Электроснабжение объектов нефтедобычи Урганчинского месторождения

Введение

Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) России — важнейшая составная часть экономики страны. На долю ТЭК приходится более трети общероссийского промышленного производства.

В России доля нефти и газа в производстве энергоресурсов достигла 80%.

Ускоренное развитие нефтегазовой промышленности является одним из важнейших направлений научно — технического прогресса и подъема производительных сил страны. Нефть и газ — это не только эффективные энергоресурсы, но и важнейшее средство решения многих сложных социальных и экономических проблем.

Нефтегазовая промышленность является одной из ведущих отраслей народного хозяйства страны, которая в настоящее время представлена рядом специализированных нефтедобывающих компаний, крупнейшими из которых являются ЛУКойл, ЮКОС, СИДАНКО, Сургутнефтегаз, Татнефть, Башнефть, Роснефть, Тюменская НК, и др. Перед ней поставлена задача надежного и бесперебойного снабжения энергоресурсами промышленности, транспорта и объектов бытового назначения. Решение этих задач связано с необходимостью оснащения отрасли экономичным, высокопроизводительным и надежным оборудованием, а также совершенствования технологии добычи, транспорта и переработки углеводородного сырья.

В связи с широким развитием электрификации, электроустановки технологических объектов нефтегазовой промышленности являются весьма важным звеном, от которого в большой мере зависит нормальный ход технологического процесса. Специфика электрооборудования этих объектов связана с тяжелыми условиями эксплуатации, обусловленными большими перепадами температур, высокой влажностью, возможностью образования взрывоопасных смесей, наличием агрессивных газов. Существенное влияние оказывают также нестабильность нагрузки, концентрация больших мощностей, наличие протяженных линий электропередачи, колебания напряжения в электрической сети при пуске агрегатов большой единичной мощности. Указанные обстоятельства обусловили необходимость создания для нефтегазовой промышленности специализированного электрооборудования.

Нефтяная и газовая отрасли промышленности, являясь основными производителями и поставщиками энергоресурсов, в то же время относятся к крупным потребителям электроэнергии. Энергоемкость отдельных технологических процессов нефтяной промышленности составляет: добыча нефти — 42,7%; транспорт нефти — 40,2%; бурение скважин — 2,8%; прочие потребители — 14,3%.

В отличие от прежней ориентации на крупномасштабное наращивание производства энергоресурсов, в настоящее время делается упор на эффективность энергопотребления и энергосбережения. Россия обладает огромным потенциалом энергосбережения (40 — 45% от энергопотребления страны), при этом потенциал экономии нефти оценивается в 20%, электроэнергии — 23%.

1. Объем проектирования Данным разделом проекта предусматривается электроснабжение кустов скважин ГЗУ, ДНС, КНС, строительство новой подстанции 35/10 кВ «Урганчинская», расширение существующей подстанции 110/35/10 кВ № 187 «Архангельская», строительство ВЛ-35 кВ от ПС № 187 до проектируемой ПС «Урганчинская» и строительство ВЛ-10 кВ.

2. Характеристика месторождения Проектируемые электроприёмники расположены на Урганчинском месторождении. По административному делению месторождения располагается на территории Ново-Шешминского района Татарстана.

Местность характеризуется следующими климатическими характеристиками:

— средняя температура наиболее холодной пятидневки -44^оС;

— скоростной максимальный нормативный напор ветра 29 м /сек;

— максимальная нормативная толщина гололёда 15 мм;

— глубина промерзания грунта 1,7 м;

— грозовая деятельность от 40 до 60 часов в год.

Объекты энергоснабжения находятся в атмосфере обычных полевых загрязнений. На месторождении в настоящее время отсутствуют источники электроснабжения.

3. Потребители электроэнергии и электрические нагрузки Потребителями электроэнергии являются:

— нефтяные насосы ЦНС 60 — 330 с электродвигателями ВАО2 — 315 — М2 мощностью 200 кВт., напряжением 380 В., установленные на открытой площадке на ДНС-1 (1 рабочий, 1 резервный);

— блок — боксы с погружными насосами ЭЦНМ 6 — 500 — 1150 с погружными электродвигателями ПЭДУС 180 — 130 В5 мощностью 180 кВт., напряжением 2300 В., (2 рабочих, 1 резервный) на КНС при ДНС-1;

— блок — боксы с погружными насосами ЭЦНМ 6 — 250 — 1400 с погружными электродвигателями ПЭДУ 90 — 12 385 мощностью 90 кВт, напряжением 2200 В., (1 рабочий, 1 резервный) на КНС при кусте К — 3 — 1;

— блок — боксы откачивающих насосов с насосами ЦНС 13 — 70 с электродвигателями мощностью 11 кВт., напряжением 380 В. (1 рабочий, 1 резервный) на очистных сооружениях на ДНС — 1;

— водозаборные скважины с погружным насосом 1ЭЦВ 8 — 25 — 150 с электродвигателями 4 ПЭДВ 16 — 180 мощностью 16 кВт. (1 рабочий) на очистных сооружениях на ДНС — 1;

— водозаборная скважина с погружным насосом 3ЭУВ8 — 16 — 140 с погружным электродвигателем ПЭДВ11 — 180 мощностью 11 кВт. (1 рабочий) на КНС при кусте К — 3 — 1;

— подземные емкости дренажные с электродвигателями В160 М4., мощностью 18,5 кВт., на площадках ДНС — 1 и очистных сооружениях ;

— блоки дозированной подачи реагента БР — 2,5 М мощностью 5,2 кВт., на площадке ДНС — 1 и куста скважин (всего 8 шт.);

— блоки напорных гребёнок с щитовыми помещениями общей мощностью 12 кВт., на КНС при ДНС — 1 и при кусте К — 3 — 1;

— скважины с погружными насосами У1ЭВМТ 5А — 25 — 1000А мощностью 5,5 кВт., (всего 23 шт.);

— скважины со станком — качалками СКД 6 — 2,5 — 2800 мощностью 18,5 кВт. (всего 57 шт.);

— ГЗУ «Спутник АМ 40 «мощностью 10 кВт. (всего 11шт.).

По надежности электроснабжения ГЗУ, ДНС скважины относятся ко II категории, КНС — к III категории.

1. Электроснабжение и электрооборудование Электроснабжение потребителей 10кВ (ТП 10/0,4 кВ) осуществляется от РУ 10 кВ проектируемой подстанции 35/10 кВ при скв. 850 «Урганчинская».

Для внешнего электроснабжения проектируемых кустов скважин проектом предусматривается строительство двух ВЛ 10 кВ с проводом АС 70/11, отпайки проводом АС 50/8.

1.1 ДНС-1, КНС и очистные при ДНС-1 расположены в непосредственной близости от проектируемой подстанции «Урганчинская» 35/10кВ и запитываются кабелем ААБлУ напряжением 10кВ Для питания погружных электродвигателей напряжением 2200 В ПЭДУ 90−123В5 комплектно с установками поставляются понижающие трансформаторы ТМПН-250−10/2,2кВ.

Для питания погружных электродвигателей напряжением 2300 В ПЭДУС 180−130В5 комплектно с установками поставляются понижающие трансформаторы ТМПН-400−10/2,4кВ.

Для питания нагрузок 380/220 В предусматривается установка комплектных трансформаторных подстанций (КТП):

— на ДНС-1 и очистных при ДНС-1 — КТП-2×630−10/0,4 двухтрансформаторную с трансформаторами мощностью 630кВА, напряжением 10/0,4кВ;

— на КНС при ДНС-1 — КТПК (КК) — 100−10/0,4 мощностью 100кВА, напряжением 10/0,4кВ наружной установки;

— на КНС при кусте К-3−1 — КТПК (ВК)-400−10/0,4 мощностью 400кВА, напряжением 10/0,4кВ наружной установки.

КТП подлежат заземлению. Для заземления КТП раму КТП необходимо соединить с контуром заземления не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками, приваренных в различных местах к контуру заземления и раме. В качестве заземляющих проводников может применяться сталь — круглая, полосовая, угловая или другого профиля.

Контур заземления КТП состоит из стальных вертикальных электродов, соединенных полосовой сталью на глубине 0,7 м. Сопротивление заземляющего устройства КТП должно быть не более 4 х Ом.

Для питания нагрузок ГЗУ и нефтяных скважин предусматривается КТП различных мощностей.

1.2 На напряжении 2200 и 2400 В приняты погружные асинхронные электродвигатели типа ПЭДУ 90−123 В5 мощностью 90 кВт и ПЭДУС-180−130 В5 мощностью 180 кВт на напряжении 380В — асинхронные электродвигатели в общепромышленном исполнении типа А, АП и взрывозащитные типа В и ВАО различной мощности Пуск и управление электродвигателями ПЭДУ и ПЭДУС осуществляется с комплектных устройств типа ШГС5805−49А3У1 и КУПНА-83−29А2У1 поставляемых комплектно с установками.

Пуск и управление электродвигателями вентиляторов подземных емкостей осуществляется дистанционно кнопками управления, установленных около двигателей. Силовая сеть к погружным насосам выполняется кабелем КПБК-3×16, поставляемым комплектно с установкой.

Коммутация потребителей 380/220 В остальных электроприемников выполняется от распределительных пунктов ПР-11, устанавливаемых в щитовых и от РУ-04 проектируемых КТП.

Силовая сеть в блоках выполняется кабелем АВВГ открыто по стенам на скобах и проводом АПВ в водо-газопроводных трубах, проложенных открыто по стенам, потолку и полу.

1.3 Силовое оборудование на напряжение 0,38кВ, представляют собой электродвигатели нефтяных насосов, асинхронные с короткозамкнутым ротором Электроснабжение основных нефтяных насосов предусматривается от щита 0,4кВ комплектной трансформаторной подстанции 10/0,4кВ.

Управление двигателями нефтяных насосов местное, дистанционное и автоматическое, двигателями вспомогательных механизмов — местное кнопками управления шинами КУ.

Питание остальной нагрузки 380/220кВ запроектировано от распределительных пунктов типа ПР-11, устанавливаемых в щитах.

Защита низковольтных двигателей и сетей осуществляется тепловым реле и автоматическими выключателями.

Силовая сеть запроектирована в щитовых кабелем АВВГ открыто по стене и потолку на скобах, на открытой площадке нефтяных насосов — кабелем АВВГ в водо-газопроводных трубах открыто и в бетонной заливке.

1.4 Напряжение сети освещения — 380/220 В (на лампах 220В) Освещение блоков КНС, водозабора принять светильниками с лампами накаливания типа НПЛ01×100, блоков ДНС — светильниками с лампами накаливания взрывозащищенными типа ВЗГ-200. Освещение блоков щитовых предусматривается светильниками с люминесцентными лампами ЛПО.

Освещенность в щитовых — 75лк.

В остальных блоках — 50лк.

Силовая сеть запроектирована в щитовых — кабелем АВВГ открыто по стенам и потолку, в блоках КНС — проводом АПВ в водогазопроводных трубах открыто по стенам и потолку на скобах, на открытой площадке нефтяных насосов ДНС — кабелем АВВГ в водогазопроводных трубах открыто по площадке или в бетонной заливке.

1.5 Электросети по площадкам запроектированы кабелями марок ААБ, ААШв, АВВГ, прокладываемыми в земле в траншее на глубине 0,7 м, кабели напряжением 10кВ — на глубине — 1 м, а также на кабельных эстакадах на высоте не менее 2,5 м. При прохождении кабелей через дороги, подъезды и подземные коммуникации кабели проложить в стальных и асбестовых трубах Также предусматривается общее наружное освещение прожекторами типа ПЗС-35А, установленными на железобетонных прожекторных мачтах. Для защиты питающей линии от грозовых перенапряжений подход ее к мачте должен выполнятся кабелем с заземленной металлической оболочкой или в металлической трубе, проложенной в земле на протяжении не менее 10 м.

Управление предусмотрено ручное централизованное из щитовых.

1.6 Электроснабжение скважин на кустах осуществляется от комплектной трансформаторной подстанции наружной установки напряжением 10/0,4кВ, тип и мощность которых определяется способом эксплуатации скважин, количеством и мощностью электроприводов Подключение электроприводов станков-качалок и погружных насосов к трансформаторной подстанции производится через распределительный пункт, который располагается в 10 метрах от устья скважины. Распределительный пункт представляет собой металлическую коробку, установленную на двух стойках из металлических труб и состоящую из двух отсеков: силового и контрольного.

Управлением электродвигателем насоса станка-качалки выполняется со станции управления, поставляемого комплектно с насосом, управления электродвигателем погружного насоса осуществляется от низковольтного комплектного устройства НКУ в составе комплектной трансформаторной подстанции КТППН.

Внутриплощадочные электрические сети выполняются кабелями КПБК-3×6 и АКВВГ. Кабельные линии от пункта до КТП прокладываются в земле на глубине 1 метр, от распределительного пункта до куста скважин или электропривода насоса на стойках высотой 1 метр.

Силовой кабель КПБК прокладывается в две нитки, т. к при работе установки добыча нефти со станком-качалкой второй кабель используется в качестве нулевой жилы. Заземление куста скважин включает в себя контур заземления КТП и металлическую связь этого контура с обсадной колонной в скважине.

Для заземления КТП раму КТП необходимо соединить с контуром заземления не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками в различных местах. В качестве заземляющих проводников применяется сталь круглая или угловая.

Контур заземления КТП состоит из вертикальных электроводов из уголка 5×50×50 длинной 2 м, соединенных круглой сталью диаметром 10 мм, проложенных на глубине 0,7 м.

Сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 4 Ом.

Контур заземления КТП соединяется с обсадной колонной скважины круглой сталью диаметром 10 мм, проложенной на глубине 0,7 м.

Распределительный пункт также присоединяется к данной металлической связи. Все присоединения выполняются сваркой.

2. Техническая часть

2.1 Проектируемые схемы внешнего электроснабжения

2.1.1 Характеристика источников электроснабжения С целью обеспечения надежного электроснабжения нефтепромысловых объектов, как в нормальном, так и послеаварийном режимах проектом предусматривается следующие мероприятия:

— расширение ПС 110/35/10кВ № 187 «Архангельская» на две ячейки

ВЛ-35кВ для питания проектируемой подстанции;

— строительство ВЛ-35кВ, двухцепной с проводом АС-95/16, длинной

14,5 км;

— строительство новой подстанции 35/10кВ «Урганчинская» (при скв. 850) с двумя трансформаторами мощностью 1600кВА;

— строительство ВЛ-10кВ.

2.1.2 Обоснование принятых решений Электрический расчет сети.

Токи короткого замыкания.

Выбор аппаратуры произведен по токам трехфазного короткого замыкания.

Расчет токов короткого замыкания произведен с учетом активного сопротивления сети.

Проектируемые нагрузки располагаются в непосредственной близости от подстанции. Промысловые нагрузки подключаются к подстанции воздушными линиями при незначительной длине кабельной вставки.

В соответствии с ПУЭ установка заземляющих реакторов на проектируемой подстанции не требуется.

2.2 Расширение ОРУ-35кВ ПС 110/35/10кВ № 187 «Архангельская»

Проектом предусматривается установка двух блоков ВЛ-35кВ на ОРУ — 35кВ (по одному на каждой секции шин 35кВ).

Управление масляными выключателями 35кВ предусматривается ключами управления, установленными на фасадах релейных шкафов, установленных в коридоре КРУН-10кВ.

Питание оперативных цепей управления, защиты, автоматики, блокировки и обогрева предусматривается от существующих источников питания.

Исходя из этого, блоки масляных выключателей 35кВ выбираем аналогичными блокам масляных выключателей 35кВ, установленными на существующих присоединениях 35кВ, т. е. Самарского завода «Электрощит» согласно информации завода изготовителя.

На ВЛ — 35кВ будут установлены следующие защиты и автоматика:

— МТЗ, действующая на отключение МВ — 35кВ;

— отсечка, действующая на отключение МВ — 35кВ;

— АПВ, действующая на включение МВ — 35кВ.

Защита и управление выполнены на переменном оперативном токе.

2.3 Воздушная линия 35кВ Проектируемая ВЛ 35кВ предназначена для электроснабжения новой подстанции 35/10кВ «Урганчинская»

Протяженность ВЛ 14,5 км. Линия двухцепная с проводом АС — 50, грозозащитный трос ЛК — 0 диаметром 8 мм.

Сечение провода выбрано по экономической плотности тока и проверенно по потерям напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

Строительство линии предусматривается на типовых железобетонных опорах.

Анкерные, угловые и концевые опоры типовые металлические.

Закрепление промежуточных опор выполняется преимущественно в сверлённых котлованах на глубине 3 м, угловых, анкерных, концевых — в копаных котлованах глубиной 3 м на железобетонных грибовидных фундаментах.

Все опоры ВЛ 35кВ подлежат заземлению. Конструкции заземляющих устройств строительная организация выбирает самостоятельно, используя для этих целей круглую сталь диаметром не менее 12 мм. Сопротивление заземляющих устройств, в зависимости от удельного электрического сопротивления грунта, не должно превышать значений, указанных в ПУЭ.

2.4 Трансформаторная подстанция 35/10кВ «Урганчинская»

Проектируемая подстанция предназначена для электроснабжения нагрузок нефтедобычи.

В соответствии с расчетной нагрузкой на вновь проектируемой подстанции 35/10кВ предусматривается два силовых трансформатора типа ТМН-2500/35 35/10кВ с регулированием напряжения под нагрузкой, со схемой соединения обмоток «Звезда треугольник-II» .

На стороне 35кВ подстанции принята схема: Два блока с элегазовыми выключателями типа ВГБЭ-35−12,5/630, производства ОАО «Уралэлектротяжмаш» и неавтоматической перемычкой со стороны линии.

На стороне 10кВ устанавливается комплектное распределительное устройство серии К-59, производства ОАО «Самарский завод «Электрощит», с одиночной секционированной системой шин. На вводах 10кВ Т1, Т2, секционном выключателе 10кВ и отходящих фидерах 10кВ установлены выкатные тележки с вакуумными выключателями типа ВБЭК-30−10−20/630

Питание потребителей собственных нужд предусматривается от трансформаторов собственных нужд типа ТМ-63/10 на напряжение 0,4 кВ с глухо заземленной нейтралью. Трансформаторы собственных нужд установлены на ОРУ и подключены до вводных выключателей 10кВ. Количество трансформаторов — два.

Управление выключателями 35кВ производятся ключами управления, установленными на фасаде релейных шкафов, размещенных в коридоре управления КРУ-10кВ. Управление выключателями 10кВ производятся ключами управления, установленными на фасаде релейных шкафов ячеек выключателей 10кВ КРУ — 10кВ.

Центральная сигнализация на подстанции выполнена на выпрямленном оперативном токе с передачей сигналов по каналам телемеханики на диспетчерский пункт.

Оперативная блокировка разъединителей на подстанции выполняется электромагнитной с питанием цепей блокировки от блока БПЗ-401.

Подстанция снабжена приборами учета и измерения электроэнергии в следующем объеме:

— амперметрами, установленными на стороне 35 и 10кВ силовых трансформаторов, на фидерах 10кВ и на стороне 0,4кВ трансформаторах СН в одной фазе;

— вольтметрами, установленными на шинах 10кВ;

— счетчиками активной и реактивной электроэнергии с телеметрическим выходом и вводом показаний счетчиков на автоматизированную систему учета и контроля электроэнергии, установленными на вводах и на фидерах 10кВ.

Автоматика подстанции предусматривается в следующем объеме:

— автоматическое регулирование напряжения силовых трансформаторов;

— АПВ отходящих фидеров 10кВ промысловых нагрузок;

— автоматика обогрева баков и приводов выключателей 35,10кВ;

— АПВ на стороне 10кВ силовых трансформаторов;

— АВР на стороне 10кВ силовых трансформаторов;

— автоматический учет и контроль электроэнергии;

— автоматическое управление отоплением помещения связи и телемеханики;

— АВР на стороне 0,4кВ собственных нужд и оперативных цепей.

На силовом трансформаторе установлены следующие защиты:

— газовая защита с действием на отключение трансформатора;

— продольная дифференциальная защита с действием на отключение трансформатора;

— максимальная токовая защита с двумя выдержками времени (с первой выдержкой — с действием на отключение В — 10кВ, со второй выдержкой — на отключение В — 35кВ);

— газовая защита с действием на сигнал;

— защита от перегрева масла с действием на сигнал;

— защита от перегрузки с действием на сигнал;

— защита от понижения уровня масла с действием на сигнал.

На секционном выключателе 10кВ установлены следующие защиты:

— максимальная токовая защита с действием на отключение.

На отходящих фидерах 10кВ установлены следующие защиты:

— максимальная токовая защита с действием на отключение;

— токовая отсечка с действием на отключение;

— защита от замыканий на землю с действием на сигнал.

2.4.1 Защита силового трансформатора Т1 (Т2) и автоматика управления вводом 35кВ реализована на микропроцессорном терминале типа БЭ2704V070

Терминал состоит из трех комплектов. Первый комплект реализует функции основных и резервных защит трансформатора и содержит дифференциальную токовую защиту трансформатора (ДЗТ) от всех видов КЗ внутри бака трансформатора, максимальную токовую защиту стороны высокого напряжения с пуском по напряжению (МТЗ ВН), максимальную токовую защиту стороны низкого напряжения с пуском по напряжению (МТЗ НН), защиту от перегрузки (ЗП), реле тока для блокировки РПН при перегрузке, токовые реле для пуска автоматики охлаждения, реле минимального напряжения сторон НН, реагирующие на понижение междуфазного напряжения для пуска по напряжению МТЗ ВН, МТЗ НН, реле минимального напряжения сторон НН, реагирующие на понижение междуфазного напряжения ниже 85% для блокировки РПН, реле максимального напряжения сторон НН, реагирующие на повышение напряжения обратной последовательности для пуска по напряжению МТЗ ВН, МТЗ НН. Кроме того, комплект 1 обеспечивает прием сигналов от сигнальной и отключающей ступеней газовой защиты трансформатора (ГЗТ), газовой защиты РПН трансформатора (ГЗ РПН), датчиков повышения температуры масла, понижения и повышения уровня масла, неисправности цепей охлаждения.

Второй комплект реализует функции автоматики управления выключателем (АУВ), которая формирует сигналы на включение и отключение выключателя по командам, приходящим от защит, телемеханики или ключа дистанционного управления.

В состав АУВ входят следующие устройства и узлы:

— устройство АПВ;

— узлы включения и отключения выключателя;

— узел фиксации включенного положения выключателя;

— узел фиксации несоответствия;

— защиту электромагнитов управления выключателя от длительного протекания тока;

— узел контроля исправности цепей электромагнитов управления выключателя.

Третий комплект обеспечивает прием сигналов от отключающих ступеней газовых защит трансформатора, РПН и действует на отключение через две группы отключающих реле.

Аппаратно функции первого и второго комплектов реализуются с помощью микропроцессорного терминала типа БЭ2704V070.

Комплект 2 выполнен с помощью электромеханических реле, контактами которых осуществляется действие на выходную отключающую группу реле и отключение через терминал первого комплекта .

2.4.2 Защита и автоматика управления вводом 10кВ, секционным выключателем 10кВ и отходящих фидеров 10кВ реализована с помощью устройств микропроцессорной защиты «Сириус»

Серия микропроцессорных защит «Сириус» предназначена для организации комплексной релейной защиты энергообъектов напряжением 6−35 кВ. Серия содержит защиту кабельных и воздушных линий, трансформаторов мощностью до 1 МВА, синхронных двигателей, секционных и вводных выключателей.

Все устройства серии имеют одинаковое конструктивное исполнение и различаются только программой их работы. Устройства могут применяться как совместно, так и по отдельности, в комплекте с традиционными защитами.

Во всех устройствах применен алфавитно-цифровой индикатор, отображающий две строки по 16 символов и клавиатура из 4-х кнопок. Имеются две кнопки ручного управления выключателем, а также кнопка сброса аварийной сигнализации. При наличии аварии или неисправности включается подсветка индикатора, привлекающая внимание персонала.

Информация фиксируется в памяти устройства в порядке поступления и сохраняется о 9 последних отключениях. Информация о каждой последующей аварии фиксируется, стирая из памяти информацию о самом «старом» КЗ. Командное отключение также фиксируется как отдельная авария. Ход часов и зафиксированные данные в памяти сохраняются в течение времени не менее 72 часов при пропадании оперативного питания.

Все уставки срабатывания защит и времена задержек регулируются в широком диапазоне значений и хранятся в энергонезависимой памяти устройства.

Предусмотрено выполнение всех функций защит при пропадании оперативного питания переменного или постоянного тока напряжением 220 В на время до 0,5 с.

Предусмотрен дистанционный ввод уставок и снятие информации о срабатываниях защиты (телесигнализация), измерение текущих токов фаз (телеизмерение), а также управление выключателем (телеуправление) по линии связи от персонального компьютера. Программа работает под управлением MS Windows. Возможна реализация удаленного доступа с помощью модемов.

Изменение уставок заблокировано паролем.

Устройства могут сопрягаться со стандартными каналами телемеханики, для чего предусмотрены соответствующие входные и выходные контакты.

Габаритные размеры устройств — 325×320×180 мм, масса — 9 кг.

Оперативное питание осуществляется от сети переменного или постоянного тока напряжением 220 В. Возможна поставка устройств с напряжением питания =110 В по заказу.

Рабочий диапазон температур устройств от -20 до +55°С.

Устройство «Сириус-В» предназначено для работы в качестве защиты вводного выключателя в сетях с изолированной или компенсированной нейтралью напряжением 6−35 кВ.

Устройство устанавливается в ячейке КРУ или КРУН и выдает сигнал на отключение высоковольтного выключателя. Устройство подключается к измерительным трансформаторам тока фаз А, (В) и С с номинальным вторичным током 5 А. Для реализации направленной защиты и некоторых других функций к устройству должны быть подведены цепи напряжения (звезда) с номинальным вторичным значением 100 В.

Устройство выполняет следующие функции защиты, автоматики и контроля:

— токовая отсечка с выдержкой времени и возможностью работы в качестве «ускоряющей отсечки» ;

— двухступенчатая МТЗ, первая и вторая ступень могут иметь одну из пяти — зависимых время-токовых характеристик;

— токовая отсечка и обе ступени МТЗ могут быть запрограммированы как направленные;

— возможность комбинированного пуска по напряжению для токовой отсечки и МТЗ;

— защита от обрыва фазы по току обратной последовательности;

— защита минимального напряжения;

— однократное АПВ;

— автоматический ввод ускорения любой ступени МТЗ по включению выключателя;

— логическая защита шин, выполненная как дополнительная, четвертая ступень МТЗ;

— прием, исполнение и выдача сигнала УРОВ;

— формирование сигнала АВР;

— блокировка выключателя от «прыгания» ;

— контроль целостности катушек включения и отключения выключателя;

— контроль исправности цепей трансформатора напряжения (ТН);

— технический учет электроэнергии.

Уставки выбора функций, порогов срабатывания защиты и времена задержек регулируются в широком диапазоне и хранятся в энергонезависимой памяти устройства.

Любая аварийная ситуация, отключение или неисправность, сопровождается замыканием контактов независимого реле предупредительной сигнализации.

В устройстве имеется постоянное самотестирование с выдачей сигнала неисправности контактами реле «Неисправность» .

В случае срабатывания токовой защиты дополнительно определяется вид повреждения.

Устройство имеет тумблеры оперативного управления «УРОВ», «АПВ», «АВР», «ЗМН», «ЛЗШ» и «Дист/Мест», позволяющие отказаться от накладок, используемых для оперативного переключения дежурным персоналом.

При срабатывании защиты устройство запоминает параметры срабатывания для последующего анализа обслуживающим персоналом. В число запоминаемых параметров аварии входят:

— причина отключения;

— вид повреждения при срабатывании отсечки или МТЗ;

— время и дата момента отключения;

— ток и длительность аварийной ситуации;

— ток обратной последовательности I₂;

— состояние тумблеров оперативного управления на момент отключения выключателя;

— векторная диаграмма напряжений и токов в линии в момент аварии.

Устройство имеет режим «Контроль», позволяющий выводить на встроенный индикатор текущие значения фазных токов и напряжений, ток I₂, активную и полную мощности, состояние логических входных сигналов, а также контролировать ход встроенных часов. Функции защиты при этом полностью сохраняются.

При установке изделия на подстанции в него вводятся следующие уставки:

— значения токов срабатывания трех ступеней защиты (во вторичных значениях);

— значения выдержек времени при срабатывании всех трех ступеней МТЗ;

— напряжение вольтметровых блокировок токовых защит с комбинированным пуском;

— пороговая чувствительность по току I₂ для обнаружения обрыва провода;

— пороговая чувствительность по напряжению U₀ для обнаружения однофазных замыканий на землю;

— текущие дата и время.

