Дипломная работа: Создание электрической подстанции "Шершнёвская" ЗАО "Лукойл-Пермь"

Проверка отсутствия напряжения осуществляется указателем напряжения, исправность которого перед применением проверяется с помощью прибора или приближением к токоведущим частям, находящимся под напряжением. В электроустановках с напряжением выше 1000В указателем напряжения пользуются в диэлектрических перчатках. В электроустановках 35кВ и выше для проверки отсутствия напряжения используется изолирующая штанга. Признаком отсутствия напряжения является отсутствие искрения и потрескивания при прикосновении ею несколько раз к токоведущим частям. Заземление на токоведущие части устанавливаются непосредственно после проверки отсутствия напряжения. В электроустановках выше 1000В заземляются токоведущие части всех фаз отключенного для работ участка со всех сторон, откуда может быть подано напряжение, за исключением отключенных для работ сборных шин, на которые достаточно установить одно заземление.

Заземленные токоведущие части отделяются от токоведущих частей, на которых непосредственно ведется работа, отключенными выключателями, разъединителями, демонтируемыми шинами или проводами. Непосредственно на рабочем месте заземление на токоведущие части дополнительно устанавливается в тех случаях, когда эти части могут оказаться под наведенным напряжением. Присоединяются переносные заземления к токоведущим частям в местах очищенных от краски.

В электроустановках до 1000В при работах на сборных шинах распределительных устройств, щитов, сборок напряжение снимается с шин, и шины (за исключением шин выполненных изолированным проводом) заземляются.

Допускается временное снятие заземления установленного при подготовке рабочего места, если это требуется по характеру выполняемых работ (измерение сопротивления, изоляции и т.п.). Временное снятие и последующая установка заземления выполняется дежурным, оперативно-ремонтным персоналом, либо по указанию выдающего наряд производителем работ. Разрешение на временное снятие заземления, а также на выполнение этих операций выдается производителем работ, вносится в строку наряда "отдельные указания" с записью о том, где и для какой цели снимается заземление.

В электроустановках, конструкция которых такова, что установка заземления опасна или невозможна (например в некоторых распределительных ящиках КРУ отдельных типов, сборках с вертикальным расположением фаз), при подготовке рабочего места заземление не устанавливается, а надеваются диэлектрические колпаки на ножи разъединителей или устанавливаются прокладки между контактами коммутационных аппаратов.

В электроустановках до 1000В операции по установке и снятию заземлений выполняются одним работником с группой Ш из дежурного или оперативно-ремонтного персонала.

В электроустановках выше 1000В переносные заземления устанавливаются двумя работниками: один с группой 1У (из дежурного или оперативно-ремонтного персонала), другой с группой Ш. Заземляющие ножи включаются одним работником с группой IУ из дежурного или оперативно-ремонтного персонала. Отключаются заземляющие ножи и снимаются переносные заземления одним человеком с группой Ш из дежурного или оперативно-ремонтного персонала.

3.3 Безопасное ведение монтажных работ на подстанции

Кроме соблюдения правил ТБ при эксплуатации проектируемой подстанции, предусматриваются меры безопасности при электромонтажных и наладочных работах на данной подстанции.

При проведении электромонтажных работ в РУ предусматриваются следующие правила /21/:

1)  Подъем, перемещение и установка разъединителей и других аппаратов рубящего типа производится в положении "включено", а аппаратов, снабженных возвратными пружинами или механизмами свободного расцепления в положении "отключено".

2)  При регулировании выключателей и разъединителей, соединенных с проводами, принимаются меры для предотвращения самопроизвольного или непредвиденного включения или отключения последних.

3)  Проверка одновременности включения контактов масляного выключателя выполняется при напряжении не выше 12В.

4)  При работе на трансформаторе тока зажимы вторичных обмоток до полного окончания работ замыкаются накоротко непосредственно на зажимах трансформатора и заземляются; все выводы трансформаторов напряжения закорачиваются и заземляются на все время монтажа.

5)  Не допускается прокладка временных ВЛ для освещения, сигнализации и других целей над монтируемыми токоведущими частями открытых РУ.

6)  При работах на вновь монтируемых ОРУ спуски от линии электропередач у концевых опор или на вводных порталах закорачиваются и заземляются.

7)  При работах в действующем или расширяемом ОРУ, в случае обнаружения соединений с "землей" какой-либо токоведущей части установки, до отключения поврежденного участка, приближаться к месту повреждения на расстояние менее 10 метров для линии до 220кВ, запрещается.

8)  При тумане, сильном ветре (>12м/с), приближении грозы и во время грозы все работы по монтажу ОРУ прекращаются.

При ведении пуско-наладочных работ (ПНР) предусматриваются следующие требования /21/:

а) до начала ПНР на РУ все питающие и отходящие к другим подстанциям линий отсоединяются от оборудования, закорачиваются и заземляются;

б) на время производства ПНР закорачиваются и заземляются токоведущие части, на которые может быть подано напряжение путем обратной трансформации, от постороннего источника питания или на них может появиться наведенное напряжение; снимать закорачивающие перемычки и заземление разрешается только на время испытаний и измерений;

в) до начала ПНР на коммутационных аппаратах в целях предотвращения их ошибочного включения или отключения выполняются следующие действия: приводятся в нерабочее состояние пружины коммутационных аппаратов, выключающие грузы или пружины приводов; отключаются рукоятки ручного включения электромагнитных, пружинных и других приводов;

г) не допускается одновременная работа в приводах и на коммутационных аппаратах;

д) при измерении времени включения и отключения коммутационного аппарата применяются меры против подачи, напряжения в первичные цепи;

е) все выводы трансформаторов на время ПНР закорачиваются и заземляются; снимать закорачивающие перемычки и заземления с выводов трансформатора разрешается только на время испытаний и измерений;

ж) не допускается находиться на крыше силового трансформатора во время проверок и измерений, связанных с подачей напряжения;

з) при выполнении работ по наладке трансформаторов на высоте более 1,3м предусматривается выполнение требований § 3,1 /21/.

Подстанция 35/6,3кВ "Шершнёвская" состоит из ОРУ-35кВ и КРУН-6,3кВ, которые эксплуатируются на открытом воздухе и приравниваются к электроустановкам, эксплуатирующимся в особо опасных условиях, так как в зависимости от погоды возможны повышенная температура, проводящий "пол" (открытый сырой грунт) и особая сырость.

Поэтому применяются следующие технические защитные меры:

1.  Обеспечение недоступности токоведущих частей.

2.  Защитное заземление (см.раздел 2.10).

3.  Защитное отключение (см.раздел 2.6).

4.  Молниезащитные сооружения (см.раздел 2.9).

4. Экономическая часть

4.1 Технико-экономическое обоснование выбора силовых трансформаторов

По результатам расчетов полученным в специальной части дипломного проекта сумарная расчетная мощность электроприемников месторождения составила = 4245кВА., поэтому возникла необходимость рассмотреть два варианта выбора трансформаторов при двух разных режимах работы.

Для определения экономически целесообразного режима работы трансформаторов и выбора наилучшего варианта установки силовых трансформаторов используем метод срока окупаемости, лет /4/.

К1 и К2 - капитальные вложения по варианту 1 и 2,тыс.руб.;

Сэ1 и Сэ2 - ежегодные эксплуатационные расходы в первом и втором вариантах, тыс. руб/год.

Технические данные трансформаторов вариантов 1 и 2 приведены в табл. 4.1.

Таблица 4.1.

Тип трансформатора	Мощност,	ВН кВ	ННкВ	Потери, кВт		Uк%	I%	Цена, тыс. руб
				DРх	DРк
ТОН	4000	35	6,3	5,7	33,5	7,5	1	85,5
ТМ	6300	35	6,3	8	46,5	7,5	0.9	75,4

Капитальные вложения определяем по выражению:

К=N*Ктр*Км*Ки , где

N - число трансформаторов, шт;

Ктр - стоимость трансформатора, тыс.руб.;

Км - 1.05 - коэффициент расходов на монтаж;

Ки – 14 - принятый коэффициент индексации.

Вариант 1

K1=2*85,5*14*1.05=2513,7(тыс.руб.)

Вариант 2

K2=2*75,4*14*1,05=2216,8(тыс.руб.)

Определяем годовые потери электроэнергии в трансформаторах. Для этого строим годовой график нагрузок, по материалам /I0/. График приведен на рис 4.1.

Расчет годовых потерь электроэнергии в трансформаторах первого и второго варианта производим для каждой ступени графика нагрузок, и сводим в табл.4.2.

Потери мощности в трансформаторах определяем по выражениям:

где  - приведенные потери трансформатора, кВт:

где  - приведенные потери холостого хода трансформатора, учитывающие потери активной мощности в самом трансформаторе и создаваемые им в элементах всей схемы электроснабжения в зависимости от реактивной мощности, потребляемой трансформатором;

Рис 4.1

где  - приведенные потери короткого замыкания;

Кип - коэффициент изменения потерь для трансформаторов, присоединенных непосредственно к шинам подстанции

Кип=0,05кВт/Квар./10/;

K3 - коэффициент загрузки трансформатора;

Qх = Sном.т. *  ,квар

 - реактивная мощность холостого хода трансформатора;

 = Sном *  , квар.

 - реактивная мощность короткого замыкания трансформатора;

 - ток холостого хода трансформатора, %;

 - напряжение короткого замыкания трансформатора, % ;

Определяем потери мощности:

Вариант I.

Определяем приведенные потери в одном трансформаторе 6,3MВA:

Определим приведенные потери в параллельно работающих трансформаторах по выражению:

 - число параллельно работающих трансформаторов;

Второй вариант:

Приведенные потери в одном трансформаторе:

Приведенные потери в трансформаторах работающих параллельно:

Рассчитываем нагрузку, при которой необходимо переходить на параллельную работу трансформаторов:

 ,МВА

Вариант 1:

Вариант 2:

Расчеты по определению годовых потерь мощности и энергии сведены в табл. 3.2.

Таблица 3.2.

№ ступени	Нагрузка кВа	Кз	Кз/2	Продолжительность ступени нагрузки	потери мощности в тран	Потери электроэнер в трансфор
Вариант 1:
1	5300	-	0,21	1500	24,8	37200
2	5800	-	0,23	3600	25,4	91440
3	6000	-	0,24	700	25,7	17990
4	6200	-	0,245	1500	25,9	38850
4	6600	-	0,26	1500	26,4	39600
=225080
Вариант 2:
1	5300	-	0,31	1500	22,7	34050
2	5800	-	0,34	3600	23,7	85320
3	6000	-	0,35	700	24,2	16940
4	6200	-	0,38	1500	25,8	38700
5	6600	-	0,4	1500	26,6	39900
ВСЕГО за год : DЭач=215000кВт/ч/год.

Проведем технико-экономическое составление вариантов трансформаторов:

При эксплуатации трансформаторных подстанций можно выделить четыре статьи расходов:

1.  Заработная плата обслуживающего персонала.

2.  Годовые амортизационные отчисления.

3.  Потери электроэнергии в самих трансформаторах.

4.  Расходы на горюче-смазочные материалы.

При рассмотрении вариантов трансформаторов расходы на зарплату и горюче-смазочные материалы будут одинаковы для обоих видов трансформаторов, поэтому при расчетах будем учитывать только переменные расходы, то есть потери электроэнергии в трансформаторах и амортизационные отчисления.

Вариант 1:

Капитальные затраты К1=2513,7(тыс.руб.)

Годовые амортизационные расходы:

Са1=φ*К1=0,125*2513,7=314,2(тыс.руб)

φ=0,125 - нормативный коэффициент амортизационных отчислений.

Стоимость потерь электроэнергии определяем из выражения:

Сп1=Со*DЭа1, где

С0=67(коп./кВт.Ч) - стоимость электроэнергии по АО "Пермьэнерго"

Сп1=0,67*225080=150,8(тыс.руб.)

Сумарные годовые расходы:

Сэ1=Са1+Сп1=314,2+150,8=465,0(тыс.руб.)

