Автоматизированный привод станка-качалки на ОАО "Татнефть"

* Не прокладывайте питающие сетевые кабели и кабели подключения двигателя параллельно друг другу или в непосредственной близости друг от друга.

* По возможности используйте экранированные силовые кабели или используйте кабели, проложенные внутри заземленной металлической трубы, которая будет служить для них экраном.

* Максимальная длина кабеля для прямого подключения двигателя к преобразователю не должна превышать 30 метров. При подключении к одному преобразователю нескольких двигателей учитывается суммарная длина кабелей.

* Корпус преобразователя и двигатель необходимо заземлять в одной точке. Для заземления необходимо использовать винты заземления, находящиеся сбоку преобразователя.

* Для линий управляющих сигналов или для подключения датчиков используйте экранированную витую пару. Экран таких кабелей должен быть обязательно заземлен.

* Установить устройство для подавления импульсных помех в оборудовании, расположенном вблизи от преобразователя.

Улучшение электромагнитной совместимости.

Для улучшения электромагнитной совместимости к преобразователю может подключаться следующее дополнительное оборудование:

* сетевой дроссель;

* входной пассивный фильтр;

* входной фильтр подавления радиопомех.

Сетевые дроссели позволяют обеспечить лучшую защиту преобразователя от сетевых перенапряжений и уменьшить гармоники тока, вырабатываемые преобразователем частоты. Использование сетевых дросселей особенно рекомендуется в следующих случаях:

* при параллельном включении нескольких преобразователей с близко расположенными соединениями;

* при наличии в сети питания значительных помех от другого оборудования;

* при асимметрии напряжения питания между фазами >1,8% номинального напряжения;

* при питании преобразователя от линии с низким полным сопротивлением (преобразователь расположен рядом с трансформаторами, в 10 и более раз более мощными, чем преобразователь);

* при установке большого количества преобразователей на одной линии;

* для уменьшения перегрузки конденсаторов, повышающих cos?, если установка оснащена батареей конденсаторов для повышения коэффициента мощности. Пассивный фильтр позволяет обеспечить уровень гармоник потребляемого тока меньше 16% или 10%, в зависимости от исполнения фильтра. Входной фильтр подавления радиопомех предназначен для уменьшения наведенного излучения в сети ниже пределов, установленных стандартом EN 55011, группа 1, класс A или B (2). Фильтры не могут применяться в сетях и изолированной нейтралью.

Улучшение совместимости с сетью и нагрузкой

Для улучшения совместимости преобразователя с питающей сетью и с двигателем, увеличения ресурса преобразователя и обеспечения работы в режиме динамического торможения к преобразователю может подключаться следующее дополнительное оборудование:

* дроссель звена постоянного тока;

* тормозной резистор;

* дроссель двигателя;

* выходной синусный фильтр.

Дроссель звена постоянного тока необходим для снижения пульсаций выходного тока и уменьшения гармоник тока, потребляемого из сети. Кроме того, наличие дросселя звена постоянного тока позволяет увеличить ресурс силовых конденсаторов звена постоянного тока, а, следовательно, и ресурс преобразователя в целом. Коэффициент мощности преобразователя нормируется только при использовании дросселя звена постоянного тока.

Тормозной резистор необходим для реализации режима динамического торможения, возникающего при высоких темпах торможения двигателя, особенно в случае механизмов с большим моментом инерции. Выбор параметров тормозного резистора осуществляется в соответствии с конкретными условиями работы привода. Общие рекомендации по выбору тормозного резистора приведены в таблице 3.1. Торможение с высоким темпом при отсутствии тормозного резистора или при некорректном выборе параметров тормозного резистора может привести к аварийному отключению преобразователя с кодом "Авария 05".

Дроссель двигателя позволяет:

* увеличить максимальную длину кабеля между преобразователем и двигателем до 200м;

* ограничить dV/dt до значения 500 В/мкс;

* ограничить пиковые перенапряжения на двигателе;

* отфильтровать помехи, обусловленные срабатыванием контактора,

находящегося между фильтром и двигателем;

* уменьшить ток утечки на землю двигателя.

Выходной синусный фильтр используется в случаях, требующих:

* большой длины кабелей между преобразователем и двигателем (до 1000м);

* применения промежуточного трансформатора между преобразователем и двигателем;

* параллельного включения двигателей.

Таблица 3.1 Выбор тормозного резистора

Дистанционное управление преобразователем

Управление и настройка преобразователя может производиться с использованием пульта дистанционного управления (ПДУ), представляющего собой выносной блок, подключаемый с помощью специального кабеля к каналу связи RS-485;

Полным набором функций управления и контроля обладает местный пульт.

- стандартная опция, поставка которой возможна по согласованию с изготовителем.

ПДУ используется для дистанционного управления преобразователем и позволяет производить следующие основные действия:

* запуск и останов двигателя;

* изменение значения задания поддерживаемого параметра;

* просмотр всех параметров работы преобразователя.

ПДУ подключается к преобразователю при помощи специального соединительного кабеля.

Максимальная длина соединительного кабеля - 300м. Для описания работы с пультом дистанционного управления обратитесь к соответствующему руководству по эксплуатации.

Управление преобразователем.

Способы управления и настройки.

Управление и настройка преобразователя может производиться одним из следующих способов:

* с местного пульта управления, расположенного на передней панели преобразователя;

* с пульта дистанционного управления (ПДУ), представляющего собой выносной блок, подключаемый с помощью специального кабеля к каналу связи RS-485;

* от внешней системы управления или персонального компьютера (используется канал связи RS-485).

Полным набором функций управления и контроля обладает местный пульт. ПДУ

- стандартная опция, поставка которой возможна по согласованию с изготовителем.

ПДУ используется для дистанционного управления преобразователем и позволяет производить следующие основные действия:

* запуск и останов двигателя;

* изменение значения задания поддерживаемого параметра;

* просмотр всех параметров работы преобразователя.

ПДУ подключается к преобразователю при помощи специального соединительного кабеля. Максимальная длина соединительного кабеля - 300м.

Управление преобразователем от внешней системы управления или персонального компьютера осуществляется по каналу связи RS-485, при этом для управления может использоваться один из следующих протоколов:

* протокол ПДУ;

* протокол ModBus-RTU;

* протокол ModBus-ASCII

Местный пульт управления

Местный пульт управления преобразователя имеет 3 варианта исполнения:

* с управляющими кнопками;

* с поворотным энкодером управления;

* с потенциометром пульта.

Двойное нажатие на кнопку ПУСК переводит преобразователь в состояние "работа", при этом производится разгон двигателя в соответствии с заданными настройками. Двойное нажатие на кнопку СТОП переводит преобразователь в состояние "останов", при этом производится останов двигателя в соответствии с заданными настройками.

Строка функций содержит три поля функциональных команд, доступных в текущий момент для выполнения кнопкой выбора, расположенной под соответствующим полем. Строка статуса имеет три поля, в которых отображаются значения текущих параметров преобразователя, выбранных пользователем.

При включении преобразователя на пульте управления выводится экран состояния , на котором крупным шрифтом отображаются поля, заданные для отображения в строке статуса. Выход из экрана ожидания осуществляется при нажатии на любую кнопку. При работе преобразователя вызов экрана состояния осуществляется нажатием на кнопку Отмена при нахождении в главном меню или с помощью соответствующей кнопки выбора с функцией "Инфо".

Для дисплея пульта управления могут быть настроены яркость и контрастность, а также автоматическое гашение подсветки дисплея в случае длительного отсутствия нажатия на кнопки. Световые индикаторы "РЕЖИМ", "АВАРИЯ" и "РАБОТА" отображают состояние преобразователя в соответствии с таблицей 3.1.2.

Таблица 3.2 Отображение световых индикаторов

4. Экономический раздел

4.1 Оценка экономической эффективности мероприятий по экономии топливно-энергетических ресурсов

Основными факторами, влияющими на экономическую эффективность применения и внедрения автоматизированной системы коммерческого учета энергии и мощности (АСКУЭ) являются:

снижение сезонной и суточной неравномерности графиков электрических нагрузок как следствие осуществления режимов ограничения мощности;

снижение величины заявленной мощности;

снижение потерь электроэнергии в питающих и распределительных сетях;

выбор оптимального сочетания регулировочных мероприятий по снижению договорной мощности и электропотребления;

сочетание оперативных средств контроля и управления нагрузками с долговременными;

снижение стоимости технических средств учета контроля и управления электропотреблением.

Эффективность внедрения АСКУЭ на предприятиях нефтегазодобывающего комплекса связана с минимизацией затрат направленных на организацию коммерческого учета на электроэнергию и рассчитывается по следующей методике.

Расчет экономического эффекта от внедрения научно-технического мероприятия проводится согласно требованиям РД 39-01/06-000-89 "Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятия, направленные на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности".

Согласно этой методике суммарный по годам расчетного периода экономический эффект рассчитывается по следующей формуле:

(4.1)

где Э_т - экономический эффект научно-технического мероприятия за расчетный период; Р_Т - стоимостная оценка результатов осуществления научно-технического мероприятия за расчетный период; З_Т - стоимостная оценка затрат на осуществление научно-технического мероприятия за расчетный период.

Для более правильного предоставления полученного значения экономического эффекта необходимо привести все технико-экономические показатели, величины затрат и стоимостей к единому моменту времени - расчетному (базовому) периоду. В качестве такого периода обычно выступает предшествующий началу использования новой технологии или внедрения научно-технического мероприятия календарный год. Подобное приведение осуществляется при помощи коэффициента приведения на который умножаются величины затрат и результатов всех лет рассматриваемого периода.

Величина определяется по формуле:

(4.2)

где Е_н - норматив приведения разноименных затрат и результатов, численно равный нормативу эффективности капитальных вложений; i_р - расчетный (базовый) год; i - год, показатели которого приводятся к расчетному.

Величина Р_т определяется следующим образом:

 (4.3)

где Р_i - стоимостная оценка результатов в i-м году расчетного периода;

i_н - первый (начальный) год расчетного периода;

i_к - последний (конечный) год расчетного периода.

В качестве начального года рассматриваемого периода принимается год начала финансирования работ по осуществлению мероприятия, включая

проведенные научные исследования.

Конечный год расчетного периода может определяться плановыми (нормативными) сроками обновления продукции по условиям ее производства и использования , либо сроками службы средств труда.

Стоимостная оценка результатов мероприятий определяется в виде суммы основных и сопутствующих результатов:

(4.4)

Стоимостная оценка основных результатов мероприятий определяется для т средств руда длительного пользования, использование которых изменяет экономические показатели существующего производства продукции:

(4.5)

где - изменение объема выпускающейся продукции в i-м году;

- изменение текущих затрат на производство продукции в i-м году;

- изменение капитальных вложений, связанных с использованием новых предметов и средств труда в i-м году;

P - стоимость единицы выпускаемой продукции.

Стоимостная оценка сопутствующих результатов включает дополнительные экономические результаты и экономические оценки социальных и экономических последствий реализации научно-технического мероприятия.

Затраты на реализацию научно-технического мероприятия за расчетный период включают затраты при производстве и при использовании продукции:

(4.6)

где - затраты при производстве продукции за расчетный период;

- затраты на использование продукции (без учета затрат на приобретение ее) за расчетный период.

Затраты при производстве (использовании) продукции рассчитывается единообразно:

(4.7)

где - величина затрат всех ресурсов в i-м году (включая затраты на получение сопутствующих результатов);

- текущие издержки при производстве (использовании) продукции в i-м году без учета амортизационных отчислений;

- единовременные затраты при производстве (использовании) продукции в i-м году;

- остаточная стоимость (ликвидационное сальдо) основных фондов, выбывающих в i-м году (в случае, если на конец расчетного периода остаются основные фонды, которые можно использовать еще в течении ряда лет, величина определяется как остаточная стоимость указанных фондов.

Исходные данные для расчета экономического эффекта представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 Исходные данные для расчета экономического эффекта

№ п/п	Наименование затрат	Ед. изм.	Базовый вариант	Частотный регулятор
1	Стоимость устройства Altivar	тыс. руб.		112
	Срок сужбы устройства Altivar	лет		7
2	Потери электроэнергии до установки	кВт*ч	4380
3	Транспортные расходы
	УАЗ	руб. / час	179
	ЦА-320	руб. / час	229
	АНРВ	руб. / час		120
	Время работы техники	час	8	8
	Итого транспортные расходы	руб.	3264	960
4	Трудозатраты
	-оператор добычи 4-го разряда	чел.	2	2
	Тарифная ставка	руб./час	8,938	8,938
	-электросварщик 6-го разряда	чел.	1	1
	Тарифная ставка	руб./час	12,477	12,477
	-слесарь 5-го разряда	чел.	1	1
	Тарифная ставка	руб./час	10,035	10,035
	Количество часав	час	8	4
	Зарплата	руб.	322,86	161,43
	Зарплата с учетом премий и отчислений	руб.	1321	660
5	Цена 1 тонны нефти	руб./т.		3560
6	Условно - переменные затраты на 1 тонну нефти	руб./т.		129,81
7	НДПИ	руб./т.		619,29
8	Объем внедрения	шт.		12

4.2 Методика оценки экономической эффективности новой техники

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

Для определения экономической эффективности используют следующие технико-экономические показатели:

Дополнительные капиталовложения на внедрение новой техники;

Себестоимость продукции;

Срок окупаемости дополнительных капиталовложений;

Приведенные затраты;

Производительность труда.

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

Издержек производства;

Капиталовложений.

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

- отбираются варианты из потенциально возможных, каждый из которых удовлетворяет всем заданным ограничениям: социальным стандартам, экологическим требованиям, по времени реализации и др. В число рассматриваемых вариантов обязательно включаются наиболее прогрессивные технико-экономические показатели, которые превосходят или соответствуют лучшим мировым достижениям.

При этом должно учитываться возможности закупки техники в необходимом количестве за рубежом, организации собственного производства на основе приобретения лицензии, организации совместного производства с зарубежными странами;

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

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

Экономический эффект рассчитывается по формуле:

Э = З₁ - З₂ (4.8)

З₁ - затраты до внедрения новой техники:

З₁ = С₁ + К₁ (4.9)

З₂ - затраты после внедрения новой техники:

З₂ = С₂ + Е К₂ (4.10)

С₁ текущие затраты после внедрения новой техники.

С_п текущие затраты на электроэнергию после внедрения новой техники.

Е нормативный коэффициент окупаемости:

Е = Е_н + Е_А + Е_ТР (4.11)

Е_н нормативный коэффициент отчислений по отрасли (0,15)

Е_А нормативный коэффициент отчислений на амортизацию (0,1);

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

Е = 0,15 + 0,1 + 0,05 = 0,3

Срок окупаемости:

 (4.12)

К₁, К₂ капитальные вложения до и после внедрения новой техники.

Расчет экономического эффекта от внедрения ЧРП представлен в таблице 4.2

Таблица 4.2 Расчет экономичесого эффекта от внедрения ЧРП

№ п/п	Показатель	Ед. изм.	Годы
			1	2	3	4
I	Инвестиционная деятельность
	Приобретение частотного регулятора	т.р.	-112
II	Операционная деятельность
1	Изменение эксплуатационных расходов :
	-снижение рас хода электроэнергии	т.р.	89,35	89,35	89,35	89,35
	-снижение трудозатрат	т.р.	5,33	5,20	5,10	5,00
2	Амортизационные отчисления	т.р.	-10	-10	-10	-10
3	НДПИ	т.р.	-15	-15	-15	-15
4	Налог на имущество	т.р.	-3,9	-3,3	-2,7	-2,1
5	Налогооблагаемая прибыль	т.р.	65,78	66,25	66,75	67,25
6	Налог на прибыль	т.р.	-15,78	-15,9	-16	-16,8
7	Чистая прибыль	т.р.	50	50,35	50,75	50,44
8	Сальдо операционной Деятельности (чистая прибыль+амортизация)	т.р.	60	60,35	60,75	60,44
9	Поток наличности	т.р.	-	8,35	60,75	60,44
10	Коэффициент дисконтирования	д.е.	-	0,833	0,694	0,579
11	Дисконтированный поток наличности	т.р.	-	6,95	42,14	35,00
12	Чистая текущая прибыль	т.р.	-	6,95	49,09	84,09
13	На объем внедрения	т.р.	-	83,4	589	1009
14	Срок окупаемости	лет	1,5

4.3 Расчет экономической эффективности от внедрения частотно регулированного привода

Современный подход к автоматизации процессов нефтедобычи диктует жесткие требования к программно-аппаратным комплексам контроля и управления штанговыми глубинными насосами (ШГН). Это не в последнюю очередь обусловлено высокой стоимостью электроэнергии. В целях её экономии применяется частотно - регулируемый привод станка - качалки.

Для СКН, работающих постоянно, суммарная потребляемая мощность приблизительно равна:

Стоимость ЧРП составляет 112 тыс. руб. Для модернизации необходимо закупить 12 ЧРП общей стоимостью:

Дополнительные капиталовложения на обслуживание ЧРП составят :

?К=60 тыс. руб.

Экономический эквивалент мощности при числе трансформаций около трёх может быть ориентировочно принят

(4.13)

Рр=6

Тм=5500 часов Wa=33 МВт•час

?₁=31,729?2=0

W=К• Wa•(tg ?₁-tg ?₂) (4.14)

W=2,44 МВт•час

?С= m₁•P_p + m₂•W= 115,2 тыс. руб. (4.15)

где m₁=196 руб. m₂=0,544 руб.

Добыча нефти за год А1=51903 т

Т.к. добыча нефти не изменится из-за внедрения мероприятия, то экономический эффект составит снижение затрат на электроэнергию:

Эг= (?С-Е_н • ?К)=89,35 тыс. руб. (4.16)

Срок окупаемости - ?К/?С = 1,5 года

Главные экономические показатели приведены в таблице 4.3

Таблица 4.3 Главные экономические показатели

№	Мероприятия	Ед. изм.	Значение
1	Изменение капиталовложений ?К	тыс. руб.	172,93
2	Изменение текущих затрат. ?С	тыс. руб.	115,2
4	экономический эффект Эг	тыс. руб.	89,35
5	Срок окупаемости Ток	год	1,5

5. Охрана труда и окружающей среды

5.1 Защита электрических установок от перенапряжений и заземляющие устройства

5.1.1 Общие сведения

Изоляция электрооборудования подразделяется на внешнюю, работающую на открытом воздухе, и внутреннюю, работающую в масляной, газовой или иной среде, защищенной от воздействия внешних атмосферных условий. Как внешняя, так и внутренняя изоляция электрооборудования испытывается импульсным напряжением той или иной полярности. Объем и порядок испытаний установлены ГОСТ 1516.1 - 76 и 1516.2 - 76. Полный грозовой импульс должен иметь продолжительность 1,2 ± 0,36 мкс. При испытании внутренней изоляции силовых трансформаторов напряжения и масляных реакторов требуется, чтобы предразрядное время было 2 - 3 мкс.

Внешняя изоляция электрооборудования должна испытываться на прочность в сухом состоянии и под дождем напряжением промышленной частоты плавным подъемом напряжения до значения испытательных напряжений. Внутренняя изоляция должна выдерживать в течении одной минуты установленные ГОСТом испытательные напряжения.

Прочность изоляции любой электроустановки должна быть выше максимального уровня рабочего напряжения данной электроустановки, а также возможного уровня большинства внутренних перенапряжений. С повышением уровня прочности изоляции стоимость электроустановок существенно возрастает. Поэтому оказывается экономически нецелесообразно повышать прочность изоляции до уровня - выше максимально возможного уровня внутренних перенапряжений и тем более выше уровня грозовых перенапряжений.

Внутренние перенапряжения электроустановки могут быть снижены путем надлежащего выбора режима заземления нейтрали, схем электрических станций и сетей, применением в выключателях резисторов,

шунтирующих контакты.

От максимально возможных внутренних перенапряжений, а также от грозовых перенапряжений все электроустановки должны иметь специальную защиту. Основным защитным средством при различных перенапряжениях являются вентильные разрядники различного исполнения. При выполнении электроустановок и осуществлении их защиты важнейшим вопросом является координация изоляции, т.е. установление и обеспечение необходимых соотношений между прочностью изоляции электрооборудования и характеристиками защитных устройств от перенапряжений. При всех возможных режимах работы электрооборудования прочность его изоляции должна быть выше соответствующих характеристик защитных устройств.

Уровень грозовых перенапряжений в конкретной электрической сети не зависит от ее номинального напряжения, а уровень внутренних перенапряжений, наоборот, зависит от номинального напряжения сети. По этой причине выбор уровня изоляции электрооборудования в основном лимитируется уровнем грозовых перенапряжений.

Важным элементом электроустановок являются заземляющие устройства, необходимые для обеспечения нормальных режимов работы электроустановок, осуществления их защиты от перенапряжений, а также создания безопасных условий эксплуатации электроустановок.

5.1.2 Внутренние перенапряжения

Внутренние перенапряжения можно подразделить на коммутационные и квазистационарные. Характер, значение и причины возникновения перенапряжений различны. Коммутационные перенапряжения могут возникнуть при включении и отключении электрических линий, трансформаторов, шунтирующих и дугогасящих реакторов, при возникновении перемежающейся дуги замыкания на землю в системах с незаземленной нейтралью, при коротких замыканиях, коммутациях и при качаниях генераторов электростанций в системах, содержащих длинные электрические линии различного типа. Квазистационарные перенапряжения, существующие продолжительный период времени, могут возникнуть при однофазных

замыканиях и при неполнофазных режимах в энергосистеме, при работе протяженных электрических линий работающих на холостом ходу, при коротких замыканиях, при возникновении в системе параметрического резонанса или феррорезонанса, высших или низших гармониках.

Внутренние перенапряжения характеризуются кратностью. В энергосистемах с учетом возможных уровней перенапряжений и технико-экономических характеристик электрических линий приняты следующие допустимые кратности:

UНОМ, кВ	3	6	10	20	35	110	150	220	330	500	750	1150
UРАБ/UНОМ	1,2	1,15	1,15	1,15	1,15	1,15	1,15	1,15	1,1	1,05	1,05	1,05
К	5,2	4,6	4,25	4,25	3,8	3,2	3	3	3	2,5	2,2	1,8

Согласно рекомендациям МЭК уровень изоляции для коммутационных перенапряжений должен составлять примерно 80% импульсного уровня изоляции. Принятый в энергосистемах режим нейтралей, схемы, а также характеристики устройств должны обеспечивать работу электрических сетей с кратностью внутренних перенапряжений не выше допустимой.

5.1.3 Грозовые перенапряжения

Грозовые перенапряжения возникают при разрядах молнии. Ток молнии имеет вид униполярного апериодического импульса и характеризуется амплитудой и длиной импульса.

Зарегистрированы амплитуды токов молнии от сотен ампер до 250 кА с длиной импульса 20 - 80 мкс. Вероятность появления молнии с верхним пределом параметров относительно мала, поэтому в качестве расчетных параметров обычно принимают: I_МАКС = 150 кА; Т_И = 40 мкс.

Интенсивность грозовой деятельности характеризуется числом грозовых дней в году или, что более точно числом грозовых часов в году. Так средняя продолжительность грозы составляет 1-2 часа. В среднем на один квадратный километр площади земли приходится примерно 0,1 удара молнии за один грозовой день.

В зависимости от длины электрической линии и высоты опор среднее число ударов молнии в линию за год колеблется от 250 (для линий 750 кВ) до 5 (для линий 35 кВ). При отсутствии специальной грозозащиты и недостаточной импульсной прочности изоляции линий эти удары молнии в большинстве случаев приводили бы к перекрытию изоляции линий и их отключению. Допустимые импульсные напряжения для изоляции электрооборудования определяются гарантированной импульсной прочностью, которая установлена несколько ниже импульсных испытательных напряжений.

5.1.4 Защита электроустановок от перенапряжений

Волны грозовых перенапряжений, возникающие во время грозы в электрических линиях, распространяются по сети и воздействуют на изоляцию как самих линий, так и электрооборудования электрических станций и подстанций.

Защита электроустановок от грозовых перенапряжений осуществляется разрядниками. Простейшим типом разрядника является искровой промежуток, состоящий из двух электродов, один из которых подсоединяется к защищаемому объекту, а второй - к заземлителю. Искровой промежуток пробивается при появлении на нем напряжения, превышающего его импульсное разрядное напряжение. Искровой промежуток срезает волну перенапряжения, приходящую с линии, и тем самым защищает оборудование электроустановки от пробоя или перекрытия. Однако разрядная характеристика искрового промежутка нестабильна и зависит от состояния электродов и внешних атмосферных условий. Кроме того, срабатывание искрового промежутка приводит к появлению опасного короткого замыкания в сети и, следовательно, требует отключения соответствующих элементов электроустановки, что нежелательно. Из-за этого искровые промежутки используются ограниченно и только в качестве дополнительных средств защиты изоляции от перенапряжений. Основным же средством защиты от грозовых перенапряжений являются грозозащитные разрядники. В энергетических системах используют разрядники двух типов : трубчатые и

вентильные. Трубчатые разрядники просты по конструкции и относительно дешевы. Они устанавливаются на линиях, на подходах к подстанциям и используются для защиты изоляции электрических линий, а также в качестве дополнительных средств защиты подстанционной изоляции. Вентильные разрядники являются более совершенными, но и более дорогими аппаратами. Они используются для защиты подстанционной изоляции и устанавливаются: на сборных шинах электроустановок, если к этим шинам подключены воздушные электрические линии; на выводах высшего и среднего напряжения автотрансформаторов; в цепях силовых трансформаторов и отдельных линий, если разрядники, установленные на шинах, не обеспечивают должной защиты оборудования; в нейтралях силовых трансформаторов 110-220 кВ, допускающих работу с изолированной нейтралью.

Для эффективной защиты изоляции электроустановок от перенапряжений требуется, чтобы импульсная вольт-секундная характеристика изоляции во всех точках лежала выше соответствующей характеристики разрядника. Трубчатые разрядники имеют крутые вольт-секундные характеристики и поэтому не пригодны для защиты изоляции трансформаторов, выключателей и электрических машин, имеющих относительно пологие вольт-секундные характеристики изоляции. Необходимыми в этих случаях характеристиками обладают вентильные разрядники. Такие разрядники имеют многократный искровой промежуток и включенный последовательно с ним резистор из вилита или тервита с нелинейной рабочей характеристикой, помещенный в герметизированный фарфоровый цилиндр.

В энергосистемах используются вентильные разрядники типов РВС (разрядник вентильный станционный), РВП (разрядник вентильный подстанционный), РВМГ (разрядник вентильный с магнитным гашением), РВМК (разрядник вентильный с магнитным гашением дуги, комбинированный) и РВВМ (разрядник вентильный для вращающихся машин).

Разрядники по назначению делят на четыре группы: 1(тяжелый режим) - для защиты от грозовых и коммутационных перенапряжений; 2,3,4 (легкий режим) - для защиты от грозовых перенапряжений.

Защита электроустановок от внутренних перенапряжений осуществляется с использованием различных средств и методов. Прежде всего стараются ограничить значение внутренних перенапряжений. Это достигается следующим путями: внедрением устройств релейной защиты и автоматики, ограничивающих как значение, так и длительность перенапряжений; установкой в выключателях резисторов, шунтирующих контакты, что приводит к ограничению внутренних перенапряжений при переходных процессах; схемными мероприятиями.

Для защиты электроустановок от внутренних перенапряжений при переходных процессах используют также вентильные разрядники. Условия работы таких разрядников (коммутационных) существенно отличаются от условий работы грозозащитных разрядников. Коммутационные разрядники должны длительно пропускать и затем обрывать токи при перенапряжениях установившегося режима. Грозозащитные разрядники должны быть способны пропустить кратковременный большой импульсный ток и погасить дугу сопровождающего тока. Таким образом, требования к коммутационным разрядникам в отношении их пропускной и дугогасящей способности выше аналогичных требований к грозозащитным разрядникам.

Для защиты электроустановок от внутренних и грозовых перенапряжений разработаны и в последнее время широко применяются нелинейные ограничители перенапряжений (ОПН) на основе окиси цинка, имеющие лучшие характеристики, чем вентильные разрядники. Использование ОПН в распределительных устройствах 110 - 750 кВ электростанций и подстанций позволяет существенно сократить площади ОРУ до 15 %. Ограничители перенапряжений находят широкое применение в электрических сетях более низкого напряжения, в том числе в сетях собственных нужд электростанций для защиты электродвигателей от перенапряжений.

5.1.5 Заземляющие устройства

Заземляющие устройства представляют собой электротехнические устройства, предназначенные для создания надежных и обладающих небольшим сопротивлением заземлений определенных частей электрических машин, электрических аппаратов, токопроводов и молниеотводов с целью обеспечения принятых режимов работы электроустановок, защиты их персонала от поражения электрическим током, выполнения грозозащиты и зашиты от перенапряжений. Различают грозозащитное, защитное и рабочее заземление.

Грозозащитное необходимо для обеспечения эффективной защиты электроустановок от грозовых перенапряжений. К грозозащитному заземлению относятся заземления стержневых и тросовых молниеотводов, металлических крыш зданий и сооружений, металлических и железобетонных опор электрических линий и порталов распределительных устройств, заземления искровых промежутков и разрядников.

Защитное заземление необходимо для обеспечения безопасности персонала при обслуживании электроустановки. К защитному заземлению относятся заземления внешних металлических частей электрических машин, трансформаторов, электрических аппаратов и токопроводов, в нормальном режиме не находящихся под напряжением. При эксплуатации к этим частям могут прикасаться люди, несмотря на то, что при возможном пробое изоляции на них может появиться напряжение. К защитному заземлению относится также заземление в одной точке вторичных цепей трансформаторов тока и напряжения.

Рабочее заземление необходимо для обеспечения нормальной работы электроустановки, ее частей и сети в соответствии с принятым для них режимом функционирования. К рабочему заземлению относятся заземления нейтралей силовых трансформаторов, генераторов, реакторов поперечной компенсации на длинных электрических линиях, измерительных трансформаторов напряжения и т.п.

Обычно для выполнения всех трех типов заземлений электроустановки используют одно заземляющее устройство. Оно состоит из заземлителя, непосредственно соприкасающегося с землей, и системы проводников, соединяющих заземляемые элементы с заземлителем.

Различают естественные и искусственные заземлители. К естественным относятся: находящиеся в земле металлические трубопроводы (кроме трубопроводов с горючими жидкостями), стальные и свинцовые оболочки кабелей, обсадные трубы артезианских скважин, металлические и железобетонные фундаменты зданий и сооружений и т.п., используемые для отвода тока в землю. Искусственные представляют собой специально зарытые в землю системы жестко связанных (электрически) вертикальных и горизонтальных проводников, служащих для проведения тока в землю. Часто в электроустановках используются и те и другие заземлители, включенные параллельно.

Искусственные заземлители, как правило, выполняют контурными. Такие заземлители обязательны для установок напряжением выше 1000 вольт и рекомендуются в электроустановках напряжением до 1000 вольт.

Контурные заземлители имеют вертикальные стальные электроды длиной 2 - 20 метров, которые располагаются по периметру электроустановки или распределительного устройства (на территории, на расстоянии 3 метра от внешнего ограждения). Электроды заглубляют так, чтобы их верхний конец был ниже поверхности земли на 0,5-0,7 метра. На этом же уровне к электродам сваркой присоединяют проводники, образующие металлическую сетку с шагом не более 6 метров из круглых или прямоугольных стальных проводников. Такая сетка предназначена для выравнивания потенциала на поверхности земли в пределах контурного заземлителя. ПУЭ регламентируют наименьшие размеры стальных заземлителей и заземляющих проводников, проложенных в земле, в зданиях и наружных установках. Так, при прокладке в земле круглые проводники должны иметь диаметр не менее 6 мм, проводники прямоугольного сечения - сечение не менее 48 мм² и толщину не менее 4 мм.

Основное требование к заземлителю сводится к тому, чтобы он при умеренной стоимости обладал по возможности более низким сопротивлением растеканию тока в земле. Чем ниже сопротивление заземлителя R_{З ,}тем эффективнее он выполняет свои функции рабочего, защитного и грозозащитного заземлений.

Согласно ПУЭ сопротивление заземляющих устройств, Ом, должно быть:

1. в электроустановках напряжением выше 1000 вольт сетей с эффективным заземлением нейтрали - ;

2. в электроустановках напряжением выше 1000 вольт сетей с незаземленной нейтралью - ;

R_З ? 10 Ом; I_З - ток замыкания на землю, А.

3. если заземляющее устройство одновременно используется также для установок до 1000 вольт, то - ;

В настоящее время, в связи с выявившейся трудностью создания заземляющих устройств, нормированных по допустимому сопротивлению

заземления, существуют предложения по изменению оценки качества заземляющих устройств. Предлагается их нормировать по физически более ясному, с точки зрения безопасности людей, критерию - допустимому напряжению прикосновения или предельно допустимому нефибрилляционному току.

5.2 Расчет молниезащиты подстанции

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

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

Тип зоны защиты при использовании стержневых молниеотводов - зона Б. Категория молниезащиты - II.

Исходные данные:

высота защищаемого объекта h_x = 6 м;

размеры объекта aґb = 48ґ50 м;

ток молнии I_м = 150 кА;

электрическая прочность воздуха E_в = 500 кВ/м;

электрическая прочность земли E_з = 300 кВ/м.

1.Среднегодовое число ударов молний на 1км² поверхности земли для нашего района при среднегодовой продолжительности гроз 40-60 часов n=6:

(5.1)

Ожидаемое число поражений молнией в год зданий и сооружений, не оборудованых молнезащитой.

;

2.Амплитудное импульсное напряжение на молниеотводе, вершина которого расположена на высоте h_x:

кВ (5.2)

гдеR_и = 10 Ом -- импульсное сопротивление заземлителя.

3. Расстояние по воздуху должно быть не менее:

м. (5.3)

4. Расстояние в земле

м. (5.4)

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

5. Защиту выполним двумя отдельно стоящими металлическими молниеотводами стержневого типа высотой h₁ = 26,1 м; h₂ = 27,2 м;

Определим параметры зоны защиты, учитывая, что L >h, гдеL = a+2·S_з = 40+2·5 = 50 расстояние между опорами молниеотводов, м;

6. Высота, на которой находится вершина кругового конуса:

h_0.1 = 0,85•h₁ = 0,85•26,1 = 22,185 м (5.5)

h_0.2 = 0,85•h₂ = 0,85•27,2 = 23,12 м (5.6)

Радиус круга зоны защиты на уровне земли:

r_0.1 = (1,1 - 0,002•h₁)•h₁ = (1,1 - 0,002•26,1)•26,1 = 27,34 м (5.7)

r_0.2 = (1,1 - 0,002•h₂)•h₂ = (1,1 - 0,002•27,2)•27,2 = 28,44 м (5.8)

Зона защиты в середине пролета между молниеотводами:

(5.9)

Радиус круга зоны защиты на уровне h_X = 6 м:

м (5.10)

м (5.11)



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

Высота:

м (5.12)

м (5.13)

м (5.14)

Внутренняя область защиты на высоте h_x:

м (5.15)

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

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

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

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

5.3 Расчет заземления подстанции

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

Согласно ПУЭ сопротивление заземляющих устройств, Ом, должно быть:

4. в электроустановках напряжением выше 1000 вольт сетей с эффективным заземлением нейтрали - ;

5. в электроустановках напряжением выше 1000 вольт сетей с незаземленной нейтралью - ; R_З ? 10 Ом; I_З - ток замыкания на землю, А.

6. если заземляющее устройство одновременно используется также для установок до 1000 вольт, то - ;

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

На современных подстанциях в качестве заземлителей применяются трубы длиной 2-3 м и диаметром 25-50 мм, а также угловая сталь 50ґ50 или 63ґ63 мм. Электроды заглубляют на 0,5-0,7 м от поверхности земли и соединяют между собой стальной полосой толщиной не менее 4 мм или круглой сталью диаметром не менее 10 мм, приваренной к верхним концам электродов.

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

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

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

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

Площадь, занимаемая подстанцией, составляет 48м50м. Район относится ко 2^й климатической зоне.

Согласно ПУЭ сопротивление заземляющего устройства для установок 35 кВ не должно быть выше 10 Ом.

Таким образом, в качестве расчетного принимается R_З=10 Ом.

Искусственный заземлитель отсутствует.

1. Определяем удельное сопротивление грунта для вертикальных и горизонтальных заземлителей:

r_рв = k_с·r = 2·100 = 200 Ом·м (5.14)

r_рг = k_с·r = 6·100 = 600 Ом·м (5.15)

гдеk_с -- коэффициент сезонности, учитывающий промерзание и просыхание грунта;

r = 100 Ом·м -- удельное сопротивление грунта (суглинок) в месте сооружения заземлителя.

2. Глубина заложения заземлителей:

м (5.16)

гдеt₀ = 0,5-0,7 -- глубина заложения верхнего конца заземлителя, м.

3. Определяем сопротивление растеканию одного вертикального электрода -- уголка №50 длиной 3 м:

Ом (5.17)

гдеr_рв -- расчётное удельное сопротивление грунта, Ом·м;

l_в -- длина электрода, м; b -- ширина полки уголка, м; t -- глубина заложения, м.

4. Примерное число вертикальных заземлителей

(5.18)

гдеk_и.в -- коэффициент использования вертикальных заземлителей.

5. Определим длину горизонтального заземлителя:

l_г = 1,05·n_в·a = 1,05 · 9 · 6 = 56,7 м (5.19)

6. Сопротивление растеканию горизонтальных электродов -- полос 40ґ4 мм², приваренных к верхним концам уголков:

Ом (5.20)

7. Уточнённое сопротивление вертикальных электродов:

Ом (5.21)

8. Уточнённое число вертикальных электродов:

(5.22)

Окончательно принимаем 8 уголков.

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

6. Гражданская оборона

6.1 Законодательные и нормативно-правовые акты в области ГО

Федеральный закон Российской Федерации от 21.12.1994г. № 68-ФЗ "О защите населения и территорий от ЧС природного и техногенного характера" (в ред. 18.12.06.)

Федеральный закон Российской Федерации от 12.02.1998 г. №28-ФЗ "О гражданской обороне" (в ред. 19.06.07.)

Федеральный закон Российской Федерации от 21.12.1994 г. № 69-ФЗ "О пожарной безопасности" (в ред. 18.12.06)

Федеральный закон Российской Федерации от21.06.1997г. № 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (в ред.18.12.06)

Постановление Правительства Российской Федерации от 4.09.2003г. №547 "О подготовке населения в области защиты от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера" (в ред. 01.02.05)

Постановление Правительства Российской Федерации от 30.12.2003 г. № 794 "О единой государственной системе предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций" (в ред. 03.10.06)

Постановление Правительства РФ от 2.11.2000г. № 841 "Об утверждении Положения об организации обучения населения в области ГО" с изменениями, внесенными Постановлениями Правительства РФ от 15.08.2006г. № 501 и от 22.10.2008г. №770 "О внесении изменений в Положение об организации обучения населения в области ГО, утвержденное Постановлением Правительства РФ от 2.11.2000г. №841"

6.2 Организация и проведение аварийно-спасательных и других неотложных работ (АСДНР)

Согласно Положению о гражданских организациях гражданской обороны (постановление Правительства РФ от 10.16.99 г. № 620) формирования ГО (в дальнейшем - формирования) на предприятии ТАТнефтьЭнергосервис создаются для проведения аварийно-спасательных и других неотложных работ и первоочередного жизнеобеспечения работающему персоналу, пострадавшему при ведении военных действий или вследствие этих действий, а также для участия в борьбе с пожарами, в обнаружении и обозначении районов, подвергшихся радиоактивному, химическому, биологическому и иному заражению, обеззараживанию населения, техники, зданий и территорий, срочном восстановлении функционирования необходимых коммунальных служб и других объектов жизнеобеспечения.

Аварийно-спасательные и другие неотложные работы (АСДНР) в очагах ядерного, химического и биологического поражения будут проводиться в сложной обстановке, в условиях полных и сильных разрушений, сплошных завалов, пожаров, заражения атмосферы и местности и возможного затопления.

АСДНР проводятся с целью: спасения людей и оказания помощи пораженным, локализации аварий и устранения повреждений, препятствующих проведению спасательных работ, создания условий для проведения восстановительных работ. Для организации более эффективного управления проведением АСДНР с учетом их характера и объема, рационального использования имеющихся сил и средств на территории объекта определяются места работ, учитывая особенности территории объекта, характер планировки и застройки, расположение защитных сооружений и технологических коммуникаций, а также транспортных магистралей. Аварийно-спасательные и другие неотложные работы имеют различное содержание, но проводятся, как правило, одновременно.

Содержание спасательных работ: ведение разведки маршрутов выдвижения формирований и участков (объектов) работ; локализация и тушение пожаров на участках (объектах) проведения работ и на путях выхода к ним; розыск пораженных и извлечение их из завалов, поврежденных и горящих зданий, загазованных и задымленных помещений; вскрытие разрушенных, поврежденных, заваленных защитных сооружений и спасение находящихся в них людей, а также подача воздуха в заваленные защитные сооружения, оказание первой медицинской и первой врачебной помощи пораженным людям и эвакуация их в лечебные учреждения; вывод населения из опасных мест (сильно зараженных и затапливаемых районов) в безопасные (менее зараженные) или не зараженные районы; санитарная обработка людей и обеззараживание их одежды, территории, сооружений и техники.

Содержание аварийно-спасательных и других неотложных работ: прокладка колонных путей и устройство проездов в завалах и на зараженных участках; локализация аварий на газовых, энергетических и других сетях; укрепление или обрушение конструкций зданий и сооружений, угрожающих обвалом, препятствующих безопасному движению и проведению спасательных работ; восстановление и ремонт поврежденных защитных сооружений для защиты людей от возможных повторных ядерных ударов противника.

АСДНР организуют в минимально короткие сроки и проводят непрерывно днем и ночью, в любую погоду, до полного их завершения. Это требует от начальника ГО, штаба, служб и формирований высокой организованности, а от личного состава высокой морально - психологической стойкости, физической выносливости и мобилизации всех сил.

Успешное проведение аварийно-спасательных и других неотложных работ достигается: своевременной организацией и непрерывным ведением разведки; созданием группировки сил и средств, быстрым их выдвижением на участок (объект) работ; морально-психологической и политической подготовкой личного состава органов управления и формирований; активным участием населения в проведении спасательных работ и умением оказывать первую медицинскую помощь пораженным; умелым руководством со стороны начальников штабов и служб ГО деятельностью подчиненных при организации и проведении АСДНР; организацией и поддержанием непрерывного взаимодействия органов управления, формирований и других сил и средств, привлекаемых к аварийно-спасательным и другим неотложным работам.

Группировка сил и средств ГО для организованного проведения АСДНР создается в мирное время решением начальника ГО района. Состав и построение группировки уточняются при угрозе нападения противника, а также после нанесения ядерных ударов в соответствии со сложившейся обстановкой, наличием и состоянием сохранившихся сил и средств и объемом работ в очагах поражения.

В группировку сил включаются объектовые и территориальные формирования городских и сельских районов, а также воинские части ГО. Она может состоять из формирований первого эшелона, второго эшелона и резерва. Формирования, входящие в состав эшелонов, распределяются по сменам с соблюдением целостности их организационной структуры и производственного принципа. Состав эшелонов; количество и состав смен определяются исходя из конкретной обстановки сложившейся в очагах поражения, а также наличия сил и средств.