Системы аварийной сигнализации предусматривают сохранение сигнала аварии до его снятия оператором, даже если причина аварии за это время исчезла.

Приборы и средства автоматизации, устанавливаемые в помещениях и на наружных площадках, имеющих взрывоопасные зоны, отвечают требованиям “Правил устройства электроустановок” (ПУЭ) и выбраны в соответствии с классом “взрывоопасное”, категорией и группой взрывоопасных смесей.

Для защиты людей от поражения электрическим током при повреждении изоляции все нетоковедущие металлические части электрооборудования подлежат защитному заземлению или занулению. С целью уравнивания потенциалов в помещениях и наружных установках, в которых применяется заземление или зануление, все строительные и производственные конструкции, стационарно проложенные трубопроводы всех назначений, металлические корпуса технологического оборудования, воздуховоды вентиляционных систем присоединены к сети заземления и зануления.

Сопротивление заземлителя должно быть не более:

* Дожимная компрессорная - 4 Ом;

* распредустройство 6 кВ с трансформаторами собственных нужд - 4 Ом;

* энергомодули 6 кВ - 4 Ом;

* трансформаторная подстанция 6/0,4 кВ - 4 Ом.

Таблица 11.1 - Классификация основных объектов по взрыво- и пожароопасности.

Наименование зданий, сооружений, установок	Класс взрыво- пожароопас- ности по ПУЭ-2002	Категория Молние-защиты по РД34.21.122 -87
1 . Блок подготовки газа: а). Площадка сепараторов б).3дание дожимных компрессоров в).Площадка рессиверов	В-1г В-1а В-1г	2 2 2
2. Аварийная емкость	В-1г	2
3. Дренажная емкость	В-1г	2
4. Дренажно-канализационная емкость	В-1г	2
5. Здание маслохозяйства	П-1	3

Здания и сооружения, относящиеся ко II категории, защищены от прямых ударов молнии, вторичных проявлений молнии и заноса высоких потенциалов через наземные и подземные металлические коммуникации, а относящиеся к III категории, защищены от прямых ударов молнии и заноса высоких потенциалов через наземные металлические коммуникации Наружные установки, относящиеся ко II категории, защищены от прямых ударов молнии и вторичных проявлений молнии.

Защита от прямых ударов молнии осуществляется:

* установкой молниеотводов на прожекторных мачтах - для энергетических объектов и здания маслохозяйства;

* использованием в качестве молниеприемника металлической кровли - для здания дожимных компрессоров;

* присоединением металлических корпусов к заземлителю - емкости.

Токоотводы, соединяющие молниеприемник с заземлителями, прокладываются не реже, чем через каждые 25 м по периметру здания, сооружения, и число их должно быть не менее двух.

Для прожекторных мачт, относящихся к III категории молниезащиты и подлежащих защите от прямых ударов молнии, установка молниеприемников и прокладка токоотводов не требуется: достаточно обеспечить непрерывную электрическую связь по их арматуре с заземлителем.

Для защиты от вторичных проявлений молнии:

* металлические корпуса всего оборудования и аппаратов должны быть присоединены к заземляющему устройству;

* трубопроводы и другие металлические конструкции в местах их взаимного сближения на расстояния менее 10 см через каждые 30 м должны быть соединены перемычками;

* во фланцевых соединениях трубопроводов должна быть обеспечена нормальная затяжка не менее 4 болтов на каждый фланец.

Для защиты от заноса высоких потенциалов подземные и наземные коммуникации на вводе в здание или сооружение, а также ближайшая опора коммуникаций должны быть присоединены к заземляющему устройству.

В качестве естественных заземляющих проводников в проекте использованы технологические, кабельные и совмещенные эстакады, соединяющие все заземляющие устройства, состоящие из электродов, в единый контур.

11.9 Воздушная среда

Климат района резко континентальный. Лето короткое, теплое. Зима суровая, холодная и продолжительная. Короткие переходные сезоны - осень и весна. Среднегодовая температура воздуха - 3,4°С, средняя температура воздуха наиболее холодного месяца января -22,0°С, а самого жаркого июля +16,9°С. Абсолютный минимум температуры составляет-55 С, абсолютный максимум-+34 С. Средняя температура наиболее холодной пятидневки составляет - 43 С. Климатическая характеристика района принята по данным наблюдений метеостанции Сургут. Согласно СНиП 23-01-99 [6], территория месторождения относится к 1 климатическому району, подрайон Д.

11.10 Воздействие объектов размещения на атмосферный воздух и характеристика источников выброса загрязняющих веществ

Топливом электростанции и для встроенной котельной является попутный газ. К системе топливоподачи ГТЭС подводится газ от блока подготовки газа. На этой установке параметры газа доводятся до необходимых давлений (топливного и пускового), газ очищается от твердых частиц и жидких фракций. К блоку подготовки газ подается после первой ступени сепарации ДНС-1. Газопровод подключен к газопроводу диаметром 325мм. Давление газа в точке подключения - 0.65.. .0.7МПа.

Топливный газ, согласно требованиям поставщика электростанции, должен отвечать ГОСТ 5542-87 и ГОСТ 29328-92.

Газ подаваемый на каждый электромодуль после блока подготовки газа должен иметь следующие параметры:

*пусковой газ: расход - не более 1.5кг/с, давление 4-5 кг/см²;

*топливный газ: расход - не более 1500кг/ч, давление 14-16 кг/см ;

*топливный газ на котельную - расход - 88нм³/ч, давление 4-5 кг/см ;

При работе газотурбинной электростанции имеют место выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух.

Выбросы загрязняющих веществ являются постоянными и залповыми (при продувке газопроводов топливного газа и пускового газа через продувочные свечи). Источниками загрязнения атмосферы на объекте являются: газотурбинные двигатели ГТЭС, узлы запорной арматуры, продувочные свечи трубопроводов топливного газа и пускового газа, блок маслоподготовки, дренажно-канализационная ёмкость, котельная.

Герметичность затворов оборудования блока подготовки газа выполнена по классу А, что не допускает протечек газа при нормальных условиях работы. Выбросы газа с предохранительных клапанов и продувочных свечей оборудования производятся в коллектор сброса газа на свечу в течение одного часа один раз в году. Выброс вредных веществ в атмосферу осуществляется через выхлопные трубы ГТЭС, продувочные свечи сброса пускового и топливного газа, неплотности запорно-регулирующей арматуры, воздуховоды и дефлекторы здания маслохозяйства, вентиляционные трубы дренажно-канализационных ёмкостей, дымовую трубу котельной. При эксплуатации проектируемого оборудования в атмосферу выделяются загрязняющие вещества: метан, оксид углерода, диоксид азота, оксид азота, масло минеральное нефтяное.

Таблица 11.2 - Перечень вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу

№ п/п	Наименование вредных веществ	ПДКм.р. (ОБУВ) в воздухе населенных мест, мг/м3	Класс опасности
1	Метан	(50)	-
2	Оксид углерода	5	4
3	Диоксид азота	0.085	2
4	Оксид азота	0.4	3
5	Масло минеральное	(0,05)	-
	нефтяное

11.11 Мероприятия по уменьшению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и предотвращению аварийных ситуаций

Предусматриваются мероприятия, позволяющие свести до минимума отрицательное воздействие на атмосферный воздух:

*в электроблоке установливается система автоматического управления ГТЭС (САУ ГГЭС), которая обеспечивает управление ГГЭС в целом на всех режимах без непрерывного обслуживания оборудования, контроль за работой ГТЭС оператором с пульта управления;

*энергоблок и электроблок оборудуются поставщиком ГТЭС системой пожаротушения (СП), включающей установку пожарной сигнализации и автоматические установки пожаротушения (АУПТ);

*ГТЭС оборудована системой, исключающей возможность загазованности газового отсека и отсека двигателя, которая включает в себя вентиляторы, датчики загазованности и исполнительные устройства;

*для безопасной работы котла предусмотрены автоматика безопасности и установка взрывных клапанов;

*газопроводы котла продуваются через краны и продувочные линии в атмосферу;

*в котельной устанавливаются сигнализаторы загазованности.

12. Экономическая часть

Данная газотурбинная электростанция предназначена для электроснабжения потребителей нефтяного месторождения и близь лежащих районов.

Электростанция работает на попутном газе, поступающий с данного месторождения по существующему газопроводу.

Целью технико - экономического расчета является определение объема капиталовложений, расчет себестоимости электроэнергии и срока окупаемости.

ГТЭС состоит из 6 энергомодулей мощностью по 4 МВт каждый. Выдача электроэнергии от электростанции осуществляется на напряжение 35 кВ через трансформаторы мощностью 2*16 МВА.

12.1 Описание энергетического баланса предприятия, определение величины энергетической товарной продукции

Энергетический баланс разрабатывается на основе показателей прихода энергетических ресурсов, их расхода на производство товарной продукции на незавершенное производство, на вспомогательные нужды, потерь энергии от отпуска ее предприятием сторонним потребителям.

Норма расхода электрической и тепловой энергии на незавершенное производство принята 15% ниже нормы расхода этих ресурсов в производство товарной продукции.

Результаты расчета сведены в таблицу 12.1.

Таблица 12.1 - Энергетический баланс предприятия

Статьи баланса	Выработка электроэнергии	Отпуск электроэнергии
	Тыс.кВт•ч	Тыс.кВт•ч
1.Общая выработка электроэнергии	24
2. Расход энергетических ресурсов на собственные нужды		1,175
3. Отпущено энергии потребителям		22,825

Баланс электроэнергии:

Товарная энергетическая продукция определяется по той части энергии, которая отпускается сторонним потребителям, по результатам расчета энергетического баланса предприятия (таблица 12.1).

Тарифы на электрическую энергию принимаются по действующему прейскуранту №09-01 для условий Нефтеюганских сетей.

Стоимость электроэнергии - 0,83 руб./кВт·ч. В качестве сторонних потребителей принимаются промышленные и приравненные к ним потребители с присоединенной мощностью 750 кВт и выше (группа 1). Для исчисления платы за 1 кВт максимальной нагрузки принимается условие 100% участия в максимуме стороннего потребителя и время максимальной нагрузки, равное 8000 часов в год.

Расчет товарной продукции:

тыс. руб./ч (12.1)

12.2 Численность, режим работы и состав персонала

Согласно географическому положению и специфике режима работы предприятия принят вахтово-экспедиционный метод работы оперативного и оперативно-ремонтного персонала. Административно-технический персонал работает по 8-ми часовому графику с продолжительностью рабочей недели 5 дней. К административно-техническому персоналу относятся:

1. Начальник ГТЭС

2. Зам. Начальника ГТЭС

3. Начальник участка

4. Ведущий инженер АСУ

5. Мастер КИПа

6. Инженер РзиА (2-ая категория)

7. Начальник смены (инженер 2-ой категории)

8. Инженер АСУ (2-ая категория)

К оперативному и оперативно-ремонтному персоналу относятся:

1.Дежурный слесарь ТХУ (5-й разряд)

2.Дежурный электромонтер (5-й разряд)

3.Машинист ГТУ (5-й разряд)

4.Машинист ТК (5-й разряд)

5.Слесарь ТХУ (5-й разряд)

6.Слесарь КИПа (5-й разряд)

7.Эл. монтер по оперативным переключениям (5-й разряд)

Согласно данным отдела труда и заработной платы годовой фонд заработной платы составляет 7.68 млн. руб. Отчисления на социальное страхование - 3,761 млн. руб. Среднемесячная з/п одного рабочего составляет 16000 руб.

На рисунке 12.1 показана схема командных взаимоотношений между персоналом.

Рисунок 12.1 - Производственная структура ГТЭС

12.3 Объем капитальных вложений в электростанцию

Объем капитальных вложений определяются из стоимости:

- оборудования

- строительных работ

- монтажных работ

- прочие расходы (транспортировка и т.п.)

Структура капиталовложений приведена в таблице 12.2.

Таблица 12.2

Наименование	Строит.	Монт.	Обору-	Прочие	Всего
объектов	работы	работы	дование
1.Основные объекты строительства	1038,03	1835,65	15426,74	1096,42	19396,84
1 .1 .Энергомодуль	456,97	1568,19	12488,07	874,14	15387,37
1.2.Блок подготовки газа	288,92	267,46	2938,67	208,70	3703,75
1.3. Опоры под инженерные сети	292,14	0,00	0,00	13,58	305,72
2.Объекты энергетического хозяйства	178,17	681,69	771,18	197,95	1839,33
2.1.КТП с НКУ	23,42	1,03	149,36	10,34	184,15
2.2.РУ-6кВ	11,2	4,02	115,6	10,8	141,62
2.3.трансформаторы	60,5	10,2	110,4	7,31	188,41
2.4. Сети электрические	64,45	380,34	0,02	23,34	468,15
2.5. Прочее оборудование	18,6	286,1	395,8	156,5	857
З.Объекты транспортного хозяйства и связи	586,59	14,94	69,85	32,37	703,75
4.Объекты инженерного обеспечения	251,99	48,52	39,99	57,36	397,86
5.Объекты подсобного и обслуживающего	925,90	36,59	86,54	50,33	1099,36
назначения
Всего капитальных вложений в ценах 1991 г.	2980,75	2617,39	16394,261	1377,07	23437,14
Всего капитальных вложений в ценах 2000 г.	41720	36638	229516	19278	328118

Капиталовложения в сооружение ГТЭС составляют 328118 тыс. руб.

12.4 Расчет себестоимости производства энергии

Себестоимость электрической энергии является важнейшим экономическим показателем работы энергопредприятий и представляет собой совокупность затрат в денежном выражении общественного и живого труда в процессе производства на электростанциях, передачи и распределения энергии в сетях.

Производственная себестоимость выработки электрической энергии складывается из составляющих:

(12.2)

где - топливные составляющие электрической энергии, руб.;

- составляющие амортизационных отчислений на выработку электрической энергии, руб.;

- составляющие затрат текущего ремонта на выработку энергии, руб.;

- составляющие затрат по заработной плате на выработку энергии, руб.; - составляющие прочих (общестанционных) расходов на выработку электрической энергии, руб.;

- общая сумма затрат на производство электрической энергии, руб.;

12.5 Годовой расход и затраты на топливо

На электростанциях затраты на топливо по своему удельному весу являются основными. Затраты на топливо зависят от количества израсходованного топлива и его цены:

,(12.3)

где - годовой расход топлива (натурального) на производство энергии, тыс.м³/год; - цена топлива, руб/ тыс.м³.

Годовой расход топлива на электростанции рассчитывается исходя из номинального расхода топлива энергоблоками и длительностью эксплуатации:

(12.4)

где - номинальный расход топлива энергоблоками;

- длительность эксплуатации. Принимаем = 8000 ч/год.

В цену топлива уже входят прейскурантная цена и затраты на транспортировку:

Затраты на топливо:

Кроме того данная статья включает в себя еще затраты на вспомогательные материалы:

- вода: расход воды ,

- масло: расход масла ,

Общие затраты на топливо и вспомогательные материалы за год составляют

12.6 Расчет амортизационных отчислений по ГТЭС

Амортизационные отчисления определены исходя из стоимости строительства электростанции. Результаты расчета сведены в таблицу 12.3.

Таблица 12.3

Объекты строительства	Сметная ст-ть в тыс. руб.	% амортизации	Сумма амортизации
1. Основные объекты строительства	19396,84	6,8	1313,49
1 .1 .Энергомодуль	15387,37	6,1	937,95
1.2 .Блок подготовки газа	3703,75	10,0	370,07
1.5. Опоры под инженерные сети	305,72	1,7	5,17
2.Объекты энергетического хозяйства	1839,33	6,9	126,9
2.1.КТП с НКУ	184,15	10,0	18,4
2.2.РУ-6кВ	141,62	4,4	6,23
2.3.трансформаторы	188,41	4,4	8,29
2.4. Сети электрические	468,15	3	14,04
2.5. Прочее оборудование	857	9,3	79,94
З.Объекты транспортного хозяйства и связи	703,75	6,0	41,96
4.Объекты инженерного обеспечения	397,86	3,6	14,1
5.Объекты подсобного и обслуживающего	1099,36	2,6	28,09
назначения
Итого в ценах 1991 г.	23437,14	6,5	1523,4
Итого в ценах 2000 г.	328118	6,5	21327,67

12.7 Расчет годовых затрат на заработную плату

Составляющая себестоимости производства энергии по заработной плате определяется как:

, (12.5)

где 12 - количество месяцев в году;

- среднемесячная зарплата на электростанции, ;

- численность персонала на электростанцие, чел.

12.8 Расчет годовых затрат на текущий ремонт

Затраты на текущий ремонт приняты в размере 25% суммы амортизационных отчислений.

12.9 Расчет общестанционных расходов

Общестанционные расходы принимаются в размере 14% суммы принятых затрат:

- топливо

- заработная плата

- амортизационные отчисления

- текущий ремонт.

Суммарные затраты на производство энергии:

Себестоимость единицы электроэнергии составляет:

,

где Э_О - количество отпущенной электроэнергии с шин электростанции,

;

;

.

.

Прибыль от производства электроэнергии составит:

,

.

Срок окупаемости электростанции:

,

Эффективность капиталовложений в электростанцию:

,

12.10 Расчет коэффициента готовности станции к выдаче плановой мощности

Для расчета коэффициента готовности необходимо определить полный цикл обслуживания. «ТО» носит планово-предупредительный характер для поддержания ГТЭБ в работоспособном состоянии, предупреждения отказов и неисправностей. (Инструкция по эксплуатации ГТЭБ-4.0000-000РЭ1-ЛУ)

ТО-1,ТО-2,ТО-3 выполняются с базовой периодичностью:

-ТО-1 после каждых 1500 ч. наработки ГТУ;

-ТО-2 после каждых 3000 ч. наработки ГТУ;

-ТО-3 после каждых 6000 ч. наработки ГТУ.

КР производится после каждых 35000ч. наработки ГТУ и является окончанием цикла обслуживания.

Текущий ремонт электрооборудования и СУВГ ГТУ привязывается к одному из видов ТО с составлением соответствующих протоколов.

В таблице представлен годовой план-график ППР энергоблоков ГТЭС. Полный цикл обслуживания составляет (при непрерывной эксплуатации) 4,5 года.

Длительность ТО одного блока 15 суток/год; КР одного блока 30 суток/год

Соответственно,

Кг_1блока= Т_раб/(Т_раб+Т_рем.пл), (12.6)

Т_раб - полное время работы ЭБ без учета времени ТО и КР за цикл ;

Т_рем.пл. полное время ТО и КР за цикл. Т_раб = (8760-360)·4,5-720= 37080ч.

Т_рем.пл= 360·4,5+720=2340ч. Кг_1блока=37080/(37080+2340)=0,94

С учетом плановой мощности ГТЭС (20 МВт) для расчета коэффициента готовности станции рассматриваем режим, когда в работе 5 энергоблоков. Шестой энергоблок - резервный.

Кг_{станции}= Кг_1блока⁶/ Кг_1блока (12.7)

Кг_{станции}=0,94⁶/0,94=0,73

12.11 Основные технико-экономические показатели

Таблица 12.3 - Основные технико-экономические показатели.

№	Показатели	Ед.измерения	Величина
1	Капиталовложения в сооружение ГТЭС	Тыс. руб.	328118
2	Годовая выработка электроэнергии	Тыс.кВт•ч/год	192000
3	Общая численность промышленно-производственного персонала	чел.	40
4	Общий годовой фонд заработной платы с учетом единого социального налога:	Тыс. руб.	7680
5	Средняя заработная плата одного рабочего	руб	16000
6	Годовые эксплуатационные расходы	тыс.руб.	54735,3
7	Себестоимость выработки электроэнергии	руб./кВт·ч	0,3
8	Расход топливного газа	тыс.мЗ/год	64,5
9	Расход воды	тыс.мЗ/год	1,5
10	Расход масла	т/год	36,6
11	Коэффициент готовности станции к выдаче плановой мощности		0,73
12	Удельный расход газа	М3/ тыс.кВт?ч	0,34
13	Собственные нужды станции	%	5
14	Время окупаемости проекта	лет	4,9
15	Эффективность капиталовложений	%	20

12.12 Построение эксплуатационной экономической характеристики электростанции

Эксплуатационная экономическая характеристика электростанции - это зависимость себестоимости единицы энергии от числа часов использования установленной мощности. Себестоимость энергии складывается из ряда затрат, и для построения и анализа эксплуатационной характеристики электростанций следует выявить эту зависимость для отдельных составляющих себестоимости. Характер этой зависимости определяется делением расходов на две части - условно-постоянные и условно-переменные Условно-постоянные расходы не зависят от количества выработанной энергии и с увеличением выработки их удельный вес в себестоимости снижается. Топливная составляющая в себестоимости электрической энергии относиться к условно-переменным расходам и должна изменятся прямо пропорционально количеству вырабатываемой энергии.

Рисунок 12.2 - График эксплуатационной экономической характеристики электростанции.

Заключение

Ввод подстанции «центральной» обеспечивает электроснабжение потребителей нефтяного района, от энергосистемы ОАО "Тюменьэнерго" до строительства газотурбинной электростанции. После того как заработало нефтяное месторождение и появился попутный газ вводится в эксплуатацию газотурбинная электростанция.

С вводом ГТЭС позволило существенно снизить потребление электроэнергии из энергосистемы ОАО "Тюменьэнерго", что значительно удешевило стоимость добычи нефти, решило проблему утилизации природного газа, а также позволило иметь независимый источник электроэнергии, позволяющий повысить надежность электроснабжения потребителей нефтедобывающей промышленности.

Литература

1. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирование: Учебное пособие для ВУЗов. 4-е изд., перераб. и доп. - М.:Энергоатомиздат, 1989. - 608с., илл.

2. Околович М.Н., Проектирование электрических станций: Учебник для ВУЗов. - М.:Энергоатомиздат, 1982. - 400с., илл.

3. Сенигов П.Н. Расчет токов короткого замыкания в электрических системах. Учебное пособие к курсовой работе. - Челябинск: ЧПИ, 1986.-56с.

4. Безлепкин В.П. Парогазовые установки со сбросом газов в котел. Издательство Машиностроение, 1984,- 580с., илл.

5. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. 3-е изд., перераб. и доп. - М.:Энергоатомиздат, 1967.-678с., илл.

6. Правила устройства электроустановок. - СПб.:Издательство «ДЕАН», 2001. -928с.

7. Лисовская И.Т., Мубаракшин Ф.Х., Хахина Л.В. Выбор электрической аппаратуры токоведущих частей и изоляторов: Учебное пособие к курсовому и дипломному проектированию. - Челябинск:ЧПИ, 1990. - 56с.

8. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения/под ред. И.А. Баумштейна, С.А. Бажанова. - 3-е изд. перераб. и доп. - М.:Энергоатомиздат, 1989 - 768с., илл.

9. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок/Упр. По технике безопасности и пром. санитарии Минэнерго СССР. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.:Энергоатомиздат, 1987. - 144с., илл.

10. Электротехнический справочник: В 3 т. Т3 в 2 кн. Кн.1 Производство и распределение электрической энергии (под общ. ред. профессоров МЭИ: И.Н. Орлова (гл. ред.) и др.) - 7-е изд., испр. и доп. - М:Энергоатомиздат, 1988. - 880с., илл.

11. Долин П.А. Основы техники безопасности в электроустановках. М:Энергоатомиздат, 1984.

12. Охрана труда в электроустановках: Учебник для ВУЗов/под ред. Б.А. Князевского. 3-е изд. - перераб. и доп. - М:Энергоатомиздат, 1983. - 336с.

13. Медников Е.И., Топузов Н.К. Экономическая часть дипломных проектов:Учебное пособие.- Челябинск: ЧПИ, 1988. - 48с.

14. Методические указания к выполнению практических занятий студентами энергетического вечернего факультета по экономике энергетики/сост. А.А. Алабугин, М.В. Исаев; под ред. Н.И. Цыбакина. - Челябинск: ЧПИ, 1983.

Размещено на Allbest.ru