Вариант 2:

К2=2216,8(тыс.руб.)

Са2=0,125*2216,8=277,1(тыс.руб.)

Сп2=0,67*215000=144,05(тыс.руб.)

Сэ2=277,1+144,05=421,15(тыс.руб.)

Результаты расчетов сводим в таблицу:

Табл.4.2.

Наименование	I вариант	II вариант
Тип	ТМ	ТМ
Напр. ВН (кВ)	35	35
Напр.НН (кВ)	6,3	6,3
Цена (тыс.руб.)	85,5	75,4
Кап.вложения(тыс.руб.)	2513,7	2216,8
Потери электроэнергии(кВт/ч/год)	225080	215000
Годовые амартизационные расходы (тыс.руб.)	314,2	277,1
Стоимость потерь электроэнергии(тыс.руб.)	150,8	144,05
Сумарные годовые расходы(тыс.руб.)	465,0	421,15

По эксплуатационным затрам оба варианта практически равноценны, но по капитальным затратам К2<К1, поэтому окончательно принимаем решение к установке трансформатора ТМ-6300.

3аключение

В специальном разделе диплома разработаны комплексные мероприятия по созданию электрической подстанции 35/6кВ "Шершнёвская" ЗАО" Лукойл-Пермь".

Ввод в эксплуатацию подстанции позволит полностью обеспечить электроэнергией все группы токоприемников месторождения, а также обеспечит экономичность и эффективность работы самой подстанции и электрических сетей всего месторождения.

В специальной части диплома произведен выбор и проверка систем, оборудования и защит подстанции:

-  рассмотрены два варианта силовых трансформаторов. На основе технико-экономических показателей вариантов, выбран вариант с мощностью силовых трансформаторов по 6,3МВА каждый;

-  произведен выбор и проверка защит силовых трансформаторов, а также проверка всех релейных защит подстанции;

-  произведен расчет компенсирующих устройств, устройств молниезащиты и заземления.

На основании приведенных расчетов в данном дипломном проекте можно сделать вывод:

Создание подстанций 35/6кВ "Шершнёвская" позволит полностью обеспечить электроэнергией всех электропотребителей Белопашинской группы месторождений.

Применение двух силовых трансформаторов мощностью по 6,3МВА каждый позволит выполнить дальнейшее расширение работ по добыче нефти, без реконструкции подстанции.

Литература

1.  Технология и оборудование добычи нефти и газа. М., 1991 г.

2.  А. М. Иванов. Основы технологии добычи нефти и газа. М., 1989 г.

3.  Правила устройства электроустановок. М., 2000 г.

4.  А.А. Федоров, Л.Е. Старкова. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. М., 1987 г.

5.  Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Электрооборудование и автоматизация. Под редакцией А.А. Федорова. М., 1981 г.

6.  Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей. Под редакцией В.М. Блок., М.,1981г.

7.  Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М., 1989 г.

8.  Указания по проектированию электроснабжения промышленных предприятий. М., 1976 г.

9.  Справочник по электрическим установкам высокого напряжения. Под редакцией И.А. Баумштейна., М. ,1981 г.

10.  Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети. Под редакцией А.А.Федорова. М., I980 г.

11.  В.А. Андреев. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. М., 1991 г.

12.  А.М. Авербух. Релейная защита в задачах с решениями и примерами. Л., 1975 г.

13.  Л.Н. Баптиданов, В.И.Тарасов. Электрические станции и подстанции.,М., 1969 г.

14.  Электрическая часть станций и подстанций. Под редакцией А.А. Васильева. М., 1990 г.

15.  К.Н. Кулизаде. Электроэнергетика насосной нефтедобычи. М., 1971 г.

16.  А.А. Богданов. Погружные центробежные насосы для добычи нефти. М., 1976 г.

17.  Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования. В.И. Круповича.М., 1981 г.

18.  Охрана труда в электроустановках. Под редакцией Б.А. Князевского., M.I983 г.

19.  Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок. М, 1989 г.

20.  Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. М., 1989 г.

21.  Правила техники безопасности при электромонтажных и наладочных работах. М., 1992 г.