Модернизация объекта электроснабжения трансформаторной подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Перспективы развития энергетики

1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

1.1 Характеристика объекта эксплуатации

1.2 Проектирование систем электроснабжения

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Расчёт электрических нагрузок

2.2 Выбор силовых трансформаторов

2.3 Выбор и построение схемы электроснабжения

2.4 Расчёт токов короткого замыкания

2.5 Выбор электрооборудования

2.5.1 Выбор защитной аппаратуры

2.5.2 Выбор проводов и кабелей

2.5.3 Выбор заземляющих устройств

2.6 Обслуживание трансформаторной подстанции ПС-108 (110/35/6) кв

2.7 Обслуживание микропроцессорных (цифровых) устройств защиты и автоматики

2.8 Компенсация реактивной мощности

2.9 Выводы и предложения

3. ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА

3.1 Меры безопасности при монтаже электрооборудования трансформаторной подстанции ПС 35/6 кв

3.2 Противопожарная защита

4. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

5. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ.

5.1 Организация труда бригады ООО УК «ТН-Сервис»

5.2 Анализ технико-экономических показателей ООО УК «ТН-Сервис»

5.3 Расчёт сметы затрат на текущее обслуживание ПС - 108 (110 / 35/6) кв

5.4 Расчёт экономической эффективности повышения надёжности электроснабжения ПС-108 (110/35/6) кв

ЛИТЕРАТУРА



ВВЕДЕНИЕ

Перспективы развития энергетики

Возможность энергетики народного хозяйства упорно возрастает. Она возникает вследствие концентрации мощностей в линиях электропередачи и на электростанциях, централизации электроснабжения, экономному и комплексному применению электрических ресурсов, использованию, а также разработке новейших источников энергии.

Вопреки опережающему развитию энергетики формируется неплохое основание в прогрессе во всех сферах промышленности, транспорта, строительства сельского хозяйства, и, конечно же, в области роста культурного уровня и достатка людей. Однако, растущая потребность в разных видах энергии призывает к реализации немалых мероприятий по увеличению эффективности работы энергетических установок и предприятий, а также поиску путей применения и образования новых источников энергии.

Главы государств высказывают немалую заботу о своевременном вводе в действие больших энергетических объектов, более результативного использования наличествующих электростанций, ускорении сооружения линий электропередачи, а также бесперебойном обеспечении энергией населения страны и народного хозяйства. Для более рационального применения энергетических ресурсов понижают долю нефти как топлива, заменяя её углём и газом, невероятно стремительно развивается атомная энергетика, идёт поиск принципиально новейших источников энергии.

В настоящее время в нашей стране и странах ближнего зарубежья достигли высокого уровня развития все сферы энергетики - ветроэнергетика, электроэнергетика, гидроэнергетика, теплоэнергетика, ядерная и атомная энергетика. Техники, инженеры, учёные, а также передовые рабочие ведут разработки и изучения новейших методов приобретения и применения энергии. На основе открытий в области ядерной физики родилась атомная энергетика.

Появление новейшей, перспективной области народного хозяйства - ядерной энергетики - было ознаменовано запуском первой в мире атомной электростанции мощностью 5 тыс. кВт, возведённой в Обнинске. За истечением времени в разных странах было включено в действие более ста атомных электростанций совместной мощностью около 40 млн. кВт. Благодаря использованию атомной энергии, по мнению ведущих специалистов, в перспективе будет работать половина всех электростанций. К формированию новых типов реакторов на быстрых нейтронах привело развитие техники применения ядерного деления. В этих реакторах кроме производства электроэнергии, также исполняется воспроизводство ядерного горючего.

Атомные электростанции делает более экономичными строительство реакторов на быстрых нейтронах. Учёных навели изучения свойств атомных ядер на открытие технологии приобретения ядерной энергии, в образе которого присутствует синтез лёгких элементов.

К примеру, в слиянии ядер изотопов водорода (трития и дейтерия) создастся ядро атома гелия и от этого выдаётся колоссальная энергия. Тем не менее, определённые трудности лежат на пути промышленного применения энергии ядерного синтеза: надобна высокая температура (до 100 млн°С);

Необходимость реализовать управление процессом ядерного синтеза. Учёные разных стран занимаются этими проблемами. Ещё одно улучшение процесса производства на тепловых электростанциях электроэнергии определяется внесением бинарных энергетических агрегатов. К примеру, теплота, выделяющаяся на момент сгорания топлива, в ртутно-водяных энергетических установках подаётся парам ртути, которые в свою очередь делают полезно - необходимую работу в ртутной турбине. Далее пары ртути определяются в конденсатор - испаритель и оставшуюся всю энергию дают пару, проводящему работу в пароводяной турбине.

Наша страна достигла гигантских успехов в развитии гидроэнергетики. Следующие улучшения гидроэнергетической техники сориентировано на разработку конструкций так сказать ещё более мощных гидротурбин, а также увеличение их полезного действия, целесообразное применение энергии воды и конечно уменьшение затрат на постройки гидротехнических сооружений.

Немалая внимательность отводится комплексному применению гидроэнергетических ресурсов с итогом получения электроэнергии, исполнения работ по ирригации земель, в создании условий эффективности рыбоводства, с его увеличением, с обязательным использованием мер в охране окружающей среды.

Перспективна и работа над новыми гидроресурсами - энергии отливов и приливов. В ходе преобразования теплоты в механическую энергию, а после механической энергии в электрическую проходят немалые потери энергии. Вследствие чего более экономный перспективный путь получение электрической энергии производится путём прямого преобразования теплоты в электрическую энергию. Это воплощается в действительность в магнитогидродинамических, термоэлектронных и термоэлектрических элементах.

На момент высоких температур совершается ионизация газов, кое-какие газы в это время превращаются в плазму. Если же пропустить плазму при большой скорости в тесно ограниченном канале внутри полюсов магнита, то на стенках противоположных каналу появится электрическое напряжение. Этим самым, получается магнитогидродинамический генератор. Производятся мощные такие генераторы, но время их промышленного применения стоит ряд решений проблем в создании не дорогих материалов, и выдачи сильных магнитных полей. Так же прогрессивны методы получения электроэнергии за счёт прямого преобразования энергии химических связей.