Аналогично вводятся дискретные уставки конфигурации защиты, определяющие наличие или отсутствие какой-либо из защит или ее параметры.

2.4.3 Заземление проектируемой подстанции выполняется согласно ПУЭ, при этом заземляющее устройство подстанции выполняется из горизонтального заземления, выполненного из полосовой стали 4×40мм, проложенного на глубине 0,7 м от поверхности земли Защита от перенапряжений проектируемой подстанции выполняется согласно ПУЭ. Защита от прямых ударов молнии осуществляется молниеотводом, установленным на концевой опоре ВЛ-35кВ и отдельно — стоящим молниеотводом.

Защита от волн перенапряжений, набегающих от ВЛ осуществляется при помощи нелинейных ограничителей перенапряжения, устанавливаемых на ОРУ-35кВ и РУ-10кВ.

Наружное освещение вновь проектируемой подстанции предусматривается при помощи светильников типа СЗЛ с лампами накаливания, установленных на конструкциях ОРУ-35 кВ и КРУ-10кВ.

Освещение помещений, в которых устанавливаются панели, оборудование связи и телемеханики, предусматривается люминесцентными светильниками и светильниками с лампами накаливания.

Внутреннее освещение коридоров КРУ-10кВ предусматривается при помощи ламп накаливания, установленных на потолке КРУ. Напряжение сети освещения 220 В.

Изоляция аппаратов, а также подвесная и опорная изоляция распределительных устройств вновь проектируемой подстанции предусматривается нормальная — категории «А» с учетом того, что в районе подстанции промышленные и солевые загрязнения атмосферы отсутствуют.

Оборудование 35 и 10кВ подстанции устанавливается на унифицированных железобетонных элементах согласно информации Самарского завода «Электрощит». Железобетонные лежни укладываются на выравнивающий слой из песка или мелкого щебня толщиной 5−10 см.

ОРУ-35 кВ выполняется из отдельных блоков, на которых смонтировано оборудование, аппаратура и выполнены внутренние соединения. Смежные блоки посредством железобетонных лежней объединяются в группы, каждая из которых представляет собой конструктивный единый элемент.

Ошиновка ОРУ-35 кВ выполнена трубами из алюминиевого сплава 60×3 мм, а отпайки и перемычки проводом АС-120/19. Ошиновка силовых трансформаторов выполнена проводом АС-120/19 на стороне 35 кВ и проводом АС-ЗОО/38 на стороне 10 кВ.

Все кабели, кроме отходящих линий 10кВ по территории подстанции прокладываются в подвесных металлических лотках. Выходы силовых кабелей линий 10кВ за ограду КТПБ предусматриваются в асбоцементных трубах.

Силовые трансформаторы устанавливаются на плиты НСП-12, снабженные специальными закладными деталями, предназначенными для установки и перекатки трансформатора. Плиты устанавливаются на щебеночную (гравийную) подушку, толщина которой составляет 500 мм, выполняющую также роль маслогасящего слоя ограждение маслосборных ям выполняется из плит УБК-5.

Исходя из необходимости уменьшения размеров подстанции и упрощения конструкции компоновки КТПБ, предусматривается односторонний подъезд и сквозной проезд вдоль силовых трансформаторов.

Для установки аппаратуры связи и телемеханики, а также для размещения системы учета и контроля электроэнергии проектом предусматривается строительство в пределах ограды подстанции помещения из объемных блоков размером 3×6м. Прокладка кабелей от подстанции до помещения предусматривается в наземных железобетонных лотках.

2.5 Воздушные линии 10кВ Проектируемые ВЛ — 10кВ предназначены для внешнего электроснабжения кустов скважин. В проекте предусматриваются одноцепные ВЛ.

Сечения проводов выбраны по экономической плотности тока и проверены по потерям напряжения в нормальном и в после аварийном режимах.

Общая протяженность ВЛ 10кВ 19,5 км, в том числе:

— с проводом АС50/8 5,5 км;

— с проводом АС70/11 14 км.

Строительство ВЛ предусмотрено на типовых железобетонных опорах.

Габаритный пролет не более 60 м, анкерный 1,5 км.

Закрепление промежуточных опор производится в сверленых котлованах на глубине 2,5 м, а всех остальных на глубине 2,1 м и с помощью анкерных плит П-3И.

Все опоры ВЛ 10кВ подлежат заземлению. Заземляющие устройства опор должны выполнятся из круглой стали, диаметром не менее 12 мм (вертикальные электроды), и не менее 10 мм (горизонтальные лучи). Сопротивление заземляющих устройств, в зависимости от удельного электрического сопротивления грунта, не должно превышать значений, указанных в ПУЭ.

Изоляция ВЛ 10кВ осуществляется с помощью штыревых ШФ10Г и подвесных ПС70Е изоляторов. Натяжные изолирующие подвески состоят из двух изоляторов ПС70Е. К штыревому изолятору на промежуточных опорах провод крепится рессорной вязкой, а на всех остальных с помощью обычной проволочной вязки.

Выходы ВЛ 10кВ с подстанции запроектированы кабельные. Кабельные вставки выполняются кабелем марки ААШвУ. Сечение кабеля принято Зх95мм².

Кабели на площадках подстанций прокладываются в земле на глубине 0,7 м, под проездами на глубине 1 м и в асбестоцементных трубах. От грозовых перенапряжений кабельные вставки защищаются ограничителями перенапряжения, установленными на концевых опорах у подстанций.

2.6 Автоматизация и сбор технологической информации

2.6.1 Объемы автоматизации Решение вопросов автоматизации технологических процессов и объектов предусматривается в объеме основных положений по обустройству нефтяных промыслов при наличии промышленного производства соответствующих средств автоматизации.

Решения осуществляются в соответствии с требованиями обеспечения :

— нормальной (безаварийной) эксплуатации технологических установок без постоянного присутствия обслуживающего персонала;

— поддержания оптимальных технологических режимов работы;

— локализации аварийного состояния и режимов работы оборудования с

отклонениями от нормы.

Предусматривается:

— контроль температуры и давления местный и с сигнализацией отклонения от заданных значений;

— сигнализация уровня жидкости в технологических емкостях;

— регулирование давления в сепараторах и уровней раздела фаз «нефть-вода «в отстойниках;

— контроль наличия и сигнализация до взрывоопасных концентраций (ДВК) горючих газов и паров, предельной допустимой концентрации сероводорода, предельной допустимой концентрации сероводорода (ПДК) в производственных помещениях и наружных установках;

— измерение расхода нефти и газа на ДНС, воды — на распределительных гребенках;

— контроль обводненности нефти на входе и выходе ДНС;

— автоматический отбор проб на технологических установках.

Ниже рассматриваются объемы по каждому из проектируемых объектов.

Скважина добывающая с насосной установкой оборудована станцией управления. Дополнительно предусматривается:

— контроль давления в затрубном пространстве и выкидной линии;

— сигнализация отклонения от нормы давления в выкидной линии;

— сигнализацию загазованности пространства устья скважины.

Замерные установки «Спутник» позволяют осуществлять поочередный замер дебита каждой из подключенных скважин. Дополнительно предусматривается контроль давления в подходящих нефтепроводах и контроль загазованности технологического блока.

Для блоков реагента БР-2,5 предусматривается сигнализация аварийного состояния оборудования и контроль загазованности технологического отсека.

Для дожимной насосной станции предусматривается:

— регулирование давления газа в нефтегазовым сепараторах;

— регулирование раздела фаз нефть-вода в отстойнике ОГ-200П;

— контроль давления во всех емкостях и на выводе насосов;

— контроль уровня во всех технологических емкостях;

— сигнализация предельных (аварийных) значений уровней и давления;

— измерение расхода нефти и газа по ДНС;

— контроль температуры подшипников насосных агрегатов;

— контроль утечки сальников насосов;

— включение резервного насоса при аварии рабочего;

— автоматическая откачка из дренажным емкостей по уровню жидкости в емкости;

— сигнализация уровня конденсата в газосепараторе ;

— контроль загазованности помещений и территории ДНС.

— контроль обводненности нефти после отстойников и автоматический отбор проб в различных точках технологической схемы;

— сигнализация состояния насосных агрегатов вкл.- выкл. и аварии.

Для очистных сооружений предусматривается:

— контроль температуры воды в емкостях;

— контроль давления в темнологических емкостях;

— контроль верхнего аварийного уровня в отстойниках и буферной емкости;

— контроль уровней (нижнего и верхнего) в буферной и емкости с насосом;

— автоматическая защита насоса по срыву подачи;

— сигнализация аварийного состояния оборудования.

Для КНС при ДНС-1 предусматривается:

— контроль давления на выкиде насосав и общем коллекторе гребенки;

— измерение расхода по нагнетательным водоводам от блока напорной гребенки;

— сигнализация состояния насосных агрегатов вкл-выкл и аварии на КНС.

Для КНС при кусте К-3−1 предусматривается:

— контроль давления на выкиде насосов и общем коллекторе гребенки;

— измерение расхода по нагнетательным водоводам от блока напорной гребенки;

— контроль уровней (нижнего и верхнего) в буферной емкости;

— управление и контроль работы артезианских скважин;

— сигнализация состояния насосных агрегатов вкл.- выкл. и аварии на КНС.

2.6.2 Приборы и средства автоматизации

Выбор приборов и средств автоматизации в проекте базируется на следующих положениях:

— комплектной поставке с технологическим оборудованием;

— серийном производстве;

— специфике эксплуатации в условиях нефтяного промысла.

Управление и защита оборудования скважины осуществляется с помощью комплектно поставляемой станции управления. Для контроля давления предусматривается манометр МП4-У (в затрубном пространстве) и сигнализирующий манометр ДМ 2005Сг (в напорном трубопроводе).

Для контроля давления в подходящих к ГЗУ нефтепроводах предусматриваются манометры МП4-У.

Блок реагента комплектуется поставщиком станцией управления .

На ДНС и очистных сооружений предусматривается:

— для контроля давления показывающие манометры типа МП4-У, сигнализирующие типа ДМ2005Сг, датчики давления типа МТ100Р;

— для контроля температуры в аппаратах термометры технические ТТ;

— для контроля температуры подшипников датчики температуры типа ДТ;

— для контроля аварийных уровней и утечек сальников насосов сигнализаторы уровня РОС-101И;

— для контуров регулирования усилитель тиристорный ФЦ-0626, кран шаровой задорно-регулирующий с исполнительным механизмом типа МЭО, датчики давления типа МТ100Р, преобразователи уровня типа УБ-ЭМ;

— для измерения расхода нефти массовый расходомер ТМ-520 фирмы

TREIGМВН на узлах учета типа УБУН, газа — счетчики типа СВГ;

— для автоматического отбора пробы-пробоотборники Проба-М;

— для контроля обводненности влагомеры фирмы AGAR;

— для контроля загазованности сигнализаторы АНКАТ и СТМ-10;

— для контроля уровня в емкостях синализатор уровня СУЖ-П.

Для коммерческого узла учета нефти на существующей ДНС-8 предусматривается установка блочная учета нефти УБУН-К.

Для измерения расхода на КНС предусматриваются счетчики воды типа СВУ, для контроля давления сигнализирующий манометр ДМ 2005Сг.

2.6.3 Сбор технологической информации Сбор технологической информации с объектов месторождения предусматривается на проектируемый диспетчерский пункт на ДНС-1/lc комплексом технических средств на базе контроллеров ALEN BREDLY. Передача информации от контроллеров до ПЭВМ на диспетчерском пункте по радиоканалу.

Объектами централизованного сбора технологической информации являются:

— кусты скважин в составе: скважины добывающие, групповая замерная установка типа Спутник, блочная установка закачки реагента типа БР-2,5, комплектная трансформаторная подстанция 10/0,4кВ;

— дожимная насосная станция ДНС-1 с очистными сооружениями;

— коммерческий узел учета нефти на существующей ДНС-8 Архангельского месторождения;

— кустовые насосные станции КНС с блоками напорной гребенки;

— подстанция 35/10кВ при ДНС-1.

Предусматривается:

— для добывающих скважин — сигнализация состояния (вкл — откл), загазованности (ТС), сигнализация аварии (ТСА) с расшифровкой причины аварии; измерение давления в выкидном трубопроводе, отключение привода насоса (ТУ), дополнительно для скважин с СКД измерение динамического уровня жидкости в скважине и нагрузки на полированном штоке (ТИТ);

— для установки типа Спутник — определение номера скважины, поставленной на замер (4ТС), сигнализация загазованности технологического блока, несанкционированного доступа (ТС); управление приводом переключения скважин на замер (ТУ); измерение дебита скважины (ТИИ);

— для БР-2,5 — сигнализация низкой температуры в блоке, низкого уровня реагента в расходном баке, загазованности технологического отсека, аварийном состоянии, несанкционированном доступе (ТС);

— для КТППН 10/0,4кВ — телеизмерение тока и напряжения по фидерам скважин (ТИТ);

— для дожимной насосной станции ДНС-1 — измерение давления сепарации и на выходе ДНС (ТИТ); измерение расхода нефти и газа (ТИИ), изменение уставок регулирования давления газа в сепараторах, межфазового уровня в отстойниках (ТУ); сигнализация состояния насосных агрегатов вкл. — выкл., предельных значений уровней в технологических емкостях, загазованности территории и помещений, аварии на ДНС (ТС);

— для коммерческих узлов учета нефти — измерение количества поступившей нефти (ТИИ), измерение обводнености, плотности, давления и температуры нефти (ТИТ), сигнализация загазованности узла качества, загрязненности фильтров и наличия протока через узел качества (ТС);

— для кустовой насосной станции с блоком напорной гребенки — измерение расхода по нагнетательным водоводам (ТИИ), измерение давления в напорном коллекторе (ТИТ), сигнализация: состояния насосных агрегатов (вкл.- выкл.), несанкционированного доступа в аппаратурный блок и блок гребенки, аварии на КНС (ТС);

— для подстанции 35/10кВ — коммерческий учет электроэнергии на вводах 10кВ (ТИИ), измерение активной и реактивной энергии на фидерах сторонних потребителей (ТИИ), измерения тока и напряжения на остальных отходящих фидерах (ТИТ), сигнализация: состояния всех выключателей и разъединителей и аварии на подстанции, управление выключателями отходящих фидеров.

Сигналы в телемеханику формируются:

— телеизмерения интегральные ТИИ — счетчиками нефти, воды, электроэнергии, системой измерения энергии «Альфа» ;

— телеизмерения мгновенных значений ТИТ — датчиками давления типа МТ-100, преобразователями тока и напряжения типа Е840, комплексом эхолот-динамограф МИКОН-101−00;

— телесигнализация ТС — станцией управления насосной установкой на скважине, блоком управления установок Спутник, БР-2,5, вторичными блоками газоанализаторов, концевыми выключателями.

Оборудование сбора информации выбрано по рекомендациям фирмы

Sterling Group, являющейся генеральным подрядчиком по внедрению систем АСУ ТП в ОАО «Татнефть» .

Предусматривается:

— для каждой скважины контроллер на базе микропроцессора 6040 с модулями аналогового, дискретного и интерфейсного ввода — вывода;

— для каждого куста скважин контроллер с модулями аналогового, дискретного и интерфейсного ввода-вывода и радиомодемом ;

— для ДНС-1 контроллер с модулями аналогового, дискретного и интерфейсного ввода-вывода, преобразователи и промышленный компьютер;

— для подстанции 35/10 кВ контроллер с модулями аналогового, дискретного и интерфейсного ввода-вывода;

— на диспетчерском пункте сервер на базе промышленного компьютера с радиомодемом.

2.6.4 Размещение и монтаж средств автоматизации и сбора информации Размещение и монтаж приборов, щитов и проводок между ними на промысловых объектах выполняются в соответствии с требованиями для установок сбора и транспорта нефти и электроснабжения месторождения. Монтаж средств контроля, управления и сигнализации на скважинах, ГЗУ, КНС, ДНС включает размещение местных приборов, датчиков и исполнительных механизмов на технологическом оборудовании и трубопроводах, щитов КиУ в щитовых помещениях. Связь между местными приборами и аппаратурой в щитовой осуществляется кабельными проводками по эстакаде и в траншее.

Размещение КТС сбора информации предусматривается:

— на скважине на площадке обслуживания;

— на кусте скважин в щитовой ГЗУ;

— на КНС в блоке электрооборудования;

— на ДНС-1 в операторной;

— на подстанции 35/10 кВ в помещении ОПУ;

— на коммерческого узла учета нефти на ДНС-8 Архангельского месторождения в аппаратурном блоке;

— на ДП в помещении диспетчера.

Связь между контроллерами на скважинах, контроллером на КНС при кусте К-3−1 и контроллером в щитовой ГЗУ, а также между контролерами подстанции 35/10 кВ, КНС при ДНС-1, ДНС-1 и сервером на диспетчерском пункте осуществляется кабелем типа «витая пара», прокладываемом в коробе по эстакаде и в траншее. В проекте предусматриваются следующие проводки линий контроля и автоматики:

— импульсные (манометрические) — между местом отбора среды и первичным прибором — трубами стальными по ГОСТ 8734–75;

— электрическиепроводами ПВ, АПВ в трубах по ГОСТ 3262–75, кабелями по ГОСТ 1808–78Е.

Прокладка трасс проводок производится:

— на территории объекта преимущественно на опорах;

— на технологических площадках — в лотках по металлоконструкциям и на опорах;

— внутри помещений — в лотках по стенам.

Электропитание устройств автоматизации и сбора информации от сети 380/220 В, 50 Гц.

3. Расчетная часть

3.1 Выбор числа и мощности трансформаторов Правильное определение мощности трансформаторов возможно только путем технико-экономических расчетов с учетом следующих факторов: категории надежности электропотребителей, перегрузочной способности трансформаторов в нормальном и аварийном режимах и т. д.

В зависимости от исходных данных различают два метода выбора номинальной мощности трансформаторов:

1. по заданному суточному графику нагрузки подстанции за характерные сутки;

2. по расчетной мощности.

Во втором случае выбор мощности трансформаторов производится исходя из рациональной их загрузки в нормальном режиме и с учетом необходимого минимального резервирования в послеаварийном режиме. При этом номинальная мощность трансформаторов S_ном, определяется по суммарной расчетной полной мощности, S_расч.

3.1.1

где N — число трансформаторов, шт;

в — коэффициент загрузки трансформатора.

Так как основные потребители в нефтедобычи по степени бесперебойного питания относятся к потребителям II категории то принимаем к установке два трансформатора с коэффициентом загрузки в рабочем режиме равным 0,72.

Работу трансформаторов предусматриваем раздельно, это упрощает релейную защиту и уменьшает токи короткого замыкания, в сети вторичного напряжения, что особенно важно при выборе коммутационной аппаратуры.

Трансформаторы одновременно включенны в работу, чтобы при выходе одного из них из строя второй принял на себя всю нагрузку подстанции с учетом допустимой послеаварийной прегрузки.

После выбора трансформатора определяем фактический коэффициент загрузки трансформатора:

— в рабочем режиме

3.1.2

где S_Т — номинальная мощность выбранного трансформатора;

— в послеаварийном режиме с учетом допустимой перегрузки 50% продолжительностью не более 6 часов в течении 5 суток

. 3.1.3

По выше изложенной методике производим выбор мощности трансформатора на ЭВМ, используя программу «Sprav» применяемую для расчетов в Альметьевских электрических сетях (таблица 1 «Протокол расчета мощности трансформатора»).

Исходя из данных расчета выбираем трансформатор ТМН — 2500/35, 35/10,5 мощностью 2500 кВА.

Таблица 1 Протокол расчета мощности двухобмоточного трансформатора

3.2 Выбор сечения проводов ВЛ — 35 кВ

3.2.1 Выбор проводов по экономической плотности тока Экономическое сечение провода рассчитывается по формуле:

3.2.1

где I_р. — расчетный ток;

i_эк. — экономическая плотность тока, а/мм^2.

Значение экономической плотности тока для алюминиевых проводов регламентируются ПУЭ и равна 1,3 — 1,0 а/мм² от продолжительности использования максимума нагрузки.

3.2.2 Проверка по токовой нагрузке Выбранное по экономической плотности тока сечение провода проверяется по токовой нагрузке из условия допустимого нагрева проводов при нормальной и аварийном режимах работы ВЛ. Под аварийным режимом работы ВЛ понимается отключение одной цепи на двухцепной ВЛ.

Длительно допустимая температура проводов принимается +70^о С. За расчетную температуру окружающего воздуха принимается +25^о С.

В качестве расчетной температуры воздуха принимается средняя температура в 13 часов самого жаркого месяца.

При значениях температуры, отличных от +25^о С, величины токовых нагрузок умножаются на поправочный коэффициент, который зависит от фактической температуры среды.

3.2.3 Проверка на потерю напряжения

Выбранные по экономической плотности тока провода необходимо проверить на потерю напряжения. Метод расчета проводов на потерю напряжения зависит от конфигурации сети и от напряжения ВЛ.

В нашем случае потеря напряжения в проводах определяется по формуле:

3.2.2

3.2.3

где ДU — потеря напряжения в вольтах или в процентах;

S — расчетная мощность подстанции, кВА;

L — длина ВЛ, км;

n — число цепей ВЛ;

U_Н — номинальное напряжение ВЛ;

Rcosц + Xsinц — полное сопротивление ВЛ, Ом/км.

По выше изложенной методике производим расчет сечения проводов на ЭВМ, используя программу «Sprav» применяемую для расчетов в Альметьевских электрических сетях (таблица 3.2. «Протокол расчета сечения проводов ВЛ — 35кВ «).

Таблица 3.2. Протокол расчета сечения проводов ВЛ

3.3 Расчет уставок устройств РЗА Релейная защита элементов распределительных сетей должна отвечать требованиям «Правил устройства электроустановок», которые предъявляются ко всем устройствам релейной защиты: быстродействия, селективности, надежности и чувствительности.

Быстродействие релейной защиты должно обеспечивать возможное наименьшее время отключения коротких замыканий. Быстрое отключение К.З. не только ограничивает область и степень повреждения защищаемого объекта, но и обеспечивает сохранение бесперебойной работы неповрежденной части энергосистемы, или электростанции, или подстанции.

Селективным (избирательным) действием защиты называется такое действие, при котором автоматически отключается только поврежденный элемент электроустановки (трансформатор, линия, двигатель и т. п.) Обеспечение селективной работы устройств релейной защиты — одна из важнейших задач, решаемых при проектировании и обслуживании этих устройств.

Надежность функционирования релейной защиты предполагает надежное срабатывание устройства при появлении условий на срабатывание и надежное несрабатывание устройства при их отсутствии. Надежность функционирования релейной защиты должна обеспечиваться устройствами, которые по своим параметрам и исполнению соответствуют назначению и условиям применения, а также надлежащим обслуживанием этих устройств.

Чувствительностью релейной защиты называют ее способность реагировать на все виды повреждений и аварийных режимов, которые могут возникать в пределах основной защищаемой зоны и зоны резервирования. Оценка чувствительности основных типов релейных защит должна производится при помощи коэффициентов чувствительности, значения которых для разных типов защит и реле указываются в «Правилах устройства электроустановок». Определение коэффициентов чувствительности производится при наиболее неблагоприятных видах повреждения, но для реально возможного режима работы электрической системы. Все короткие замыкания при этом рассматриваются как металлические, т. е. не учитываются возможные переходные сопротивления в месте короткого замыкания и в том числе сопротивление электрической дуги.

Расчет релейной защиты заключается в выборе рабочих параметров срабатывания (рабочих уставок) как отдельных реле, так и комплектных и многофункциональных устройств релейной защиты. Во всех существующих и разрабатываемых устройствах защиты должна быть предусмотрена возможность плавного или ступенчатого изменения параметров срабатывания в определенных пределах.

Выбор рабочих уставок защиты принято производить в расчете на «наихудший случай» (реально возможный), учитывая, что неправильное действие защиты даже при маловероятном сочетании обстоятельств может привести к большому ущербу.

При выполнении расчетов релейной защиты необходимо строго соблюдать действующие «Правила устройства электроустановок», «Руководящие указания по релейной защите», а также директивные указания Главного технического управления, выпускаемые в виде противоаварийных и эксплуатационных циркуляров, решений и сборников.

Для выполнения расчета релейной защиты (выбора уставок) прежде всего необходимы полные и достоверные исходные данные, к которым относятся:

— схема защищаемой сети и режимы ее работы (с указанием, как создаются рабочие и ремонтные режимы — автоматически или неавтоматически);

— сопротивления и э. д. с. (или напряжения) питающей системы для максимального и минимального режимов ее работы;

— режимы заземления нейтралей силовых трансформаторов;

— параметры линий, трансформаторов и т. д.;

— значения максимальных рабочих токов линий, трансформаторов и т. д. в рабочих, ремонтных и послеаварийных режимах;

— характеристики электроприемников;

— типы выключателей;

— типы и параметры измерительных трансформаторов тока и трансформаторов напряжения с указанием мест их установки в схеме сети;

— типы и параметры срабатывания (уставки) существующих устройств релейной защиты и автоматики на смежных элементах (как питающих, так и отходящих);

— типы и принципиальные схемы устройств релейной защиты и автоматики, подлежащих расчету.

Для обеспечения селективности рабочие уставки защит смежных элементов должны быть согласованы между собой. Поэтому выбор уставок следует производить, как правило, не для одного элемента, а для участка сети. При необходимости расчета уставок защиты одного вновь включаемого элемента надо согласовать выбранные уставки с уставками существующих защит, по возможности не изменяя последних.

В общем случае релейная защита не должна ограничивать возможности полного использования основного электрического оборудования сети.

3.3.1 Расчет токов К.З.

Основной особенностью распределительных сетей является соотношение сопротивлений линий и трансформаторов питающей их энергосистемы с сопротивлениями линий и трансформаторов рассчитываемой сети, что позволяет значительно упростить расчеты.

Путем преобразования все генераторы и сети можно привести к простейшей схеме замещения, в которой все генераторы заменяются одним эквивалентным генератором с электродвижущей силой Е_С, а сопротивления всех линий и трансформаторов до шин подстанции, питающей распределительную сеть, заменяются сопротивлением энергосистемы z_c. Сопротивления линий и трансформаторов распределительной сети от шин питающей подстанции до места короткого замыкания (К. З.) суммируются и заменяются одним сопротивлением z_р.с. Для современных мощных энергосистем суммарное сопротивление z_к=z_c+ z_p.c оказывается очень велико, а ток К. З. мал. В результате К. З. не сопровождается понижением напряжения генераторов и работой их регуляторов возбуждения.

Ток трехфазного К. З. I_к⁽³⁾ через сопротивление z_к определяется по закону Ома, как для источника тока с неизменной фазной электродвижущей силой Е_с:

3.3.1

где величины z_с и z_р.с определены для одной фазы.

Такой подход позволяет не учитывать переходные процессы в генераторах, что значительно упрощает все расчеты. В практических расчетах Е_с заменяется линейным напряжением холостого хода U_х вторичной обмотки трансформатора, питающего распределительную сеть. Уравнение (4.3.1) приводится к основному расчетному виду

. 3.3.2

Сопротивление z_с по сравнению с z_{р. с} настолько мало, что им можно пренебречь и принять z_с = 0, т. е.

. 3.3.3

Следующим упрощением для расчетов в распределительных сетях является возможность не вычислять особо ток двухфазного К. З., а определять его по току трехфазного К. З.:

. 3.3.4

Отдельные участки сетей связаны между собой трансформаторами. Поэтому при составлении схемы замещения необходимо привести все сопротивления, находящиеся на разных сторонах трансформатора к одному напряжению — расчетному. Принято для упрощения, что трансформатор идеальный — его сопротивление равно нулю, потерь мощности в нем нет. По значениям напряжений U₁ и U₂ и токов I₁ и I₂ на обеих сторонах трансформатора можно определить сопротивления и мощности:

;;; .

Так как потерь в трансформаторе нет, то S₁ = S₂, откуда

; 3.3.5

. 3.3.6

Для расчета токов К. З. составляем схему замещения.

Рис. 3.1

3.3.2 Расчет защиты высоковольтной линии

Максимальная токовая защита (МТЗ) и токовая отсечка (ТО) — наиболее распространенные типы релейной защиты. Они устанавливаются практически на всех элементах подстанций: на трансформаторах, электродвигателях, воздушных и кабельных линиях всех классов напряжения.

МТЗ и ТО запускаются при возникновении на защищаемом элементе сверхтока, значение которого превышает заранее установленный ток срабатывания (уставку) измерительных органов защиты — максимальных реле тока. При этом ТО дает команду на отключение защищаемого элемента, как правило, мгновенно, поскольку зона ее действия не выходит за пределы этого элемента. МТЗ действует на отключение с выдержкой времени для того, чтобы дать возможность сработать раньше другим аналогичным защитам, расположенным ближе к месту повреждения.

Расчет параметров срабатывания МТЗ главным образом состоит из выбора тока срабатывания измерительных органов защиты и выдержки времени логического элемента задержки, т. е. уставок по току и по времени. Для ТО чаще всего выбирается только уставка по току.

Выбранные уставки по току и по времени должны обеспечивать правильную работу защиты, отвечающие требованиям селективности, чувствительности, быстродействия и надежности.

Ток срабатывания МТЗ выбирается по следующим условиям:

— несрабатывания при сверхтоках послеаварийных перегрузок;

— согласования чувствительности защит защищаемого последующего и предыдущих элементов;

— обеспечения необходимой чувствительности защиты ко всем видам КЗ в основной зоне и в зонах дальнего резервирования.

По первому из этих условий ток срабатывания МТЗ I_c.з выбирается по выражению:

3.3.7

где k_н — коэффициент надежности отстройки, равный 1,1 — 1,4;

k_в — коэффициент возврата максимальных реле тока или комплектных устройств того же назначения, равный 0,8 — 0,9;

k_сзп — коэффициент самозапуска, равный 1,2 — 1,5;

I_{раб max} — максимальное значение рабочего тока защищаемого элемента.

По условию согласования чувствительности защит последующего (защищаемого) и предыдущих элементов ток срабатывания последующей защиты выбирается по выражению

3.3.8

где k_н.с — коэффициент надежности согласования, равный 1,1 — 1,3;

k_р — коэффициент токораспределения, который учитывается только при наличии нескольких источников питания, а при одном источнике питания равен 1;

— наибольшая из геометрических сумм токов срабатывания МТЗ параллельно работающих предыдущих элементов (n);

— геометрическая сумма максимальных значений рабочих токов всех предыдущих элементов (N), за исключением тех, с защитами которых производится согласование (n).

При примерно однородной нагрузке допустимо арифметическое сложение вместо геометрического, что создает некоторый расчетный запас.

Оценка эффективности защиты производится с помощью коэффициента чувствительности k_чув, который показывает, насколько минимальный ток КЗ при разных видах КЗ I_к min превышает ток срабатывания защиты I_с.з.:

. 3.3.9

Минимальные значения коэффициента чувствительности защит должны быть не менее 1,5 при КЗ в основной зоне защиты и не менее 1,2 при КЗ в зонах дальнего резервирования.

Время срабатывания МТЗ с независимой от тока выдержкой времени выбирается по условию селективности в секундах, по выражению:

3.3.10

где t_{с.з. пред} — время срабатывания МТЗ предыдущего элемента, т. е. более удаленного от источника питания;

Дt — ступень селективности, равная 0,5 с.

Селективность ТО обеспечивается выбором ее тока срабатывания I_с.о большим, чем максимальное значение тока КЗ I⁽³⁾_к max при повреждении в конце защищаемой линии:

. 3.3.11

Коэффициент надежности k_н для ТО, установленных на линиях электропередач равен 1,2 — 1,3.

По выше изложенной методике производим расчет уставок РЗА линий 35кВ питающих подстанцию «Урганчинскую» 35/10 кВ на ЭВМ, используя программу «Sprav», применяемую для расчетов в Альметьевских электрических сетях (таблица 3.3. «Протокол расчета защиты линии»).

Таблица 3.3. Протокол расчета защиты линии

3.3.3 Расчет уставок РЗА двухобмоточного трансформатора

Защита силовых трансформаторов, в том числе понижающих трансформаторов распределительных сетей (с обмоткой высшего напряжения от 3 до 110 кВ), должна выполняться по «Правилам устройства электроустановок».

Основные условия расчета МТЗ для линий, изложенные в разделе 3.3.2., могут быть применены и для выбора уставок МТЗ (без пуска по напряжению) понижающих трансформаторов. Выбор тока срабатывания защиты производится по выражениям 3.3.6, 3.3.7, где только лишь коэффициент надежности согласования k_н.с выбирается несколько большим при наличии на трансформаторе устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). При расчете токов КЗ и выборе уставок защит необходимо также учитывать все возможные режимы работы трансформаторов при их числе более одного, а также при наличии автоматического ввода резерва (АВР) в питаемой сети.

Дифференциальная (продольная) токовая защита является основной быстродействующей защитой трансформаторов с обмоткой высшего напряжения 3 кВ и выше от КЗ на выводах, а также внутренних повреждений.

Выполнение схемы и расчеты уставок дифференциальной защиты трансформаторов имеют ряд особенностей:

1. необходимость отстройки от бросков намагничивающего тока, возникающих при включении ненагруженного трансформатора под напряжение (на холостой ход) или при восстановлении напряжения после отключения внешнего КЗ в питающей сети;

2. необходимость отстройки от токов небаланса, обусловленных неполным выравниванием действия выравниванием неодинаковых вторичных токов в плечах дифференциальной защиты, что вызывается:

— невозможностью точной установки расчетных чисел витков (дробных) уравнительных обмоток; этим вызывается появлением составляющей тока небаланса, обозначаемой I?_нб;

— регулировкой коэффициента трансформации защищаемого трансформатора с РПН; этим вызывается изменение вторичных токов только в одном из плеч дифференциальной защиты, что приводит к появлению составляющей тока небаланса, обозначаемой I?_нб.

Наряду с этими составляющими существует составляющая тока небаланса (I?_нб), обусловленная разностью намагничивающих токов трансформаторов тока в плечах защиты (в практических расчетах ее принято считать равной току намагничивания или полной погрешности е худшего из трансформатора тока). Эта составляющая, характерная для всех дифференциальных защит трансформаторов, поскольку они характеризуются большими и значительно отличающими друг от друга сопротивлениями нагрузки трансформаторов тока в плечах защиты и параметрами трансформаторов тока. Таким образом, ток небаланса дифференциальной защиты трансформаторов состоит из трех составляющих:

. 3.3.12

Первым условием выбора первичного тока срабатывания защиты является отстройка от этого тока небаланса:

3.3.13

где k_н — коэффициент надежности, учитывающий ошибку реле и необходимый запас, может быть принят равным 1,3.

Вторым условием выбора тока срабатывания защиты является отстройка от броска тока намагничивания при включении ненагруженного трансформатора под напряжение:

3.3.14

где k_н — коэффициент отстройки защиты от бросков тока намагничивания, может быть принят равным 1,3;

I_{ном. тр} — номинальный ток трансформатора.

Коэффициент чувствительности дифференциальной защиты

3.3.15

Составляющие тока небаланса, входящие в выражение 4.3.11определяются расчетом следующим образом:

— составляющая, обусловленная погрешностью трансформаторов тока,

3.3.16

где I_{к. макс} — периодическая составляющая (при t = 0) при расчетном внешнем трехфазном КЗ;

е — относительное значение тока намагничивания, при выборе трансформаторов тока по кривым предельных кратностей, принимается равным 0,1;

k_одн — коэффициент однотипности, принимается равным 1,0, если на всех сторонах трансформатора имеется не более одного выключателя;

k_апер — коэффициент, учитывающий переходной режим, для реле с быстронасыщающим трансформатором тока (НТТ) принимается равным 1;

— составляющая, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора,

3.3.17

где I_{бк. мак} и I_{вк. мак} — периодические составляющие токов (при t = 0), проходящих при расчетном внешнем КЗ на сторонах, где производится регулирование напряжения;

ДU_*б и ДU_*в — относительные погрешности, обусловленные регулированием напряжения на сторонах защищаемого трансформатора (ДU_*РПН), рекомендуется принимать равным половине суммарного (полного) диапазона регулирования напряжения на соответствующей стороне трансформатора;

— составляющая, обусловленная неточностью установки расчетных чисел витков уравнительных обмоток:

3.3.18

где щ_1расч и щ_2расч — расчетные числа витков обмоток реле для неосновных сторон;

I_1к.макс и I_2к.макс — периодические составляющие токов КЗ (при t = 0), проходящих при расчетном внешнем КЗ на сторонах, где используется соответственно числа витков щ₁ и щ₂.

При расчете чисел витков обмоток НТТ вначале определяются вторичные токи в плечах дифференциальной защиты трансформатора. Сторону, где проходит наибольший ток, рекомендуют принимать за основную. Для этой стороны ток срабатывания реле

3.3.19

где I_с.з.осн — ток срабатывания защиты, выбранный по условиям 3.3.13 — 3.3.15 и приведенный к напряжению основной стороны;

n_m.осн — коэффициент трансформации трансформаторов тока на основной стороне;

k⁽³⁾_сх.осн — коэффициент схемы для трансформаторов тока на основной стороне.

Для трансформаторов с большим диапазоном регулирования напряжения на стороне ВН (?U_РПН? ±10%) и большим различием токов при внешних КЗ при крайних положениях регулятора РПН расчеты I_к.макс, I_нб, выбор I_с.з и выбор числа витков обмотки НТТ, включаемой в плечо ВН, более удобно производится для значений, приведенных к этой же регулируемой стороне ВН, даже если на этой стороне ВН меньший вторичный ток.

Число витков обмотки НТТ реле, подключаемой к трансформаторам тока основной стороны,

3.3.20

где F_с.р — м.д.с., необходимая для срабатывания реле, равная (100 ± 5) А.

В качестве основной обмотки может использоваться либо одна из уравнительных обмоток, либо рабочая (дифференциальная) обмотка реле. При условии равенства нулю (при неучете небаланса) результирующая м.д.с. в режимах нагрузки или внешних КЗ имеет вид:

. 3.3.21

Из соотношения 4.3.20 следует, что число витков обмотки НТТ, включаемой на неосновной стороне, должно быть

. 3.3.22

По выше изложенной методике производим расчет уставок РЗА силового трансформатора Т1 (Т2) подстанции «Урганчинская» 35/10 кВ на ЭВМ, используя программу «Sprav», применяемую для расчетов в Альметьевских электрических сетях (таблица 3.4. «Протокол расчета уставок РЗА двухобмоточного трансформатора»).

Таблица 3.4. Протокол расчета уставок РЗА двухобмоточного трансформатора

Примечания:

1. Реактансы и токи даны при напряжении ВН = 35 кВ

2. В скобках даны токи при напряжении НН = 10.5 кВ Рис. 2 Схема включения реле

4. Экономическая часть

4.1 Методика расчета экономической эффективности новой техники, технологии Общий подход к выбору наилучшего варианта реализации мероприятия НТП на этапе ТЭО 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 должны 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 и экономический эффект;

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

Расчет экономического проводится с обязательным использованием приведения разновременных затрат и результатов к единому для всех вариантов мероприятия НТП моменту времени tp. В качестве расчетного года обычно принимается наиболее ранний из всех рассматриваемых вариантов календарный год, предшествующий началу выпуска продукции или использования в производстве новой технологии, новых методов организации производства, труда и управления Приведение разновременных затрат и результатов всех лет периода реализации мероприятия к расчетному году осуществляется путем умножения их величины за каждый год на коэффициент приведения L_t.

В качестве начального года расчетного периода t_н принимается год начала финансирования работ по осуществлению мероприятия, включая проведение научных исследований.

Конечный год расчетного периода t_к определяется моментом завершения всего жизненного цикла мероприятия НТП, включающего разработку, освоение, серийное производство, а также использование результатов осуществления мероприятия в народном хозяйстве. Конечный год расчетного периода может определяться плановыми (нормативными) сроками обновления продукции по условиям ее производства и использования или сроками службы средств труда (с учетом морального старения).

Экономический эффект от использования мероприятия НТП в отрасли учитывается три года, за исключением мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи пластов, по которым срок учета принимается 6 лет с момента получения технологического эффекта в виде увеличения текущих отборов нефти.

Дифференцированные нормативы сроков обновления для ряда бурового и нефтепромыслового оборудования приведены в приложении 8. При выборе расчетного периода определения экономического эффекта мероприятий НТП в области технологии разработки нефтяных месторождений следует ориентироваться на экономически обоснованный срок их эксплуатации.

Экономический эффект мероприятия НТП рассчитывается по условиям использования продукции за расчетный период. Суммарный по годам расчетного периода экономический эффект рассчитывается по формуле:

4.1.1

где Э_т — экономический эффект мероприятий НТП за расчетный период;

Р_т — стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия НТП за расчетный период;

З_т — стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятий НТП за расчетный период.

При стоимостной оценки результатов и затрат по мероприятию НТП возможны два основных случая:

а) использования мероприятия позволяет получить дополнительную добычу нефти, газа и продуктов ее переработки. В этом случае стоимостная оценка результатов представляет собой оценку произведенной продукции в оптовых ценах. Стоимостная оценка затрат складывается из затрат на производство и использовании продукции, полученной от реализации мероприятия НТП;

б) использования мероприятия изменяет экономические показатели существующего производства конечной продукции, за счет реконструкции, модернизации, совершенствования техники и технологии отдельных элементов производства, совершенствования его организации и т. д. В этом случае стоимостная оценка результатов при постоянных объемах конечной продукции выражается в изменении затрат на производство. При различных объемах конечной продукции стоимостная оценка результатов учитывает, кроме изменения затрат, и изменение объема выпускаемой продукции в оптовых ценах.

Стоимостная оценка затрат представляет собой стоимость продукции от реализации мероприятий НТП.

Стоимостная оценка результатов за расчетный периуд определяется следущим способом:

4.1.2

где Р_t— стоимостная оценка результатов в t-ом году рабочего периода, руб.;

tн, tк — начальный и конечный год расчетного периода.

Стоимостная оценка результатов (Р_т) определяется как сумма основных (Р_т^о) и сопутствующих (Р_т^с) результатов.

Стоимостная оценка основных результатов мероприятий определяется:

а) для новых предметов труда, если их применение позволяет получать продукцию, производство которой ранее имевшимися способами было невозможно:

4.1.3

б) для новых средств труда длительного пользования, если их применение позволяет получать продукцию, производство которой ранее имевшимися способами было невозможно:

4.1.4

где Ц_t — цена единицы продукции (с учетом эффективности применения), производимой с помощью новых средств труда в году t ;

А_t — объем применения новых средств труда в году t ;

В_t — производитель средств труда в году t ;

в) для новых предметов и средств труда длительного пользования, использование которых в объеме А_t изменяет экономические показатели существующего производства продукции:

4.1.5

Стоимостная оценка сопутствующих результатов включает дополнительные экономические результаты в разных сферах народного хозяйства, а также экономические оценки социальных и экологических последствий реализации мероприятий НТП.

Социальные и экологические результаты осуществления мероприятий НТП определяются по степени отклонения социальных и экологических показателей от целевых нормативов, установленных в централизованном порядке, и масштабов воздействия на окружающую среду и социальную сферу. Стоимостная оценка указанных результатов может проводиться с использованием формулы:

4.1.6

где Р_t^c — стоимостная оценка социальных и экологических результатов осуществления мероприятия в году t ;

R_it — величина отдельного результата (в натуральном измерении) с учетом масштаба его внедрения в году t ;

а_it — стоимостная оценка единицы отдельного результата в году t ;

n — количество показателей, учитываемых при определении воздействия мероприятия на окружающую среду и социальную сферу.

Затраты (Э_т) на реализацию мероприятия НТП за расчетный период включают затраты при производстве (Э_т^п) и при использовании продукции (Э_т^и) без учета на ее приобретение:

4.1.7

Затраты на производство (использование) продукции рассчитываются единообразно:

4.1.8

где З_t^{п (п)} — величина затрат всех ресурсов в году t (включая затраты на получение сопутствующих результатов);

И_t^{п (п) —} текущие издержки при производстве (использовании) продукции в году t без учета амортизационных отчислений на реновацию;

К_t^{п (п)} — единовременные затраты при производстве (использовании) продукции в году t ;

Л_t^{п (п) —} остаточная стоимость (ликвидационное сальдо) основных фондов, выбывающих в году t .

В тех случаях, когда на конец расчетного периода остаются основные фонды, которые можно использовать ряд лет, величина Л_tk определяется как остаточная стоимость указанных фондов.

В случае реализации мероприятия с использованием основных фондов, созданных до начала расчетного периода следует:

а) включать в состав единовременных затрат соответствующую остаточную стоимость этих основных фондов на момент их привлечения, если существует возможность альтернативного использования фондов на других объектах (силовые и рабочие машины, транспортные средства и т. д.);

б) не учитывать остаточную стоимость территориально закрепленных основных фондов (скважины, шахты, здания и т. д.), которые не имеют альтернативы использования для производства другой продукции.

Порядок определения текущих и единовременных затрат в расчетах экономического эффекта, исключающий повторный счет одних и тех же затрат и учитывающий особенности, связанные с привлечением производственных фондов на время реализации мероприятия НТП.

Для мероприятий НТП, характеризующихся стабильностью технико-экономических показателей (объемов производства, показателей качества, затрат и результатов) по годам расчетного периода, расчет экономического эффекта производится по формуле:

4.1.9

где Р_г — неизменная по годам расчетного периода стоимостная оценка результатов мероприятия НТП, включающая основные и сопутствующие результаты;

З_г — неизмененные по годам расчетного периода затраты на реализацию мероприятий НТП.

4.1.10

где И — годовые текущие издержки при использовании продукции (без учета амортизационных отчислений на реновацию);

К_P — норма реновации основных фондов при использовании продукции, определяемая с учетом фактора времени;

Е_н — норматив приведения разновременных затрат и результатов, численно равный нормативу эффективности капитальных вложений (Е_н=0,1);

К — единовременные затраты при использовании продукции (в случае их распределения во времени они приводятся к расчетному году).

Расчет по формуле (4.1.9) может проводиться и в том случае, когда на стадии ТЭО неизвестна динамика результатов и затрат по мероприятию.

Расчеты по формуле (4.1.9) могут быть использованы для сравнения вариантов при условии совпадения у них времени начала производства. В противном случае необходимо пользоваться формулой (4.1.1).

Экономический эффект, определяемый по условиям использования продукции, служит для получения исходных данных при установлении цен на научно-техническую продукцию.

Расчеты экономического эффекта выполняются на формирования планов научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ разработчиком мероприятия на основе технико-экономических показателей, согласованных с потребителем продукции (заказчиком).

После определения экономического эффекта по условиям использования продукции устанавливается договорная цена на научно-техническую продукцию разработчика мероприятия — научной организации. Договорная цена научно-технической продукции представляет собой часть экономического эффекта потребителя продукции мероприятия НТП.

После установления оптовых (договорных или прейскурантных) цен на производственно-техническую продукцию и договорных цен на научно-техническую продукцию производителя и потребителя этой продукции (производителя конечной продукции) определяют показатели хозрасчетной эффективности деятельности этих организаций (балансовая и расчетная прибыль, прибыль, остающаяся в распоряжении мероприятий и научных организаций и т. д. Порядок утверждения расчетов экономического эффекта устанавливается Министерством нефтяной промышленности.

4.2 Отражение экономического эффекта мероприятий НТП в плановых и отчетных показателях Оценка эффективности мероприятий НТП производится раздельно по каждому звену: предприятию (объединению) и научной организации с соблюдением исходных принципов после установления (в централизованном или договорном порядке) цен на каждый из видов продукции по всему циклу осуществления мероприятий. При оценке эффективности каждого звена получает отражение лишь та часть общего эффекта по условиям использования, которая учтена при установлении цены на данный вид продукции.

Экономический эффект от создания продукции по мероприятиям НТП на отдельном предприятии или в отдельной научной организации, перешедших на полный хозяйственный расчет и самофинансирование, образует часть финансовых средств предприятия (организации), формируемых за счет прибыли, оставшейся в их распоряжении за расчетный период. Общий размер прибыли за расчетный период определяется с учетом принятой процентной ставки при хранении этих средств в банке, предоставлении коммерческого кредита и т. д.

Выделение из совокупных экономических результатов деятельности из затрат предприятий (научных организаций) долей, относимых на данное мероприятие, производится самими предприятиями (научными организациями) в соответствии с плановыми заданиями (государственными заказами) и хозяйственными договорами. По мероприятиям, не затрагивающим внешних контрагентов, оценка эффективности производится на основе внутреннего хозяйственного расчета на предприятии (в научной организации).

Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия определяется по формуле:

4.2.1

где П_t — прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия (научной организации), в году t;

Р_t — выручка от реализации продукции (производственно-технического, научно-технического назначения) в году t по ценам, установленным в централизованном или договорном порядке;

С_t — себестоимость продукции в году t (с амортизационными отчислениями);

Н_t — общая сумма налогов и выплат из балансовой и расчетной прибыли (дохода): платежи за трудовые и природные ресурсы, производственные фонды и кредит, отчисления в государственный бюджет и вышестоящим организациям и прочие в году t.

Финансовые средства предприятия, идущие на формирование фондов экономического стимулирования предприятия (организации), образующихся в соответствии с действующими положениями, включают помимо прибыли, определяемой по формуле (4.2.1), также и амортизационные отчисления, остающиеся в распоряжении предприятия (по установленному нормативу).

При сравнении текущих хозрасчетных показателей деятельности предприятий (научных организаций) до и после реализации мероприятия НТП может использоваться метод выделения прибыли по данному мероприятию из общей величины прибыли, остающейся в распоряжениипредприятия (научной организации):

4.2.2

где П_t — прирост прибыли от реализации мероприятия;

П_о и П_t — общая величина прибыли, остающаяся в распоряжении предприятия (научной организации) до и после реализации мероприятия НТП.

При одновременном осуществлении нескольких мероприятий на одном предприятии выделение доли П по каждому мероприятию осуществляется по принципу, принятому во внутрипроизводственном хозрасчете.

В том случае, когда при осуществлении мероприятия НТП не изменяется во времени цена и объем продукции (работы), эффективность осуществления мероприятия характеризуется изменением (снижением) себестоимости продукции и определяется по формуле:

4.2.3

где С¹_о и С¹_t — изменяющаяся часть себестоимости продукции (работы) без и с реализацией мероприятия НТП;

Q_t — годовой объем продукции;

Н_t — изменение суммы налогов и выплат из балансовой и расчетной прибыли (дохода) в результате осуществления мероприятия НТП.

При оценке экономической эффективности применение технологических процессов, обеспечивающих приросты добычи нефти и газа, экономический эффект (прирост прибыли, остающейся в распоряжении нефтедобывающего предприятия) определяется в соответствии с формулой:

4.2.4

где Ц_t — оптовая цена предприятия на единицу продукции (нефти, газа);

С_о и С_t — себестоимость добычи единицы продукции (нефти, газа) без и с реализацией мероприятия НТП;

Q_o и Q_t — годовой объем продукции (нефти, газа) без и с реализацией НТП.

Изменение суммы налогов и выплат предприятия (Н_t) складывается из изменения суммы налогов и выплат из балансовой (Н_бt) и расчетной (Н_Рt) прибыли (при использовании 1-ой формы хозрасчета):

4.2.5

где ДН — изменение платы за производственные фонды;

ДН_бt — изменение платы за трудовые ресурсы;

ДН_бt — изменение платы за краткосрочный банковский кредит;

4.2.6

где ДН_гt — изменение суммы отчислений в государственный (местный) бюджет;

ДН_мt — изменение суммы отчислений министерству на образование ЦФРПНиТ и создание финансового резерва (в части образуемой из расчетной прибыли).

Если реализация мероприятия вызывает изменение амортизационных отчислений на реновацию основных производственных фондов, то это должно учитываться при определении изменения суммы отчислений министерству в части, идущей на образование ЦФРПНиТ.

Если предприятие (научная организация) работает по 2-ой форме хозяйственного расчета, в качестве источника выплат и налогов рассматривается доход, а в качестве хозрасчетного результата — хозрасчетный доход и его остаток, идущий на образование фонда оплаты труда.

4.3. Анализ эффективности единовременных затрат В целях анализа эффективности единовременных затрат, финансируемых предприятием (научной организацией) из собственных или заемных источников по данному мероприятию НТП, используется коэффициент единовременных затрат (е), рассматриваемый из соотношения:

4.3.1

Величина е позволяет проводить сопоставление с единым по народному хозяйству нормативом Ен (в целях обеспечения народнохозяйственного подхода должно выполняться условие е >Ен).

С другой стороны, вычисляемые коэффициенты эффективности по всем мероприятиям НТП позволяют судить об общем и минимальном уровнях эффективности капитальных вложений, осуществляемых на предприятии.

На хозрасчетном уровне другим назначением показателя е является оценка возможностей привлечения заемных средств для реализации мероприятия НТП. Вычисляемое значение е соответствует максимально допустимому проценту банковского кредита, который может быть использован для полного финансирования единовременных затрат по данному мероприятию. Если значение е равно проценту за кредит, экономический эффект мероприятия (без учета суммы ФМП и ФСР) оказывается равным нулю. Таким образом, вычисляемое значение е позволяет судить о приемлимости для предприятия предлагаемых банком условий кредитования.

Для этой цели велична е^* определяется из следующего соотношения:

4.3.2

где Р_t^* — результат t-ого года, формирующийся как сумма амортизационных отчислений на реновацию, остающаяся в распоряжении предприятия, и величины расчетной прибыли, поступающей в ФРПНиТ.

Величина необходимых наличных денежных ресурсов для реализации мероприятия НТП соответствует динамике единовременных затрат, если все они предшествуют началу получения конечной продукции.

Если часть единовременных затрат осуществляется в период получения конечной продукции, то величина необходимых наличных денежных ресурсов соответствует динамике авансируемых затрат.

Авансируемые затраты года З_at по мероприятию НТП определяются как превышение единовременных затрат К_t над результатом Р_t^*.

4.3.3

Данные о динамике необходимых денежных ресурсов используются предприятием для заключения кредитного договора с банком.

Привлечение заемных средств для финансирования мероприятия НТП отражается в плановых и хозрасчетных показателях предприятия.

Таким образом, часть единовременных затрат может финансироваться денежными средствами, одновременно получаемыми предприятием в результате использования мероприятия НТП.

Другим показателем, применяемым для анализа эффективности единовременных затрат, является период их возмещения.

Экономическое содержание этого показателя заключается в определении момента времени, начиная с которого народное хозяйство или отдельное предприятие начинают получать эффект, превышающий его нормативное значение (0,1).

Величина срока возмещения позволяет также проводить сопоставление с продолжительностью расчетного периода.

Период возмещения единовременных затрат определяется последовательным сложением величин (Р_t— И_t)J до момента, пока получаемая сумма не сравняется с величиной единовременных вложений, приведенных к расчетному году.

На уровне предприятия возмещение единовременных затрат осуществляется за счет части амортизационных отчислений, остающейся в распоряжении предприятия, и части прибыли, направляемой ФРПНиТ.

При использовании коэффициента эффективности единовременных затрат для оценки мероприятий в нефтедобыче могут встречаться случаи, когда в процессе его вычисления обнаруживаются два значения, удовлетворяющие условию его определения.

Такая ситуация сопутствует расчету экономического эффекта от интенсификации добычи, выражающейся в ее ускорении без изменения или с незначительным изменением конечной нефтеотдачи. В этом случае обязательным элементом затратной части формулы определения экономического эффекта (формула 1) становятся издержки в заключительной части расчетного периода Т, связанные с потерей возможности добывать количество нефти, адекватное ранее полученному объему за счет ускорения. Таким образом, период положительных экономических результатов (после осуществления единовременных затрат), где годовые значения разности Рt-Зt положительны Рt >Зt, обязательно сопровождается замыкающим его периодом потерь, т. е. отрицательных значений разности.

В этом случае надо иметь в виду, что экономическое содержание и метод расчета коэффициента единовременных затрат существенным образом изменяются, а величина экономического эффекта от рассматриваемого мероприятия НТП должна становиться предметом социального анализа.

4.4 Расчет экономического эффекта от строительства подстанции 35/10 кВ на новом месте Расчет экономического эффекта от строительства подстанции 35/10 кВ на новом месте производим по следующей формуле:

4.4.1

где: С₁ и С₂ — себестоимость продукции по вариантам;

К₁ и К₂ — удельные капитальные вложения по вариантам;

Е_Н = 0,15 — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;

ДЭ — дополнительная прибыль (от внедрения нового оборудования).

Исходя из выше изложенных методик производим расчет экономического эффекта от строительства подстанции 35/10 кВ на новом месте. Данные расчета см. в таблице 4.1, 4.2.

Таблица 4.1 Расчет экономической эффективности от строительства новой подстанции 35/10 кВ

Таблица 4.2 Расчет абсолютных показателей

5. Охрана труда и окружающей среды

5.1 Электробезопасность при эксплуатации электроустановок Электроустановкой называется совокупность машин, аппаратов, линий электропередачи и вспомогательного оборудования, предназначенных для производства, преобразования, трансформации, передачи, распределения электрической энергии и преобразования ее в другой вид энергии. Различают электроустановки открытые и закрытые.

Открытыми или наружными электроустановками называются электроустановки, не защищенные зданием от атмосферных воздействий и защищенные только навесами, сетчатыми ограждениями и т. п.

Закрытыми или внутренними электроустановками называются электроустановки, размещенные внутри зданий, защищающих их от атмосферных воздействий.

По условиям электробезопасности электроустановки разделяются на электроустановки напряжением до 1000 В и напряжением выше 1000 В. При этом имеется в виду действующее значение напряжения. Требования техники безопасности и технологические требования, предъявляемые к конструкции, устройству, размещению и эксплуатации электроустановок выше 1000 В, значительно более жесткие, нежели требования к электроустановкам до 1000 В.

Опыт эксплуатации показывает, что для обеспечения безопасной, безаварийной и высокопроизводительной работы электроустановок необходимо наряду с совершенным их исполнением и оснащением средствами защиты так организовать их эксплуатацию, чтобы была исключена всякая возможность ошибок со стороны обслуживающего персонала.

Структура такой организации эксплуатации разработана в результате длительного опыта работы множества электроустановок и изложена в виде «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок» и «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей».

Основой организации безопасной эксплуатации электроустановок является высокая техническая грамотность и сознательная дисциплина обслуживающего персонала, который обязан соблюдать особые организационные и технические мероприятия, а также приемы и очередность выполнения эксплуатационных операций согласно указаниям правил.

5.1.1 Персонал, обслуживающий электроустановки

Персонал, обслуживающий электроустановки, в зависимости от возложенных на него обязанностей и исполняемой работы делится на административно-технический, оперативный, ремонтный, оперативно-ремонтный, электротехнологический и неэлектротехнический.

Административно-технический персонал — руководители, начальники служб и отделов районных энергетических управлений, предприятий, цехов, лабораторий, районов и участков электросетей, заместители указанных лиц, инженеры, техники, мастера, занимающиеся эксплуатационно-ремонтным обслуживанием электроустановок.

Оперативный персонал — лица, имеющие электротехническую квалификацию, несущие дежурство в смене в электроустановках непосредственно или на дому. Обязанностью его является оперативное обслуживание действующих электроустановок. К дежурному персоналу относятся также допущенные к оперативному управлению и оперативным переключениям диспетчеры, дежурные инженеры и техники, начальники смен, лица из состава оперативно-выездных бригад.

Оперативно-ремонтный персонал — лица, имеющие электротехническую квалификацию из числа ремонтного персонала, на которых возложена обязанность оперативного и ремонтно-эксплуатационного обслуживания закрепленных за ними электроустановок, не имеющих дежурного персонала, в том числе воздушных и кабельных линий электропередачи.

Ремонтный персонал — инженеры, техники, мастера, рабочие, занимающиеся ремонтно-эксплуатационным обслуживанием силового электрооборудования, релейной защиты, автоматики, грозозащиты и изоляции, средств диспетчерского и технологического управления, персонал электролабораторий.

Неэлектротехнический персонал — лица, не имеющие электротехнических специальностей, привлекаемые к работе в электроустановках, — строительные рабочие, уборщики, водители машин и механизмов, лица, работающие с электроинструментом, и др.

5.1.2 Классификация помещений по опасности поражения электрическим током

Состояние окружающей воздушной среды, а также окружающая обстановка могут усиливать или ослаблять опасность поражения током. Так, сырость, токопроводящая пыль, едкие пары и газы разрушающе действуют на изоляцию электроустановок, резко снижая ее сопротивление и создавая угрозу перехода напряжения на корпуса, станины, кожухи и тому подобные нетоковедущие металлические части электрооборудования, к которым может прикасаться человек.

Вместе с тем при этих условиях, как и при высокой температуре окружающего воздуха, понижается электрическое сопротивление тела человека, что еще более увеличивает опасность поражения его током.

Воздействие тока на человека усугубляется также наличием токопроводящих полов и близко расположенных к электрооборудованию металлических заземленных предметов, так как одновременное прикосновение человека к этим предметам и корпусу электрооборудования, случайно оказавшемуся под напряжением, или непосредственно к токоведущей части, находящейся под напряжением, будет сопровождаться прохождением через человека большого тока.

В зависимости от тех или иных условий, повышающих опасность воздействия тока на человека, разным помещениям присуща разная степень опасности поражения током — одним большая, другим — меньшая.

По действующим правилам все помещения делятся по степени опасности поражения людей электрическим током на три класса: без повышенной опасности, с повышенной опасностью и особо опасные.

К помещениям без повышенной опасности относятся сухие, беспыльные помещения с нормальной температурой воздуха, с изолирующими полами, в которых отсутствуют заземленные предметы или их очень мало.

К помещениям с повышенной опасностью относятся помещения: сырые, жаркие, пыльные, с токопроводящей пылью, с токопроводящими полами.

К особо опасным относятся помещения: особо сырые, с химически активной или органической средой.

5.1.3 Содержание эксплуатации электроустановок По условиям техники безопасности эксплуатация действующей электроустановки делится на две части: оперативное обслуживание электроустановки, производство работ в электроустановке.

Оперативное обслуживание действующих электроустановок заключается в следующем: дежурство в электроустановках, осмотры электроустановок, оперативные переключения, выполнение в порядке текущей эксплуатации некоторых мелких работ, особо оговоренных правилами техники безопасности.

Оперативное обслуживание электроустановок производит оперативный персонал, а при отсутствии дежурств в электроустановке — оперативно-ремонтный.

5.1.4 Осмотры электроустановок

Назначение осмотров — своевременное выявление недостатков и ненормальностей в работе оборудования, выявление неисправностей оборудования и сооружений, в том числе строительной части, проверка наличия и исправности вспомогательных устройств, средств защиты, противопожарных средств и т. п.

Осмотры могут производить как одно лицо, так и группа лиц.

Объем осмотров, т. е. перечень устройств и оборудования, подлежащих осмотру, порядок и сроки проведения осмотров регулируются местной инструкцией с учетом видов оборудования, его состояния, условий эксплуатации, среды, в которой работает установка.

Одновременно с электроустановкой следует осматривать вспомогательные элементы и приспособления, в том числе обеспечивающие безопасные условия ее эксплуатации. Так, при осмотрах необходимо проверить: наличие закрепленных за данной установкой защитных и противопожарных средств, наличие аптечки и медикаментов в ней, наличие постоянно укрепленных на дверях, камерах и в других местах предупредительных плакатов и надписей, целостность заземляющих проводов и шин, исправность дверей и замков.

Лицу, производящему осмотр, рекомендуется иметь при себе диэлектрические перчатки, а если осмотр производится с выключением освещения, то и ручной фонарь.

При входе в электроустановку необходимо закрыть за собой дверь или калитку, чтобы исключить доступ в установку случайных лиц. Нельзя облокачиваться на конструкции, перила, ограждения.

5.2 Экологическая безопасность Все возрастающие масштабы производственной деятельности человека, характерные для периода научно-технической революции, и воздействие этого фактора на окружающую среду нарушили естественный круговорот веществ и энергии в природе.

Под воздействием огромного по масштабам современного производства изменяются климат нашей планеты, химический состав воздуха, воды и почвы, структура недр, защитные функции океана. Глубокие изменения произошли во взаимоотношениях между человеческим обществом и природой, в обменных процессах, которые лежат в основе этих взаимоотношений. Посредством труда человек контролирует и регулирует эти обменные процессы. Роль производственной деятельности людей в этом обмене все более возрастает.

Крупные промышленные комплексы преобразуют почти все компоненты природы (воздух, воду, почву, растительный, животный мир). Эффективная охрана природы возможна только при рациональном использовании природных ресурсов. Это стало особенно актуально на современном этапе научно-технической революции, когда за одни сутки человечество потребляет такое количество топлива, которое природа способна синтезировать за тысячу лет.

Человек может правильно использовать природные богатства только тогда, когда он познает законы природы, овладевает теоретическими основами современной экологии. Нарушение одного звена в сложном процессе обмена веществ между разными уровнями организации жизни может дать отрицательные последствия.

Охрана природы как научная область раскрывает сущность экологических процессов, дает возможность предвидеть возможные последствия нарушения экологического равновесия и принимать правильные решения и эффективные меры по его восстановлению.

Нефтяная и газовая промышленность остается одной из наиболее опасных отраслей производства по загрязнению окружающей среды.

Наиболее актуальным для современного нефтегазодобывающего производства продолжают оставаться три группы взаимосвязанных экологических проблем:

истощение запасов нефти и газа и пополнение их за счет открытия новых месторождений;

предотвращение загрязнения окружающей среды;

обеспечение естественного экологического равновесия, сохранение ландшафтов.

Применительно к разработке нефтяных и газовых месторождений в рамках этих проблем можно выделить следующие природоохранительные задачи:

значительное повышение нефте — и газоотдачи пластов за счет внедрения новых и наиболее эффективных современных методов интенсификации добычи;

предотвращение образования открытых нефтяных и газовых фонтанов, а также потерь нефти и газа в процессе добычи, подготовки, транспортирования и переработки;

исключение возможности неконтролируемого обводнения и других вредных влияний на месторождения;

сохранение чистоты атмосферы, почвы, водоемов, водоносных горизонтов, подрусловых потоков;

очистка и утилизация сточных вод, использование, захоронение, уничтожение отходов;

рациональное комплексное использование жидких природных и газообразных углеводородов, попутного нефтяного газа и других веществ, предотвращение потерь, утечек нефти и газа.

Научно-технический прогресс, резко улучшающий экономические показатели работы, зачастую не согласуется с экологическими требованиями. Высокая плотность технологических установок, коммуникаций резко повышает вероятность и тяжесть аварий, поломок, крупных выбросов вредных веществ и несчастных случаев. Из-за недостаточной надежности отдельных узлов даже локальные разрушения крупномасштабных установок, газопроводов, резервуаров могут стать причиной утечек большого количества токсичных веществ, вредно воздействующих на все компоненты природной среды, влекущие за собой гибель растительного и животного мира, ускоренный износ оборудования. Комплексная оптимизация технологических процессов, совершенствование оборудования, используемого при бурении, добыче, подготовке, переработке, транспортировании и хранении нефти, нефтепродуктов, природного газа явится эффективной мерой по охране окружающей среды на всех стадиях разработки нефтяных и газовых месторождений. Перспективно также использование чистых видов топлива, новых методов газификации твердого и жидкого топлив, геотермальной, приливной и ветровой энергии.

Особое значение в комплексе мероприятий по охране природы в нефтяной и газовой промышленности имеет предотвращение загрязнения воды и почвы. Разлившаяся нефть и другие углеводороды, опасно изменяя состав и свойства воды, превращают ее в токсичное вещество, которое опасно воздействует на обитателей водоемов. Нефтяная пленка на поверхности водоема изменяет световой, тепловой, кислородный и материальный баланс среды, нарушает экологическое равновесие. Разная степень загрязнения в данном случае означает лишь неодинаковое по продолжительности время гибели морских животных.

Пагубное воздействие разлившаяся нефть, нефтяной и буровой шлам могут оказать и на почву в процессе бурения, добычи, подготовки и транспортирования нефти. Проникая в плодородную землю, все эти загрязнители изменяют ее физико-химические свойства, разрушают почвенную структуру, диспергируют частицы, изменяют соотношение между углеродом и азотом, режим почв и корневого питания растений. Загрязнение почвы опасно и для человека, поскольку влияние нефти может проявляться через пищевые цепи. Один прорыв водовода со сточными водами, загрязненными нефтью уничтожает растительный покров на площади 0.5 га плодородной земли. Стоимость рекультивации 1 га сельскохозяйственной земли, загрязненной нефтью, в 7 — 13 раз больше ее номинальной стоимости.

Растущая лавина отходов, мусора является мощным источником загрязнения окружающей среды. Традиционный способ упорядоченного сбора, хранения в специальных отвалах и сжигания отходов оказывается в настоящее время неприемлемым. Только путем их утилизации можно ликвидировать свалки, под которые отведены огромные территории, и одновременно получить необходимое для промышленности сырье и топливо. Во многих развитых странах мира в больших объемах и ассортименте получают из отходов дешевый металл, сахарный сироп, строительные блоки, электроэнергию, фильтры для сточных вод и т. д.

Радикальное решение проблемы отходов следует искать в безотходной технологии, когда отходы одного производства будут служить сырьем для другого.

5.3 Расчет заземления ПС

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

Виды заземлений:

защитное — выполняется с целью обеспечения электробезопасности при замыкании токоведущих частей на землю;

рабочее — предназначено для обеспечения нормальных режимов работы электроустановки;

молниезащитное — для защиты электрооборудования от перенапряжений и молниезащиты зданий и сооружений.

В большинстве случаев одно и то же заземление выполняет несколько функций, т. е. одновременно является защитным, рабочим и т. д.

Заземляющее устройство — совокупность заземлителя и заземляющих проводников.

Заземлителем называется металлический проводник или группа проводников, находящихся в соприкосновении с землей. Различаются естественные и искусственные заземлители.

Естественные заземлители — различные конструкции и устройства, которые по своим свойствам могут одновременно выполнять функции заземлителей: водопроводные и другие металлические трубопроводы (кроме трубопроводов горючих или взрывчатых жидкостей и газов, а также покрытых изоляцией от коррозии), металлические и ж.б. конструкции зданий и сооружений, имеющие надежное соединение с землей.

Искусственные заземлители — закладываемые в землю металлические электроды, специально предназначенные для устройства заземлений. В качестве искусственных заземлителей применяются: для вертикального погружения в землю — стальные стержни диаметром 12−16 мм., угловую сталь с толщиной стенки не менее 4 мм или стальные трубы с толщиной стенки не менее 3,5 мм; для горизонтальной укладки — стальные полосы толщиной не менее 4 мм или круглую сталь диаметром 6 мм. Длина вертикальных стержневых электродов — 2−5 м, а электродов из угловой стали 2,5 — 3 м. Верхний конец вертикального заземлителя заглубляется на 0,5 — 0,7 м от поверхности земли. Горизонтальные заземлители применяются для связи между собой вертикальных заземлителей. Заземляющие проводники предназначены для присоединения частей электроустановки с заземлителем.

Расчет заземляющего устройства сводится к расчету заземлителя, т.к. заземляющие проводники принимаюися по условиям механической прочности и стойкости к коррозии по ПУЭ.

Расчет сопротивления заземлителя производится согласно методике, приведенной в «Учебном пособии для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий. Москва Энергоатомиздат. 1987 г.».

5.3.2 Расчет заземляющего устройства подстанции Грунт в месте сооружения ПС — суглинок; климатическая зона З; дополнительно в качестве заземления используются система тросы-опоры с сопротивлением заземления 1,3 Ом.

В соотвествие с ПУЭ допустимое сопротивление заземляющего устройства для стороны 35 кВ должно быть не более 0,5 Ом, т.к. заземляющее устройство используется так же для установок ПС напряжением до 1000 вольт, в качестве расчетного принимается сопротивление R_з = 0,5 Ом.

Сопротивление искусственного заземлителя рассчитывается с учетом использования системы тросы-опоры:

1/R_и = 1/ R_з — 1/ R _е или R_и = R_{з *} R _е / R_з — R _е, 5.3.1

где R_з — расчетное сопротивление заземляющего устройства;

R_и — сопротивление искусственного заземлителя;

R _е — сопротивление естественного заземлителя.

R_и = 0,5_*1,3 / 1,3 — 0,5 = 0,812 Ом. 5.3.2

Рекомендуемое для предварительных расчетов удельное сопротивление грунта в месте сооружения заземлителя-суглинка составляет S = 100 Ом _* м.

Повышающие коэффициенты, учитывающие высыхание грунта летом и промерзание его зимой для климатических условий З принимается равными 2,2 для горизонтальных электродов при глубине заложения 0,8 метров и 1,5 для вертикальных стержневых электродов длиной 2−3 метра при глубине заложения их вершины 0,5 — 0,8 метров.

Расчетные удельные сопротивления грунта:

— для горизонтальных электродов

с_расч.г = k_{г *} с = 2,2 _* 100 = 220 Ом _* м 5.3.3

— для вертикальных электродов

с_расч.в = k_{в *} с = 1,5 _* 100 = 150 Ом _* м. 5.3.4

Определяется сопротивление растеканию одного стержня диаметром 20 мм и длиной 2 м при погружении ниже уровня земли на 0,7 м по следующей формуле:

R_о.в.э = с_расч.в/2рl_в.(ln _* 2l_в/d + Ѕ ln_*4t+l_в / 4t-l_в) = 150/2_*3,14_*2_*2,3 (lg 2_*2 / 0,02+½ lg 4_* 1,7+2 / 4_* 1,7−2) = 27,4 (2,301+½_*0,264) = 27,4_*2,433 = 66,8 Ом.

Определяется примерное число вертикальных заземлителей при предварительно принятом коэффициенте использования К_и.в = 0,6:

n = R_o.в.э / К_{и.в *} R_и = 66,8 / 0,6_*0,812 = 137 5.3.5

Определятся сопротивление растеканию горизонтальных электродов — полос 40×4 мм², приваренных к верхним концам стержней. Коэффициент использования соединительной полосы в контуре при числе стержней порядка 100 и отношении, а / l = 2 К_и.г.э = 0,24.

Сопротивление растеканию полосы:

R_и.г.э = 1/К_{и.г *} с_расч.г/2рl_г.* ln_*2lг²/bt = 1/0,24 _* 220/2_*3,14_*500 _* 2,3 lg 2_*500²/0,04_*0,7 = 0,67 _* 7,25 = 4,86 Ом 5.3.6

Уточненное сопротивление вертикальных электродов.

R_в.э = R_{и.г.э *} R_и / R_и.г.э — R_и = 4,86 _* 0,812 / 4,86 — 0,812 = 0,97 Ом. 5.3.7

Уточненное число вертикальных электродов определяется при коэффициенте использования К_и.в = 0,52, принятом из при n порядка 100 и а/l = 2.

n = R_o.в.э./ К_{и.в. *} R_в.э = 66,8 / 0,52 _* 0,97 = 132

Окончательно принимается 132 стержня.

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 6 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.

5.4 Расчет молниезащиты Наиболее опасным проявлением молнии с точки зрения поражения зданий и сооружений является прямой удар.

Ожидаемое число поражений молнией в год зданий и сооружений высотой 60 м, не оборудованных молниезащитой и имеющих неизменную высоту, определяется по формуле:

N = (B+6h_x)(L+6h_x)n10^-6, 5.4.1

Где В — ширина защищаемого обьекта, м; h_x — высота обьекта по его боковым сторонам, м; n — среднее число поражений молнией 1 км² земной поверхности в год.

Зона защиты молниеотвода — часть пространства, внутри которого здание или сооружение защищено от прямых ударов молнии с определенной степенью надежности. Зоны надежности подразделяются на следующие типы: тип, А — степень надежности составляет 99,5% и выше, тип В — 95% и выше.

Расчет молниезащиты подстанции производится согласно методике, приведенной в «Учебном пособии для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий. Москва.Энергоатомиздат. 1987 г.».

Для объектов 1 категории по устройству молниезащиты согласно защитная зона относится к типу, А Принимается исполнение защиты двумя отдельно стоящими металлическими молниеотводами стержневого типа высотой 26 м. Определяем параметры зоны защиты, учитывая, что L > H,

где L — расстояние между опорами молниеотводов, м;

H — высота молниеотвода, м;

H_o = 0,85 _* Н = 0,85 _* 26 = 22,1 м. 5.4.2

где H_o — высота опоры молниеотвода;

R_o — (1,1−0,002*Н)*Н = (1,1−0,002*26)*26 = 27,25 м, 5.4.3

где R_o — радиус защитной зоны на уровне земли.

Зону защиты построим для уровня Нх = 7,5 м, где Н_х — высота защищаемого объекта.

Радиус зоны защиты R_х на уровне Н_х равен:

R_х = (1,1−0,002*Н) * (Н — Н_х / 0,85) = (1,1−0,002*26) (26−7,5 / 0,85) = 18 м. 5.4.4

Определим Н_с и R_сх ,

где Н_с — высота защитной зоны в точке L/2;

R_сх — требуемый радиус защитной зоны на высоте Н_х.

Н_с = Н_о — (0,17+3_*10^-4 _* Н) _* (L-Н) = 22,1- (0,17+3 _*10^-4 _* 26) = (53,6−26) = 17,2 м.

R_сх = R_{о *} Н_с — Н_х / Н_с = 27,25 _* 17,2−7,5 / 17,2 = 15,36 м. 5.4.5

Помимо выбора и установки молниеотводов и определения защитной зоны для заземления молниеотводов, предусматриваем по четыре вертикальных электрода, соединенных между собой стальной полосой. Для защиты объекта от вторичных проявлений молний, электромагнитной и электростатической индукции и заноса высоких потенциалов в сооружение предусматриваем следующие мероприятия:

а) для защиты от потенциалов, возникающих в результате электростатической индукции, надежно 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.

электроснабжение трансформатор релейный месторождение

Заключение

1. Для электроснабжения кустов скважин ГЗУ, ДНС, КНС предусматривается:

— строительство новой подстанции 35/10 кВ «Урганчинская»;

— расширение существующей подстанции 110/35/10 кВ «Архангельская»;

— строительство двухцепной высоковольтной линии электропередач напряжением 35 кВ от подстанции «Архангельская» для питания силовых трансформаторов подстанции «Урганчинская».

2. Потребителями электроэнергии являются:

— нефтяные насосы ;

— блок — боксы с погружными насосами;

— блок — боксы откачивающих насосов ;

— водозаборные скважины с погружным насосом ;

— водозаборная скважина с погружным насосом ;

— подземные емкости дренажные ;

— блоки дозированной подачи реагента ;

— блоки напорных гребёнок ;

— скважины с погружными насосами ;

— скважины со станком — качалками ;

— ГЗУ .

По надежности электроснабжения ГЗУ, ДНС скважины относятся ко II категории, КНС — к III категории.

3. Проектируемая подстанция предназначена для электроснабжения нагрузок нефтедобычи.

В соответствии с расчетной нагрузкой на вновь проектируемой подстанции 35/10кВ предусматривается два силовых трансформатора.

На стороне 35кВ подстанции принята схема: Два блока с элегазовыми выключателями типа ВГБЭ-35−12,5/630, производства ОАО «Уралэлектротяжмаш» и неавтоматической перемычкой со стороны линии.

На стороне 10кВ устанавливается комплектное распределительное устройство серии К-59, производства ОАО «Самарский завод «Электрощит», с одиночной секционированной системой шин. На вводах 10кВ Т1, Т2, секционном выключателе 10кВ и отходящих фидерах 10кВ установлены выкатные тележки с вакуумными выключателями типа ВБЭК-30−10−20/630

Автоматика подстанции предусматривается в следующем объеме:

— автоматическое регулирование напряжения силовых трансформаторов;

— АПВ отходящих фидеров 10кВ промысловых нагрузок;

— автоматика обогрева баков и приводов выключателей 35,10кВ;

— АПВ на стороне 10кВ силовых трансформаторов;

— АВР на стороне 10кВ силовых трансформаторов;

— автоматический учет и контроль электроэнергии;

— АВР на стороне 0,4кВ собственных нужд и оперативных цепей.

На силовом трансформаторе установлены следующие защиты:

— газовая защита с действием на отключение трансформатора;

— продольная дифференциальная защита с действием на отключение трансформатора;

— максимальная токовая защита с двумя выдержками времени (с первой выдержкой — с действием на отключение В — 10кВ, со второй выдержкой — на отключение В — 35кВ);

— газовая защита с действием на сигнал;

— защита от перегрева масла с действием на сигнал;

— защита от перегрузки с действием на сигнал;

— защита от понижения уровня масла с действием на сигнал.

На секционном выключателе 10кВ установлены следующие защиты:

— максимальная токовая защита с действием на отключение.

На отходящих фидерах 10кВ установлены следующие защиты:

— максимальная токовая защита с действием на отключение;

— токовая отсечка с действием на отключение;

— защита от замыканий на землю с действием на сигнал.

Защита силового трансформатора Т1 (Т2) и автоматика управления вводом 35кВ реализована на микропроцессорном терминале типа БЭ2704V070.

Защита и автоматика управления вводом 10кВ, секционным выключателем 10кВ и отходящих фидеров 10кВ реализована с помощью устройств микропроцессорной защиты «Сириус».

Серия микропроцессорных защит «Сириус» предназначена для организации комплексной релейной защиты энергообъектов напряжением 6−35 кВ. Серия содержит защиту кабельных и воздушных линий, трансформаторов мощностью до 1 МВА, синхронных двигателей, секционных и вводных выключателей.

Все устройства серии имеют одинаковое конструктивное исполнение и различаются только программой их работы. Устройства могут применяться как совместно, так и по отдельности, в комплекте с традиционными защитами.

4. Расчет релейной защиты заключается в выборе рабочих параметров срабатывания (рабочих уставок) как отдельных реле, так и комплектных и многофункциональных устройств релейной защиты. Во всех существующих и разрабатываемых устройствах защиты должна быть предусмотрена возможность плавного или ступенчатого изменения параметров срабатывания в определенных пределах.

Выбор рабочих уставок защиты принято производить в расчете на «наихудший случай» (реально возможный), учитывая, что неправильное действие защиты даже при маловероятном сочетании обстоятельств может привести к большому ущербу.

При выполнении расчетов релейной защиты необходимо строго соблюдать действующие «Правила устройства электроустановок», «Руководящие указания по релейной защите», а также директивные указания Главного технического управления, выпускаемые в виде противоаварийных и эксплуатационных циркуляров, решений и сборников.

Для выполнения расчета релейной защиты (выбора уставок) прежде всего необходимы полные и достоверные исходные данные, к которым относятся:

— схема защищаемой сети и режимы ее работы (с указанием, как создаются рабочие и ремонтные режимы — автоматически или неавтоматически);

— сопротивления и э. д. с. (или напряжения) питающей системы для максимального и минимального режимов ее работы;

— режимы заземления нейтралей силовых трансформаторов;

— параметры линий, трансформаторов и т. д.;

— значения максимальных рабочих токов линий, трансформаторов и т. д. в рабочих, ремонтных и послеаварийных режимах;

— характеристики электроприемников;

— типы выключателей;

— типы и параметры измерительных трансформаторов тока и трансформаторов напряжения с указанием мест их установки в схеме сети;

— типы и параметры срабатывания (уставки) существующих устройств релейной защиты и автоматики на смежных элементах (как питающих, так и отходящих);

В общем случае релейная защита не должна ограничивать возможности полного использования основного электрического оборудования сети.

5. В состав экономической части входит следующее:

— методика расчета экономической эффективности;

— анализ эффективности единовременных затрат;

— расчет экономического эффекта от строительства подстанции 35/10 кВ на новом месте.

1. Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков «Электрическая часть электростанции и подстанции» М. Энергоатомиздат, 1989 г.

2. А. А. Федоров, Л. Е. Старкова «Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования» М. Энергоатомиздат, 1987 г.

3. Б. Н. Князевский, Б. Ю. Липкин «Электроснабжение промышленных предприятий» М. Высшая школа, 1986 г.

4. В. И. Идельчик «Электрические системы и сети» М. Энергоатомиздат, 1989 г.

5. «Справочник по электроснабжению промышленных предприятий» под общей редакцией А. А. Федорова и Г. В. Сербиновского. Книга первая, вторая. М. Энергия, 1973 г.

6. «Электротехнический справочник» под общей редакцией И. Н. Орлова и др. том 3, книга 1, 2 М. Энергоатомиздат, 1988 г.

7. «Справочник по проектированию электроснабжения» под редакцией Ю. Г. Барыбина и др. М. Энергоатомиздат, 1999 г.

8. «Справочник по электрическим установкам высокого напряжения» под редакцией И. А. Баумштейна, С. А. Бажанова. М. Энергоатомиздат, 1989 г.

9. «Проектирование систем автоматизации технологических процессов» под редакцией А. С. Клюева. М. Энергоатомиздат, 1990 г.

10. «Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей» М. А. Шабад. Эне6ргоатомиздат, 1985 г.

11. «Максимальная токовая защита» М. А. Шабад. М. Эне6ргоатомиздат, 1991 г.

12. «Расчет токов короткого замыкания в электросетях 0,4 — 35 кВ» М. Л. Голубев. М. Энергия, 1980 г.

13. «Как рассчитать ток короткого замыкания» Е. Н. Беляева. М. Эне6ргоатомиздат, 1983 г.

14. «Правила эксплуатации электроустановок потребителей» Энергоатомиздат, 1992 г. (С 01.07.03 «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей»).

15. «Межотраслевые правила по ОТ при эксплуатации электроустановок», 2001 г.

16. «Правила устройств электроустановок» С. — П. Дизайн — @, 2001 г.

17. «Охрана труда при разработке нефтяных и газовых месторождений» Г. Е. Панов. М. Недра, 1982 г.