
Приложение 5 Приложение 6 Приложение 7 Приложение 8

ВВЕДЕНИЕ

Модернизация подстанции производится для реализации следующих целей:

- повышения надежности и обеспечения бесперебойного электроснабжения потребителей электроэнергией;

- уменьшения потерь при передаче электроэнергии;

- повышения качества электроэнергии;

- усовершенствования защиты от ненормальных режимов работы электрооборудования подстанции;

- уменьшения вероятности возникновения аварийных ситуаций на подстанции;

- усовершенствования системы учета параметров электроэнергии.

2. Замена морально устаревших электромеханических систем РЗиА на современные микропроцессорные комплексы;

3. Установка нового необслуживаемого оборудования приведет к снижению трудозатрат на ремонт и обслуживание.

Для достижения цели необходимо решить следующие задачи:

1. Составить перечень имеющегося оборудования.

2. Рассчитать и определить нагрузки, которые питаются от ГПП-1.

3. Рассчитать токи КЗ.

4. Выбрать и проверить новое оборудование ГПП-1.

5. Рассчитать и выбрать элементы релейной защиты.

6. Разработать мероприятия по электробезопасности.

7. Произвести технико-экономический расчет модернизированной ГПП-1.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪЕКТА

Публичное акционерное общество «Нижнекамскнефтехим» - самое крупное предприятие по нефтехимической переработке в Европе и является лидером среди российских производителей и экспортеров нефтехимической промышленности. ПАО «Нижнекамскнефтехим» состоит из двух промышленных зон: первой и второй.

ГПП-1 получает питание от двух независимых источников: подстанция ''Нижнекамская'' и НК ТЭЦ-1, воздушными линиями 110кВ. Напряжение 110кВ понижается до 6кВ с помощью двух силовых трансформаторов мощностью 31,5 МВА каждый, так как электроустановки ПАО «Нижнекамскнефтехим» относятся к первой категории электроприемников. На ГПП-1 имеется одно здание, в котором расположено распределительное устройство 6кВ, состоящее из 4 секций шин. Каждая пара секций шин засекционированна при помощи выключателя. Распределительные устройства присоединяются к обмотке низшего напряжения трансформатора через сдвоенные токоограничивающие реакторы. С секций шин отходящими кабелями электроэнергия передается на распределительные пункты и трансформаторные подстанции. На ТП напряжение 6кВ понижается до 0,4кВ.

Надежность и бесперебойность электроснабжения обеспечивается устройствами релейной защиты, автоматики и безошибочной работой персонала.

ГПП-1 питает особо важные объекты заводов ПАО «Нижнекамскнефтехим». На рисунке 1 представлена структурная схема потребителей электрической энергии ГПП-1.

Рис.1 Структурная схема потребителей электрической энергии ГПП-1

ГПП-1 расположена за территорией ПАО «Нижнекамскнефтехим» согласно п.7.3.78 ПУЭ: РУ до 1 кВ и выше, ТП и ПП с электрооборудованием общего назначения (без средств взрывозащиты) запрещается сооружать непосредственно во взрывоопасных зонах любого класса. Они должны располагаться в отдельных помещениях, удовлетворяющих требованиям 7.3.79-7.3.86, или снаружи, вне взрывоопасных зон.

В составе имеются следующие РУ: открытое распределительное устройство (ОРУ-110кВ), закрытое распределительное устройство (ЗРУ-6кВ).

Установленное электрическое оборудование ГПП-1 на ОРУ-110кВ и в ЗРУ-6кВ приведено в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Перечень электрического оборудования ГПП-1.

Наименование	Тип, характеристики	Количество
1	2	3
ОРУ-110кВ
Разъединитель	РЛНД-150/1000, 150кВ, 1000А, трехполюсный, с двумя комплектами заземляющих ножей, с приводом ПРН-154	2 комплекта
Отделитель	ОД-154, 154кВ, 600А, однополюсный, с приводом ШПО, с отключающей катушкой на 220В постоянного тока, с подогревом привода на 220В для наружной установки	6 комплектов
Короткозамыкатель	КЗ-154, 154кВ, однополюсный, с изолированным основанием и изоляционной тягой, с приводом ШПК с двумя катушками РТМ без выдержки времени со шкалой тока срабатывания 5-15А, с включающей катушкой на 220В переменного тока, с подогревом привода на220В для наружной установки, с тремя трансформаторами тока ТШЛ-0,5	2 комплекта
Заземлитель	ЗОН-110П, 110кВ, однополюсный, с приводом ПРН-11, для наружной установки	2 комплекта
Разрядник	РВС-110, 110кВ, вентильный подстанционный, с регистратором срабатываний РВР для наружной установки	8 комплектов
Разрядник	РВП-6кВ, вентильный подстанционный	6 комплектов
Трансформатор тока	ТВТ-110, встроенный в ввод 110кВ трансформатора	2 комплекта
Трансформатор тока	ТВТ-35, встроенный в вывод нейтрали трансформатора	2 комплекта

продолжение - Таблица 1.1

1	2	3
ЗРУ-6кВ
Комплектное распределительное устройство	RSW-10/I, производства ПНР	1 комплект
Реактор	РБАСМ-6-3000-12, 6кВ, 3000А, с реактивностью 12%, сдвоенный бетонный, с алюминиевой обмоткой для горизонтальной установки	6 фаз
Изолятор проходной	ПШНУ-20/5000, 20кВ, 5000А для наружной установки	6 штук
Ошиновка камеры реактора	Шина коробчатого типа АЛ125х55х65мм, шины прямоугольные АТ-120х10мм	2 комплекта

ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Напряжение каждого звена системы электроснабжения нужно выбирать с учетом напряжений смежных звеньев.

- имеется возможность получения энергии от источника питания при двух и более напряжениях;

- имеется связь электростанций предприятий с районными сетями.

Дата: 2019-03-05, просмотров: 397.

12 3 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