Аккумуляторы и гальванические элементы, где осуществляется такое преобразование, используют давно. Тем не менее, их не применяют с целью энергетических установок, оттого, что они не обеспечивают необходимое непрерывное получение электроэнергии и располагают слишком ограниченным запасом хим. горючего. В этом отношении более прогрессивными являются топливные элементы как значимые части электрохимических генераторов.

Электрическая энергия в топливном элементе образуется за счёт окислителя в присутствии катализатора и окислительно-восстановительной реакции топлива. К примеру, в качестве катализатора может быть серебро, платина, в качестве окислителя кислород, в качестве топлива водород, тогда выходит кислородно-водородный топливный элемент. Резерв химического горючего в кислородно-водородных топливных элементах постоянно пополняется: металлические пластины помещены в растворе электролита, пропускающие в свою очередь водород и кислород, реакция соединения водорода с кислородом происходит в этом растворе, впоследствии чего на пластинах появляется электрическое напряжение.

Учёные продолжают работать над дальнейшим совершенствованием сменой водорода природным газом, увеличением мощности элементов. Применение полупроводниковых материалов в термоэлектрической технологии получения электроэнергии является перспективным в энергетических целях, преобразование солнечной энергии в электроэнергию. Поиск новых источников энергии продолжают осуществлять инженеры и учёные, более предоставляющих и эффективных методов её получения, употребления и передачи.

В дипломном проекте мы разрабатываем вопрос модернизации объекта электроснабжения трансформаторной подстанции ПС 35/6 кВ. Здесь мы рассмотрим вопросы касающиеся электротехнической эксплуатации подстанции ПС 35/6 кВ. и проведём электротехнический расчёт, в процессе выполнения дипломного проекта разработаем и изложим основные выводы и предложения.



1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

1.1 Характеристика объекта эксплуатации

ТП ПС-108 (110/35/6) кВ сети электроснабжения г. Лениногорска питают все электрифицированные объекты, находящиеся на нефтяных объектах и скважинах ООО УК «ТН ЛенРем - Сервис»

Трансформатор ПС-108 (110/35/6) кВ обеспечивает питание фидеров 1 - 4 при помощи кабельной линии, тем самым питая следующие объекты: скв. 26471, скв. 26478,скв. 35715, скв. 26450

1.2 Проектирование систем электроснабжения

В настоящее время электроснабжение подстанций №89и, 41, 109, принадлежащих УК ООО «ЛенРем Сервис», осуществляется по воздушной линии 35 кВ (№89-41) от подстанции №89 «Павловка», принадлежащей Бугульминским электрическим сетям.

Электроснабжение подстанции 234, принадлежащей УК ООО «ЛенРем Сервис» осуществляется по воздушной линии 35 кВ (№30-149) от подстанции №30 «Альметьевск», принадлежащей Альметьевским электрическим сетям.

Электроснабжение подстанций 25и и одна секция шин подстанции 110 осуществляется от подстанции 108, вторая секция шин подстанции 110 и подстанция 28 питается от подстанции 22, принадлежащей Альметьевским электрическим сетям.

Изначально подстанция 108 была рассчитана на 4 вывода 35 кВ. В данный момент используется только один вывод, уходящий на подстанцию 25и. На подстанции 108 установлено 2 трансформатора марки ТДТН-25000, их загруженность на данный момент составляет всего лишь 5-10%, что экономически не выгодно.

В целях снижения затрат на покупку электроэнергии, а также более полного использования подстанции 108, предлагаем осуществить перевод электроснабжения подстанций №89и, 234, 41, 109 и подстанций №25и, 110, 28 с питающим центром 35 кВ на питание с центром 110 кВ от подстанции №108 (110/35/6 кВ), принадлежащей УК «ТН - Сервис» (см. Лист 1.)

Для перехода необходимо выполнить:

1. Строительство воздушной линии 35 кВ протяженностью 4,9 км от ПС-108 до ПС-89и.

2. От подстанции 108 до подстанции 25и в порядке текущего ремонта существующей линии заменить одноцепные траверсы на двухцепные.

3. Реконструкцию оборудования ОРУ-35 кВ (монтаж выключателей и разъединителей 35 кВ) на ПС-108, ПС-89и и ПС-41

В результате подстанции №89и, 234, 41, 109 и подстанции 25и, 110 и 28 будут переведены на расчетный уровень ВН (110 кВ).

Кроме того, потери в силовых трансформаторах, переведенных ПС, будут учтены в точке коммерческого учета электроэнергии ПС №108, что значительно снизит потери, определяемые расчетным путем. Затраты на строительство ВЛ-35 кВ составят 19,3 млн. руб. Годовые затраты на покупку электроэнергии из-за разницы тарифов сократятся на 4,8 млн. руб. в год. Количество точек коммерческого учета электроэнергии сократиться на 9 шт, что позволит сократить затраты на их обслуживание и государственную поверку. Экономия в год с учетом снижения затрат на обслуживание высвобождаемых точек коммерческого учета электроэнергии составит 23 млн. руб. Срок окупаемости данного проекта приблизительно 1 год 10 месяцев.

Кроме всего вышеперечисленного данный проект повышает надежность электроснабжения, что так же немаловажно в нефтегазодобывающей отрасли.

В настоящее время большинство потребителей получают электрическую энергию от энергосистем. В то же время на ряде предприятий продолжается сооружение и собственных ТЭЦ.

По мере развития электропотребления усложняются и системы электроснабжения промышленных предприятий. В них включаются сети высоких напряжений, распределительные сети, а в ряде случаев и сети промышленных ТЭЦ. Возникает необходимость внедрять автоматизацию систем электроснабжения промышленных предприятий и производственных процессов, осуществлять в широких масштабах диспетчеризацию процессов производства с применением телесигнализации и телеуправления и вести активную работу по экономии электрической энергии[3]

Проектирование систем электроснабжения промышленных предприятий велось в централизованном порядке в ряде проектных организаций. В результате обобщения опыта проектирования возникли типовые решения.

В настоящее время созданы методы расчёта и проектирования цеховых сетей, выбора мощности трансформаторов, методика определения электрических нагрузок, выбора напряжения, сечений проводов и жил кабелей и т.п. (См. Лист 1.) При проектировании систем электроснабжения должны рассматриваться вопросы: Перспектива развития электрических систем электроснабжения, обеспечение комплексного и централизованного электроснабжения потребителей, снижение потерь электрической энергии. Вопрос о надёжности электроснабжения потребителей связан с числом источников питания, схемой электроснабжения и категорией потребителей. В механическом цехе преобладают приёмники третьей категории, они имеют один источник питания.

Экономичность - минимальные затраты на схему электроснабжения, но при этом схема должна обеспечивать надёжное электроснабжение в соответствии с категорией потребителей

Гибкость - схема должна допускать переделки и изменения в схеме связанные с вводом новых мощностей, увеличением нагрузки без существенных переделов схемы.

Удобство в эксплуатации - оборудование должно быть доступно для осмотра и ремонта и быстрого устранения неисправностей.

Принципы построения схем электроснабжения:

1. Отказ от холодного резерва - т.е. все линии и трансформаторы должны находиться под напряжением или под нагрузкой

2. Раздельная работа линий и трансформаторов - все линии и трансформатор работают раздельно.

3. Глубокое секционирование - все секции шин секционированы

4. Приближение ВН к потребителям [?].



2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Расчёт электрических нагрузок

Электрические нагрузки нефтяных объектов являются случайными, зависят от электротехнических процессов, набора электроприемников, прибыльности предприятия. Нагрузки нефтяных объектов существенно меняются в течение суток и в зависимости от времени года.

Принято нормировать электрические нагрузки в киловаттах на скважину, причем по мере увеличения эксплуатируемых объектов, присоединенных к данному элементу сети, удельные нагрузки снижаются. Такой подход хорошо отражает сущность процесса формирования электрических нагрузок и в известной мере соответствует методике расчета нагрузок в промышленности, где коэффициент спроса зависит от числа электроприемников и оправдал себя в проектной практике.

В данной работе для удобства изложения тоже будет применяться термин коэффициент спроса, являющийся отношением наибольшей расчетной нагрузки в данной точке сети к установленной мощности электроприемников. Однако надо помнить, что понятие установленной мощности по отношению к эксплуатируемому объекту является условным.

Утвержденные расчетные удельные нагрузки на приняты для периода зимнего максимума, т. е. для периода наибольших нагрузок в нефтяных объектах, и определены на расчетный срок примерно 15 лет (для внутренних сетей) и 8--10 лет для внешних сетей и трансформаторных подстанций. В значениях удельных нагрузок учтена, и неизбежная случайная асимметрия нагрузок отдельных фаз.

Электрические нагрузки от различных встроенных и пристроенных к нефтяным объектам - предприятий определяются с учетом коэффициентов участия этих потребителей в максимуме нагрузки электрической сети.

Включение электроприемников в объекте носит случайный характер и зависит от ряда факторов. Все это в совокупности должно учитываться при определении расчетной нагрузки, имеющей важнейшее значение для выбора параметров электрической сети. За расчетную нагрузку принимается получасовой максимум, который является наибольшим из средних получасовых нагрузок рассматриваемого элемента сети (ввод на объект, питающая линии, шины подстанции и т. д.).

Для обширных территорий на объекте более обоснованным было бы применение, например, 15-минутного максимума (при небольших сечениях проводов постоянная времени нагрева мала), но, имея в виду малую вероятность появления 15-минутного максимума и некоторую условность принимаемых темпов естественного роста нагрузок, в расчетах сетей принимают единый нормируемый получасовой максимум. Это позволяет выбирать сечения проводов и кабелей по таблицам, приведенным в ПУЭ, без каких-либо пересчетов.

С учетом выше приведенного необходимо уточнить электрические нагрузки на ТП ПС-108 (/35/6)кВ [1].

2.1.1 Определяем расчетную нагрузку питающих линий, вводов и на шинах РУ-0,4 кВ ТП от электроприемников скважин, кВт:

Р_кв = Р _уд. n, (1)

где Р_уд - удельная нагрузка электроприемников скважин, принимаемая в зависимости от числа объектов на скважине, присоединенных к линии, кВт. Удельные электрические нагрузки установлены с учетом того, что расчетная неравномерность нагрузки при распределении ее по фазам трехфазной линии и вводов не превышает 15%.

n - количество скважин, присоединенных к линии.

Р_{кв Ф1} = 100·0,85 =85 кВт

Р_{кв Ф2,4} = 125·0,83 =103,75 кВт

Р_{кв Ф5} = 28·1,4 =39,2 кВт

Р_{кв Ф6} = 14·2+20·2+14·2 =96 кВт

Р_{кв Ф8} = 32·1,3 =41,6 кВт

Р_{кв Ф10} = 30·1,3+48·1,1+48·1,1+30·1,3 =183,6 кВт

Р_{кв Ф11} = 4·4,5 =18 кВт

Удельные расчетные нагрузки скважин учитывают нагрузку освещения общетерриториальных объектов (территория устья скважин, территория подмосток, инструментальной будки), а также нагрузку слаботочных устройств и мелкого силового оборудования (щитки противопожарных устройств, автоматики, учета тепла и т.п.).

2.1.2 Определяем расчетную нагрузку питающих линий, вводов и на шинах РУ-0,4 кВ ТП от общественных организаций, кВт:

Р _орг. = Р_{орг. уд.} ·n, (2)

Р _{орг. Ф1} = 525·0,043= 22,575 кВт

Р _{орг. Ф2,4} = 50·0,16+50·0,16+35·0,14+35·0,16+40·0,14+50·0,23= 43,6 кВт

Р _{орг. Ф3} = 1500·0,054+500·0,054= 108 кВт

Р _{орг. Ф5} = 300·0,043= 12,9 кВт

Р _{орг. Ф8} = 80·0,054= 3,44 кВт

Р _{орг. Ф9} = 367·0,17= 62,39 кВт

Р _{орг. Ф10} = 50·0,054+50·0,16+50·0,23= 22,2 кВт

Р _{орг. Ф11} = 50·0,46= 23 кВт

Р _{орг. Ф12} = 12·0,35= 4,2 кВт

2.1.3 Определяем суммарную нагрузку по фидерам, кВт:

Р_? = Р_кв + Р _орг. (3)

Р_{? Ф1} =85+22,575= 107,575 кВт

Р_{? Ф2,4} =103,75+43,6= 147,35 кВт

Р_{? Ф3} =108 кВт

Р_{? Ф5} =39,2+12,9= 52,1 кВт

Р_{? Ф6} =96 кВт

Р_{? Ф7} - резерв

Р_{? Ф8}=41,6+3,44=45,02 кВт

Р_{? Ф9} =62,39 кВт

Р_{? Ф10} =183,6+22,2=205,8 кВт

Р_{? Ф11} =18+23=41 кВт

Р_{? Ф12} =4,2 кВт

2.1.4 Определяем нагрузку на трансформаторы, кВт:

Р_ТР =Р_{? Ф1} + Р_{? Ф2,4} + Р_{? Ф3} + Р_{? Ф5} + Р_{? Ф6} + Р_{? Ф7} +

+Р_{? Ф8} + Р_{? Ф9} + Р_{? Ф10} + Р_{? Ф11} + Р_{? Ф12} (4)

Р_ТР =107,575+147,35+108+55,4+96+44,92+

+ 62,39+205,8+41+4,2= 872,635 (кВт)

2.2 Выбор силовых трансформаторов

Трансформаторы являются основным электрическим оборудованием, обеспечивающим передачу и распределение электроэнергии от электростанций к потребителям.

С помощью трансформаторов осуществляется повышение напряжения до величин (110, 220, 330,500 кВ) необходимых для линий электропередач энергосистем, а также многократное ступенчатое понижение напряжений до величин, применяемых непосредственно в приёмниках электроэнергии (10; 03; 0,66; 0,38; 0,22; 0,127 кВ).

Для компенсации потерь напряжения в электрических сетях, повышающие трансформаторы имеют высшее напряжение на 10% выше номинального напряжения сети, а понижающие трансформаторы - низкие напряжения на 5-10% выше номинального напряжения сети. В зависимости от числа обмоток трансформаторы делят на двух - и трёхобмоточные. Каждый трансформатор характеризуется номинальными данными: мощностью, токами первичной и вторичной обмоток, потерями холостого хода, потерями короткого замыкания, напряжением короткого замыкания и током холостого хода, а также группой соединения.

Напряжением короткого замыкания трансформатора называется напряжение, которое необходимо подвести к одной из обмоток при замкнутой накоротко другой, чтобы в последней протекал ток номинальный.

Током холостого хода называется так, который при номинальном напряжении устанавливается в одной обмотке при разомкнутой другой. Группой соединения называется угловое (кратное 30є) смещение векторов между одноимёнными вторичными и первичными линейными напряжениями обмоток трансформатора.

Под номинальной следует понимать нагрузку, равную номинальному току, который трансформатор может нести непрерывно в течение всего срока службы при номинальных температурных условиях. Для всех трансформаторов в зависимости от условий эксплуатации определяется резервом трансформаторной мощности графиком нагрузки и температурой окружающей среды, могут быть допущены перегрузки.

В обмотках и в стали магнитопровода трансформатора, влючённого под нагрузку, выделяется значительное количество теплоты. Чтобы поддерживать температуру нагрева трансформатора в указанных пределах, необходимо в течение срока эксплуатации трансформатора непрерывно отводить выделяющуюся в нём теплоту в окружающее пространство, т.е. эффективно охлаждать трансформатор.

Требуемая мощность трансформатора определяется из выражения [17]



Sтр> Sсм/nk кВ·А,

где Sсм - средняя нагрузка цеха за наиболее загружаемую смену, кВА;

n - число трансформаторов,

k - коэффициент загрузки, принимаемый 0,7.откуда?

Рассчитываем мощность, необходимую для выбора трансформатора:

Sпот.тр =

Таблица 3.2

Выбор типа трансформатора по требуемой мощности

Тип трансфор-матора	Нормальная мощность, кв.А	Номинальное напряжение обмоток кВ	Потери, кВт	Напряжение короткого замыкания,% от номин. тока	Ток холостого хода, % от номинального тока.
		ВН	НН	Холостого хода ?Р, %	Короткого Замыкания ?Р, %
ТМ - 100	100	6-10	0,4	0,365	1,97	4,5	2,6
ТМ - 160	160	6-10	0,4	0,54	2,65	4,5	2,4
ТМ - 250	250	6-10	0,4	0,82	3,7	4,5	2,3
ТМ - 400	400	6-10	0,4	1,05	5,5	4,5	2,1
ТМ - 630	630	6-10	0,4	1,56	7,6	5,5	2,0
ТМ - 1000	1000	6-10	0,4	2,45	12,2	5,5	1,4
ТМ - 1600	1600	10	0,4;6,3	3,3	18,0	5,5	1,3
ТМ - 1000	1000	35	0,4;6,3 10,5	2,75	12,2	6,5	1,5
ТМ - 1600	1600	35	0,4;6,3 10,5	3,65	18,0	6,5	1,4
ТМ - 2500	2500	35	6,3;10,5	5,5	23,5	6,5	1,1

Предполагаем к установке трансформатор типа ТМ-400/6(10)

= 6 - 10 кВ;

= 0,4 кВ;

?Р = 1,05%

? Р = 5,5%

= 4,5%;

I = 2,1%.

Проверяем выбранный трансформатор по коэффициенту загрузки :

= ,

= 0,7

Тип транс-форматора	Нормальная мощность, кв.А	Номинальное напряжение Обмоток кВ	Схема	Потери, кВт	Напряжение короткого замыкания, % от номинального	Ток холостого хода, % от номинального тока.
		ВН	НН		Ток холостого хода ?Р,%	Короткого замыкания ?Р,%
ТМ - 630	630	6-10	00,4	Y/Y-O	1,56	7,6	5,5	2,0

2.3 Выбор и построение схемы электроснабжения

Для получения наиболее экономичного варианта электроснабжения предприятия в целом напряжение каждого звена системы электроснабжения должно выбираться, прежде всего, с учётом напряжения смежных звеньев. Выбор напряжений основывается на сравнении технико-экономических показателей различных вариантов в случаях, когда:

1) от источника питания можно получать энергию при двух напряжениях или более;

2) при проектировании электроснабжения предприятий приходится расширять существующие производственные цеха и увеличивать мощность заводских электростанций;

3) сети заводских электростанций связывать с сетями энергосистем.

Предприятие при выборе вариантов следует отдавать варианту с более высоким напряжением даже при небольших экономических преимуществах (не превышающих 10-25%) низшего из сравниваемых напряжений.

Для питания крупных и особо крупных предприятий следует применять напряжение 110,150, 220, 330, и 500 кВ. На первых ступенях распределения энергия на таких крупных предприятиях следует применять напряжения 1000, 150 и 220 кВ.

Напряжение 35 кВ в основном рекомендуется использовать для распределения энергии на первой ступени средних предприятий при отсутствии значительного числа электродвигателей напряжением выше 1000 В, а также для частичного распределения энергии на крупных предприятиях, где основное напряжение первой ступени равно 110-220 кВ. В частности, напряжение 35кВ можно применять для полного или частичного внутризаводского распределения электроэнергии при наличии:

А) мощных электроприёмников на 35В (сталеплавильных печей, мощных ртутно-выпрямительных установок и др.);

Б) электроприёмников повышенного напряжения, значительно удалённых от источников питания.

Электроприёмники запитываются через алюминиевые провода. Они защищены от токов короткого замыкания и токов перегруза автоматическими выключателями. На выбор схемы электроснабжения существенное влияние оказывает также необходимость резервирования питания электроприёмников 1 и 2-й категории.

Для электроприёмников 1-ой категории обязательно питание от двух независимых источников, к числу которых могут быть отнесены и силовые трансформаторы если они подключены к различным, не связанным между собой, секциям распредустройства высшего напряжения. При этом резервное питание электроприёмников должно иметь автоматическое включение (АВР).

Обычно наиболее ответственные установки имеют резервные агрегаты на случай выхода из строя или профилактического ремонта рабочих агрегатов. Включение резервных агрегатов также может быть автоматическим, если это необходимо по условиям технологического процесса.

Для электроприёмников 2-й категории включение резервного питания производятся действиями дежурного персонала, но принципы построения схем остаются такими же, как и для электроприёмников 1-й категории с той лишь разницей, что второй источник питания может и не быть независимым.

По схеме электроприёмники разбиты на две группы, каждая из которых имеет раздельное питание, и, следовательно, оба фидера являются нормально включёнными. В обоих случаях каждый фидер должен быть рассчитан на суммарную нагрузку обеих групп электроприёмников, но схема о предпочтительней, так как при ней меньше потери электроэнергии и больше надёжность эксплуатации.

На выбор схемы питания оказывает влияние и поточность производства. Например, электроприёмники всех механизмов, связанных между собой определённой технологической зависимостью, должны быть объединены также в отношении нормального и резервного питания.

Построение схем электроснабжения и электрооборудования нефтяных объектов имеет ряд отличительных особенностей по сравнению со схемами жилых зданий. Эти особенности определяются значительным удельным весом силовых электроприёмников технологического и санитарно-технического оборудования, режимами его работы, специфическими требованиями к освещению некоторых помещений, а также возможностью настраивания трансформаторных подстанций в некоторые из этих объектов.

При построении схем электроснабжения необходимо учитывать специфические особенности отдельных промышленных предприятий, в частности наличие зон с загрязнённой и агрессивной средой, электроприёмников особой группы 1 категории, требующих повышенной надёжности питания, электроприёмников с нелинейными, резкопеременными ударными нагрузками и др. Эти факторы обуславливают дополнительные требования к системам электроснабжения. При этом необходимо также учитывать специфические особенности работы отдельных производств, их технологических процессов, в частности режимов работы наиболее ответственных агрегатов, обеспечивающих протекание технологических процессов.

При построении схемы электроснабжения нефтяного объекта первоочередным является выбор системы напряжений. В сетях НН принята сейчас в основном система 380/280 в. Применение напряжения 6 кВ допускается лишь при соответствующем технико-экономическом обосновании. При переустройстве сети 6 кВ допускается использование проложенных кабельных линий 6 кВ на напряжении 10 кВ после технико-экономического анализа с учётом местных условий и проведения необходимых профилактических испытаний.

2.4 Расчёт токов короткого замыкания

2.4 1 Расчет токов трехфазного короткого замыкания

При напряжении 1 кВ даже небольшое сопротивление оказывает существенное влияние на ток к.з. Поэтому в расчетах учитывают все сопротивления короткозамкнутой цепи, как индуктивные, так и активные. Расчет токов к.з. в сетях до 1 кВ имеет ряд особенностей: так как мощность понизительных ТП от которых питаются сети низкого напряжения значительно меньше суммарной номинальной мощности генераторов питающей электрической системы, считают питающую систему источником с неизменной э.д.с. и нулевым внутренним сопротивлением, следовательно, периодическая составляющая тока к.з. является неизменной во времени. При составлении схемы замещения учитывается влияние активных сопротивлений короткозамкнутой цепи (трансформаторов, линий, шин, трансформаторов тока, автоматических выключателей, контактов аппаратов, переходных контактов, кабельных линий).

1. Составляем расчетную схему (рис. 2.4.1). Расчетная схема строится по схеме электроснабжения с нанесением на нее силовых трансформаторов, коммутационных аппаратов, шин. (см. Лист 1.)

6-10 кВ

Рис. 2.4.1 Расчетная схема токов короткого замыкания до 110 кВ

Хвн = 2 мОм

Гвн = 2,4 мОм Силовой трансформатор

Хтр = 13,6 мОм Sн = 603 кВА

Гтр = 3,1 мОм

Хо = 0,03 мОм Автоматический выключатель

Го = 0,09 мОм Iн = 1000 А

Гр = 0,1 мОм

Хт.т. = 0,01 мОм Разъединитель

Гт.т. = 0,01 мОм

Хш = 0,074 мОм Трансформатор тока

Гр = 0,4 мОм К = 1000/5

Гпр = 0,4 мОм Разъединитель

Хвл = 0,066 мОм Предохранитель

Гвл = 0,084 мОм Воздушная линия

Гпк = 15 мОм

Рис. 2.4.2 Схема замещения прямой (обратной) последовательности

Силовой трансформатор Хвн = 2мОм

Sнт = 630 кВА Гвн = 2,4 мОм

Хтр = 13,6 мОм

Автоматический выключатель Гтр = 3,1 мОм

Iнд = 1000 А Ха = 0,03 мОм

Га = 0,09 мОм

Разъединитель Гр = 0,1 мОм

К = 1000/5 Хтт = 0,01 мОм

Гтт = 0,01 мОм

Шина 60 кВ Хш = 0,145 мОм

Гш = 0,074 мОм

Разъединитель Гр = 0,4 мОм

Гпр = 0,4 мОм

Предохранитель Хвл = 0,066 мОм

Гвл = 0,084 мОм

Воздушная линия Гпк = 15 мОм

2. Составляем схему замещения прямой (обратной) последовательности; нулевой последовательности. Схема замещения состоит из активных и индуктивных сопротивлений силовых трансформаторов, коммутационных: аппаратов, переходных контактов, кабельных линий и т.д.

Рис. 2.4.3 Схема замещения нулевой последовательности

Хотр = 96,2 мОм

Готр = 30,31 мОм

Хоа = 0,12 мОм

Гоа = 0,27 мОм

Гор = 0,3 мОм

Хотт = 0,04 мОм

Готт = 0,03 мОм

Хош = 0,58 мОм

Гош = 0,222 мОм

Гор = 0,8 мОм

Гопр = 0,8 мОм

Ховл = 0,198 мОм

Гвл = 0,252 мОм

Гопк=15мОм

3. Определяем периодическую составляющую тока трехфазного к. з.

I_ПО = (10)

где Uнн - среднее номинальное напряжение, В;

- полное суммарное сопротивление

= (11)

где - суммарное активное сопротивление, мОм,

- суммарное индуктивное сопротивление, мОм,

= r_вн +r_тр +r_а +r_р +r_тт +r_ш (12)

=2,4+3,1+0,09+0,1+0,01+0,074=5,774 (мОм)

=x_вн +x_тр +x_а +x_тт +x_ш (13)

=2+13,6+0,03+0,01+0,145=15,785 (мОм)

=r_вн+r_тр+r_а+r_р+r_тт+r_ш+r_р+r_пр+r_вл+r_пк (14)

=2,4+3,1+0,09+0,1+0,01+0,074+0,4+0,4+0,084+15=21,658 (мОм)

=x_вн +x_тр +x_а +x_тт +x_ш+х_вл (15)

=2+13,6+0,03+0,01+0,145+0,066=15,851 (мОм)

==16,81 (мОм)

==26,84 (мОм)

I_ПО1 = =13,74 (кА)

I_ПО2 = =8,6 (кА)



4. Определяем ударный ток к. з., кА.

i_У = (16)

где к_У - ударный коэффициент. Для точки к. з. К1 =1,3,

для точки к. з. К2=1,2

i_У1 ==25,26 (кА)

i_У2 ==14,59 (кА)

4. Определяем тяговый импульс квадратичного тока, кА²·с

(17)

где t_ОТКЛ =0,5с- время действия аппарата защиты

=0,02- постоянная затухания

=98,17 (кА²·с)

=38,46 (кА²·с)

2.4.4 Расчет токов двухфазного короткого замыкания

1. Определяем периодическую составляющую тока двухфазного к. з.

I_ПО = ,

где Uнн - среднее номинальное напряжение, В;

- полное суммарное сопротивление

= (18)

= = 19,45(мОм)

==31 (мОм)

I_ПО1 = =11,87 (кА)

I_ПО2 = =7,45 (кА)

2. Определяем ударный ток к. з., кА.

i_У =,

к_У - ударный коэффициент. Для точки к. з. К1 =1,3, для точки к.з.

К2=1,2

i_У1 ==21,82 (кА)

i_У2 ==12,64 (кА)

3. Определяем тяговый импульс квадратичного тока, кА²·с

,

где t_ОТКЛ =0,5с- время действия аппарата защиты

=0,02- постоянная затухания

=73,27 (кА²·с)

=28,86 (кА²·с)

2.4.5 Расчет токов однофазного короткого замыкания

1. Определяем периодическую составляющую тока однофазного к. з.

I_ПО = ,

где Uнн - среднее номинальное напряжение, В;

- полное суммарное сопротивление

= (19)

где r_0? -суммарное активное сопротивление нулевой последовательности

х_0? -суммарное индуктивное сопротивление нулевой последовательности

r_0?1 =r_0тр +r_0а +r_0р +r_0тт +r_0ш

r_0?1 =30,3+0,27+0,3+0,03+0,222=31,222 (мОм)

х_0?1 = х_0тр +х_0а +х_0тт +х_0ш

х_0?1 =96,2+0,12+0,04+0,58=96,94 (мОм)

r_0?2=r_0тр+r_0а+r_0р+r_0тт+r_0ш+r_0р+r_0пр+r_0вл +r_0к

r_0?2=30,3+0,27+0,3+0,03+0,222+0,8+0,8+0,252+45=77,97 (мОм)

х_0?2 = х_0тр +х_0а +х_0тт +х_0ш +х_0вл

х_0?2 =96,2+0,12+0,04+0,58+0,198=97,138 (мОм)

==45,14 (мОм)



==59 (мОм)

I_ПО1 = =2,94 (кА)

I_ПО2 = =2,25 (кА)

2. Определяем ударный ток к. з., кА.

i_У =,

к_У - ударный коэффициент. Для точки к. з. К1 =1,3, для точки к. з.

К2=1,2

i_У1 ==5,41 (кА)

i_У2 ==3,82 (кА)

3. Определяем тяговый импульс квадратичного тока, кА²·с

,

где t_ОТКЛ =0,5с- время действия аппарата защиты

=0,02- постоянная затухания

=4,5 (кА²·с)

=2,6 (кА²·с)



2.4.6 Расчет петли фаза-нуль

1. Определяем периодическую составляющую тока короткого замыкания, кА

,

где =12 В - потери напряжения на точки К1;

=15 В - потери напряжения на точки К2;

=1.18·10^-3 - сопротивление одной фазы трансформатора;

К₁ =2,9 К₂ =2,8

=648 (А)

=304,88 (А)

Результаты расчета токов к. з. до 1000 В представлены в таблице 2.4.1

Таблица 2.4.1

Результаты расчета токов к. з. до 1000 В

	Трехфазное к. з.	Двухфазное к. з.	Однофазное к. з.	Петля «фаза-нуль»
													IК
1	16,81	13,74	25,26	98,17	19,45	11,87	21,82	73,27	45,14	2,94	5,41	4,5	648
2	26,84	8,6	14,59	38,46	31	7,45	12,64	28,86	59	2,25	3,82	2,6	304,88



2.5 Выбор электрооборудования

2.5.1 Выбор защитной аппаратуры

Электрические аппараты служат для коммутации, сигнализации и защиты электрических сетей и электроприемников, а также управления электротехническими и технологическими установками.

Электрические аппараты классифицируются по различным признакам:

1) по величине рабочего напряжения - низковольтные (до 110 кВ) и высоковольтные (выше 110 кВ);

2) по величине рабочего или коммутационного тока - слаботочные (аппараты защиты, управления, сигнализации) и сильноточные, используемые в силовых цепях.

3) по выполняемой функции:

- коммутирующие аппараты (выключатели, контакторы, магнитные пускатели);

- управления, защиты, сигнализации (реле различных видов, путевые и концевые выключатели);

- командные (кнопки управления, ключи, командоконтроллеры и командоаппараты);

- аппараты защиты (автоматические выключатели, плавкие предохранители);

К электрическим аппаратам также относятся пускорегулирующие сопротивления и диоды. Для предотвращения выхода из строя электродвигателей и повышения надежности работы электроприводов применяют следующие основные виды защиты: максимально-токовую от коротких замыканий или недопустимых бросков тока; от перегрева, обрыва цепи обмотки возбуждения, перенапряжения, превышения напряжения, самозапуска и др. Максимально-токовая защита двигателя обеспечивает отключение его силовой цепи при возникновении недопустимо больших токов. В силовых цепях эта защита осуществляется: плавкими предохранителями, автоматическими выключателями и максимально-токовым реле. Защита от перегрева обеспечивает отключение двигателя в случае перегрузки механизма. При продолжительном режиме работы асинхронного двигателя используют два тепловых реле или автоматы с тепловым расцепителем.

Защита от самозапуска (нулевая защита) отключает двигатель при исчезновении или чрезмерном снижении напряжения сети.

При кнопочном управлении защиту осуществляет контактор КМ, который, отпадая, размыкает свой блокировочный контакт, шунтирующий кнопку, поэтому при восстановлении напряжения самовключение двигателя невозможно (см. Лист 3)

Выбор защитной аппаратуры:

1) Определяем расчетный ток по формуле в (А)

(23)

2) Определяем пусковой ток по формуле в (А)

(24)

(А)

3) Определяем ток уставки теплового расцепителя в (А)

(25)

(А)



4) Определяем ток уставки электродинамического расцепителя по формуле в (А)

(26)

(А)

5) Определяем ток отсечки автоматического выключателя по формуле в (А)

(27)

(A)

6) Выбор высоковольтного выключателя.

Таблица 2.5.1

Выбор высоковольтных выключателей

Условие выбора	Расчетные данные	Справочные данные
по напряжению
Uуст Uн 6кВ<10кв	Uдв-напряжение двигателя , кВ Uдв = 6 кВ	Uн-номинальное напряжение выключателя, кВ, Uн =10 кВ
по роду тока и его значению
Iр Iн 148,25<630	Iр - расчетный ток данного участка цепи, А Iр =148,25 (А)	Iн - номинальный ток выключателя, А Iн=630 (А)
по коммутационной способности
Iп. о. ?Iн. окт. 815,3<20000А	Iп.о. - периодическая составляющая тока к.з., (А)	Iн. окт. - номинальный ток отключения, АIн. окт. =20000 А

Выбираем высоковольтный выключатель, номинальная отсечка которого превышает 558,8А, либо кратность уставки тока отсечки к номинальному току расцепителя превышает 558,8/I_НОМ. Подобным требованиям удовлетворяет выключатель ВМПЭ-10 с номинальным током расцепителя 20 кА и номинальной отсечкой на 0,3-2 кА.

Расшифровка ВМПЭ-10:

1 2 3 4

1) В-Выключатель

2) М-Масляный

3) ПЭ- привод электромагнитный встроенный

4) Номинальное напряжение - 10кВ

2.5.2 Выбор проводов и кабелей

2.5.2.1 Определяем сечение кабелей напряжением до 110 кВ по условию нагрева. Выбирается в зависимости от длительно допустимой токовой нагрузки.

2.5.2.2 Находим расчетный ток, А

(28)

(А)

2.5.2.3. Находим сечение кабеля, мм

(29)

где j=1,6 (А/м²)-экономическая плотность тока

(мм)

92,65<95



Выбираем марку кабеля АППВ 3х35 или АППВ 1х16

Расшифровка АППВ:

1 - кабель с алюминиевой жилой

2 - изоляция с изоляцией из вулканизированного полиэтилена

3 - полиэтиленовая оболочка

2.5.2.4 Находим сечение провода

мм

Выбираем провод марки АППВ 4х1.

Расшифровка провода марки АППВ 4х1:

А - жила алюминиевая;

П - провод;

П - пластмассовая изоляция;

В -оболочка поливинилхлорид

2.5.3 Выбор заземляющих устройств

Выполним расчет защитного заземления для двигателей НПС.

2.5.3.1 определяем необходимое сопротивление заземления, согласно ПУЭ. R=4(Ом)

2.5.3.2 Определяем удельное сопротивление грунта (Ом м)

2.5.3.3 Определяем удельное сопротивление грунта для вертикальных и горизонтальных заземлителей (Ом м)

(30)

(31)

где к_с,(2 табл. 64) к_с (2 табл.64) при этом необходимо учитывать, что Татарстан относится к первой климатической зоне.

(Ом м)

(Ом м)

2.5.3.4 Выбираем вид, размеры заземлителей.

Выбираем заземлитель: уголки 60*60*6 мм длинной (2,5-3)м;

2.5.3.5. Определяем глубину заложения заземлителей, м.

(32)

где =(0,5-0,8)м, - длина вертикальных заземлителей, м.

(м)

2.5.3.6 Определяем сопротивление растеканию вертикального заземлителя, Ом.

- удельное сопротивление для вертикальных заземлителей Ом м (33

- длина вертикальных заземлителей, м.

где d - диаметр, d=0,95в - для уголков заземлителей,, в - ширина полки уголка, (м).

(Ом)

2.5.3.7 Определяем характер расположения заземлителей.

Заземлители располагаем по контуру.

2.5.3.8 Определяем число вертикальных заземлителей.

(34)

для определения (2, таблица 65,66) ориентировочно принимаем

(35)

(шт) отсюда

(шт)

2.5.3.9 Определяем длину горизонтального заземлителя, (м).

(36)

где а - расстояние между вертикальными заземлителями.

(м)

2.5.3.10 Определяем сопротивление растеканию горизонтального заземлителя, (Ом)

(37)

где d=0,5b, b - ширина горизонтального заземлителя.

- удельное сопротивление для горизонтальных заземлителей Ом м (33)

- длина горизонтальных заземлителей, м.

(Ом)

2.5.3.11 Определяем действительное сопротивление растеканию горизонтального заземлителя, Ом.

(38)

где (7, таблица 67, 68).

(Ом)

2.5.3.12 Уточняем сопротивление растеканию вертикальных заземлителей с учетом сопротивления горизонтального заземлителя, (Ом)

(39)

(Ом);

2.5.3.13 Уточняем количество вертикальных заземлителей:



(40)

(шт)

2.5.3.14 Данные расчетов заносим в таблицу 2.5.3.14

Таблица 2.5.3.14

Данные расчетов защитного заземления

Заземляемое оборудование	Вид вертикальных заземлителей и их размеры	Вид горизонтальных заземлителей размеры	Характер расположения заземлителей	Допустимое сопротивление заземлителей, Ом	Сопротив-ление Rв,, Ом	Кол-во вертикальных заземлителей
Синхронный двигатель	Уголки диаметром 60*60*6 мм	Стальная полоса 40х5	По контуру	4	4	20

2.6 Обслуживание трансформаторной подстанции ПС - 108(110/35/6) кВ.

При техническом обслуживании комплектных трансформаторных подстанций (КТП) основным оборудованием, за которым нужно вести регулярное наблюдение и уход, являются силовые трансформаторы и коммутационная аппаратура распределительных щитов.

Завод изготовитель несет ответственность за работу КТП в течение 12 месяцев со дня ввода их в эксплуатацию, но не более 24 месяцев со дня отгрузки при условии соблюдения правил хранения, транспортировки и обслуживания.

У трансформаторов, снабженных термосифонными фильтрами, во время эксплуатации контролируют нормальную циркуляцию масла через фильтр по нагреву верхней части кожуха. Если в пробе масла обнаруживают загрязненность, фильтр перезаряжают. Периодичность осмотров КТП устанавливается службой главного энергетика. Осмотр КТП производится при полном снятии напряжении на вводе и отходящих линиях. [15]

2.7 Обслуживание микропроцессорных (цифровых) устройств защиты и автоматики

Для микроэлектронных и микропроцессорных устройств РЗА перед новым включением, как правило, должна производиться тренировка подачей на устройство в течение 3-4 сут. оперативного тока и при возможности рабочих токов и напряжений с включением устройства с действием на сигнал. По истечении срока тренировки проводится тестовый контроль и при отсутствии каких-либо неисправностей устройство РЗА переводится с действием на отключение.

Удаление пыли с внешних поверхностей, проверка надежности контактных соединений, проверка целости стекол, состояния уплотнений кожухов и т.п. микропроцессорных и электромеханических устройств РЗА выполняются обычным образом. Чистка от пыли внутренних модулей микропроцессорных устройств РЗА при внутреннем осмотре должна производиться пылесосом для исключения повреждения устройств статическим разрядом. Следует учитывать, что заводы-изготовители гарантируют нормальную работу электронных устройств и выполнение гарантийного технического ремонта и своевременного сервисного обслуживания РЗА в течение определённого периода эксплуатации при сохранности, надёжности пломб завода. С учетом этого вскрывать кожухи этих устройств РЗА в течение гарантийного срока эксплуатации не рекомендуется.

При неисправности устройств РЗА на микроэлектронной базе ремонт устройства в период гарантийного срока эксплуатации должен производиться на заводе-изготовителе. В последующий период эксплуатации ремонт производится по договору с заводом-изготовителем или в базовых лабораториях квалифицированными специалистами.

Методики проверки микропроцессорных устройств РЗА приведены в технических описаниях и инструкциях по эксплуатации заводов-изготовителей. Все устройства РЗА, включая вторичные цепи, измерительные трансформаторы и элементы приводов коммутационных аппаратов, относящиеся к устройствам РЗА, должны периодически подвергаться техническому обслуживанию.

В зависимости от типа устройств РЗА и условий их эксплуатации в части воздействия различных факторов внешней среды цикл технического обслуживания установлен от трех до восьми лет.

Под циклом технического обслуживания понимается период эксплуатации устройств между двумя ближайшими профилактическими восстановлениями, в течение которого выполняются в определенной последовательности установленные виды технического обслуживания, предусмотренные настоящими Правилами.

Для устройств РЗА подстанций 110-750 кВ, в том числе повысительных подстанций электростанций, цикл технического обслуживания принят равным восьми годам для устройств на электромеханической элементной базе и шести годам - на микроэлектронной и микропроцессорной базе.

К устройствам на микроэлектронной базе отнесены устройства, измерительная и логическая части которых в основном или полностью выполнены на интегральных микросхемах.

Для устройств РЗА электрических станций цикл технического обслуживания зависит от категорий помещений, в которых они установлены.

К I категории относятся сухие отапливаемые помещения с наличием незначительной вибрации и запыленности, в которых отсутствуют ударные воздействия (ГЩУ, БЩУ, релейные щиты).

Помещения II категории характеризуются большим диапазоном колебаний температуры окружающего воздуха, незначительной вибрацией, наличием одиночных ударов, возможностью существенного запыления (панели РУСН 0,4 кВ, релейные отсеки КРУ 6 кВ).

Помещения III категории характеризуются наличием постоянной большой вибрации (камера АГП, зоны вблизи вращающихся машин).

Цикл технического обслуживания устройств РЗА в зависимости от категории помещения, где установлено устройство, принят равным соответственно восьми, шести и трем годам.

Цикл технического обслуживания расцепителей автоматических выключателей всех типов принят равным шести годам.

Для неответственных присоединений напряжением 0,4-6 кВ электростанций продолжительность цикла технического обслуживания устройств дистанционного управления и сигнализации может быть увеличена вдвое по сравнению с продолжительностью цикла технического обслуживания устройств РЗА этих присоединений (но не более чем до восьми лет).

Установленная выше продолжительность цикла технического обслуживания устройств РЗА решением главного инженера предприятия может быть увеличена или сокращена в зависимости от конкретных условий эксплуатации, длительности эксплуатации с момента ввода в работу, фактического состояния каждого конкретного устройства, а также квалификации обслуживающего персонала МС РЗАИ. Для устройств РЗА главной схемы электростанций, оборудования и линий электропередачи подстанций, находящихся в ведении или управлении диспетчера энергосистемы, это решение должно быть согласовано со службой РЗА АО-энерго, для остальных устройств РЗА такое согласование не требуется.

Допускается с целью совмещения проведения...