Реферат на тему : Охорона праці та довкілля ДП “Полтаванафтогазгеологія - Мікроекономіка - Реферати - Каталог статей

Реферат на тему : Охорона праці та довкілля ДП “Полтаванафтогазгеологія Охорона праці та довкілля Значення охорони праці в забезпеченні безпечних та здорових умов праці На сьогоднішній день оснащення бурових технічними, механічними, автоматичними засобами набуло масового значення. Збільшилася кількість контрольно – вимірювальної апаратури, підвищилися швидкості буріння і СПО. Ці фактори вплинули на вимоги, які ставляться перед працюючими. Всі роботи по будівництву свердловини необхідно виконувати у повній відповідності з вимогами “Будівельних норм і правил СНіП”, “Правил безпеки в нафтогазовидобувній галузі”, “Правил пожежної безпеки в нафтовій промисловості”. На основі цих норм і правил по нашому підприємству розроблені, з врахуванням місцевих умов, виробничі інструкції з техніки безпеки і протипожежної техніки для кожної професії і кожного виду робіт, які періодично необхідно переглядати і перезатверджувати. Проаналізувавши причини травматизму розподіл нещасних випадків, на ДП “Полтаванафтогазгеологія”, по матеріальному фактору має такий вигляд:– 8,4 % – несправний інструмент;– 18,3 % – рухомі частини обладнання;– 11,2 % – обладнання, яке працює під тиском та інше. Розподіл нещасних випадків по професіях має такий вигляд:– 48,5 % – помічник бурильника;– 14,3 % – мотористи;– 8,8 % – бурильники;– 28,4 % – слюсар, з обслуговування бурового обладнання. Детальніші результати аналізу стану охорони праці за останні три роки приведені в таблиці 3.1 Таблиця 3.1 – Стан охорони праці на підприємстві Назва показника безпеки \| Розподіл по роках 2004 \| 2005 \| до квітня 2006 Кількість виробничих нещасних випадків \| 2 \| 5 \| 1 Загальна кількість днів непрацездатності всіх потерпілих \| 166 \| 328 \| 62 Середньоспискова чисельність працюючих на підприємстві \| 1254 \| 1467 \| 1474 Коефіцієнт частоти травматизму \| 1,59 \| 3,40 \| 0,67 Коефіцієнт важкості травматизму \| 83 \| 65,6 \| 62 Фінансування заходів з охорони праці, грн.:– планове– фактичне \| 159,3 136,7 \| 298,6 157 \| 317,2 54,7 Кількість працівників, притягнутих до відповідальності за порушення правил охорони праці \| 3 \| 18 \| 6 Кількість навчань з охорони праці \| 180 \| 204 \| 85 закінчення таблиці 3.1 – Стан охорони праці на підприємстві Назва показника безпеки \| Розподіл по роках 2004 \| 2005 \| до квітня 2006 Кількість виявлених порушень правил охорони праці \| 158 \| 217 \| 73 Кількість проведених перевірок охорони праці \| 37 \| 72 \| 28 Кількість атестацій робочих місць \| 693 \| 748 \| 355 Кількість працівників позбавлених премій за порушення правил охорони праці \| 12 \| 28 \| 6 Накладено штрафів на посадових осіб \| 8 \| 16 \| 4 Об’явлено доган за порушення правил охорони праці \| 5 \| 14 \| 3 (3.1) де: КП – кількість працюючих; n – число випадків (3.2) де: Н – показників втрати днів непрацездатності Розподіл виробничого травматизму за видами робіт та професіям показаний в таблиці 3.2. Таблиця 3.2 – Розподіл виробничого травматизму за видами робіт та професіями Технологічний процес \| Професія травмованого \| Вид робіт (травмуючий фактор) СПО (розкриття труб) \| помічник бурильника \| підвісний ключ СПО (устатановка ОБТ на підсвічник) \| помічник бурильник \| ОБТ Ремонт ДВЗ \| моторист \| інструмент Ремонт редуктора \| моторист, помічник бурильника \| деталі редуктора Спуск ОК \| помічник бурильника \| стальний трос, підвісний ключ, обсадна труба Переобладнання устя свердловини \| помічник бурильника \| канатні петлі При проведенні різного роду технічних та технологічних операцій кожен працюючий повинен прорахувати всі можливі ситуації і знаходитись в безпечній зоні. 3.2Аналіз потенційно-небезпечних факторів та шкідливостей виробничого середовища Таблиця 3.2 - Аналіз потенційно-небезпечних факторів. Потенційно-небезпечні фактори \| Травмонебезпечні ситуації Небезпека викидів нафти і газу \| Аварійна ситуація Зашламованість елементів бурильної колони \| Розливання розчину при підйомі колони Зменшення рівня рідини в свердловині Газонасиченість бурового розчину \| Небезпека нафтогазопроявів Вибухопожежна небезпека Забруднення атмосфери та робочого місця Нафтогазопрояви при розкритті колекторів Розгерметизація превентора \| Відкрите фонтанування Розгерметизація викидних ліній \| Травмування струменем рідини Невідповідність діаметра плашок \| Порушення герметизації Розглянемо небезпеки приведені в таблиці3.2 Під час розкриття колекторів насичених нафтою і газом при відсутності на буровій кульових кранів та зворотних клапанів існує небезпека нафтогазопроявів. У випадку відсутності у зворотного клапана пристрою для встановлення його у відкритому положенні можливе його неефективне використання. В процесі опресування превенторів існує небезпека травмування струменем рідини під тиском, якщо для опресування застосовується вода або струменем повітря або азоту. Неповна герметизація може мати місце, якщо плашки превенторів, встановлених на устя свердловини не відповідають діаметру бурильних труб, що використовуються. В умовах небезпеки нафтогазопроявів підсилена увага приділяється противикидному обладнанню. Під час появи нафтогазопроявів працюючий може не встигнути виконати необхідні дії: поставити запірні елементи засувок та вентилів у необхідне положення, відкрити панелі приладів, ввімкнути електроживлення, підняти робочий тиск в гідросистемі. Суттєві небезпеки пов'язані з можливістю виникнення сифона (зашламування долота та інших гідравлічних каналів). В цій ситуації виникає дві основні небезпеки: 1) Зниження рівня рідини та тиску, що діє на пласт. 2) Розливання бурового розчину та травмування робочого на слизькій підлозі. Під час буріння в газонасичених горизонтах відбувається газонасичення бурового розчину. Це викликає зменшення густини бурового розчину та зниження гідростатичного тиску стовпа рідини. У разі зменшення цього тиску нижче пластового може статися викид та відкрите фонтанування. Крім зниження густий розчину і тиску на продуктивний горизонт загазованість бурового розчину може викликати забруднення навколишньої території. В процесі дегазації бурового розчину в відкритих системах його приготування та очищення забруднюється атмосфера і виникає небезпека отруєння працюючих та виникнення в повітрі вибухонебезпечної концентрації газу. При наявності випадкового джерела запалювання може статись пожежа та вибух. В процесі освоєння і випробування у свердловині виникає небезпека виникнення відкритого фонтана, особливо, якщо свердловина не обладнана превенторною установкою за затвердженою схемою. Освоєння свердловин і наступне фонтанування може супроводжуватись високими тисками, які сприймає гирлове обладнання. Можлива втрата герметичності фонтанною арматурою приводить до необхідності її попереднього опресування. Під час освоєння свердловин існує небезпека прориву пластової води і газу з газової „шапки". Приблизно 75% випадків ураження людей струмом супроводжується виникненням місцевих електротравм. За видами травм ці випадки розподіляються наступним чином, - електричні опіки - 40; - електричні знаки – 7; - металізація шкіри - 3; - механічні пошкодження - 0,5; -електрофтальмія - 1,5 Аналіз нещасних випадків в промисловості, котрі супроводжуються тимчасовою втратою працездатності потерпілими свідчить про те, що кількість травм, викликаних дією електрики, порівняно невелика і складає 0,5-1% від загальної кількості нещасних випадків, що трапляються в промисловості. Проте слід зауважити, що з загальної кількості нещасних випадків зі смертельним наслідком на виробництві 20-40% трапляється внаслідок ураження електрострумом, що більше, ніж внаслідок дії інших причин, причому близько 80% смертельних уражень електричним струмом відбувається в електроустановках напругою до 1000 В. Ця обставина зумовлена значною поширеністю таких електроустановок і тим, що їх обслуговують практично всі особи, що працюють в промисловості, а електроустановки напругою понад 1000 В обслуговуються мало чисельним колом висококваліфікованого персоналу. Проходячи через тіло людини, електричний струм справляє термічну, електричну та механічну (динамічну) дію фізико-хімічні процеси притаманні живій та неживій матерії.. Одночасно електричний струм здійснює і біологічну дію, що є специфічним процесом, властивим лише живій тканині. Термічна, дія струму проявляється через опіки окремих ділянок тіла, нагрівання до високої температури кровоносних судин, нервів, серця, мозку та інших органів, як знаходяться на шляху струму, що викликає в них суттєві функціональні розлади. Електролітична дія, струму характеризується розкладом органічної рідини, в тому числі і крові, що супроводжується значними порушеннями їх фізико-хімічного складу. Механічна (динамічна) дія - це розшарування, та інші подібні ушкодження тканин організму, в тому числі м'язової тканини, стінок кровоносних судин, судин легеневих тканини внаслідок електродинамічного ефекту, а також миттєвого вибухоподібного утворення пари від перегрітої струмом тканинної рідини та крові. Біологічна дія струму проявляється через подразнення та збудження живих тканин організму, а також через порушення внутрішніх біологічних процесів, що відбуваються в організмі і котрі тісно пов'язані з його життєвими функціями. Згідно зі статистичними даними орієнтовний розподіл нещасних випадків внаслідок дії електричного струму в промисловості за вказаними видами травм має наступний вигляд: - місцеві електротравми - 20%; - електричні удари -25%; - змішані травми (одночасно місцеві електричні травми та електричні удари) - 55%. Місцева електротравма - яскраво виявлене порушення щільності тканин тіла, в тому числі кісток, викликане впливом електричного струму або електричної дуги. Найчастіше ~ це поверхневі ушкодження, тобто ушкодження шкіри, а інколи й інших м'яких тканин, зв'язок та кісток. 3.3 Забезпечення нормальних умов праці та безпеки технологічних процесів. При розкритті колекторів, насичених нафтою і газом, на буровій необхідно мати два кульових крана. Один встановлюється між робочою трубою і її запобіжним перевідником, другий е запасним. При розкритті газових пластів з аномально високим тиском, сірководневміщуючих пластів на буровій повинно бути три крани. Один кульовий кран встановлюється між робочою трубою і вертлюгом, другий між робочою трубою і її запобіжним перевідником, третій є запасним. Усі кульові крани повинні знаходитися у відкритому стані. Крім кульових кранів, на буровій необхідно мати два зворотних клапани з пристроєм для встановлення їх у відкритому положенні, один із яких є робочим, а другий - резервним. Превентори разом із хрестовинами і корінними засувками до встановлення на устя свердловини опресовуються водою на робочий тиск, зазначений у паспорті. При кущовому способі буріння терміни опресування ПВУ на робочий тиск визначаються з узгодженням з територіальними органами Держнаглядохоронпраці. Після ремонту пов'язаного зі зварюванням і токарною обробкою корпуса, превентори опресовуються на пробний тиск. Превентор із зрізаючими плашками повинен бути опресований на стенді на робочий тиск при закритих плашках, а працездатність превентора перевірена шляхом відкриття, закриття плашок. Результати опресування оформляються актом. Після монтажу превенторної установки чи спуску чергової обсадної колони, в тому числі потайної до розбурювання цементної склянки превенторна установка до кінцевих засувок маніфольдів високого тиску повинна бути опресована водою, азотом чи повітрям на тиск опресування обсадної колони. Викидні лінії після кінцевих засувок опресовуються водою на тиск: - 50 кгс/см2 (5МПа) - для противикидного устаткування, розрахованого натиск до 210 кгс/см2 (21 МПа); - 100 кгс/см2 (10 МПа) - для противикидного устаткування, розрахованого на тиск вище 210 кгс/см2 (21МПа). Результати опресування оформлюються актом. Після монтажу і опресування превенторної установки сумісно з обсадною колоною, опресування цементного кільця за обсадною колоною подальше буріння свердловини може бути продовжене після одержання спеціального дозволу технічного керівника підприємства, що видається відповідно до порядку, погодженого з територіальними органами Держнаглядохоронпраці. Плашкові превентори повинні періодично перевірятися на закриття і відкриття. Періодичність перевірки встановлюється буровим підприємством. При заміні деталей превентора чи одного з вузлів превенторної зборки, що вийшли з ладу, зміні плашок на усті превенторну установку піддають додатковому опресуванню на величину тиску випробування колони. Результати опресування оформляються актом. Плашки превенторів, встановлених на устя свердловини, повинні відповідати діаметру бурильних Іруб, що використовуються. Глухі плашки встановлюють у нижньому превенторі, якщо в зборці відсутній превентор зі зрізуючими плашками. Методи захисту від потенційно-небезпечних факторів приведені в таблиці 3.3 Таблиця 3.3 - Методи захисту від потенційних небезгек. Потенційно-небезпечний фактор \| Методи захисту Небезпека нафтогазопроявів \| Захисні кульові крани Захисні зворотні клапани Вихід з ладу превентора \| Опресування превентора та обв'язки Періодична перевірка на закриття Небезпека викидів нафти і газу \| Противикидне обладнання Зашламованість елементів бурильної колони \| Регламентований режим піднімання та промивки Доливання розчину в свердловину Відкрите фонтанування \| Роботи згідно „Плану ліквідації аварій" Газонасиченість бурового розчину \| Контроль газонасиченості при розкритті Регламентована швидкість підйому СПО Регламентована механічна швидкість буріння Дегазація розчину та його доливання Противикидне обладнання, що встановлене на усті свердловини, повинно постійно перебувати в режимі оперативної готовності. Для цього рукоятки розподілювачів основного і допоміжного пультів знаходяться у превенторів в положенні „Відкрито". Засувок - в положені „Закрито". Усі вентилі на панелі приладів відкриті; електроживлення увімкнуте, у гідросистемі підтримується робочий тиск. Підйом бурильної колони у разі наявності сифона чи поршнюва.інл забороняється. При їх появі підйом слід припиниті;, провести промивання з обертанням і розхожуванням колони бурильних труб. Якщо неможливо усунути сифон (зашламованість турбобура, долота, інші причини), підйом -руб слід виконувати на швидкостях, при яких забезпечується рівність обсягів розчину, що витягається і доливається. Якщо неможливо усунути поршнювання (наявність сальника на КНБК чи звуження стовбура свердловини), необхідно підйом виконувати з промиванням, обертанням труб ротором і викидом труб на містки через шурф. Робота з ліквідації відкритого фонтана повинна проводитися за спеціальним планом, розробленим штабом, створеним у порядку, що встановлений Інструкцією з організації і безпечного ведення робіт при ліквідації відкритих газових і нафтових фонтанів НАОП 1.1.23-5.16-88. Штаб несе повну відповідальність за реалізацію розроблених заходів. Під час розкриття газоносних горизонтів і подальшого поглиблення свердловини (до спуску чергової обсадної колони) повинен проводитися контроль бурового розчину на газонасиченість. Забороняється робити підйом бурильної колони до вирівнювання властивостей бурового розчину по всьому циклу циркуляції. Під час буріння в продуктивному газовому пласті механічна швидкість повинна обмежуватися до значень, при яких забезпечується дегазація бурового розчину. Якщо об'ємний вміст газу в буровому розчині перевищує 5%, то повинні вживатися заходи для його дегазації, виявлення причин насичення розчину газом (робота пласта, надходження газу з вибуреною породою, вспінювання і т.д.) і їх усунення. До підйому бурильної колони зі свердловини, у якій відбулося поглинання бурового розчину за наявності газонафтоводопрояву, дозволяється приступити тільки після доливання розчину. Обсяги розчину, який витісняється зі свердловини при спуску бурильних труб і доливається при їх підйомі, повинні контролюватися і зіставлятися з обсягом піднятого чи спущеного металу бурильних труб. У разі різниці між обсягом бурового розчину, що доливається, і обсягом ме-пі^у піднятих труб більше 0,5 м3 підйом повинен бути припинений і вжиті заходи, передбачені інструкцією щодо дій вахти при газонафтоводопроявах. Для запобігання газонафтоводопроявам і обвалам стінок у процесі підйому колони бурильних труб слід робити долив бурового розчину в свердловину. Режим доливання повинен забезпечувати підтримку рівня на усті свердловини. Властивості бурового розчину, що доливається в свердловину, не повинні відрізнятися від того, що знаходиться в ній. Роботи з освоєння і випробування свердловин можуть бути початі при забезпеченні наступних умов: - висота підйому цементного розчину за експлуатаційною колоною і якість сформованої кріпі відповідає проекту і вимогам охорони надр; - експлуатаційна колона прошаблонована, опресована сумісно з колонною головкою і превенторною установкою, герметична при максимально очікуваному тиску на усті свердловини; - устя з превенторною установкою, маніфольдний блок та викидні лінії обладнані і обв'язані відповідно до затвердженої схеми. Устя свердловини перед перфорацією експлуатаційної колони повинне бути обладнане превенторною установкою за затвердженою схемою, а свердловина заповнена буровим розчином з густиною, що відповідає вимогам стандартів. Підготовчі роботи перед спуском зарядженого перфоратора в свердловину здійснюються відповідно до вимог правил. Перфорація продуктивного пласта при зниженому рівні виконується за спеціальним планом, погодженим з замовником. Під час перфорації виконавцем робіт повинне бути встановлене спостереження за рівнем рідини на усті свердловини. Його зниження не допускається. Фонтанна арматура до установки на усті свердловини повинна бути опресована на величину пробного тиску, а після установки - на тиск, що дорівнює тиску опресування експлуатаційної колони. Результати опресування оформлюються актом. Комплекс робіт з освоєння свердловини повинен забезпечувати якісне розкриття пластів, зберігання або покращення колекторських властивостей привибійної зони, проведення гідродинамічних досліджень, охорону надр та навколишнього середовища передбачати заходи, що забезпечують: - виключення закупорки пласта при вторинному розкритті; - збереження скелета пласта у привибійній зоні; - запобігання прориву пластової води і газу з газової „шапки"; - термогідрогазодинамічні дослідження з визначення кількісної і якісної характеристики пласта і його геолого-фізичних параметрів. Проектування, монтаж, налагодження, випробування і експлуатація електроустаткування бурових і нафтопромислових установок повинні проводити.-я відповідно до вимог ДНАОП 0.00-1.21-89 „Правила безпечної експлуатації електроустановок споживачів", „Правил технической експлуатации електроустановок потребителей", затверджених Міненерго СРСР 21.12.85 р. і ПУЕ. Ячейки розподільчого пристрою бурових установок, що розраховані на напругу 6 кВ, повинні бути обладнані блокуванням, що виключає можливість: проведення оперлим з роз'єднувачем при включеному масляному вимикачі чи високовольтному контакторі; - включення роз'єднувача при відкритих задніх дверях осередку; - відкривання задніх дверей при включеному роз'єднувачі. Відстань по горизонталі від крайнього проводу повітряної лінії електропередачі напругою 6 - 10 кВ (при найбільшому його відхиленні) до приміщення насосної, побутових, та інших споруд бурової установки повинна бути не менше 2 м, а для повітряних ліній напругою до 1 кВ – не менше 1.5 м. Кожна бурова установка повинна бути забезпечена переносним світильником напругою не більше 12 В у вибухозахищеному виконанні. Обслуговування електроприводів бурових установок повинен здійснювати електротехнічний персонал, що має кваліфікаційну групу з електробезпеки не нижче IV. При роботі на відкритому повітрі правилами техніки безпеки також передбачені приміщення укриттів, зонтів над робочими місцями та приміщення для обігріву. Для видалення з промислових приміщень шкідливого повітря , яке містить різноманітні вибухонебезпечні речовини ( гази , пари , порох ) і подачу всередину приміщення і до робочих зон чистого повітря використовують промислову вентиляцію . При дії метеорологічних факторів застосовують місцеву вентиляцію , коли забруднене повітря видаляється безпосередньо з. місця утворення ( витяжні шафи , кожухи та зонти ) .Влаштовують також повітряні завіси та душування ).Повітряні душі являють собою вентиляційні установки , які подають потік повітря на окремі робочі місця . Повітряні завіси застосовують для зменшення попадання в приміщення холодного повітря . Для цього нагріте повітря подається в приміщення у вигляді потоку на всю ширину проходу . Для захисту органів зору використовують захисні окуляри. Вони захищають очі від пошкодження осколками твердих частинок, опіків кислотами та лугами , дії пилу та променевої енергії . Є окуляри різних типів; вони поділяються в залежності від призначення , так для захисту від механічних пошкоджень використовують окуляри відкритого типу, сіткові без скла та лускоподібні. Для захисту від кислот і лугів, ядовитої та їдкої пилюки, від вітру використовують герметичні окуляри . Від дії променевої енергії захищають окуляри з спеціальним склом ( світлофільтрами ) . В промислових приміщеннях і на робочих місцях дуже важливо проводити постійний контроль за чистотою повітря , для виявлення в повітрі робочих приміщень шкідливих речовин , вміст яких перевищує гранично допустиму концентрацію . Існує три способи виявлення газів і парів в повітрі лабораторний , за допомогою індикатора та автоматичний . Лабораторний спосіб найбільш точний , але останнім часом його використовують в якості контрольного. Аналіз повітря швидко проводиться автоматичним способом , тому він широко застосовується . Для виявлення вмісту метану і парів легких фракцій нафти в повітрі ,застосовують переносні електричні газоаналізатори МБ-2 ВЗГ ПГФ-20КБ і ГБ-3. Принцип дії газоаналізаторів однаковий: підвищення температури платинової спіралі , нагрітої електричним струмом , при згоранні на її поверхні горючого компонента проби . Для виявлення сірководню в повітрі використовують індикатор , який складається з мембранного насоса з ручкою , шкали і змінної індикаторної трубки. За ступенем забарвлення індикаторної трубки і визначають концентрацію сірководню . Вміст сірководню також може бути виявлений більш простим способом але не точним , за допомогою фільтрувального паперу , свіжо змоченого 2%-ним розчином оцтокислого свинцю . При наявності сірководню фільтрувальний папір приблизно через 20 секунд починає темніти . За ступенем потемніння роблять висновок про наявність відповідної концентрації сірководню . Виробнича вентиляція являється основним способом видалення з робочим приміщень повітря , яке вміщує різноманітні вибухонебезпечні і шкідлив/ речовини ( гази , пари та пил ) та для подачі чистого повітря . Тому під вентиляцією розуміють сукупність пристроїв , призначених для організованого повІтреобміннну , в результаті якого на всіх робочих місця» підтримуються належні санітарно-гігієнічні властивості атмосферного повітря Вентиляція по способу переміщення повітря буває природною та штучною , & по місцю дії - загально-обмінною і місцевою . У виробничих приміщеннях де можливе раптове поступлення шкідливих речовин в повітря робочої зони обов'язково передбачена аварійна вентиляція . Рисунок 3.1 – Автоматичний прилад для підтримки рівня розчину в свердловині: ЕД – доливна ємність; ПЗ – засувка з пневмоприводом; РВ – реле часу; ВВ-22 – електропневматичний вентиль; Д – датчик; ПУ – пульт сигналізації і управління; Л1, Л2 – сигнальні лампи На рисунку 3.1 зображено автоматичний прилад для підтримки рівня промивальної рідини в свердловині, розроблений ВНИИКанефтегазом. Він складається з доливної ємності, засувки з пневмоприводом, реле часу, електропневматичного вентиля, датчика, пульта сигналізації і управління сигнальних ламп. Рисунок 3.2 – Схема запобіжного і компенсую чого пристрою бурового насоса: 1 – заливна труба; 2 – пристосування для установки запобіжної пластини; 3 – пневмокомпенсатор бурового насоса; 4 – засувка на лінії нагнітання бурового насоса На рисунку 3.2 приведена схема розташування запобіжного пристрою з обмиванням запобіжної пластини (щоб уникнути скупчування на ній твердого осаду) потоком циркулюючої рідини і з надійним кріпленням відвідної труби до приймальної місткості насоса. У сучасних запобіжних установках замість тарованих чавунних діафрагм встановлюють пластини постійної товщини з латуні Л62. Величину розривного зусилля залежно від тиску в нагнітальній лінії регулюють спеціально підібраними кільцями з різним внутрішнім діаметром, що встановлюються за діафрагмою. 3.4 Розрахунок заземлення обладнання бурової установки Трьохфазна лінія з глухо заземленою нейтраллю напругою 220 В призначеня для живлення електрообладнання. Потужність трансформатора -6-10 кВ; схема з'єднання - Y/YH ; переріз кабеля живлення - 105 мм2; довжина кабеля - 250 м; матерал кабеля - алюміній; переріз нульового провідника -40x6 мм; відстань між провідниками - 2600 м; опір заземлення на початку нульового проводу - 13 Ом; опір повторного заземлення - 5 Ом. Визначити: 1. силу струму короткого замикання; 2. напругу на корпусах заземленого обладнання; 3. напругу на заземленому обладнанні відносно землі, якщо нульовий провід заземлений на початку робочим заземленням, а в кінці повторним; 4. напругу на зануленому обладнанні відносно землі при наявності трьох ліній повторного заземлення, що мають додатковий опір. 1. Визначаємо величину сили струму короткого замикання, де Uф - фазна напруга, В; Rф і RN - відповідно активний опір фазного і нульового проводів, Ом; Хф і XN - внутрішній індуктивний опір фазного і нульового проводів відповідно, Ом; Хп - опір взаємоіндукції пари фаза - нуль, Ом; ZT3 - комплексний опір трансформатора, Ом. Комплексний опір трансформатора потужністю 40 кВ-А при напрузі 6-10 кВ він становить: ZT3 =0.649 Ом Активний опір однієї жили алюмінієвого кабеля визначаємо за формулою: Визначаємо індуктивний опір Хф однієї жили кабелю: Хф = X'1 де X' - індукційний погонний опір однієї жили кабеля, Ом/км. Приймаємо Хф := 0.06 Ом/км: Хф := 0.06 0.25 Хф = 0.015Ом Визначаємо опір взаємоіндукції пари фаза - нуль за формулою: де D - відстань між проводами, м; d - приведений діаметр проводу, мм. Площа поперечного перрізу шини становить S = 240мм2, а отже приведений діаметр проводу становитиме: Тоді: Визначаємо активний опір стальної шини. Для цього визначимо розрахунковий струм І: де N - потужність трансформатора, В-А. Визначимо поверхневу густину струму qn на нульовій шині, периметр перерізу якої рівний Р=9,2 см: Визначимо активний приведений опір шини rпр=2,7-10-5 Ом-см-1/2, а потім коефіцієнт k: де IN- довжина нульової шини, см; f- частота струму в мережі, f=50 Гц. Тоді активний опір нульової шини становить: Знайдемо внутрішній індуктивний опір нульової шини XN в залежності від поверхневої густини струму qn, знову знаходимо значення ХПР= 1,8-10-5 Ом-см-1/2: Визначаємо силу струму короткого замикання: Отже при заданих параметрах системи сила струму короткого замикання становитиме 75 А. 2. Визначимо напругу в корпусах заземленого обладнання за період протікання в ньому струму короткого замикання: Umax = Ік.з * ZN де ZN - повний оіпр нульової шини, який визначається за формулою: Тоді Umax := 75 - 2.116 Umax = 158.7 В Така напруга є небезпечною для обслуговуючого персоналу, і зниження напруги може бути застосуванням повторного заземлення. 3. Визначимо напругу на зануленому обладнанні відносно землі, якщ( нульовий провід повторно заземлений і опір заземлення на початку становиті Ro=13 Ом , а в кінці RП=5 Ом. Розрахунок поводимо за формулою: 4. Визначаємо напругу на зануленому обладнанні відносно землі при наявності трьох ліній повторного заземлення, які мають однаковий опір - 5 Ом. При розрахунку повинна виконуватись наступна залежність: де RП1 - опір повторного заземлення в місці пробою; Re - еквівалентний опір паралельно включених стальних повторних заземлень, який визначається за формулою: Тоді Із проведеного розрахунку видно, що збільшення кількості повторного заземлення не сприяє зниженню напруги на корпусах заземленого обладнання до безпечних значень, а навпаки ще і підвищує її.
1 2 3 4 5 Категория: Мікроекономіка \| Добавил: Aspirant (07.06.2013)
Просмотров: 361 \| Рейтинг: 5.0/1

Всего комментариев: 0


Имя *:
Email *:

Код *: