Данная программа является универсальным вычислительным средством для проведения механических расчетов гибкой ошиновки ОРУ и проводов воздушных линий. В интегральную среду входят программы, такие как MR1 и MR2.

MR1 представляет собой программу механического расчета гибкой ошиновки распределительных устройств в различных климатических режимах, основанную на точной модели проводов и гирлянд изоляторов в виде тонкой упругой нити.

MR2 является модифицированной программой расчета, в которой для ускорения вычислений в уравнениях в качестве тяжения провода принимается его горизонтальная составляющая Н (распор или механическое тяжение). MR2 используется для пролетов с малыми стрелами провеса (отношение стрелы провеса к длине пролета 1/20).

Результаты расчета размещаются в файле MR2.REZ и представляют таблицы исходных данных и расчетных параметров с пояснениями. Просмотр таблиц результатов и графиков осуществляется в меню «Результаты».

Результаты расчета представляют собой таблицы исходных данных и расчетных параметров; тяжений, отклонений и стрел провеса проводов, усилий на опоры и электрические аппараты, нагрузок на провода и гирлянды изоляторов.

Усилия на электрический аппарат выдаются в проекциях: горизонтальная на горизонтальную плоскость, вертикальная на вертикальную ось.

Максимальная стрела провеса провода и его максимальное горизонтальное отклонение, а также стрелы провеса в заданных точках (в проекциях на горизонтальную и вертикальную оси) выдаются относительно линии, соединяющей точки подвеса провода.

Длина провода с гирляндами изоляторов выводится в ненатянутом состоянии с учетом температурного удлинения. Усилия от проводов на опоры и от отпаек на провода выводятся в проекциях на оси координат.

При построении результатов расчета на экране дисплея выводятся проекции пролета на горизонтальную и вертикальную плоскости для каждого климатического режима.

В качестве примера на листе 8 графической части для шинного пролета длиной 27 м, с проводом типа АС-330/27 приведены исходные данные и результаты механического расчета гибких шин ОРУ 110 кВ.

Расчеты выполнялись в предусмотренных ПУЭ шести климатических режимах.

11.2 Расчет электродинамической стойкости гибких шин ОРУ на ЭВМ

Согласно ГОСТ 3 03 23-95,а также в соответствии с ПУЭ электродинамическая стойкость гибких проводов должна оцениваться по двум условиям:

(11.1)

(11.2)

где S_max, T_max, S_доп, T_доп - соответственно максимальные расчетные и допустимые отклонения и тяжения гибких проводов при КЗ.

Допустимые отклонения проводов S_доп определяются из тех соображений, чтобы минимальные расстояния между проводниками фаз А_{ф-ф min}, а так же между проводниками и заземленными частями А_{ф-з min} не превысили допустимых изоляционных расстояний, определяемых при рабочих напряжениях:

(11.3)

(11.4)



где А_ф-ф.доп и А_ф-з.доп - минимально допустимые расстояния соответственно между проводниками фаз и проводниками и заземленными частями при рабочем напряжении, согласно ПУЭ.

Максимальные расчетные отклонения проводов S_max определяются из траектории движения проводов при КЗ в точках максимального размаха колебаний.

Траектория движения характеризуется проекциями S_max на оси координат максимальными горизонтальными отклонениями при отталкивании Y_1max и сближении Y_2max проводов и их вертикальными отклонениями при подъеме z_1max и опускании z_2max:

(11.5)

где R_max - радиус-вектор максимального отклонения точки провода;

R₀ - радиус-вектор точки крепления провода в пролете.

Указанные отклонения можно выразить в безразмерной форме (по отношению к стреле провеса f₀ )

(11.6)

где f₀ - стрела провеса провода.

Максимальные отклонения проводов S_max или их проекции Y_1max, Y_2max, z_1max и z_2max могут быть найдены с помощью компьютерной программы FLEBUS.

Программа FLEBUS предназначена для расчета проводов линий электропередач и распределительных устройств на электродинамическое действие токов двухфазного короткого замыкания, являющимся расчетным для проверки проводов на схлестывание или опасное в отношении пробоя сближение фаз.

В качестве расчетного принят пролет гибкой ошиновки, включающий гибкие провода, натяжные или поддерживающие гирлянды изоляторов. Смежные пролеты аналогичны расчетному.

В основу метода расчета положены векторно-параметрические уравнения движения проводов и гирлянд, представленных гибкой упругой нитью.

Также для расчётов в программе используются и векторные выражения для электродинамических усилий в системе гибких движущихся проводов.

Расчет проводов должен выполняться для двух характерных режимов отключения короткого замыкания:

? действием основных защит присоединений;

? в цикле неуспешного АПВ.

Вид режима отключения КЗ определяется исходными к программе параметрами. Физико-механические и геометрические характеристики проводов, необходимые для выполнения расчета, принимаются из проектных материалов и таблиц ПУЭ. При составлении алгоритма и разработке программы были приняты следующие предпосылки и допущения:

? гибкий провод представляется абсолютно гибкой растяжимой по закону Гука нитью;

? натяжная гирлянда изоляторов рассматривается как гибкая упругая нить с равномерно распределенной по длине массой;

? при расчете ЭДУ гибкие провода представляются бесконечно тонкими;

? расчетная схема принята с горизонтальным расположением проводов фаз. Точки подвеса проводов находятся на одном уровне;

? поддерживающая гирлянда изоляторов представляется прямолинейным нерастяжимым стержнем, вращающимся в плоскости, перпендикулярной пролету;

? опорные конструкции считаются абсолютно жесткими, так как усилия на опоры от проводов расчетного пролета компенсируются усилиями смежного пролета;

? междуфазные распорки считаются жесткими и невесомыми.

Алгоритм расчета начального положения провода реализован в компьютерной программе MR214. Для этого алгоритм расчета электродинамической стойкости дополняется расчетами климатических нагрузок с учетом повышения температуры проводов при КЗ. Расчеты выполнялись в предусмотренных ПУЭ четырех климатических режимах, тяжения и стрелы провеса которых получены по компьютерной программе MR214 (таблица 11.1). В качестве примера приведены результаты электродинамической стойкости гибких шин ОРУ 110 кВ для шинного пролета длиной 27 м, с проводом АС-330/27 на листе 8 графического приложения и в таблице 11.2. Расчеты показали, что при токах КЗ, больших 29,5-30,5 кА наступает недопустимое сближение токоведущих частей ОРУ. Наименьшие расстояния наблюдаются между отпайками фазы А и шинами фазы В. Наиболее опасным режимом является режим минимальных температур.

Таблица 11.1 - Расчет начального положения гибких шин ОРУ 110 кВ

Номер климатического режима	1	2	3	4	5
Температура провода, С	5	40	-5	5	-30
Скорость ветра, м/с	0	0	0	25	0
Толщина стенки гололеда, мм	0	0	15	0	0
Начальное тяжение, даН	276	263	663	401	292
Стрела провеса, м	1.35	1.35	1.35	1.35	1.35



Таблица 11.2 - Результаты электродинамического расчета шинного пролета

	Iпо, кА	20,82	30	40
1	2	4	5	6
Режим 1	Тmax, даН	425,3	687,4	1990
	amin, м	1,954	1,629	2,056
Режим 2	Тmax, даН	428,8	726,9	2064
	amin, м	1,938	1,624	2,072
Режим 3	Тmax, даН	590,2	1095	1538
	amin, м	1,974	1,860	1,746
Режим 4	Тmax, даН	451,4	687,4	1990
	amin, м	1,929	1,629	2,056
Режим 5	Тmax, даН	1310	1262	2045
	amin, м	2,134	1,518	2,123

Выводы:

Расчет электродинамического действия тока КЗ на гибкую ошиновку ОРУ должен производится с учетом климатических условий. Начальное положение проводов в момент времени, предшествующий КЗ, следует определять в следующих режимах климатических нагрузок:

- нормальная температура, гололед и ветер отсутствуют;

- высшая температура, гололед и ветер отсутствуют;

- провода покрыты гололедом, температура минус 5 С, ветер отсутствует;

- максимальный нормативный скоростной напор ветра, температура минус 5 С, ветер отсутствует;

- низшая температура, гололед и ветер отсутствуют.

Проверка гибких проводов на схлестывание при КЗ производится в режиме максимальной и минимальной температуры при отсутствии ветра и гололеда, режиме максимального скоростного напора ветра при отсутствии гололеда и температуре минус 5 С и в режиме, когда провода покрыты гололедом, температура минус 5 С, ветер отсутствует.

В ходе выполнения проекта было проведено исследование шинного пролета длиной 27 м, с одним проводом в фазе марки АС-330/27. Расчет электродинамической стойкости шин ОРУ 110 кВ показал, что при протекании тока короткого замыкания I_кз = 20,82 кА недопустимого сближения фаз между собой, а также фаз и отпаек не происходит.



12. ОХРАНА ТРУДА

12.1 Производственная санитария и техника безопасности. Требования к средствам защиты, применяемым в электроустановках

12.1.1 Диэлектрические перчатки

Для работ в электроустановках допускается применять только диэлектрические перчатки, изготовленные в соответствия с требованиями ГОСТов или технических условий. Перчатки, предназначенные для других целей (химические и прочие), применять их как защитное средство при работе в электроустановках запрещается.

Диэлектрические перчатки, выдаваемые для обслуживания электроустановок, должны быть нескольких размеров.

Длина перчатки должна быть не менее 350 мм.

Перчатки следует надевать на руки на полную их глубину. Не допускается завертывать края перчаток или спускать поверх них рукава одежды. При работах на открытом воздухе в зимнее время диэлектрические перчатки надевают поверх шерстяных.

Каждый раз перед применением перчатки необходимо проверить на герметичность путем заполнения их воздухом.

Перчатки предназначены для защиты рук от поражения электрическим током.

Применяются в электроустановках до 1000 В в качестве основного изолирующего электрозащитного средства, а в электроустановках выше 1000 В - дополнительного.

В электроустановках могут применяться перчатки из диэлектрической резины бесшовные или со швом, пятипалые или двупалые.

Размер диэлектрических перчаток должен позволять надевать под них трикотажные перчатки для защиты рук от пониженных температур при работе в холодную погоду.

Ширина по нижнему краю перчаток должна позволять натягивать их на рукава верхней одежды.

12.1.2 Диэлектрические боты и галоши

Диэлектрические боты и галоши кроме выполнения функции дополнительного защитного средства являются защитным средством от шагового напряжения в электроустановках любого напряжения.

Для применения в электроустановках допускаются только диэлектрические боты и галоши, изготовленные в соответствии с требованиями ГОСТов. Они должны отличаться по внешнему виду от бот и галош, предназначенных для других целей. На каждом боте, каждой галоше должны быть следующие надписи: завод-изготовитель, дата выпуска, клеймо ОТК, испытательное напряжение и дата испытания.

Боты и галоши, выдаваемые для обслуживания электроустановок, должны быть нескольких размеров.

Обувь специальная диэлектрическая (галоши, боты, в т.ч. боты в тропическом исполнении) является дополнительным электрозащитным средством при работе в закрытых, а при отсутствии осадков - в открытых электроустановках.

Галоши применяют в электроустановках напряжением до 1000 В, боты - при всех.

По защитным свойствам обувь обозначают: Эн - галоши, Эв - боты.

Диэлектрическая обувь должна отличаться по цвету от остальной резиновой обуви.

Галоши и боты должны состоять из резинового верха, резиновой рифленой подошвы, текстильной подкладки и внутренних усилительных деталей. Боты должны иметь отвороты. Высота бот должна быть не менее 160 мм.

Перед применением галоши и боты должны быть осмотрены с целью обнаружения возможных дефектов (отслоения облицовочных деталей или подкладки, наличие посторонних жестких включений и т. п.).

12.1.3 Диэлектрические коврики, ковры диэлектрические резиновые и подставки изолирующие

Диэлектрические коврики допускаются в качестве дополнительного защитного средства в закрытых электроустановках любого напряжения при операциях с приводами разъединителей, выключателей и пускорегулирующей аппаратурой. Диэлектрические коврики являются изолирующим средством лишь в сухом состоянии. В помещениях сырых и с обильным отложением пыли вместо ковриков должны применяться изолирующие подставки.

Диэлектрические коврики должны изготовляться в соответствии с требованиями ГОСТов размером не менее 50Ч50 см. Верхняя поверхность коврика должна быть рифленой.

Ковры диэлектрические резиновые и подставки изолирующие применяются как дополнительные электрозащитные средства в электроустановках до и выше 1000 В.

Ковры применяют в закрытых электроустановках, кроме сырых помещений, а также в открытых электроустановках в сухую погоду.

Подставки применяют в сырых и подверженных загрязнению помещениях.

Ковры изготовляются толщиной 6±1 мм, длиной от 500 до 8000 мм и шириной от 500 до 1200 мм.

Ковры должны иметь рифленую лицевую поверхность и быть одноцветными.

Изолирующая подставка представляет собой настил, укрепленный на опорных изоляторах высотой не менее 70 мм.

Настил размером не менее 500Ч500 мм следует изготавливать из хорошо просушенных строганных деревянных планок без сучков и косослоя. Зазоры между планками должны составлять 10-30 мм. Планки должны соединяться без применения металлических крепежных деталей. Настил должен быть окрашен со всех сторон. Допускается изготавливать настил из синтетических материалов.

Подставки должны быть прочными и устойчивыми. В случае применения съемных изоляторов соединение их с настилом должно исключать возможность соскальзывания настила. Для устранения возможности опрокидывания подставки, края настила не должны выступать за опорную поверхность изоляторов.

12.1.4 Инструмент с изолированными рукоятками

Инструмент с изолированными рукоятками допускается применять в электроустановках напряжением до 1000 В.

Рукоятки инструмента должны иметь покрытие из влагостойкого нехрупкого изоляционного материала. Все изолирующие части инструмента должны иметь гладкую поверхность, не иметь трещин, изломов, и заусениц. Изоляционное покрытие рукояток должно плотно прилегать к металлическим частям инструмента и полностью изолировать ту его часть, которая во время работы находится в руке работающего. Изолированные рукоятки должны снабжаться упорами и иметь длину не менее 10 см. У отверток должна быть изолирована не только рукоятка, но и металлический стержень на всей его длине вплоть до рабочего острия.

При работах инструментом с изолированными рукоятками на токоведущих частях, находящихся под напряжением, работающий должен иметь на ногах диэлектрические галоши или стоять на изолирующем основании, кроме того, он должен быть в головном уборе с опущенными и застегнутыми рукавами одежды. Диэлектрические перчатки при этом не требуются.

Ручной изолирующий инструмент (отвертки, пассатижи, плоскогубцы, круглогубцы, кусачки, ключи гаечные, ножи монтерские и т. п.) применяется в электроустановках до 1000 В в качестве основного электрозащитного средства.

Инструмент может быть двух видов: инструмент, полностью изготовленный из проводящего материала и покрытый электроизоляционным материалом целиком или частично; инструмент, изготовленный полностью из электроизоляционного материала и имеющий, при необходимости, металлические вставки.

Разрешается применять инструмент, изготовленный в соответствии с государственным стандартом, с однослойной и многослойной разноцветной изоляцией.

Изолирующее покрытие должно быть неснимаемым и выполнено из прочного, нехрупкого, влагостойкого и маслобензостойкого негорючего изоляционного материала.

Каждый слой многослойного изоляционного покрытия должен иметь свою окраску.

Изоляция стержней отверток должна оканчиваться на расстоянии не более 10 мм от конца жала отвертки.

У монтерских ножей минимальная длина изолирующих ручек должна составлять 100 мм. На ручке должен находиться упор со стороны рабочей части высотой не менее 5 мм, при этом минимальная длина изолирующего покрытия между крайней точкой упора и неизолированной частью инструмента по всей рукоятке должна составлять 12 мм, а длина неизолированного лезвия ножа не должна превышать 65 мм.

Перед каждым применением инструмент должен быть осмотрен. Изолирующие покрытия не должны иметь дефектов, которые приводят к ухудшению внешнего вида и снижению механической и электрической прочности.

При хранении и транспортировании инструмент должен быть предохранен от увлажнения и загрязнения.



12.1.5 Указатели напряжения до 500 В

Указатели напряжения могут быть трех типов:

- указатели напряжения с неоновой лампой (токоискатели) - применяются в электроустановках напряжением до 500 В;

- контрольная лампа - допускается в электроустановках напряжением до 220 В;

- прочие указатели напряжения.

Указатели напряжения с неоновой лампой. Указатель напряжения (токоискатель) является переносным прибором, работающим по принципу протекания активного тока, и служит для проверки наличия или отсутствия напряжения только в электрических цепях переменного тока 110-500 В с частотой 50 Гц. Токоискатель представляет собой двухполюсный прибор, оборудованный изолирующими рукоятками с упорами для рук. Сопротивление токоограничительного резистора, использующегося в токоискателе, должно быть не менее 500 кОм при проверке мегомметром на напряжение 500 В.

Контрольные лампы. Контрольная лампа должна быть заключена в футляр-арматуру из изоляционного материала с прорезью для светового сигнала.

Проводники должны иметь длину не более 0,5 м и выходить из арматуры в разные отверстия, для того чтобы исключить возможность замыкания при прохождении их в общем вводе. Проводники должны быть надежно изолированы, быть гибкими и иметь на свободных концах жесткие электроды, защищенные изолированными ручками. Длина голого конца электрода не должна превышать 1-2 см.

Прочие указатели напряжения. К ним относятся переносные вольтметры и двухполюсные указатели напряжения, в которых для индикации используются светодиоды, жидкокристаллические индикаторы, звуковая сигнализация.

Для использования в качестве указателя напряжения они должны иметь корпус из диэлектрического материала. Проводники прибора должны быть надежно изолированы, быть гибкими и иметь на свободных концах жесткие электроды, защищенные изолированными ручками. Длина голого конца электрода не должна превышать 1-2 см.

12.1.6 Переносные заземления

Переносные заземления при отсутствии стационарных заземляющих ножей являются наиболее надежным средством защиты при работе на отключенных участках оборудования или линии на случай ошибочной подачи напряжения на отключенный участок или появления на нем наведенного напряжения.

Переносные заземления состоят из следующих частей: проводов для заземления и для закорачивания между собой токоведущих частей всех трех фаз установки. Допускается применение отдельного переносного заземления для каждой фазы; зажимов для присоединения заземляющих проводов к заземляющей шине и закорачивающих проводов к токоведущим частям.

Переносные заземления должны удовлетворять следующим требованиям: провода для закорачивания и для заземления должны быть выполнены из гибких неизолированных медных жил и иметь сечение, удовлетворяющее требованиям термической устойчивости при коротких замыканиях, но не менее 25 мм в электроустановках напряжением выше 1000 В и не менее 16 мм в электроустановках до 1000 В; в сетях с заземленной нейтралью сечение проводов должно удовлетворять требованиям термической устойчивости при однофазном коротком замыкании; зажимы для присоединения закорачивающих проводов к шинам должны быть такой конструкции, чтобы при прохождении тока короткого замыкания переносное заземление не могло быть сорвано с места электродинамическими усилиями. Зажимы должны иметь приспособление, допускающее их наложение, закрепление и снятие с шин с помощью штанги для наложения заземления.

Гибкий медный провод должен присоединяться непосредственно к зажиму без переходного наконечника; наконечник на проводе для заземления должен быть выполнен в виде струбцины или соответствовать конструкции зажима (барашка), служащего для присоединения к заземляющей проводке или конструкции; все присоединения элементов переносного заземления должны быть выполнены прочно и надежно путем опрессования, сваривания или сболчивания с последующей пайкой. Применение одной только пайки запрещается.

Переносные заземления перед каждой установкой должны быть осмотрены.

При обнаружении разрушения контактных соединений, нарушения механической прочности проводников, расплавления, обрыва жил и т. п. переносные заземления должны быть изъяты из применения.

При наложении заземления сначала присоединяют заземляющий провод к «земле», затем проверяют отсутствие напряжения на заземляемых токоведущих частях, после чего зажимы закорачивающих проводов с помощью штанги накладывают на токоведущие части и закрепляют там этой же штангой или руками в диэлектрических перчатках.

Снятие заземления производится в обратном порядке. Все операции по наложению и снятию переносных заземлений должны выполняться с применением диэлектрических перчаток.

Места для присоединения заземлений должны иметь свободный и безопасный доступ. Установка и снятие переносных заземлений должны выполняться в диэлектрических перчатках с применением в электроустановках выше 1000 В изолирующей штанги.

Закреплять зажимы переносных заземлений следует этой же штангой или непосредственно руками в диэлектрических перчатках.

В оперативной документации электроустановок должен проводиться учет всех установленных заземлений.

В процессе эксплуатации заземления осматривают не реже 1 раза в 3 месяца, а также непосредственно перед применением и после воздействия токов короткого замыкания.

При обнаружении механических дефектов контактных соединений, обрыве более 5 % проводников, их расплавлении заземления должны быть изъяты из эксплуатации.

12.1.7 Предупредительные плакаты

Предупредительные плакаты должны применяться для предупреждения об опасности приближения к частям, находящимся под напряжением, для запрещения оперирования коммутационными аппаратами, которыми может быть подано напряжение на место, отведенное для работы, для указания работающему личному составу подготовленного к работе места и для напоминания о принятых мерах безопасности.

Плакаты делятся на четыре группы: предостерегающие; запрещающие; разрешающие; напоминающие.

Переносные предупредительные плакаты изготовляются из изоляционного или плохо проводящего электрический ток материала (картон, фанера, пластические материалы).

Постоянные плакаты следует изготовлять из жести или пластических материалов.

12.1.8 Предохранительные пояса, монтерские когти, страхующие канаты

Предохранительные пояса предназначаются для предохранения от падения с высоты при работах на опорах или проводах линий электропередачи и на конструкциях или оборудовании распределительных устройств.

Для поясов применяется прочный, нерастягивающийся материал. Ширина поясов должна быть не менее 100 мм, длина - от 900 до 1000 мм. На поясе укрепляются три кольца: одно - для закрепления стропы пояса, другое - для застегивания карабина стропы и третье - для крепления страхующего каната. Стропа пояса, предназначенная для захватывания за опоры или конструкции, изготовляется из ремня, цепи или капронового фала в соответствии с требованиями ГОСТов и прикрепляется наглухо к правому кольцу, а к другому концу стропы наглухо прикрепляется карабин.

Карабин кроме замка с пружиной должен иметь дополнительную защелку для предотвращения самопроизвольного раскрытия.

При работах, производимых вблизи токоведущих частей, находящихся под напряжением, на линиях электропередачи или в распределительных устройствах следует применять пояс со стропой из ремня, капронового фала или хлопчатобумажной веревки. Для работ, производимых на отключенных линиях электропередачи или распределительных устройствах, а также вдали от напряжения, допускается применение поясов с цепью. Если в процессе эксплуатации предохранительный пояс подвергся динамической нагрузке (при рывке в случае падения работающего), пояс должен быть изъят из эксплуатации и до проведения испытания статической нагрузкой в целях проверки его целости не должен использоваться. Пояс, детали которого получили какие-либо повреждения от динамической нагрузки, должен быть уничтожен.

Страхующий канат применяется как дополнительная мера безопасности. Пользование им обязательно в тех случаях, когда место работы находится на расстоянии, не позволяющем закрепиться стропой предохранительного пояса за опору или конструкцию.

Монтерские когти предназначены для подъема и опускания по гладким опорам и столбам линий электропередачи. Монтерские когти должны быть осмотрены, при этом следует обратить, внимание на исправность ремней, пряжек, шипов, на отсутствие трещин и т. п.

При обслуживании электрооборудования, расположенного на высоте до 5 м, применяются монтерские приставные лестницы и стремянки.

Высота лестниц не должна превышать 4,5 м. При работах на высоте более 5 м следует применять леса и подмости.

Штанги изолирующие. Штанги изолирующие предназначены для оперативной работы (операции с разъединителями, смена предохранителей, установка деталей разрядников и т. п.), измерений (проверка изоляции на линиях электропередачи и подстанциях), для наложения переносных заземлений, а также для освобождения пострадавшего от электрического тока.

Штанги должны состоять из трех основных частей: рабочей, изолирующей и рукоятки.

Рукоятка штанги может представлять с изолирующей частью одно целое или быть отдельным звеном.

Оперативные штанги могут иметь сменные головки (рабочие части) для выполнения различных операций. При этом должно быть обеспечено их надежное закрепление.

12.2 Пожарная безопасность

Практика проектирования промышленных предприятий привела к необходимости ввести общую классификацию пожаро- и взрывобезопасности технологических процессов производств. Все производственные процессы подразделяются на пять категорий (категории А, Б, В, Г, Д).

Газотурбинная установка отвечает требованиям пожаро- и взрывобезопасности по ТКП 474-2013, категория производства по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности - «Г».

Здание состоит из различных конструктивных элементов, обладающих различной огнестойкостью и относящихся к различным группам возгораемости. Способность здания в целом сопротивляться разрушению в условиях пожара характеризуется пределом огнестойкости и группой возгораемости таких конструктивных элементов, как несущие стены, колонны, перекрытия, перегородки и противопожарные стены и называется степенью огнестойкости.

По степени огнестойкости здания классифицируются на восемь степеней, обозначаемых римскими цифрами I, II, III, IV, V, VI, VII, VIII (ТКП 45-2.02-142-2011).

Корпус газотурбинной установки по огнестойкости несущих и ограждающих конструкций относится к степени III, а класс огнестойкости здания II.

Все устанавливаемое электрооборудование подлежит заземлению путем присоединения к внутреннему контуру заземления зданий и помещений в соответствии с требованиями ПУЭ.

Пожарная безопасность кабельного хозяйства достигается путем разделения кабельных сооружений огнестойкими перегородками на отсеки, герметизацией отверстий при проходе кабелей через стены и перекрытия, применения кабелей с защитными покровами, не распространяющими горение, и другими мероприятиями, предусмотренными разделом 2 ПУЭ и разделом 5 «Инструкции по проектированию противопожарной защиты энергетических предприятий» РД 34.49-101.87.

Для обеспечения необходимого уровня электробезопасности в зонах обслуживания электротехнических устройств и установок предусматривается для вновь проектируемых зданий и сооружений наружное заземляющее устройство, которое объединяется с существующим контуром наружного заземления. Для защиты персонала от поражения электрическим током при повреждении изоляции проектом предусматривается выполнение защитного заземления и зануления оборудования путем соединения его с контуром заземления или нулевыми проводниками в соответствии с требованиями главы 1.7 ПУЭ. Предусматривается выравнивание потенциалов земли в местах входов и выходов в здания и сооружения, содержащие электроустановки.

Взрывопожаробезопасность обеспечивается следующими мероприятиями:

? применением несгораемых и трудносгораемых конструкционных материалов, изоляционных и лакокрасочных покрытий, не распространяющих огонь;

? отстройкой трубопроводов масляной, топливной и воздушной систем ГТУ от резонансных колебаний;

? исключением взрывоопасных скоплений масловоздушной смеси и газа в элементах ГТУ;

? установкой датчиков сигнализации о пожаре и датчиков загазованности;

? выполнением электрооборудования ГТУ с учетом требований по пожаробезопасности для газовых помещений;

? расположением агрегатов топливной и масляной систем ГТУ, исключающим их недопустимый нагрев;

? наличием трубопроводов подачи огнегасящего вещества (углекислоты) в контейнер газотурбинного двигателя;

? наличием трубопроводов водяного охлаждения маслобаков турбин.

При расширении станции увеличение штатного расписания не предусматривается, в связи с этим потребление воды питьевого качества остается в пределах действующего разрешения на спецводопользование. Расчетные расходы воды, обеспечивающие наружное и внутреннее пожаротушение зданий, предусмотренных реконструкцией станции, не превышают расчетных расходов, требуемых на пожаротушение главного корпуса. В связи с этим существующая система хозпитьевого и противопожарного водопровода остается в существующем исполнении. Расходы воды на охлаждение устанавливаемого оборудования обеспечиваются системой хозпитьевого противопожарного водопровода.

В соответствии с техническими условиями на устанавливаемые турбины, корпус контейнера газотурбинного двигателя оборудован трубопроводами газового пожаротушения и датчиками пожарной сигнализации. В качестве огнегасящего вещества предусматривается использование двуокиси углерода - СО₂.

Автоматические установки газового пожаротушения, устанавливаемых газотурбинных двигателей, опор и корпусов турбоагрегатов выполняются по ТКП 45-2.02-190-2010 «Пожарная автоматика зданий и сооружений».

Подводящие трубопроводы запитываются от станции газового пожаротушения.

Размещение станции газового пожаротушения предусматривается в выгороженном помещении в здании ЭТ ГТУ, имеющем отдельный выход наружу.

Устанавливаемые ГТУ оборудованы своей системой автоматического управления (САУ), которая обеспечивает все функции управления работы турбины, включая пожаротушение, контроль загазованности и пожарную сигнализацию.

Пожарная сигнализация предназначается для быстрого сообщения о пожаре, возникшем в том или ином сооружении или помещении.

Системы электрической пожарной сигнализации (ЭПС) могут быть автоматического или ручного действия. Системы автоматической пожарной сигнализации в зависимости от датчиков, извещающих о пожаре, подразделяются на тепловые (т. е. регулирующие на повышение температуры в помещении), дымовые (реагирующие на появление дыма), световые (реагирующие на появление пламени) и комбинированные.

Оборудование ГТУ приспособлено к работе со стационарной системой противопожарной сигнализации и защиты.

Автоматической пожарной сигнализацией оборудуются служебные, бытовые, гардеробные помещения ЭТ ГТУ. Проектирование автоматической пожарной сигнализации выполняется в соответствии ТКП 45-2.02-190-2010 «Пожарная автоматика зданий и сооружений».

Существующая система пенопожаротушения обеспечивает пожаротушение существующего склада мазута и эстакады мазутослива.

Пенопожаротушение сооружаемого хозяйства аварийного дизельного топлива для ГТУ осуществляется стационарными установками с помощью передвижной пожарной техники.

При этом существующая система пенопожаротушения сохраняется, так как расчетные расходы раствора пенообразователя не превышают расходов, необходимых на пожаротушение существующего склада мазута.

Эвакуационные пути должны обеспечивать безопасную эвакуацию всех людей, находящихся в помещениях зданий, через эвакуационные выходы. Выходы являются эвакуационными, если они ведут из помещений:

? первого этажа наружу непосредственно или через коридор, вестибюль, лестничную клетку;

? любого этажа, кроме первого, в коридор, ведущий на лестничную клетку, или непосредственно на лестничную клетку;

? в соседнее помещение на том же этаже, обеспеченное выходами, указанными в предыдущих подпунктах.

Эвакуационные выходы из здания и помещений запроектированы согласно действующим нормам ТКП 45-2.02-22-2006 (не менее двух). В качестве второго эвакуационного выхода со 2-го этажа предусмотрена стальная наружная лестница с углом наклона маршей 1:1.



13. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ СТАНЦИИ

Рассчитаем технико-экономические показатели ТЭЦ до расширения.

Для определения технико-экономических показателей необходимо знать объем и режим годового электропотребления.

Весь год представляем в виде двух периодов - летнего и зимнего. Продолжительность летнего периода принимаем равной n_л = 210 суток, а зимнего - n_з = 155 суток.

Более полным было бы представление каждого сезона в виде трех характерных суточных графиков нагрузки: рабочего, субботнего и воскресного. Каждый сезон представляем одним суточным графиком.

Ниже приведены данные по конфигурации этих графиков (таблица 13.1). Максимальную нагрузку рекомендуется принимать на уровне, равном 95 % установленной мощности энергосистемы:

Таблица 13.1 - Суточные графики нагрузки

Часы суток	, о.е.	, МВт	, о.е.	, МВт
1	2	3	4	5
1	0,5	61,75	0,6	74,1
2	0,5	61,75	0,6	74,1
3	0,5	61,75	0,6	74,1
4	0,5	61,75	0,6	74,1
5	0,55	67,925	0,65	80,275
6	0,6	74,1	0,7	86,45
7	0,7	86,45	0,8	98,8
8	0,75	92,625	0,9	111,15
9	0,8	98,8	0,96	118,56
10	0,8	98,8	0,95	117,325
11	0,78	96,33	0,9	111,15
12	0,75	92,625	0,85	104,975
13	0,65	80,275	0,85	104,975
14	0,7	86,45	0,9	111,15
15	0,7	86,45	0,94	116,09
16	0,72	88,92	0,95	117,325
17	0,73	90,155	0,97	110,58
18	0,73	90,155	1	123,5
19	0,7	86,45	0,95	117,325
20	0,65	80,275	0,9	111,15
21	0,6	74,1	0,85	104,975
22	0,6	74,1	0,8	98,8
23	0,55	67,925	0,7	86,45
24	0,55	67,925	0,65	80,275
сумма		1927,835		2407,68

Произведем расчет характеристики относительных приростов электростанции. ХОП энергоблока или электростанции определяется как:

(13.1)

где q - относительный прирост расхода тепла турбоагрегата;

b - относительный прирост расхода топлива котлоагрегата:

(13.2)

где - среднегодовой КПД котла (принимаем ).

По формуле (13.2):

т у. т./Гкал.

Тогда относительный прирост топлива по конденсационному циклу по формуле (13.1):

т у. т./МВтч.

Энергетическая характеристика ПТ-60:



(13.3)

где МВт;

Гкал/ч;

Распределению электрической нагрузки между агрегатами ТЭЦ предшествует распределение отпуска тепла между агрегатами и определение на основе этого теплофикационной мощности. Для решения этой задачи следует знать величину и графики тепловой нагрузки каждого агрегата.

График теплофикационной нагрузки принимаем одноступенчатым для зимних и летних суток. Однако для летних суток величину теплофикационной нагрузки определяем как:

(13.4)

Величину же зимней нагрузки принимаем на уровне:

(13.5)

График производственной нагрузки принимаем неизменным для всего года и считаем его двухступенчатым:

С 0 до 8 часов (13.6)

С 8 до 24 часов (13.7)

Максимальную производственную нагрузку примем равной 90% от номинальной величины отбора:



(13.8)

Тепловую нагрузку между агрегатами распределяем поровну.

Найденная теплофикационная электрическая мощность вписывается в базовую часть графика электрической нагрузки станции как вынужденная мощность. К вынужденной мощности относится необходимая конденсационная мощность, обусловленная пропуском пара в конденсат. Эту мощность принимаем равной 5 % от номинальной мощности. Тогда полная вынужденная мощность агрегата и всей ТЭЦ определяется как:

,(13.9)

где обусловлена пропуском пара в конденсатор.

Тогда по формулам (13.4) ? (13.8):

Гкал/ч,

Гкал/ч,

Гкал/ч,

Гкал/ч.

Для зимнего периода:

Для летнего периода:

Рассчитаем технико-экономические показатели работы станции.

Число часов использования установленной мощности электростанции:

(13.10)

По (13.10) получим:

Годовой расход топлива электростанцией. Для ТЭЦ расход топлива на выработку электроэнергии может быть определен следующим образом.

При известном суточном графике нагрузки станции можно определить график для каждого энергоблока, разделив нагрузки на число блоков. Зная электрическую нагрузку и энергетическую характеристику турбоагрегата, можно определить расход тепла на агрегат за каждый час суток и за сутки:

(13.11)



Далее определим суточный расход топлива на производство электроэнергии:

(13.12)

Зная суточный расход топлива для характерных суток, легко подсчитать годовой расход:

(13.13)

Почасовой расход топлива в зимний и летний период по формуле (13.3):

Для зимнего периода получим:

Гкал/cут.

Для летнего периода получим:

Гкал/cут.

Объединив выражения (13.12) и (13.13) и подставляя численные значения, получим:

т у. т./год.

Расход топлива ТЭЦ на выработку тепла считаем следующим образом:



,(13.14)

.(13.15)

Получим по формулам (13.14) и (13.15):

Гкал/год,

т у. т./год.

Суммарный расход топлива по ТЭЦ за год по формуле (13.16):

т у. т./год,(13.16)

т у. т./год.

Удельный расход топлива на 1 МВтч, отпущенный в сеть энергосистемы:

.(13.17)

По формуле (13.17) получим:

т у. т./МВт·ч.

Условно переменные затраты определяются как произведение цены топлива на его расход:

.(13.18)

По формуле (13.18) получим:

у. е.

Условно постоянные расходы складываются из затрат на амортизацию, заработную плату и прочих затрат (вспомогательные материалы и пр.).

Амортизационные отчисления определяются по формуле (13.19):

,(13.19)

где - норма амортизационных отчислений в относительных единицах, = 6,9 ;

- удельные капвложения в электростанцию.

Для ТЭЦ 130

у. е.

Заработная плата рассчитывается как:

,(13.20)

где - штатный коэффициент ( = 0,525 чел/МВт);

- среднегодовой фонд заработной платы, принимаем на уровне 6000 у. е./чел.год.

По формуле (13.20) получим:

у. е.

Суммарные эксплуатационные затраты:

(13.21)

где - коэффициент, учитывающий прочие расходы ( = 0,1).

По формуле (13.21) получим:

у. е.

Себестоимость 1 кВтч, отпущенного в сеть энергосистемы:

.(13.22)

Себестоимость 1 Гкал/час, отпущенного в сеть:

,(13.23)

где - суммарные эксплуатационные расходы, относящиеся к отпуску электроэнергии.

Суммарные эксплуатационные расходы определяются:

,(13.24)

где - суммарные эксплуатационные расходы, относящиеся к отпуску тепла.

Суммарные эксплуатационные расходы, относящиеся к отпуску тепла:

,(13.25)

По формулам (13.22)-(13.25) получим:

у. е.,

у. е.,

у. е./МВт·ч = 0,575 у. е./кВт·ч,

у. е. год/Гкал.

Эксплуатационные расходы в электрических сетях:

,(13.26)

где p - коэффициент, учитывающий отчисления на амортизацию, заработную плату и прочие затраты и принимаемый равным ;

- стоимость электрических сетей, принимаемая равной 50 % от стоимости электростанции.

По формуле (13.26):

у. е.

Общие затраты в энергосистеме:

у. е.

Себестоимость 1 кВтч, полезно отпущенного потребителям:

,(13.27)

где - коэффициент потерь в сетях ();

- стоимость покупной (продаваемой) энергии, принимаем равной 0.

По формуле (13.27) получим:

у. е./МВт•ч = 0,769 у. е./кВт·ч.

Стоимость реализации энергии:



,(13.28)

где - средний тариф на электроэнергию, отпускаемую потребителям (= 130 у. е./МВтч);

- средний тариф на тепло, отпускаемое потребителям ( = 47 у. е./Гкал).

По формуле (13.28) получим:

у. е.

Прибыль энергосистемы:

,(13.29)

у. е.

По формуле (9.29) получим:

у. е.

Прибыль, остающаяся в распоряжении энергосистемы (остаточная прибыль), после осуществления всех выплат:

(13.30)

где j - налог на прибыль (принять равным 0,3);

По формуле (13.30) получим:

у. е.

Фондоотдача:



(13.31)

где Ф_о - стоимость основных фондов энергосистемы, равная сумме стоимостей электростанций и сетей:

(13.32)

По формуле (13.32) получим:

у. е.

По выражению (13.31) получим: