Релейная защита и автоматика подстанции 500 кВ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки РФ

Филиал федерального государственного бюджетного образовательного учреждения ысшего профессионального образования

«Национальный исследовательский университет «МЭИ» в г. Смоленске

Кафедра Электроэнергетические системы

ВЫПУСКНАЯ РАБОТА

Тема: Релейная защита и автоматика подстанции 500кВ

Студент

Матюхов С.С

Руководитель

Ковженкин В.С.

Смоленск 2015 г



ВВЕДЕНИЕ

В данном дипломном проекте рассматривается проектирование районной электрической сети. Источником питания является ПС, от которой питаются 5 пунктов потребителей. Каждый пункт содержит определенное количество потребителей I,II и третий категории, а так же каждый пункт имеет свой график нагрузки и свой коэффициент мощности. Необходимо спроектировать районную электрическую сеть.

Первым делом необходимо охарактеризовать электрифицируемый район, состав потребителей, и источник питания.

Прежде чем приступать к проектированию схемы районной электрической сети, необходимо определить потребную району активную мощность и энергию. Далее необходимо составить баланс реактивной мощности и при необходимости установить в пунктах компенсирующие устройства (КУ). После чего можно приступать к составлению рациональных вариантов схем сети. Из всех полученных исключаются варианты с «обратным» потоком мощности и выбираются 2 наиболее рациональные в зависимости от минимальной длины ВЛ и надежности.

Далее выбирается номинальное напряжение линии электропередачи, и подбирается сечение ВЛЭП по нормированному значению экономической плотности тока. После выбора необходимых параметров проводов выбираются трансформаторы у потребителей.

Подобрав все необходимое оборудование, проводится технико-экономическое сравнение выбранных вариантов схем сети, где исключается схема с наибольшими затратами на строительство.

Определившись со схемой сети и с использовавшимся на ней оборудованием, необходимо рассчитать и проанализировать основные режимы сети, такие как: режим наибольших нагрузок, режим наименьших нагрузок, послеаварийные режимы.



1. АНАЛИЗ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

1.1 Характеристика электрифицируемого района

Прежде чем спроектировать районную электрическую сеть необходимо выявить характеристики электрифицированного района. Данная районная электрическая сеть проектируется на территории города Смоленска.

Согласно ПУЭ при расчете ВЛ и их элементов должны учитываться климатические условия - ветровое давление, толщина стенки гололеда, температура воздуха, интенсивность грозовой деятельности, пляска проводов и тросов, вибрация. Определение расчетных условий по ветру и гололеду производится на основании соответствующих карт климатического районирования территории РФ. Смоленская область входит во II район по ветровому давлению и во II район по толщине стенки гололеда.

Температура воздуха определяется на основании данных метеорологических станций и составляет: от 3,4°С на северо-востоке до 4,8°С на юге, максимальная температура воздуха +36°С, минимальная - 32°С.

Интенсивность грозовой деятельности определяется по карте районирования территории РФ по числу грозовых часов в году и составляет 40 - 80 часов с грозой в году.

Определение районов по частоте повторяемости и интенсивности пляски проводов и тросов производится по карте районирования территории РФ. Смоленская область принадлежит району с умеренной пляской проводов - частота повторяемости пляски 1 раз в 5 лет и менее.

Нормативное ветровое давление Wo принимается в зависимости от района по ветровому давлению. Для II района оно соответствует Wо = 500 Па. Скорость ветра Vо составляет 29 м/с.

Нормативная толщина стенки гололеда bэ принимается в зависимости от от района по толщине стенки гололеда. Для II района bэ = 15 мм.



1.2 Характеристика потребителей

В районе строительства существует пять пунктов потребления электроэнергии, наибольшие зимние нагрузки которых равны соответственно П1- 24, П2- 6, П3-18, П4-15, П5-9 МВт. Коэффициент мощности нагрузки В пунктах 1 и 5 равен 0.9, в пунктах 3, 4 равен 0.89, в пункте 2 равен 0.88. Потребители по надёжности электроснабжения I,II и III категории во всех пунктах. Номинальное напряжение вторичной сети проектируемой системы 10 кВ. По графикам нагрузки видно, что увеличение потребления энергии приходится с 8 до 20 часов, в ночное время характерен спад потребляемой мощности.

1.3 Характеристика источника питания

Источником питания является Электрическая подстанция.

Электрическая подстанция (ПС) -- электроустановка, предназначенная для приема, преобразования и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторов или других преобразователей электрической энергии, устройств управления, распределительных и вспомогательных устройств. Подстанция, в которой стоят повышающие трансформаторы, повышает электрическое напряжение при соответствующем снижении значения силы тока, в то время как понижающая подстанция уменьшает выходное напряжение при пропорциональном увеличении силы тока.

Функционально подстанции делятся на:

Трансформаторные подстанции -- подстанции, предназначенные для преобразования электрической энергии одного напряжения в энергию другого напряжения при помощи трансформаторов.

Преобразовательные подстанции -- подстанции, предназначенные для преобразования рода тока или его частоты.

По значению в системе электроснабжения:

Главные понизительные подстанции (ГПП);

Подстанции глубокого ввода (ПГВ);

Тяговые подстанции для нужд электрического транспорта,

Комплектные трансформаторные подстанции.

В зависимости от места и способа присоединения.

Тупиковые -- питаемые по одной или двум радиальным линиям.

Ответвительные -- присоединяемые к одной или двум проходящим линиям на ответвлениях.

Проходные -- присоединяемые к сети путём захода одной линии с двухсторонним питанием.

Узловые -- присоединяемые к сети не менее чем тремя питающими линиями.

По месту размещения подстанции делятся на:

Открытые -- оборудование которой расположено на открытом воздухе.

Закрытые -- подстанции, оборудование которых расположено в здании. Необходимую сети мощность, согласно ПУЭ, следует выдавать по двухцепной линии, поскольку во всех пунктах нагрузки имеются потребители I категории.

Средний номинальный коэффициент мощности генераторов системы, в которую входит район - 0,9.Напряжения на шинах источников питания составляют при наибольших нагрузках - 104%, при наименьших - 101%, при тяжелых авариях в питающей сети - 104%.



2. ПОТРЕБЛЕНИЕ АКТИВНОЙ И БАЛАНС РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ПРОЕКТИРУЕМОЙ СЕТИ

2.1 Определение потребной району активной мощности и энергии

1) Построим суточные графики нагрузки для зимы и лета в именных единицах (табл. 1,2).

Таблица 1. Суточный график потребления активной мощности для зимних суток.

Дt,ч Pi, МВт	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24
P1	4.8	14.4	24	19.2	9.6	4.8
P2	2.4	3.6	4.8	6	4.8	2.4
P3	3.6	10.8	18	14.4	7.2	3.6
P4	6	9	12	12	15	6
P5	3.6	5.4	7.2	9	7.2	3.6
?Pi	20.4	43.2	66	60.6	43.8	20.4

, где

Таблица 2. Суточный график потребления активной мощности для летних суток.

Дt,ч Pi, МВт	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24
P1	2.88	8.64	14.4	11.52	5.76	2.88
P2	1.44	2.16	2.88	3.6	2.88	1.44
P3	2.16	6.48	10.8	8.64	4.32	2.16
P4	3.6	5.4	7.2	7.2	9	3.6
P5	2.16	3.24	4.32	5.4	4.32	2.16
?Pi	12.24	25.92	39.6	36.36	26.28	12.24

Максимальная потребляемая сетью активная мощность складывается из суммарной максимальной активной мощности пунктов нагрузки и потерь активной мощности в электрической сети. На первом этапе расчетов потери активной мощности в сети принимаемравными 5% от суммарной максимальной активной мощности нагрузки. Потребность сети в активной мощности полностью обеспечивает источник питания.

,

2) Определим годовое потребление электроэнергии в каждом пункте (число зимних суток в году равно 200, а летних 165).

,

,

,

Аналогично расчету для первого пункта, определим годовое потребление для остальных пунктов нагрузки (табл. 3).

Таблица 3. Годовое потребление электроэнергии в пунктах нагрузки.

Пункт Эi, МВТ•ч	1	2	3	4	5
	307.2	96	230.4	240	144
	184.32	57.6	138.24	144	86.4
	91852.8	28704	68809	71760	43056

4) Рассчитаем для каждой нагрузки число часов использования максимальной нагрузки.



,

,

Таблица 4. Продолжительность использования максимальной нагрузки.

Пункт	1	2	3	4	5
Tmaxi, ч/год	3827	4784	3822	4784	4784

2.2 Составление баланса реактивной мощности

1) Построим суточные графики потребления реактивной мощности для зимних и летних суток.

Таблица 5. Суточный график потребления реактивной мощности для зимних суток.

Дt,ч Qi, Мвар	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24
Q1	2.25	6.76	11.28	9.02	4.51	2.25
Q2	1.24	1.87	2.49	3.12	2.49	1.24
Q3	1.76	5.29	8.82	7.05	3.52	1.76
Q4	2.94	4.41	5.88	5.88	7.35	2.94
Q5	1.69	2.53	3.38	4.23	3.38	1.69
?Qi	9.88	20.86	31.85	29.3	21.25	9.88

Таблица 6. Суточный график потребления активной мощности для летних суток.

Дt,ч Qi, МВт	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24
Q1	1.35	4.05	6.76	5.4	2.7	1.35
Q2	0.75	1.12	1.49	1.87	1.49	0.75
Q3	1.05	3.17	5.29	4.23	2.11	1.05
Q4	1.76	2.64	3.52	3.52	4.41	1.76
Q5	1.01	1.52	2.02	2.53	2.02	1.01
?Qi	5.92	12.52	19.11	17.58	12.75	5.92

Максимальная потребляемая сетью реактивная мощность складывается из суммарной максимальной мощности пунктов нагрузки с учетом потерь реактивной мощности в линиях и трансформаторах сети за вычетом зарядной мощности, генерируемой ВЛ:

,

На первом этапе расчетов принимаем, поэтому:

,

Потери реактивной мощности в трансформаторах приближенно принимаем равными 10% от полной суммарной мощности пунктов нагрузки:

,

,

,

2) Реактивная мощность, которую может обеспечить ИП:

,

3) Выбор и размещение К.У. производят исходя из необходимости обеспечения требуемой пропускной способности сети в нормальном и послеаварийных режимах при поддержании нормативных уровней напряжения и запасов устойчивости. Так как то необходимо устанавливать в пунктах нагрузки компенсирующие устройства:

,

4) Размещаем К.У. по условию нормированного значения у потребителей:

,

5)В данном пункте предлагаем к установке две установки КРМ(УКЛ)-10,5-600 и две установки КРМ(УКЛ)-10,5-225. Фактическая мощность компенсирующих устройств равна:

,

6) Определяем новые значения реактивной мощности и коэффициентов мощности:

,

Расчеты для остальных пунктов выполним аналогично и представим в виде таблицы (табл.7).



Таблица 7. Определение коэффициентов реактивной мощности после установки К.У.

Составляющая пункт	1	2	3	4	5
Pmax	24	6	18	15	9
tgц	0,47	0,52	0,49	0,49	0,47
Qкурасч	1.68	0.72	1.62	1.35	0.63
КУ, МВАр:	2по 0,6 2 по 0,225	2 по 0,125 2 по 0,225	2по 0,6 2 по 0,225	2 по 0,6 2 по 0,075	4 по 0,16
Qкуфакт	1.65	0.7	1.65	1.35	0.6
Qmax	11.28	3.12	8.82	7.35	4.23
Qґmax	9.63	2.42	7.17	6.0	3.63
Sґmax	25.85	6.46	19.37	16.15	9.7
cosґц	0,93	0,93	0,93	0,93	0,93
tgґц	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4



3. КОНФИГУРАЦИЯ, НОМИНАЛЬНОЕ НАПРЯЖЕНИЕ, СХЕМА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ, ПАРАМЕТРЫ ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ СЕТИ

3.1 Составление рациональных вариантов схем сети

Требования, предъявляемые к схемам электрической сети:

1) Схема сети должна быть экономичной и иметь возможность ее построения из унифицированных элементов линии и подстанций.

2) Схема должна обеспечивать необходимую надежность электроснабжения.

3) При разработке схемы электрической сети необходимо обеспечивать нормированное качество электроэнергии у потребителей.

4) Схема сети должна быть достаточно гибкой, т.е. приспособленной к разным режимам распределения мощности.

5) Схема сети должна строиться с максимальным охватом территории.

6) Схема должна обеспечивать оптимальный уровень токов короткого замыкания.

7) Построение электрической схемы должно соответствовать условиям охраны окружающей среды.

Составим 4 конфигураций схемы электрической цепи:

Из этих 4 выбираем 2 рациональные, для чего определим их длину, учитывая масштаб: 1см=10 км. Протяженность ВЛ на 20% больше воздушной прямой.

Исходя из конструкции электрической цепи и ее длины выбираем в качестве рациональных2 и 4 схему.

3.2. Выбор напряжения линий электропередачи.

1) Для схемы 1:

Таблица 9.1. Определение максимальной мощности, передаваемой по линиям Схема 2.

Дt,ч Pi, МВт	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24
Линия ИП-1
P1	4.8	14.4	24	19.2	9.6	4.8
P5	3.6	5.4	7.2	9	7.2	3.6
P3	3.6	10.8	18	14.4	7.2	3.6
P4	6	9	12	12	15	6
?Pi	18	39.6	61.2	54.6	39	18
Линия ИП-2
P2	2.4	3.6	4.8	6	4.8	2.4
Линия 1-3
P3	3.6	10.8	18	14.4	7.2	3.6
P4	6	9	12	12	15	6
?Pi	9.6	19.8	30	26.4	22.2	9.6
Линия 1-5
P5	3.6	5.4	7.2	9	7.2	3.6
Линия 3-4
P4	6	9	12	12	15	6

Uэк3-4 = = = 52.85кВ, т.к> 50кВ, то принимаем Uном = 110кВ, результаты расчетов для других линий приведены в таблице 10

Таблица 10. Определение номинального напряжения линий схемы 1.

Линия	ИП-3	ИП-2	3-4	1-5	ИП-1
L, км	25.44	18	24	21.6	24
Uэк, кВ	72.56	34.01	52.85	41.4	73.69
Uном, кВ	110	35	110	35	110

1) Для схемы 2:

Аналогичным образом рассчитываем и для схемы 2:

Таблица 11. Определение номинального напряжения линий схемы 2.

Линия	1-3	1-5	3-4	ИП-2	ИП-1
Рmax, МВт	30	9	15	6	61.2
L, км	18.96	21,6	24	18	24
Uэк, кВ	71.02	41.15	52.85	33.97	97.08
Uном, кВ	110	35	110	35	110

3.2 Выбор сечений проводов воздушных линий электропередач

При проектировании ВЛ напряжением до 500 кВ включительно выбор сечения проводов производится по нормированным обобщенным показателям. В качестве таких показателей используются нормированные значения плотности тока jнэк. Данные нормированные плотности тока для ВЛ 35-500 кВ приводятся в соответствующих разделах ПУЭ.

Определим сечение 3-4 в схеме 1:

Tmax2-3 = = = 4784 ч/год ,

по таблице определяем jнэк = 0,9 А/мм2

Iрасч = = = = 43,12 А

Fрасч = = = 47.91 мм2,

по шкале номинальных сечений принимаем F = 70 мм2.

Результаты расчетов для других линий приведены в таблице 12(cosц = 0.93,N = 2).

Таблица 12. Определение сечений проводов воздушных линий электропередач.

	Линия	Эгод МВт·ч	Рmax МВт	Тmax ч/год	jнэк А/мм2	Uном кВ	Iрасч А	Fрасч мм2	F мм2
Схема 1	3-4	Эгод3	71760	15	4784	0,9	110	43.12	47.91	70
	ИП-3	Эгод3	68809	30	4685	0,9	110	86.25	95.83	120
		Эгод4	71760
		ЭгодУ	140569
	1-5	Эгод5	43056	9	4784	0,9	110	81.32	96.38	120
	ИП-1	Эгод1	91852.8	31.2	4324	0,9	110	89.70	99.66	120
		Эгод5	43056
		ЭгодУ	134908.8
	ИП-2	Эгод2	28704	6	4784	0,9	35	54.21	60.24	70
Схема 2	3-4	Эгод4	71760	15	4784	0,9	110	44.56	49.51	70
	1-3	Эгод3	68809	30	4685	0,9	110	86.25	95.83	120
		Эгод4	71760
		ЭгодУ	153750
	ИП-1	Эгод1	91852.8	61.2	4501	0,9	110	175.95	195.5	240
		Эгод5	43056
		Эгод3	68809
		Эгод4	71760
		ЭгодУ
	1-5	Эгод5	43056	9	4784	0,9	35	81.32	96.35	120
	ИП-2	Эгод2	28704	6	4784	0,9	35	54.21	60.24	70

Проверка выбранных сечений:

Вариант схемы №1:

3-4:IРАБ MAX1 = 2· IРАСЧ = 2· 43.12 = 86.24A

Для сечения 70 мм2:IДОП1 = 270 А, КT = 1.29

IДОП1 ·КТ ? IРАБ MAX1; 270·1.29 ? 86.24; - проверку проходит

ИП-3:IРАБMAX2 = 2· IРАСЧ = 2· 86.25 = 172.5A

Для сечения 120 мм2:IДОП2 =385 А, КT = 1.29

IДОП2 ·КТ ? IРАБ MAX2; 385·1.29 ? 172.5 ;- проверку проходит

1-5:IРАБ MAX3 = 2· IРАСЧ = 2· 81.32 = 162.6A

Для сечения 120 мм2:IДОП3 = 385 А, КT = 1.29

IДОП3 ·КТ ? IРАБ MAX3; 385·1.29 ? 162.5; - проверку проходит

ИП-1:IРАБMAX4 = 2· IРАСЧ = 2· 89.7 = 179.4A

Для сечения 120 мм2:IДОП4 =385 А, КT = 1.29

IДОП4 ·КТ ? IРАБ MAX4; 385·1.29 ? 179.4; - проверку проходит

ИП-2:IРАБMAX5 = 2· IРАСЧ = 2· 54.21 = 108.42A

Для сечения 70 мм2:IДОП5 =270 А, КT = 1.29

IДОП5 ·КТ ? IРАБ MAX5; 270·1.29 ? 108.42 ; - проверку проходит

Вариант схемы №2:

3-4:IРАБ MAX1 = 2· IРАСЧ = 2· 44.56 = 89.12A

Для сечения 70 мм2:IДОП1 = 270 А, КT = 1.29

IДОП1 ·КТ ? IРАБ MAX1; 270·1.29 ? 89.12; - проверку проходит

1-3:IРАБMAX2 = 2· IРАСЧ = 2· 86.25 = 172.5A

Для сечения 120 мм2:IДОП3 = 385 А, КT = 1.29

IДОП3 ·КТ ? IРАБ MAX3; 385·1.29 ? 172.5; - проверку проходит

ИП-1:IРАБMAX3 = 2· IРАСЧ = 2· 175.95 = 351.9A

Для сечения 240 мм2:IДОП3 = 605 А, КT = 1.29

IДОП3 ·КТ ? IРАБ MAX3; 605·1.29 ? 351.9; - проверку проходит

1-5:IРАБ MAX4 = 2· IРАСЧ = 2· 81.32 = 162.64A

Для сечения 120 мм2:IДОП4 =385 А, КT = 1.29

IДОП4 ·КТ ? IРАБ MAX4; 385·1.29 ? 162.64 ; - проверку проходит

ИП-2:IРАБMAX5 = 2· IРАСЧ = 2· 54.21 = 108.42A

Для сечения 70 мм2:IДОП5 =270 А, КT = 1.29

IДОП5 ·КТ ? IРАБ MAX5; 270·1.29 ? 108.42 ; - проверку проходит

3.3 Выбор трансформаторов у потребителей

Схема 1.

Произведем выбор трансформатора для пункта 2:

Предварительно будем брать трансформатор ТМН-6300/35

1) Построим график нагрузки трансформатора:

2) Проведем на графике линию Sном.тр = 6.3 МВА

3) Выделим участок перегрузки h

4) Рассчитаем начальную нагрузку трансформатора:



k1 = = = 0.67

5) Рассчитаем предварительное значение коэффициента перегрузки:

kґ2 = = = 1.07

6) Определим 0,9·kmax и сравним с kґ2

kmax = = = 1.07

0,9·kmax = 0,9·1.07 = 0.96

kґ2> 0,9·kmax =>k2 = kґ2 = 1.07

hґ= = 4.93ч

7) Потаблице 9 ГОСТ 14209-85 определяем k2доп в зависимости от температуры окружающей среды Oохл = -10°С, коэффициента k1 = 0.67, времени перегрузки h=4 ч и системы охлаждения трансформатора - М: k2доп = 1.7

Так как k2доп = 1.7>k2 = 1.07, то трансформатор может перезагружаться по заданному графику нагрузки. Выбор трансформаторов для остальных пунктов представлены в таблице 13, 14. Для всех пунктов Oохл = -10°С.



3.4 Технико-экономическое сравнение вариантов схем электрической сети

Схема 1:

1) Рассчитаем капиталовложения на сооружение ВЛЭП:

Линия ИП-2(F=70 мм2 , L=18 км):

Составляющая	Расчет	Величина [тыс.руб.]
kбаз	2·740·18	26640
kпрос	95·2·18·0.25	855
kлежн.д	370·18·0.05	333
kотв.з	50·35·18·10-3·2	63
kВЛ, всего		27891

Линия ИП-3 (F=120 мм2 , L=25.44 км):

Составляющая	Расчет	Величина [тыс.руб.]
kбаз	1150·25.44	29256
kпрос	95·25.44·0.25	604.2
kлежн.д	370·25.44·0.05	470.64
kотв.з	50·40·25.44·10-3	50.9
kВЛ, всего		30381.74

Линия 3-4 (F=70 мм2 , L=24 км):

Составляющая	Расчет	Величина [тыс.руб.]
kбаз	2·850·24	40800
kпрос	95·2·24·0.25	1140
kлежн.д	370·24·0.05	444
kотв.з	50·40·24·10-3·2	96
kВЛ, всего		42480

Линия ИП-1 (F=120 мм2 , L=24 км):

Составляющая	Расчет	Величина [тыс.руб.]
kбаз	1150·24	27600
kпрос	95·24·0.25	570
kлежн.д	370·24·0.05	444
kотв.з	50·40·24·10-3	48
kВЛ, всего		28662

Линия 1-5 (F=120 мм2 , L=21.6 км):

Составляющая	Расчет	Величина [тыс.руб.]
kбаз	1070·21.6	23112
kпрос	95·21.6·0.25	513
kлежн.д	370·21.6·0.05	399.6
kотв.з	50·35·21.6·10-3	37.8
kВЛ, всего		24062.4

Определим капиталовложения на сооружение ПС. Предварительно выберем схему ОРУ ПС. Для выбора схемы открытого распределительного устройства ПС необходимо знать напряжение, количество присоединений, мощность трансформаторов, а также руководствоваться дополнительными условиями применения.

Рассмотрим выбор ОРУ ПС в пункте 2. Анализируя известные данные и используя типовой альбом схем РУ напряжением 35-750 кВ, предлагаем схему 35-4Н «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий на тупиковых и ответвительных ПС (на высшем напряжении)». Определим стоимость двух трансформаторов, используя данные таблицы 7.20 [1, с. 353]:



,

С помощью данных таблиц 7.18 и 7.19 определяем стоимость ОРУ:

,

Далее определим постоянную часть затрат, которая учитывает подготовку и благоустройство территории, ОПУ, подъездные дороги, освещение и т.д. По данным таблицы 7.30 [1, с.359] для соответствующей схемы ПС находим:

,

Теперь определим стоимость постоянного отвода участка земли под ПС. На основании данных таблицы 7.17 [1, с.350], находим:

,

Определим

,

Отвод земли

,

Таким образом, капиталовложения на строительство ПС в пункте 1 составляют:



,

Аналогичным образом определим капиталовложения на строительство ПС в других пунктах. Полученные результаты представлены в таблице 15, 16.

Таблица 15. Определение капиталовложений на строительство ПС Схема 1.

Кi Пункт	Схема ОРУ	Кт, тыс.руб	КОРУ, тыс.руб	Кпост.ч, тыс.руб	Кпроч., тыс.руб	Котв.земли, тыс.руб	КПСитог, тыс.руб
			ВН	СН
1	рас-чет	110-4Н 35-9	8200•2	7000•2 =14000	2000•5 =10000	10750	51150	50•15	51900
	величина		16400					750
2	рас-чет	35-4Н	2200•2	2000•2 =4000	-	5000	13400	50•2.5	13525
	величина		4400					125
3	рас-чет	110-4Н	5900•2	7000•2 =14000	-	9000	34800	50•10	35300
	величина		11800					500
4	рас-чет	110-4Н	5900•2	7000•2 =14000	-	9000	34800	50•10	35300
	величина		11800					500
5	рас-чет	35-4Н	2200•2	2000•2 =4000	-	5000	13400-	50•2.5	13525
	величина		4400					125

Определим суммарные издержки на обслуживание и ремонт линий и подстанций. Нормы ежегодных издержек для линий и ПС принимаем равными соответственно аВЛ =0,8% и аПС =5,9%. Полученные результаты приведены в таблице.

Суммарные затраты на возмещение потерь определяются:

,

где - годовые потери электроэнергии в ЛЭП и трансформаторах;

Ц - стоимость потерь электроэнергии.

Определим потери электроэнергии в линиях. По таблице 3.8 [1, с. 86] для линии ИП - 2 сечением 70 мм2 определяем значение r0=0,422. Учитывая, что питание потребителя производится по двум цепям линий, полное сопротивление линии ИП-1 равно:

,

Теперь определим суточные и годовые потери электроэнергии.

,

,

,

Аналогично определяем потери в остальных ВЛ. Результаты приведены в таблицах18 и 19.

Таблица 18. Определение потерь электроэнергии в ЛЭП для первого варианта схемы.

Линии	Uном ,кВ	r0, Ом/км	L,км	RЛ, Ом	ДЭсут_з, МВт•ч	ДЭсут_лМВт•ч	ДЭгод ,МВт•ч
ИП-1	110	0.244	24	2.92	1.71	0.61	443.7
ИП-2	35	0.422	18	3.8	1.52	0.55	394.75
1-5	35	0.244	21.6	2.63	2.38	0.85	617.68
ИП-3	110	0.244	25.44	3.1	1.65	0.59	428.06
3-4	110	0.422	24	5.06	1.28	0.46	332.57



Таблица 19. Определение потерь электроэнергии в ЛЭП для второго варианта схемы.

Линии	Uном ,кВ	r0, Ом/км	L,км	RЛ, Ом	ДЭсут_з, МВт•ч	ДЭсут_лМВт•ч	ДЭгод ,МВт•ч
ИП-2	35	0.422	18	3.8	1.52	0.55	394.75
1-5	35	0.244	21,6	2.63	2.38	0.85	617.68
1-3	110	0.244	18.96	2.31	1.23	0.44	319.08
ИП-1	110	0.118	24	1.41	1.58	0.56	409.92
3-4	110	0.422	24	5.06	1.28	0.46	332.57

Потери электроэнергии в трансформаторе, установленном в пункте 2 схемы 1, равны:

,

,

,

,

,

Величина потерь электроэнергии для остальных трансформаторов представлена в таблице 20, 21.

Таблица 20. Определение потерь электроэнергии в трансформаторах Схема 1.

ДPхх, кВт	UномВН,кВ	Rт, Ом	ДЭсут_з	ДЭсут_л	ДЭ`год	ДЭ``год	ДЭгод
9.2	38.5	1.4	0.28	0.1	72.63	161.18	233.81
9.2	38.5	1.4	0.63	0.22	163.63	161.18	324.8
19	115	4.38	0.51	0.18	131	332.88	464.58
19	115	4.38	0.55	0.2	143	332.88	475.88
31	115	1.5	0.4	0.14	103.83	543.12	748.45
	115		0.06	0.02	15.7
	115		0.33	0.12	85.8

Таблица 21. Определение потерь электроэнергии в трансформаторах Схема 2.

ДPхх, кВт	UномВН,кВ	Rт, Ом	ДЭсут_з	ДЭсут_л	ДЭ`год	ДЭ``год	ДЭгод
9.2	38.5	1.4	0.28	0.1	72.63	161.18	233.81
9.2	38.5	1.4	0.63	0.22	163.63	161.18	324.8
19	115	4.38	0.51	0.18	131	332.88	464.58
19	115	4.38	0.55	0.2	143	332.88	475.88
31	115	1.5	0.4	0.14	103.83	543.12	748.45
	115		0.06	0.02	15.7
	115		0.33	0.12	85.8

Теперь определим затраты на возмещение потерь электроэнергии в сети для двух вариантов.

Таблица 22. Затраты на возмещение потерь электроэнергии в сети.

Вариант схемы	ДЭВЛ, МВт•ч	ДЭтр, МВт•ч	ДЭвсего, МВт•ч	Ц, коп/кВт•ч	Зпот?, тыс.руб
1 вариант	2550.9	2247.52	4798.42	6.5	311.9
2 вариант	2074	2247.52	4321.52		280.9

После определения всех составляющих найдем приведенные затраты и сравним варианты схем.

Разница между приведенными затратами двух вариантов исполнения сети:

ДЗ= Разница в экономических затратах является менее 5%, считаем оба варианта экономически равными, первая схема более надежна. Все дальнейшие расчеты будем производить для Схемы 1, т.к. она является более надежной, поэтому, выбираем именно ее.

Таблица 23. Определение приведенных затрат.

Вариант схемы	К?,тыс.руб	И?,тыс.руб	Зпот?, тыс.руб	З, тыс.руб
1 вариант	303027	10041.26	311.9	46716.4
2 вариант	306375	10068.05	280.9	47113.95



4. РАСЧЕТЫ ОСНОВНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СЕТИ

4.1 Составление схемы замещения сети и определение ее параметров

Составим схему замещения сети для второго варианта.Учитывая тот факт, что расчет основных режимов будем производить в среде программы RastrWin, то в Г-образной схеме замещения трансформаторов потери холостого хода будут учтены за счет активных GТ и реактивных BТпроводимостей.

Таблица 24 Расчет параметров линий электропередачи.

Линии	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b0, См/км •10-6	L, км	Rл,Ом	Xл, Ом	Bл, См•10-6
ИП-1	0.244	0.427	2.658	24	2.92	5.12	127
1-5	0.244	0.414	-	21.6	2.63	4.47	-
ИП-3	0.244	0.427	2.65	25.44	3.1	5.43	2544
3-4	0.422	0.444	2.54	24	5.06	5.32	121.9
ИП-2	0.422	0.432	-	18	3.79	3.88	-

Таблица 26. Активные и реактивные мощности в пунктах в режимах наибольших и наименьших нагрузок.

Пункт	Режим наибольших нагрузок	Режим наименьших нагрузок
	Pi, МВт	Qi, Мвар	Pi, МВт	Qi, Мвар
1	24	9.6	2.88	1.4
2	4.8	1.92	1.44	0.7
3	18	7.2	2.16	1.1
4	12	4.8	3.6	1.8
5	7.2	2.88	2.16	1.0



4.2 Расчет и анализ режима наибольших нагрузок

С помощью программной среды RastrWinрассчитаем режим наибольших нагрузок в системе.

Таблица 27. Диалоговое окно «узлы» программы RastrWin..

Таблица 28. Диалоговое окно «ветви» программы RastrWin.

Мощность генерации в режиме наибольших нагрузок составляет При этом потери активной мощности в сети составляют , что не превышает нормативных значений (8%).

Согласно нормативным требованиям в режиме наибольших нагрузок напряжения на шинах 10кВ ПС должно быть не ниже 105% от номинального, т.е. в данном случае не ниже 10,5 кВ.

Напряжение на шинах ПС в первом пункте составляет 10.13 кВ, во втором - 11.39 кВ, в третьем - 10.42 кВ, в четвертом - 10.46кВ и в пятом - 10.85кВ.Впервом, третьем и четвертом пункте необходимо произвести регулирование напряжения.

4.3 Расчет и анализ режима наименьших нагрузок

Таблица 29. Диалоговое окно «узлы» программы RastrWin.

Таблица 30. Диалоговое окно «ветви» программы RastrWin. Режим наименьших нагрузок.

Мощность генерации в режиме наименьших нагрузок составляет При этом потери активной мощности в се1 Введение

1.1 Успешная борьба с пожарами во многом зависит от наличия средств пожаротушения, постоянной их готовности к действию и умению персонала АЭС быстро и правильно их применять.

1.2 Как показывает статистика, большинство загораний и многие пожары, еще не получившие развития, успешно ликвидируются дежурным персоналом с применением первичных средств пожаротушения. Однако при пожаре необходимо немедленно сообщить о пожаре в пожарную охрану по телефону 01 и начальнику смены станции 6-23-52 о месте возникновения пожара, характер пожара (где и что горит), свою фамилию. После сообщения принять меры к тушению пожара с применением первичных средств пожаротушения (порошковыми и углекислотными огнетушителями, водяными струями от пожарных кранов и т.п.).

1.3 Умение персонала быстро и правильно применять средства пожаротушения достигается проведением занятий с членами добровольных дружин (ДПД), рабочими и служащими, а также проведением регулярных противопожарных тренировок согласно "Инструкции по организации противопожарных тренировок на атомных станциях концерна «Росэнергоатом» (РД ЭО 0036 - 95).

1.4 При тушении пожаров на электрооборудовании или на электроустановках, которые могут оказаться под напряжением, следует дополнительно руководствоваться требованиями «Типовой инструкции по тушению пожаров на электроустановках АЭС концерна «Росэнергоатом» и «Инструкции по тушению пожаров на электроустановках с АЭС» (Ис-004-ОИ).

2 Общие указания

2.1 Настоящая инструкция предназначена для лиц, ответственных за пожарную безопасность, за техническое состояние, сохранность и готовность первичных средств пожаротушения, в части касающихся, а также для проведения вводных, первичных на рабочем месте, повторных, внеплановых и целевых инструктажей для всего дежурного и ремонтного персонала, а также для рабочих, служащих и инженерно-технического персонала Смоленской АЭС.

2.2 Все производственные помещения, лаборатории, мастерские, склады, административные и служебные помещения должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения и пожарным инвентарем в соответствии с нормами расчета первичных средств пожаротушения (приложение А).

2.3 Обеспечение пожарным инвентарем и первичными средствами пожаротушения производственных помещений, лабораторий, мастерских, складских и административных помещений возлагается приказом директора на начальников цехов, отделов, лабораторий и т.п.; при их перемещении приказ обновляется.

2.4 Ответственность за сохранность, исправное состояние и постоянную готовность средств пожаротушения в лабораториях, мастерских, складских и других помещениях возлагается распоряжением начальника цеха на лиц, ответственных за пожарную безопасность соответствующих структурных подразделений.

2.5 На объекте должно быть определено лицо ответственное за приобретение, ремонт, сохранность и готовность к действию первичных средств пожаротушения.

2.6 Ответственные лица обязаны организовать регулярный контроль (в соответствии с паспортом завода изготовителя) за техническим состоянием, поддержанием хорошего эстетического вида и постоянной готовности к действию огнетушителей и других первичных средств пожаротушения. В ходе проведения внешнего осмотра проверяются:

- места установки огнетушителя и подходов к нему;

- наличие вмятин, сколов, глубоких царапин на корпусе, узлах управления, гайках и головке огнетушителя;

- состояние защитных и лакокрасочных покрытий;

- наличие четкой и понятной инструкции;

- наличие опломбированного запорной арматуры;

- исправность манометра или индикатора давления (если он предусмотрен конструкцией огнетушителя), наличие необходимого клейма и величину давления в огнетушителе закачного типа или в газовом баллоне;

- состояние гибкого шланга (при его наличии) и распылителя ОТВ (наличие механических повреждений, следов коррозии, литейного облоя или других предметов, препятствующих свободному выходу ОТВ из огнетушителя);

- состояние ходовой части и надежность крепления корпуса огнетушителя на тележке (для передвижного огнетушителя), на стене или в пожарном шкафу (для переносного огнетушителя).

Результаты осмотра должны регистрироваться в специальном журнале (приложение Б), а обнаруженные неисправности немедленно устраняться.

2.7 Запорная арматура (краны, рычажные клапаны, крышки горловин) углекислотных, порошковых и других огнетушителей должна быть опломбирована.

2.8 Не допускается использовать огнетушители и заряды к ним, не имеющие сертификат пожарной безопасности.

2.9 Необходимо строго соблюдать рекомендованный режим хранения и периодически проверять эксплуатационные параметры порошкового заряда (влажность, текучесть, дисперсность) в соответствии с техническими условиями.

2.10 Сроки проверки параметров огнетушащего вещества (ОТВ) и перезарядки огнетушителей определяются паспортами на данные виды огнетушителей.

2.11 Комплектование технологического оборудования огнетушителями осуществляется согласно техническим условиям (паспортов) на это оборудование или соответствующими правилами пожарной безопасности.

2.12 Первичные средства тушения пожара в производственных и других помещениях должны размещаться на видных местах вблизи от выходов из помещения. Огнетушители, имеющие полную массу менее 15 кг должны быть установлены таким образом, чтобы их верх располагался от пола на высоте не более 1.5 м, переносные огнетушители, имеющие полную массу 15 кг и более, должны устанавливаться так, чтобы их верх располагался от пола на высоте не более 1,0 м. Они могут устанавливаться на полу, с обязательной фиксацией от возможного падения при случайном воздействии (рисунок 2.1).

Рисунок 2.1 - подставки для огнетушителей

2.13 Навеска переносных огнетушителей на кронштейны, установка их в тумбы или пожарные шкафы должны выполнятся так, чтобы обеспечивалась возможность прочтения маркировочных надписей на корпусе.

2.14 Все средства пожаротушения должны иметь окраску согласно требованиям ГОСТ 12.4.026-2001 "Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная ". Окраска должна обновляться по мере необходимости.

2.15 В помещениях, насыщенных производственным или другим оборудованием, заслоняющим огнетушители или имеющих большие площади, должны быть установлены указатели их местонахождения. Указатели должны быть выполнены по НПБ 160-97 или по ГОСТ 12.4.026-2001 "Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная на видных местах внутри и вне помещений» и располагаться на видных местах на высоте 2,0-2,5 м от уровня пола с учетом условий их видимости.

Запрещается устанавливать первичные средства пожаротушения на путях эвакуации людей из помещения.

2.16 Расстояние от возможного очага пожара до ближайшего огнетушителя не должно превышать 20 м для общественных зданий и сооружений , 30 м - для помещений категорий А , Б и В, 40 м - для помещений категорий Г, 70 м - для помещений категорий Д.

2.17 В общественных и промышленных зданиях и сооружениях на каждом этаже должно размещаться не менее двух ручных огнетушителей.

2.18 Помещения категории Д могут не оснащаться огнетушителями, если их площадь не превышает 100 м.

2.19 При наличии нескольких помещений одной категории пожарной опасности количество необходимых огнетушителей определяется с учетом сумарной площади этих помещений.

2.20 Помещения, оборудованные автоматическими установками пожаротушения, обеспечиваются огнетушителями на 50%, исходя из расчетного количества.

2.21 При защите помещений ЭВМ, следует учитывать специфику взаимодействия огнетушащего вещества с защищаемым оборудованием, изделиями, материалами и т.п. Данные помещения следует оборудовать хладоновыми и углекислотными огнетушителями с учетом предельно допустимой концентрации огнетушащего вещества.

2.22 Огнетушители не должны устанавливаться в таких местах, где значения температуры выходит за температурный диапазон, указанный на огнетушителе.

2.23 Углекислотные и порошковые огнетушители разрешается устанавливать на улице и в не отапливаемых помещениях при температуре не ниже минус 20°С.

2.24 Каждый огнетушитель, установленный на АЭС, должен иметь порядковый номер, нанесенный на корпус белой краской.

2.25 Каждый случай неисправности любых средств пожаротушения, выявленный во время пожара, должен рассматриваться как авария основного оборудования. Причина неисправности, виновные и степень их виновности определяются специальной назначенной комиссией.

2.26 За порчу пожарного инвентаря или первичных средств пожаротушения виновные привлекаются к ответственности.

2.27 Использованные огнетушители, а также огнетушители с сорванными пломбами должны быть немедленно изъяты для проверки на СТООБ.

2.28 Учет проверки технического освидетельствования огнетушителей и баллонов следует вести в специальном журнале на СТООБ.

3. Порядок приведения огнетушителей в действие и меры безопасности при их применении

3.1 Огнетушитель углекислотный (рисунок 3.1) предназначен для тушения загораний различных веществ и материалов, за исключением тех, которые могут гореть без воздуха; загораний на электрифицированном железнодорожном и городском транспорте; электроустановок, находящихся под напряжением (в соответствии с паспортами завода изготовителя); загораний в музеях, архивах.

Рисунок 3.1 - углекислотные огнетушители

3.2 При пожаре:

- снять огнетушитель;

- поднести к очагу пожара (при наличии ветра с наветренной стороны);

- направить раструб на огонь;

- сорвать пломбу;

- выдернуть чеку;

- нажать на рычаг (открыть вентиль);

- направить струю снега на огонь с края.

При работе огнетушителем баллон не наклонять в горизонтальное положение, т. к. при этом не обеспечивается нормальная работа огнетушителя.

3.3 Запрещается применять огнетушитель для тушения пожаров электрооборудования, находящегося под напряжением выше 10 кВ.

3.4 Углекислотные огнетушители с диффузором, создающим струю огнетушащего вещества в виде снежных хлопьев, как правило, применяют для тушения пожаров класса А.

3.5 Углекислотные огнетушители с диффузором, создающим поток огнетушащего вещества в виде газовой струи, следует при менять для тушения пожаров класса Е.

3.6 Не допускается на объектах безыскровой и слабой электризации применять углекислотные огнетушители с раструбами из диэлектрических материалов.

3.7 Эффективность огнетушителя снижается при отрицательной температуре окружающей среды.

3.8 Пары углекислоты представляют опасность токсического воздействия на организм человека.

3.9 При применении углекислотных огнетушителей создается опасность снижения кислорода в воздухе в помещении.

3.10 При выходе заряда не допускается касание рукой раструба, т. к. температура его понижается до минус 70С, браться можно за поворотный механизм или за раструб в СИЗ.

3.11 После прекращения тушения пожара помещение необходимо провентилировать.

3.12 При необходимости выпуска заряда без раструба, огнетушитель должен быть закреплен, т. к. реактивная сила может его опрокинуть.

3.13 При тушении электроустановок, находящихся под напряжением, не допускается подводить раструб ближе 1 м до электроустановки и пламени.

3.14 Огнетушитель порошковый (рисунок 3.2, 3.2, 3.3) предназначен для тушения загораний: при воспламенении горючих жидкостей, при воспламенении различных предметов, веществ и оборудования транспортных средств, электроустановок и приборов, находящихся под напряжением до 1000 В.

Рисунок 3.2 - порошковые огнетушители

Рисунок 3.2 - порошковые огнетушители со встроенным источником давления



3.15 Порошковые закачные огнетушители (рисунок 3.3) заряжены огнетушащим порошком и закачаны газом (воздух, азот, углекислый газ) до давления 16 атмосфер. Индикатор давления, установленный на головке огнетушителя, позволяет визуально определить его работоспособность.

Рисунок 3.3 - порошковые закачные огнетушители

3.16 При пожаре:

- доставить огнетушитель к месту пожара;

- выдернуть чеку и нажать на рычаг;

- нажать на рычаг пистолета;

- направить струю на очаг пожара;

- тушить пламя с расстояния не более 4 м.

3.17 В зависимости от заряда порошковые огнетушители применяют для тушения пожаров классов А В С Е, В С Е или класса Д.

3.18 Для тушения пожаров класса Д огнетушители должны быть заряжены специальным порошком и оснащены специальным успокоителем для снижения скорости кинетической энергии порошковой струи. На корпусе огнетушителя делается надпись "Для тушения спецпродукта". Параметры и количество огнетушителей определяют исходя из специфики обращающихся пожароопасных материалов, дисперсности частиц и возможной площади пожара.

3.19 При тушении пожара порошковыми огнетушителями необходимо применять дополнительные меры по охлаждению нагретых элементов оборудования или строительных конструкций.

3.20 Не следует использовать порошковые огнетушители для тушения оборудования, которое может выйти из строя при попадании порошка (электронно-вычислительные машины, электронное оборудование, электрические машины коллекторного типа).

3.21 Во время приведения огнетушителя в действие необходимо отклонить огнетушитель горловиной в сторону от эксплуатирующего его.

3.22 При тушении пожара порошковым огнетушителем необходимо учитывать возможность образования высокой запыленности и снижения видимости очага пожара (особенно в помещении небольшого объема) в результате образования порошкового облака.

3.23 При тушении электрооборудования при помощи углекислотного или порошкового огнетушителя необходимо соблюдать безопасное расстояние (не менее 1 м) от распыливающего сопла и корпуса огнетушителя до токоведущих частей.

3.24 Запрещается тушение горящей одежды на человеке всеми видами огнетушителей.

4 Техническое обслуживание огнетушителей

4.1 Огнетушители, введенные в эксплуатацию, должны подвергаться техническому обслуживанию, которое обеспечивает поддержание их в постоянной готовности к использованию и надежную работу всех узлов в течение всего срока эксплуатации. Техническое обслуживание включает в себя периодические проверки и осмотры, ремонты, испытания и перезарядку огнетушителей.

Периодические проверки и осмотры проводятся лицами, ответственными за техническое состояние огнетушителей и назначенными приказом по цеху.

Ремонты, испытания и перезарядку огнетушителей проводят специализированные участки предприятия или сторонние организации, имеющие лицензию на данный вид деятельности.

4.2 Техническое обслуживание огнетушителей должно проводиться в соответствии с инструкцией по эксплуатации лицом, прошедшим в установленном порядке проверку знаний нормативно-технических документов по устройству и эксплуатации огнетушителей и параметров огнетушащих веществ.

4.3 Огнетушители, выведенные на время ремонта, испытания или перезарядки из эксплуатации, должны быть заменены резервными огнетушителями с аналогичными параметрами.

4.4 Перед введением в эксплуатацию огнетушитель должен быть подвергнут первоначальной проверке, в процессе которой производится внешний осмотр, проверяют комплектацию огнетушителя.

4.5 Ежегодная проверка огнетушителя включает в себя внешний осмотр, осмотр места его установки и подходов к нему. В процессе ежегодной проверки контролируют величину утечки вытесняющего газа, газового баллончика или огнетушащего вещества. Углекислотные огнетушители (ОУ 2, 3, 5, 8, 25, 80) взвешивают на весах. Огнетушитель необходимо направить на перезарядку, если утечка углекислоты при взвешивании превышает 5% (масса незаряженного огнетушителя выбита на квадрате запорно-пускового устройства).

4.6 При воздействии на огнетушители неблагоприятных факторов: температуры, влажности, коррозии активной среды, воздействия вибрации. Проверка огнетушителя и контроль огнетушащего вещества может проводиться чаще.

4.7 Не реже одного раза в 5 лет каждый огнетушитель и баллон с вытесняющим газом должны быть разряжены, корпус огнетушителя полностью очищен от остатков огнетушащего вещества, произведены внешний и внутренний осмотр, а также гидравлическое испытание на герметичность корпуса огнетушителя, пусковой головки, шланга и запорного устройства. В ходе проверки необходимо обратить внимание на:

- состояние внутренней поверхности корпуса огнетушителя (наличие вмятин или вздутий металла, отслаивания защитного покрытия);

- наличие следов коррозии;

- состояние прокладок, манжет или других видов уплотнений;

- состояние предохранительных устройств, фильтров, приборов измерения давления, редукторов, вентилей, запорных устройств и их посадочных мест;

- массу газового баллончика, срок его очередного испытания или срок гарантийной эксплуатации газогенерирующего элемента;

- состояние поверхности и узлов крепления шланга;

- состояние, гарантийный срок хранения и значение основных параметров огнетушащего вещества;

- состояние и герметичность контейнера для поверхностно активного вещества.

4.8 Корпуса низкого давления огнетушителей закачного типа, а также огнетушителей с термическим элементом должны подвергаться испытанию гидростатическим пробным давлением, равным 1,8 Рраб. мах, но не менее 2,0 МПа.

Корпуса огнетушителей низкого давления с газовым баллоном или с газогенерирующим элементом должны испытываться гидростатическим пробным давлением, равным 1,3 Рраб. мах, но не менее 1,5 МПа.

4.9 Корпуса углекислотных огнетушителей должны подвергаться испытанию гидростатическим давлением не реже одного раза в 5 лет.

4.10 Все огнетушители должны перезаряжаться сразу после применения или если величина утечки газового огнетушащего вещества или вытесняющего газа не соответствует паспортным данным.

4.11 Порошковые огнетушители, при техническом осмотре выборочно (не менее 3% от общего количества огнетушителей одной марки), разбирают и производят проверку основных эксплуатационных параметров огнетушащего порошка (внешний вид, наличие комков или посторонних предметов, сыпучесть при пересыпании рукой, возможность разрушения небольших комков до пылевидного состояния при их падении с высоты 20 см, содержание влаги и дисперсность). В том случае, если хотя бы по одному из параметров порошок не удовлетворяет требованиям нормативной и технической документации, все огнетушители данной марки подлежат перезарядке. мощность энергия напряжение электрооборудование

4.12 Порошковые огнетушители, установленные на транспортных средствах, должны обязательно проверяться в полном объеме с интервалом не реже одного раза в 12 месяцев. Порошковые огнетушители, установленные на транспортных средствах вне кабины или салона и подвергающиеся воздействию неблагоприятных климатических и физических факторов, должны перезаряжаться не реже одного раза в год, остальные огнетушители - не реже одного раза в два года.

4.13 Огнетушащие вещества, предназначенные для зарядки в огнетушитель, должны быть герметично упакованы, иметь четкую маркировку и необходимую сопроводительную техническую документацию, а также пройти входной контроль на проверку соответствия их основных эксплуатационных параметров требованиям нормативных документов.

4.14 Огнетушащее вещество, не соответствующее по своим параметрам требованиям нормативной и технической документации, не должно применяться для зарядки в огнетушители.

4.15 Не допускается смешивать порошковые составы различных типов, т к. это приводит к значительному ухудшению их эксплуатационных свойств и к снижению огнетушащей способности.

4.16 Запрещается преобразовывать огнетушители из одного типа в другой.

4.17 Запрещается заряжать огнетушащее вещество в корпус огнетушителя сверх допустимого значения, т. к. это может привести к его разрушению при надуве.

4.18 Корпуса порошковых и газовых огнетушителей перед зарядом огнетушащим веществом должны быть просушены. Наличие в них влаги не допускается.

4.19 Для создания давления в порошковых и хладоновых огнетушителях необходимо использовать сжатый азот или воздух, прошедший через фильтры и осушитель. Точка росы используемы5 Батарея двухбаллонная 2БР2МА

5.1 Батарея 2БР2МА предназначена для хранения и выпуска через гибкий шланг с раструбом двуокиси углерода, необходимой для пожаротушения небольших начальных загораний различных материалов и веществ, а также электроустановок под напряжением до 1000В (за исключением веществ, горение которых происходит без доступа воздуха).

5.2 Батарея 2БР2МА может применяться для локального пожаротушения по объему (до 5м3) отдельных агрегатов или оборудования и для локального тушения по площади в помещениях такого объема, где создавшаяся концентрация не будет опасна для здоровья людей.

5.3 Батарея 2БР2МА может эксплуатироваться при температуре окружающего воздуха плюс 5°С до плюс 50°С.

5.4 Управление пуском баллонов - местное - ручной пуск. Усилие на рычаг запорного устройства баллона не более 8 кгс. Время открытия запорного устройства не более 1 сек. Батарея 2БР2МА состоит из 2-х баллонов, установленных на раме. Головки при помощи трубопроводов соединены с обратным клапаном и с катушкой с рукавом. В конце рукава высокого давления закреплен раструб.

5.5 После вскрытия одной из запорных головок баллонов двуокись углерода через головку, обратный клапан и трубопроводы поступает в рукав и далее через раструб в виде снегообразной струи выходит в атмосферу (на очаг пожара).

5.6 В дежурном режиме запорные головки должны быть опломбированы так, чтобы открытие головки могло происходить только после срыва пломбы.

5.7 Длина рукава составляет 24 метра. Длина снегообразной струи двуокиси углерода из раструба не менее 4 метров. Продолжительность выпуска двуокиси углерода 45 сек.

5.8 Батарея 2БР2МА на объекте должна быть размещена в непосредственной близости от защищаемого объекта на расстоянии, обеспечивающем свободный доступ к ней. Расстояние от отопительных и нагревательных приборов должно быть не менее 1 метра,

5.9 Помещение с батареей должно быть оборудовано приточновытяжной вентиляцией с нижним забором воздуха.

5.10 При пожаротушении необходимо освободить раструб из держателя и разматывая рукав с катушки подойти к очагу пожара. После оценки ситуации подать команду второму оператору для открытия баллона с двуокисью углерода, для чего необходимо сорвать пломбировку запорной головки и переместить красный рычаг головки к себе до фиксированного положения.

5.11 При незначительном расстоянии очага пожара до батареи все действия может выполнить один оператор, открыв запорную головку, подходя к месту пожаротушения. Второй баллон батареи открывать только после прекращения выхода снегообразной струи двуокиси углерода через раструб из первого баллона. При этом закрытие опорожненного баллона не обязательно.

5.12 Техническое обслуживание

5.12.1 В процессе эксплуатации батареи 2БР2МА необходимо проводить:

- еженедельный технический осмотр;

- плановое техническое обслуживание.

5.12.2 При еженедельном осмотре проверить комплектность батареи, наличие и сохранность пломб и устранить обнаруженные неисправности.

5.12.3 Плановое техническое обслуживание проводится:

- раз в три месяца;

- ежегодно;

- раз в пять лет.

5.12.4 Раз в три месяца:

- провести работы в объеме еженедельного осмотра;

- очистить узлы и детали батареи от пыли и грязи;

- проверить массу двуокиси углерода в баллонах, для чего отсоединить трубопровод от запорной головки баллона и снять его с рамы, установить на платформу весов и провести взвешивание;

- баллоны, в которых масса двуокиси углерода меньше первоначального количества (фиксированного при зарядке) на 5% и более, подлежат дозарядке;

- результаты проверки занести в журнал, баллоны установить на место, закрепить и подсоединить трубопроводы.

5.12.5 При годовом техническом обслуживании:

- провести работы в объеме п.5.12.4;

- проверить дату последнего освидетельствования баллонов органами Госгортехнадзора и при необходимости произвести переосвидетельствование в установленном порядке;

- при необходимости восстановить окраску и маркировку.

5.12.6 Один раз в пять лет производится промывка трубопроводов от грязи, ржавчины с заменой трубопроводов, пришедших в негодность. По окончанию этой работы должны быть проведены гидравлические испытания трубопроводов и обратного клапана для определения их прочности давлением 19 МПа (190 кгс/см2) в течение не менее 5 мин. Испытание считается выдержанным, если при испытаниях не обнаружилось падение давления, а при осмотре не обнаружено выпучин, трещин, течей и запотеваний.

5.12.7 Во время эксплуатации батареи потребителям в специальном журнале рекомендуется заполнять формы 5, 7 документов, приведенных в приложении Е.

6 Пожарные щиты и пожарные посты (стенды)

6.1 Пожарные щиты предназначены для размещения и хранения огнетушителей, пожарного инструмента, применяемых для тушения пожара в производственных и складских помещениях, не оборудованных внутренним противопожарным водопроводом и автоматическими установками пожаротушения; а также на территориях объектов не имеющих наружного противопожарного водопровода или при удалении зданий (сооружений), наружных технологических установок этих предприятий на расстоянии более 100 м от наружных пожарных водоисточников, как правило устанавливаются специальные щиты (рисунок 6.1). Пожарные щиты должны устанавливаться в легкодоступных местах снаружи или внутри помещений у входа.

Рисунок 6.1 - щит пожарный

6.2 Количество щитов, их расположение и комплектование пожарным инвентарем определяются на месте в зависимости от степени огнестойкости зданий и сооружений, пожарной опасности производства и плошали территории (один пожарный щит должен быть установлен на площади до 500 м2).