Диплом № 3314 Система электроснабжения завода медицинских систем
Оглавление
Аннотация 4
Введение 9
Краткая характеристика объекта проектирования 11
1 Технический паспорт проекта 12
2 Расчет электрических нагрузок 14
2.1 Расчет электрических нагрузок ремонтно-механического цеха 14
2.2 Расчёт электрических нагрузок по предприятию 19
2.3 Расчёт картограммы электрических нагрузок предприятия 20
3 Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций предприятия 22
4 Выбор напряжения, схемы внешнего электроснабжения и транс-форматоров главной понизительной подстанции предприятия 28
4.1 Выбор трансформаторов главной понизительной подстанции 28
4.2 Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения предприятия
4.2.1 Потери электроэнергии в силовых трансформаторах ГПП 31
4.2.2 Расчёт линии электропередач от районной подстанции энергосистемы до ГПП предприятия 32
4.2.3 Расчёт токов короткого замыкания 34
4.2.4 Выбор коммутационной аппаратуры в начале линии от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП 36
4.2.5 Определение технико — экономиеских показателей сравнивае-мых схем внешнего электроснабжения 47
5 Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснаб-жения предприятия 50
5.1 Выбор величины напряжения 50
5.2 Построение внутреннего электроснабжения предприятия 50
5.3 Конструктивное выполнение электрической сети 51
5.4 Расчёт питающих линий 51
6 Расчёт токов короткого замыкания 58
7 Выбор электрооборудования системы электроснабжения предприятия 66
7.1 Выбор ячеек комплектного распределительного устройства ГПП 66
7.2 Выбор выключателей КРУ 67
7.3 Выбор трансформаторов тока в ячейках КРУ 68
7.4 Выбор трансформаторов напряжения 71
7.5 Выбор выключателей нагрузки и предохранителей, устанавливаемых на вводах цеховых ТП 73
7.6 Выбор соединения силового трансформатора ГПП с РУ НН ГПП 75
7.7 Проверка кабелей напряжением 10 кВ на термическую стойкость к токам короткого замыкания 76
7.8 Выбор трансформаторов собственных нужд 77
7.9 Выбор вводных и секционных автоматических выключателей РУ НН КТП и вводных аппаратов НПР 78
8 Компенсация реактивной мощности 79
9 Безопасность жизнедеятельности 87
9.1 Компоновка главной понизительной подстанции (ГПП). Обоснование выбора местоположения ГПП 87
9.2 Основные габариты и разрывы, обеспечивающие безопасность работ на ОРУ. 88
9.3 Основные требования к установке трансформатора. 89
9.4 Мероприятия, обеспечивающие возможность безопасного осмотра высоко расположенных токоведущих частей. 90
9.5 Проходы и проезды ОРУ. 90
9.6 Правила окраски токоведущих частей. 91
9.7 Перечень защитных средств, применяемых на ГПП. 91
9.8 Требования к устройству дверей ЗРУ и оснащению их замками. 91
9.9 Электробезопасность 92
9.10 Оперативная блокировка КРУ-10 кВ. 94
9.11 Расчет защитного заземления ОРУ ГПП. 94
9.12 Молниезащита ОРУ ГПП. 100
9.13 Освещение ОРУ. 102
9.14 Пожарная безопасность. 104
10 Производственный менеджмент в экономике предприятия. 105
10.1 Объемы продукции и услуг по обеспечению основного производства. 105
10.2 Планирование труда и заработной платы. 106
10.2.1 Планирование использования рабочего времени. 106
10.2.2 Планирование численности рабочих. 108
10.2.3 Планирование численности персонала управления. 111
10.2.4 Планирование фонда заработной платы. 113
10.2.5 Планирование заработной платы персонала управления. 114
10.3 Калькуляция текущих затрат. 115
10.4 Планирование сметы текущих затрат на энергетическое обслуживание. 116
11 Релейная защита автоматических выключателей. 117
11.1 Расчет токов короткого замыкания. 117
11.2 Расчет карты селективности. 121
12 Организация системы инфракрасной диагностики. 124
12.1 Общие сведения. 124
12.2 Краткая характеристика современных тепловизоров. 127
12.3 Принцип организации тепловизионный диагностики. 128
12.4 Эффективность тепловизионной диагностики. 130
12.4.1 Влияние коэффициента излучения. 130
12.4.2 Влияние погодных факторов. 131
12.4.3 Зависимость температуры от токов перегрузки. 132
12.4.4 Тепловая инерция. 132
12.5 Тепловой контроль оборудования электроустановок. 133
12.6 Портативный компьютерный тепловизор «ИРТИС 200». 135
12.7 Результаты тепловизионной диагностики и методики применяе-мые при комплексном тепловизионном обследовании. 136
12.8 Расчет затрат на содержание группы тепловизионного кон-троля. 139
12.8.1 Затраты на амортизацию тепловизора и аксессуаров. 140
12.8.2 Затраты на основные расходы материалов. 140
12.8.3 Затраты на зарплату специалисту и члену бригады. 141
Заключение 143
Библиографический список. 144
Приложения
1 Таблицы на 2 листах ф. А4
2 Графическая часть на 7 листах ф. А1
Внимание!
Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ работы №3314, цена оригинала 1000 рублей. Оформлена в программе Microsoft Word.
Оплата. Контакты.
Введение
Системой электроснабжения (СЭС) называют совокупность устройств для производства, передачи и распределения электроэнергии. Системы электроснабжения промышленных предприятий создаются для обеспечения питания электроэнергией электроприемников предприятия и должны отвечать определенным технико-экономическим требованиям: они должны обладать минимальными затратами при соблюдении всех технических показателей; обеспечивать требуемую надежность электроснабжения и надлежащее качество электрической энергии; быть удобны в эксплуатации и безопасны в обслуживании; иметь достаточную гибкость, позволяющую обеспечивать оптимальные режимы эксплуатации, как в нормальном, так и в послеаварийном режимах; позволять осуществление реконструкций без существенного удорожания первоначального варианта.
По мере развития электропотребления к системам электроснабжения предъявляются и другие требования, например, возникает необходимость внедрения систем автоматического управления и диагностики СЭС, систем автоматизированного контроля и учета электроэнергии, осуществления в широких масштабах диспетчеризации процессов производства с применением телесигнализации и телеуправления.
Чтобы система электроснабжения удовлетворяла всем предъявляемым к ней требованиям, необходимо при проектировании учитывать большое число различных факторов, то есть использовать системный подход к решению задачи. Кроме того, СЭС свойственно наличие глубоких внутренних связей, не позволяющих расчленять системный, комплексный подход, учитывающий взаимовлияние факторов, и учет их динамичности.
Таким образом, создание рациональной системы электроснабжения промышленного предприятия является сложной задачей, включающей в себя выбор рационального числа трансформаций, выбор рациональных напряжений, правильный выбор места размещения цеховых подстанций и ГПП, совершенствование методики определения электрических нагрузок, рациональный выбор числа
и мощности трансформаторов, схем электроснабжения и их параметров, а также сечений проводов и жил кабелей, способов компенсации реактивной мощности, автоматизации, диспетчеризации и др. Принятие оптимальных решений на каждом этапе проектирования ведет к сокращению потерь электроэнергии, повышению надежности и способствует осуществлению общей задачи оптимизации построения систем электроснабжения.
Краткая характеристика объекта проектирования
В качестве объекта проектирования предлагается завод медицинских систем, основой деятельности которого является проектирование, испытания и разработка комплексов чистых помещений, оборудования и изготовление стеновых панелей. Завод действует более 10 лет. Асептические медицинские системы основаны на базе НПО.
Большинство электроприемников завода потребляют трехфазный переменный ток, частотой 50 Гц, напряжением 380 В. По степени бесперебойности электроприемники относятся ко второй категории.
Территория завода относится ко второму району по скоростным напорам ветра и ко второму по толщине стенки гололеда. Район с умеренной пляской проводов и среднегодовой продолжительностью гроз от 40 до 60 часов. В розе ветров преобладает северо-западный ветер.
1 Технический паспорт проекта
Основные характеристики потребителей и системы электроснабжения завода Асептических медицинских систем.
1) Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением ниже 1000 В-11448 кВт.
2) Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением выше 1000 В-630 кВт.
3) По надежности электроснабжения потребители предприятия относятся к первой, второй и третьей категориям.
К потребителям первой категории относятся:
— газовая котельная.
К потребителям второй категории относятся:
— административно-бытовой корпус;
— цех металлических конструкций;
— цех чистой сборки;
— центральная заводская лаборатория;
— металлообрабатывающий цех;
— ремонтно-механический цех;
— цех ламинарных изделий.
К потребителям третьей категории относятся:
— склады;
— очистные сооружения.
4) Полная расчетная мощность на шинах ГПП: 6262,01 кВА.
5) Коэффициенты реактивной мощности:
— заданный энергосистемой tg = 0,31;
— расчетный tg = 0,29.
6) Напряжение внешнего электроснабжения-110 кВ.
7) Мощность короткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме питающих предприятие линий-2100 МВА.
8) Расстояние от предприятия до питающей подстанции энергосистемы 12км; питающая воздушная линия выполнена проводом марки АС-70/11.
9) На ГПП установлены два трансформатора типа ТДН-10000/110/10-У3.
10) Напряжение внутреннего электроснабжения предприятия: 10 кВ.
11) Тип принятых ячеек распределительного устройства ГПП: К — 104.
12) Для питания потребителей напряжением ниже 1000 В устанавливается 5 цеховых трансформаторных подстанций с трансформаторами типа ТМЗ мощностью 2000, 1600, 800, 400 кВА.
2 Расчет электрических нагрузок
2.1 Расчет электрических нагрузок ремонтно-механического цеха
Для оценки ожидаемых электрических нагрузок будем использовать метод упорядоченных диаграмм. Сначала проведем расчет для системы второго уровня, к которой относятся распределительные шинопроводы и щиты с которых питаются отдельные электроприемники напряжением до 1000 В. В качестве примера рассмотрим ремонтно-механический цех, состоящий из 3 участков, в которых установлены распределительные шинопроводы.
Рассмотрим подробно механический участок. В этом отделении находятся 10 электроприемников общей номинальной мощностью 236,7 кВт. Для их питания на участке устанавливается 1 распределительный шинопровод ШР-1.
Расчетная номинальная мощность трехфазных электроприемников рассчитывается по формуле:
,
(2.1)
где — число электроприемников;
— номинальная мощность одного электроприемника, кВт.
Средняя мощность — постоянная во времени мощность, при которой в течение периода наблюдений потребляется столько же энергии, что и при ре-ально изменяющемся во времени графике нагрузок за тот же период.
Средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену для каждого электроприемника или подгруппы электроприемников:
,
(2.2)
где — коэффициент использования по активной мощности, характеризует степень использования установленной мощности за весь период наблюдений.
Информация о коэффициентах использования и коэффициентах мощности cosφ для отдельных электроприемников по отраслям промышленности приводится в справочниках [1]. Из-за большого многообразия наиме-
нований электроприемников не для всех можно найти справочные данные о
и cosφ. В этом случае они принимаются равными соответствующим данным для электроприемников схожих по режиму работы
Средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену:
,
(2.3)
где — определяется из справочных данных [1];
Под эффективным числом электроприемников понимается такое число одинаковых по мощности электроприемников мощности, которые дают такой же коэффициент формы графиков нагрузки, как и реальное число электроприемников разных мощностей
,
(2.4)
где — реальное число электроприёмников;
Например, для распределительного шинопровода ШР1
.
Далее определяем средневзвешенное значение коэффициента использова-ния по шинопроводу:
,
(2.5)
где — коэффициент использования i-го электроприемника;
Для ШР-1
.
Средневзвешенное значение определяем аналогично:
,
(2.6)
где — коэффициент реактивной мощности i-го электроприемника;
Для ШР-1
.
По полученному значению находим значение .
,
(2.7)
Согласно РТМ расчетные мощности для системы второго уровня определяются по формулам:
где — коэффициент расчетной нагрузки по активной мощности, приводится в РТМ в зависимости от эффективного числа электроприемников и средневзвешенного коэффициента использования по активной мощности, [2, табл.];
— суммарная средняя мощность, ;
,
(2.8)
где — коэффициент расчетной нагрузки по реактивной мощности и группы электроприемников:
,
(2.9)
Полная расчетная нагрузка группы трехфазных электроприемников определяется выражением
,
(2.10)
Расчетный ток:
,
(2.11)
где — номинальное напряжение сети, В.
Для ШР-1, согласно выражениям 2.9 — 2.11
;
кВт;
квар;
кВА;
А.
Результаты расчетов по участкам сводим в таблицу 1 (приложение 1)
Перейдём к расчету нагрузок в целом по цеху, то есть определим электрические нагрузки на сборных шинах напряжением 0,4 кВ цеховых трансформаторных подстанций, а это уже система третьего уровня.
Расчетные активная и реактивная мощности определяются по формулам:
,
(2.12)
(2.13)
где — коэффициент расчетной нагрузки по активной мощности, зависит от тех же величин, что и на втором уровне, но определяется в РТМ по другой таб-лице.
Коэффициенты расчетной нагрузки по активной и реактивной мощности принимаются одинаковыми, так как на третьем уровне графики активной нагрузки становятся более ровными во времени, чем в узлах системы второго уровня.
При расчете нагрузок по цеху в целом также необходимо определить эффективное число электроприемников, средневзвешенные коэффициенты использования и реактивной мощности по формулам (2.4) — (2.6).
Для ремонтно-механического цеха получим
,
,
,
,
,
кВт,
квар.
Результаты расчета нагрузок всего цеха приведены в таблице 1(приложения 1).
Чтобы получить полную расчетную мощность цеха, необходимо учесть осветительную нагрузку. Расчетная нагрузка осветительных электроприемников определяется по удельной осветительной нагрузке на единицу производственной поверхности пола с учетом коэффициента спроса:
,
(2.14)
где — коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки; — удельная осветительная нагрузка на 1 м2 производственной поверхности пола цеха, Вт;
— поверхность пола цеха, м2, определяется по ген. плану.
Расчетная реактивная мощность осветительной нагрузки
,
(2.15)
где — коэффициент реактивной мощности осветительной нагрузки.
Для рассматриваемого цеха получаем
кВт,
кВар.
Полная расчетная низковольтная нагрузка цеха :
кВА.
2.2 Расчёт электрических нагрузок по предприятию
В исходных данных заданы суммарные установленные мощности электроприемников по цехам и эффективное число использования электроприемников для низковольтной нагрузки их количество, а также мощность высоковольтной нагрузки. Низковольтные и высоковольтные электроприемники рассчитываются отдельно.
Расчет начинается с определения низковольтных нагрузок по цехам, то есть мы должны определить расчетную мощность на сборных шинах 0,4 кВ цеховых трансформаторных подстанций. Расчетные активная и реактивная мощности определяются по формулам (2.12) и (2.13) соответственно. Средневзвешенные коэффициенты использования КИА и реактивной мощности tg по цехам задаются в исходных данных.
Расчетная осветительная активная и реактивная нагрузка цеха определяется по выражениям (2.14) и (2.15) соответственно, после чего находим полную расчетную низковольтную нагрузку цеха .
При определении расчетной нагрузки высоковольтных электроприемников мы учитываем, что коэффициент расчетной нагрузки , тогда расчетные активная и реактивная мощности будут равны со-ответственно средним активной и реактивной мощностям, для нахождения которых имеются все исходные данные
Результаты расчёта представлены в таблице 2 (приложение 1).
2.3 Расчёт картограммы электрических нагрузок предприятия
Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генеральном плане предприятия окружности, центры которых совпадают с центрами нагрузок цехов, а площади кругов пропорциональны расчетным активным нагрузкам. Каждый круг делится на секторы, площади которых пропорциональны расчетным активным нагрузкам электроприемников напряжением до 1000В, электроприемников напряжением выше 1000 В и электрического освещения. При этом радиус окружности и углы секторов для каждого цеха соответственно определяются:
,
(2.16)
,
(2.17)
,
(2.18)
,
(2.19)
где — расчетные активные нагрузки соответственно всего цеха, электроприемников напряжением до 1 кВ, электроприемников напряжением выше 1 кВ и электрического освещения, кВт;
— масштаб площадей картограммы нагрузок, кВт/мм2.
Масштаб определим из условия, что радиус окружности, соответствующей минимальной расчетной нагрузке был равен 7 мм:
,
(2.20)
.
Далее определяем радиусы окружностей и углы секторов для каждого цеха по формулам (2.16) — (2.19).
Например, для склада
.
.
.
Таблица 2.1 — Расчёт картограммы электрических нагрузок
№ п/п Наименование цеха, подразделения Ррi, кВт Ррн/вi, кВт Рросвi, кВт Ррв/вi, кВт хi, м уi, м Ri, мм aН\Вi, град aОСВi, град aВ\Вi, град m, кВт/мм2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
1 1. Адм-бытовой корпус 270 259,3 11,05 59 428 19 345 15 0 0,24
2 2. Склад 116 112 4,03 178 405 12 347 13 0
3 3. Цех ламинарных из-делий 1659 1609 49,9 127 398 47 349 11 0
4 4.Ремонтно-механический. цех 152 121 31,35 183 207 14 286 74 0
5 5.Цех металлических констр. 1035 507 24,30 504 183 256 37 176 8 175
6 6. Цех чистой сборки 37 28,35 8,64 228 415 7 276 84 0
7 7. Газовая котельная 194 187 6,94 342 254 16 347 13 0
8 8.Очистные сооружения 299 287 12 277 470 20 346 14 0
9 9.Центральная заводская лаб. 58 51 7 99,5 477 9 317 43 0
10 10.Металлообрабат. цех 2694 2586 108 127 229 60 346 14 0
Итого 6515 5748 263 504 149 307
3 Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых транс-форматорных подстанций предприятия
Мощность трансформаторов цеховых ТП зависит от величины нагрузки электроприемников, их категории по надежности электроснабжения, от размеров площади, на которой они размещены и т. п.
Существует связь между экономически целесообразной мощностью от-дельного трансформатора SЭТ цеховой ТП и плотностью электрической нагрузки цеха, эта связь приведена в [2, табл. 4.3].
Плотность электрической нагрузки цеха определяется по формуле:
,
(3.1)
где — расчетная электрическая нагрузка цеха, кВА;
— площадь цеха, м2.
Мощность трансформаторной цеховой подстанции корректируется в зависимости от величины нагрузки цеха, а так же ее категории, числа типораз-меров трансформаторов на предприятии и ряда других факторов.
Количество трансформаторов всех подстанций цеха определяем по формуле:
,
(3.2)
где — расчетная активная нагрузка цеха, кВт;
— допустимый коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме зависит от категории электроснабжения;
— выбранная номинальная мощность трансформаторов цеховых ТП, кВА.
Количество трансформаторов одной подстанции зависит от категории электроприемников по надежности электроснабжения. Одно-трансформаторные подстанции принимают для питания потребителей 3 категории.
Двух-трансформаторные подстанции используются для питания потребителей 1 и 2 категорий.
Наибольшая реактивная мощность, которую трансформаторы могут пропустить из сети 10 кВ в сеть 0,4 кВ:
,
(3.3)
где — число трансформаторов цеховой трансформаторной подстанции.
Величина , является расчетной, поэтому в общем случае реактивная нагрузка трансформаторов , не равна ей.
(3.4)
где — расчетная реактивная нагрузка трансформаторной подстанции, квар.
При трансформаторы ТП не могут пропустить всю реактивную нагрузку и поэтому часть ее должна быть скомпенсирована с помощью батарей конденсаторов на стороне низшего напряжения данной трансформаторной подстанции. Мощность этих конденсаторов будет составлять:
,
(3.5)
Коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах будут соответственно равны
,
(3.6)
(3.7)
Пример расчета ТП3 для 3-х цехов, согласно выражениям (3.1) — (3.7)
Категория по надёжности электроснабжения вторая.
Плотность нагрузки:
.
Поэтому в соответствии с таблицей 4.3 [2] мы должны принять единич-ную мощность трансформаторов 2000 кВА, что нецелесообразно.
Количество трансформаторов подстанции:
Принимаем ближайшее большее целое число Значит устанавливаем одну двух-трансформаторную п/ст: ТП3.
Наибольшая реактивная мощность, которую трансформаторы могут пропустить из сети 10 кВ в сеть 0,4 кВ:
Так как , поэтому на стороне низшего напря-жения данной ТП устанавливаются устройства, компенсирующие реактивную мощность:
квар
Несложно заметить, что коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах соответственно составят 0,7 и 1,4.
Потери активной и реактивной мощности в силовых трансформаторах трансформаторных подстанций определятся по формулам:
,
(3.8)
,
(3.9)
где — число трансформаторов установленных на данной трансформаторной подстанции;
-паспортные данные трансформаторов.
Таблица 3.1- Выбор трансформаторных подстанций
№ п/п Наименование цехов, подразделений Кате- гория надеж- ности Рр, кВт Qр, квар Sр Fц, м2 s Sэт № ТП тип транс-форма-тора Sном
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
1 1. Адм-бытовой корпус 2 270,4 275,62 386,10 650 0,594
2 2. Склад 3 115,7 102,50 154,56 620 0,249
3 6. Цех чистой сборки 2 37 33 49,5 540 0,092
4 9.Центральная заво-дская лаб. 2 59 60 83 600 0,138
Итого: 2 482 471 673 2410 0,279 1600 1 ТМЗ 400
5 3. Цех ламинарных из-делий 2 1659,1 1469 2216 3500 0,633
Итого: 2 1659,1 1469 2216 0,633 2500 2 ТМЗ 1600
6 4.Ремонтно-механический. цех 2 152,5 181,8 237,3 2200 0,108
7 5. Цех металлических констр. 2 531,3 541,5 758,7 1800 0,421
8 7. Газовая котельная 1 194 172 259,4 730 0,355
Итого: 2 878 895 1255 4730 0,421 2000 3 ТМЗ 800
9 8.Очистные сооружения 3 299 227 375 1000 0,375
3 299 227 375 0,375 1600 4 ТМЗ 400
10 10.Металлообрабат. цех 2 2694 2047 3383 8000 0,423
Итого: 2 2694 2047 3383 0,423 2000 5 ТМЗ 2000
Продолжение таблицы 3.1
№ п/п Наименование цехов, под-разделений Nтр в ТП N ТП Кзт доп Q1р, квар Q1, квар Qку Кзт норм Кзт п/ав Рхх, кВт Ркз, кВт Iхх, %
1 2 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
1 1. Адм-бытовой корпус
2 2. Склад
3 6. Цех чистой сборки
4 9.Центральная заводская лаб.
Итого: 2 1 0,75 357 357,2 114 0,75 1,4* 1,15 4,3 2,1
5 3. Цех ламинарных изделий
Итого: 2 1 0,75 1734 1469 0 0,69 1,4 2,8 15 5,5
6 4.Ремонтно-механический. цех
7 5.Цех металлических констр.
8 7. Газовая котельная
Итого: 2 1 0,7 695 695 200 0,7 1,4 1,9 7,6 1,5
9 8.Очистные сооружения
1 1 0,9 200 200 27 0,9 1,4* 1,15 4,3 2,1
10 10.Металлообрабат. цех
Итого: 2 1 0,8 1727 1727 320 0,8 1,4* 3,4 16,5 1
Продолжение таблицы 3.1
№ п/п Наименование цехов, под-разделений Uкз, % Рт, кВт Qт, квар Рр+Pт, кВт Q1+Qт, квар Sр, кВА
1 2 24 25 26 27 28 29
1 1. Адм-бытовой корпус
2 2. Склад
3 6. Цех чистой сборки
4 9.Центральная заводская лаб.
Итого: 6 7,14 43,8 489 515 710,2
5 3. Цех ламинарных изде-лий
Итого: 5,5 20 260,4 1679 1729 2410
6 4.Ремонтно-механический. цех
7 5.Цех металлических констр.
8 7. Газовая котельная
Итого: 4,4 11,2 58,5 889 954 1304
9 8.Очистные сооружения
6 4,63 27,84 304 255 396,4
10 10.Металлообрабат. цех
Итого: 6 27,9 193,6 2722 2241 3525
70,9 584,1 6082,97 5693
* В послеаварийном режиме часть потребителей может быть отключена .
Трансформаторные подстанции используются встроенные. Располагаются как можно ближе к центру электрических нагрузок, где это возможно, так как это экономично, с точки зрения расхода проводникового материала. Для данного предприятия применяется трансформаторы типа ТМЗ мощностью 2000, 1600, 800, 400 кВА. Выбор типа зависит от условий установки, охлаждения, состояния окружающей среды. Экономически выгодным является объединение нагрузок, и установка трансформаторных подстанций не в каждом цехе. Питание цехов может осуществляться от соседней трансформаторной подстанции, установив лишь низковольтный распределительный пункт. Принятие данного решения зависит от величины нагрузки, расстояния до соседней трансформаторной подстанции, стоимости электроэнергии. Установка низковольтных распределительных пунктов в цехе экономически выгодна.
4 Выбор напряжения, схемы внешнего электроснабжения и транс-форматоров главной понизительной подстанции предприятия
4.1 Выбор трансформаторов главной понизительной подстанции
Величина напряжения питания главной понизительной подстанции пред-приятия определяется наличием конкретных источников питания, уровнями на-пряжений на них, расстоянием от ГПП до этих источников, возможностью сооружения воздушных линий для передачи электроэнергии и другими факторами.
,
(4.1)
Величину (величины) рационального напряжения питания ГПП можно оценить по приближенной формуле Стилла:
где — расчетная активная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения ГПП;
— число линий питающих ГПП;
— длина питающей ГПП линии, км;
Сборные шины 6-10 кВ ГПП относятся к системе пятого уровня, тогда по методу упорядоченных диаграмм расчетная активная нагрузка предприятия
,
(4.2)
где — коэффициент одновременности максимумов;
— суммарная расчетная активная мощность узлов системы электроснабжения 3-го уровня, непосредственно питающихся от сборных шин низшего напряжения ГПП, кВт;
— суммарная расчетная активная мощность высоковольтных электроприемников, питающихся от сборных шин низшего напряжения ГПП, кВт;
— суммарные потери активной мощности в трансформаторах цеховых ТП, кВт;
— суммарная расчетная активная мощность осветительной нагрузки, включая освещение территории.
Коэффициент одновременности максимумов является функцией числа присоединений к сборным шинам ГПП n и средневзвешенного коэффициента использования по предприятию КИА и приводится в РТМ 36.18.32.4-92.
КОМ = 0,9.
Таким образом, получаем
кВт.
Так как на предприятие планируется увеличение мощности на 3000 кВт и строительство нового цеха,то для расчета учтем и это:
Согласно выражению (4.1)
Для окончательного выбора необходимо произвести технико-экономическое сравнение вариантов с ближайшим меньшим и большим по сравнению с полученным значением уровнями напряжения.
Полная расчетная нагрузка предприятия, необходимая для выбора трансформаторов на ГПП, находится:
,
(4.3)
где — экономически целесообразная реактивная мощность на стороне высшего напряжения ГПП, потребляемая предприятием от энергосистемы;
,
(4.4)
— потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП, квар;
,
(4.5)
Коэффициент реактивной мощности находится из таблицы 4.1
Таблица 4.1
Напряжение се-ти, кВ 35 110
0,27 0,31
На ГПП устанавливается два силовых трансформатора. Это, как правило обеспечивает необходимую надежность питания при достаточно простой схеме и конструкции понизительной подстанции.
Номинальная мощность каждого трансформатора определяется из соотношений:
,
(4.6)
где — число трансформаторов ГПП;
— коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме.
,
(4.7)
Произведем расчёт по выражениям (4.3) — (4.7) и сведём полученные ре-зультаты в таблицу 4.2
Таблица 4.2
Напряжение сети, кВ ,
кВт
,
квар ,
квар , кВА ,
кВА ,
кВА
35 9262,01 0,27 2500,7 671,6 9441 6743,6 10000 0,472
110 9262,01 0,31 2871,2 678,8 9518 6798,5 10000 0,476
4.2 Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения предприятия
4.2.1 Потери электроэнергии в силовых трансформаторах ГПП
Проведем технико-экономические расчеты для двух вариантов схемы внешнего электроснабжения.
Определим потери электроэнергии в силовых трансформаторах.
Параметры трансформаторов в таблице 4.3 /4/
Таблица 4.3 — Параметры трансформаторов
Тип Потери, кВт Ток XX,% Напряжение к.з.,
%
XX КЗ
ТДНС-10000/35 12 60 0,75 8
ТДН-10000/110 14 58 0,5 10,5
Потери активной мощности в трансформаторах:
,
(4.8)
где — число трансформаторов ГПП;
— потери холостого хода, кВт;
— потери короткого замыкания, кВт;
Потери реактивной мощности в трансформаторах:
,
(4.9)
где — ток холостого хода трансформатора,%;
— напряжение короткого замыкания,%.
Потери электроэнергии в трансформаторах:
,
(4.10)
где — годовое число часов максимальных потерь;
,
(4.11)
где — годовое число часов использования получасового максимума активной нагрузки, равное 6200 ч;
Результаты расчёта по выражениям (4.8) — (4.11) занесём в таблицу 4.4
Таблица 4.4
Тип ,кВт
,квар
,ч
,кВт•ч
ТДНС-10000/35 50,7 506,5 4849 129657,55
ТДН-10000/110 54,3 575,8 4849 127473,37
4.2.2 Расчёт линии электропередач от районной подстанции энергосистемы до ГПП предприятия
Вариант с напряжение 35 кВ.
Нагрузка в начале линии:
,
(4.12)
кВА.
,
(4.13)
Расчетный ток одной цепи линии:
А.
Ток в послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи линии):
,
(4.14)
А.
Сечение проводов находим по экономической плотности тока [5] табл.1.3.36
,
(4.15)
.
Принимаем для напряжения 35 кВ провод АС-70/11 ( Ом/км, Ом/км [3]) с А, что больше, чем ток послеаварийного режима А.
Потери активной энергии в проводах линии за год:
,
(4.16)
где расстояние от подстанции энергосистемы до ГПП, 12 км;
кВт•ч.
Для 110 кВ — нахождение нагрузки в начале линии, расчетного тока, тока в послеаварийном режиме, сечения проводов, потери активной энергии в проводах за год производится аналогично. Марка провода АС-70/11 ( Ом/км, Ом/км [3]). Длительно допустимый ток А. Результаты сведем в таблицу 4.5.
Таблица 4.5
Напряжение,кВ ,
кВА ,
А ,
А ,
мм2 Марка прово-да , кВт•ч
35 кВ 9642,6 79,6 159,3 79,6 АС-70/11
110 кВ 9745,3 25,6 51,2 51,2 АС-70/11
4.2.3 Расчёт токов короткого замыкания
Рисунок 4.1-Схема замещения
Для выбора электрооборудования в схеме внешнего электроснабжения необходимо определить токи короткого замыкании в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на выводах ГПП. Схема замещения представлена на рисунке 4.1.
При напряжении 35 кВ мощность короткого замыкания МВА, а базисная мощность МВА и кВ. Определим сопротивление элементов схемы.
,
(4.17)
Сопротивление системы:
о.е.
Ток короткого замыкания в точке :
,
(4.18)
кА.
Ударный ток короткого замыкания в точке 1:
,
(4.19)
кА.
(4.20)
Сопротивление воздушной линии 35 кВ:
о.е.
Ток короткого замыкания в точке :
(4.21)
кА.
Ударный ток короткого замыкания в точке 2, согласно выражению (4.19)
кА.
При напряжении 110 кВ мощность короткого замыкания МВА, а базисная мощность МВА и кВ. Схема замещения представлена на рисунке 4.2.
Рисунок 4.2-Схема замещения
Для напряжения 110 кВ все расчеты проводятся аналогичным образом (таблица 4.6).
Таблица 4.6
,кВ
,МВА
, о.е. ,
кА ,
кА ,
о.е ,
о.е ,
кА ,
кА
37 900 1,1 14,12 32,1 3,77 4,87 3,2 8,064
115 2100 0,48 10,47 23,6 0,39 0,87 5,77 14,56
4.2.4 Выбор коммутационной аппаратуры в начале линии от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП
Выключатели выбираются:
— по номинальному напряжению
;
(4.22)
;
(4.23)
— по номинальному току
где — ток утяжеленного режима цепей питающих линий;
;
(4.24)
А.
— по отключающей способности, которая характеризуется номинальным током отключения в виде действующего значения периодической составляющей отключающего тока:
Для варианта 35 кВ к установке принимаем воздушный выключатель типа ВВУ-35-40/2000 с собственным временем отключения с.
В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию:
,
(4.25)
Расчетное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:
кА.
Затем проверяется возможность отключения апериодической составляю-щей тока КЗ в момент расхождения контактов по условию:
,
(4.26)
Апериодическая составляющая тока КЗ для ветви энергосистемы вычисляется:
,
(4.27)
где — время от начала КЗ до прекращения соприкосновения дугогасительных контактов;
— постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ; для системы напряжением 35 кВ с.
Расчетное время
,
(4.28)
где — минимальное время действия релейной защиты, с;
с.
Согласно (4.26) имеем:
кА.
Завод — изготовитель гарантирует выключателю апериодическую состав-ляющую в отключаемом токе для времени :
(4.29)
кА.
Электродинамическая стойкость проверяется по условиям:
,
(4.30)
.
(4.31)
где , — действующее и амплитудное значения предельного сквозного тока КЗ (справочные данные);
Термическая стойкость проверяется по тепловому импульсу тока КЗ:
,
(4.32)
где — полный тепловой импульс КЗ, ;
,
(4.33)
где — время от начала короткого замыкания до его отключения, с;
,
(4.34)
где — время действия основной защиты трансформатора, равное 0,1 с;
— полное время отключения выключателя, равное 0,07 с;
с.
.
По каталогу
— предельный ток термической стойкости кА;
— длительность протекания составляет с.
Все расчетные и каталожные данные сводим в таблицу 4.7
Разъединители выбираются:
— по номинальному напряжению
;
(4.35)
— по номинальному току
;
(4.36)
— по конструкции, роду установки.
— по электродинамической стойкости:
,
(4.37)
;
(4.38)
— по термической стойкости:
;
(4.39)
Данное выражение используется в качестве проверочного.
В результате выбираем по справочнику разъединитель типа
РДЗ.1-35/1000 УХЛ1
Все каталожные данные разъединителя сводим в таблицу 4.7.
Таблица 4.7-Выбор выключателей и разъединителей в начале линии от подстанции энергосистемы
Расчетные данные Каталожные данные
Выключатель
ВВУ-35-40/2000 УХЛ1 Разъединитель
РДЗ.1-35/1000 УХЛ1
кВ;
кВ;
кВ;
А;
А;
А;
кА;
кА;
—
кА;
кА;
—
кА;
кА;
—
кА;
кА;
кА;
;
;
;
кА;
кА;
с;
с;
Используя выражения (4.22) — (4.39) выберем выключатели и разъединители на вводе ГПП.
Таблица 4.8-Выбор выключателей и разъединителей на вводе ГПП
Расчетные данные Каталожные данные
Выключатель
ВГБЭ-35/630 УХЛ1 Разъединитель
РДЗ.1-35/1000 УХЛ1
кВ;
кВ;
кВ;
А;
А;
А;
кА;
кА;
—
кА;
кА;
—
кА;
кА;
—
кА;
кА;
кА;
;
;
;
кА;
кА;
с;
с;
Трансформаторы тока, предназначенные для питания измерительных приборов, выбирают:
— по номинальному напряжению
;
(4.40)
— по номинальному току
,
(4.41)
номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешности;
— по конструкции и классу точности;
— по электродинамической стойкости;
— по термической стойкости.
Таблица 4.9-Выбор трансформаторов тока на вводе ГПП
Расчетные дан-ные Каталожные данные
ТПОЛ 35-400/5
кВ;
кВ;
А;
А;
кА;
кА;
;
;
Таблица 4.10-Выбор трансформаторов тока в начале линии от подстанции энергосистемы
Расчетные дан-ные Каталожные данные
ТПОЛ 35-400/5
кВ;
кВ;
А;
А;
кА;
кА;
;
От атмосферных и коммутационных перенапряжений устанавливаем ог-раничители перенапряжения ОПН-У-35/40,5 с кВ.
При выборе схемы внешнего электроснабжения руководствуемся и надежностью и простотой.
Рисунок 4.3 — Вариант схемы внешнего электроснабжения предприятия напря-жение 35 кВ
Для схемы внешнего электроснабжения с напряжением 110 кВ выбор оборудования производится аналогичным образом (таблицы 4.11 — 4.14).
Таблица 4.11-Выбор выключателей и разъединителей в начале линии от подстанции энергосистемы
Расчетные данные Каталожные данные
Выключатель
ВГБУ-110-40/1000 У1 Разъединитель
РДЗ-2-110/1000 У1
кВ;
кВ;
кВ;
А;
А;
А;
кА;
кА;
—
кА;
кА;
—
кА;
кА;
—
кА;
кА;
кА;
;
;
;
кА;
кА;
с;
с;
Таблица 4.12-Выбор выключателей и разъединителей на вводе ГПП
Расчетные данные Каталожные данные
Выключатель
ВГБУ-110-40/1000 У1 Разъединитель
РДЗ-2-110/1000 У1
кВ;
кВ;
кВ;
А;
А;
А;
кА;
кА;
—
кА;
кА;
—
кА;
кА;
—
кА;
кА;
кА;
;
;
;
кА;
кА;
с;
с;
Таблица 4.13-Выбор трансформаторов тока в начале линии от подстанции энергосистемы
Расчетные дан-ные Каталожные данные
ТВ 110-150/5
кВ;
кВ;
А;
А;
кА;
кА;
;
;
Таблица 4.14-Выбор Трансформаторов тока на вводе ГПП
Расчетные дан-ные Каталожные данные
ТВ 110-150/5
кВ;
кВ;
А;
А;
кА;
кА;
;
;
Для защиты оборудования ГПП от перенапряжений выбираем
по каталогу [3] ОПН-У-110/77, а для защиты нейтрали трансформатора
ОПН-У-110/56.
Рисунок 4.4 — Вариант схемы внешнего электроснабжения
предприятия напряжение 110 кВ
4.2.5 Определение технико-экономических показателей сравниваемых схем внешнего электроснабжения
При сравнении вариантов учитывается коммутационная аппаратура отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы, воздушные линии, вводные коммутационные аппараты главной понизительной подстанции, силовые трансформаторы главной понизительной подстанции.
Годовые приведенные затраты находятся из выражения:
,
(4.42)
где — общие ежегодные отчисления от капитальных вложений;
— сумма капитальных затрат i-ой группы одинаковых электроприемников;
— стоимость годовых потерь электроэнергии.
,
(4.43)
где — нормативный коэффициент эффективности;
— отчисления на амортизацию;
— расходы на обслуживание.
При проектировании сетей электроснабжения промышленных предпри-ятий учитывается стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:
,
(4.44)
где — удельная стоимость потерь электроэнергии.
,
(4.45)
где — поправочный коэффициент кВ, кВ;
— основная ставка тарифа (таблица 4.15);
— стоимость одного кВт•ч электроэнергии (таблица 4.15) .
— отношение потерь активной мощности предприятия в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям активной мощности предприятия;
Для 35 кВ: руб/кВт ч.
Для 110 кВ: руб/кВт
Таблица 4.15
, кВ
,
,
35
1,144
110
1,046
Результаты расчетов экономических показателей для вариантов 35, 110 кВ сведены в таблицы 4.16 и 4.17 соответственно.
Таблица 4.16 — Экономические показатели варианта 35 кВ
Наименование Ед.
изм. Кол-во Ст-сть
ед-цы
тыс.руб ,
тыс.руб ,
1/год ,
тыс.руб/год Потери
МВт/ч ,
тыс.руб/
год Прив.
затраты
, тыс.руб
РДЗ.1-35/1000УХЛ1 Пол. 6 32 192 0,193 37,056
ВГБЭ-35/630УХЛ1 Шт. 4 220 880 0,193 169,84
ТДНС-10000/35 Шт. 2 1260 2520 0,193 486,3 129,657
ОПН-У-35/40,5 Шт. 6 12,6 75,6 0,193 14,5
Двухцепная ВЛ АС-70/11 на ж/б опорах Км 12 520 6240 0,152 948,5 951,2
Итого: 9910 1656,2 1080,8 1869,8 3526
Таблица 4.17 — Экономические показатели варианта 110 кВ
Наименование Ед.
изм. Кол-во Ст-сть
ед-цы
тыс.руб ,
тыс.руб ,
1/год ,
тыс.руб/год Потери
МВт/год ,
тыс.руб/
год Прив
Затраты
, тыс.руб
РДЗ-2-110/1000У1 Пол. 6 53,2 319,2 0,193 61,6
ВГБУ-110-40/1000У1 Шт. 4 380 1520 0,193 293,36
ТДН-10000/110 Шт. 2 1850 3700 0,193 714,1 127,47
ОПН-У-110/77 Шт. 6 28,65 171,9 0,193 33,18
ОПН-У-110/56 Шт. 2 24,16 48,32 0,193 9,33
Двухцепная ВЛ АС-70/11 на ж/б опорах Км 12 520 6240 0,152 948,5 98,39
Итого: 11999 2060 225,86 363,6 2423,6
По данным таблиц 4.16 — 4.17 найдём разницу в приведённых затратах
тыс.руб/год.
Поэтому принимаем в качестве напряжения внешнего электроснабже-ния, напряжение равное 110 кВ, так как согласно «Правилам устройства электроустановок» следует принимать вариант сети более высокого номи-нального напряжения.
5 Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения предприятия, расчет питающих линий
5.1 Выбор величины напряжения
Выбор величины напряжения распределительных сетей предприятия зависит от величины нагрузок 6 и 10 кВ. Критерием выбора являются технико-экономические показатели, в первую очередь приведенные затраты, которые рассчитываются как для сети, так и для понижающих подстанций. В данном дипломном проекте согласно [7], так как отсутствует нагрузка 6 кВ, принимаем напряжение внутреннего электроснабжения предприятия 10 кВ.
5.2 Построение схем внутреннего электроснабжения предприятия
При построении схемы электроснабжения необходимо учитывать требования СН 174-75.
Схема выполняется одноступенчатая, распределение электроэнергии осуществляется по магистральным схемам при последовательном, линейном расположении подстанций (число трансформаторов, присоединяемых к одной магистрали 2) и по радиальным схемам при нагрузках, расположенных в различных направлениях от ГПП. Так как имеются потребители первой и второй категорий, то предусматривается секционирование во всех звеньях схемы. При радиальном питании применяется глухое присоединение цеховых трансформаторов, а при магистральной схеме питания подстанции перед цеховым трансформатором устанавливаются коммутационные аппараты.
5.3 Конструктивное выполнение электрической сети
Выбор способа распределения электроэнергии зависит от величины электрических нагрузок и их размещения, плотности застройки предприятия, конфигурации технологических, транспортных и других коммуникаций, типа грунта на территории предприятия.
Распределительные сети предприятия напряжением 10 кВ выполним кабельными линиями. В качестве основного способа прокладки выбираем прокладку кабелей в траншее (в одной траншее допускается прокладка шести кабелей). Поскольку грунт предприятия имеет среднюю коррозионную активность, в грунте завода присутствуют блуждающие токи, но отсутствуют колебания и растягивающие усилия, то для прокладки в траншее выбираем кабели типа ААШв[6, табл. 21.16].
5.4 Расчёт питающих линий
Сечение кабелей напряжением 10 кВ определяется по экономической плотности тока и проверяется по допустимому току кабеля в нормальном режиме работы с учетом условий его прокладки, по току перегрузки, потери напряжения в послеаварийном режиме и термической стойкости к токам короткого замыкания. Все результаты расчетов приведены в таблице 5.1.
В качестве примера приведем расчет кабельной линии от ГПП до ТП-5.
,
(5.1)
Расчетный ток в кабельной линии в нормальном режиме:
где — мощность, которая должна передаваться по кабельной линии в нор-мальном режиме, кВА.
При питании однотрансформаторной цеховой подстанции — это расчетная нагрузка трансформатора подстанции с учетом потерь, при питании двухтрансформаторной подстанции — расчетная нагрузка, приходящаяся на один трансформатор, с учетом потерь.
В рассматриваемом примере согласно таблице 3.1:
,
(5.2)
кВА.
По формуле (5.1)
А.
Сечение кабельной линии, определяемое по экономической плотности тока:
,
(5.3)
где — экономическая плотность тока для кабелей с бумажной изо-ляцией и алюминиевыми жилами при числе часов использования максимума нагрузки ТМ = 6200 ч/год [3, табл. 1.3.36];
.
Выбираем кабель типа ААШв (3х95), длительно допустимый ток согласно [3] А.
Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки рассчитывается по формуле:
,
(5.4)
где — поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей [3, табл.1.3.26], в нашем случае ;
— поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель [3, табл.1.3.3], при прокладке кабелей в окружающей среде и нормированной температуре алюминиевых жил с бумажной изоляцией 60С [1, табл. 2.72] и температуре окружающего воздуха 25С ;
А.
Проверим кабель по допустимому току в нормальном режиме работы:
,
(5.5)
где — число запараллеленных кабелей в кабельной линии, в нашем случае .
Под послеаварийным режимом кабельной линии будем понимать режим, когда выходит из строя одна из двух кабельных линий, питающих потребители первой и второй категорий. При этом нагрузка на линию удваивается, то есть
,
(5.6)
А.
Допустимая перегрузка кабеля в послеаварийном режиме:
,
(5.7)
где — коэффициент перегрузки, определяется по [3, табл.1.3.2] в зависимости от коэффициента предварительной нагрузки ;
,
(5.8)
.
Тогда, согласно таблице 1.3.2 ПУЭ .
А.
Осуществим проверку по току перегрузки:
,
(5.9)
А.
Значит выбранный кабель проходит.
Потеря напряжения в кабельной линии в послеаварийном режиме определяется по формуле:
,
(5.10)
где и — удельные активное и индуктивное сопротивления кабеля, Ом/км;
— длина кабельной линии, км.
Для рассматриваемой кабельной линии ААШв (3х95):
Ом/км; Ом/км ; км.
Аналогично рассчитываются остальные кабельные линии, результаты расчета представлены в таблице 5.1.
Таблица 5.1 – Выбор кабельных линий
N п/п Конечные пункты кабельной ли-нии Рр,кВт Qр,квар Sрк,кВА Iрк, А Fэ, мм2 Fнорм., мм2 Тип ка-беля Количество Способ про-кладки
2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
1 ГПП — ТП1 245 258 355,1 20,5 17,1 25 ААШв 2 в траншее
2 ГПП — ТП2 840 865 1205,0 69,6 58,0 70 ААШв 2 в траншее
3 ГПП — ТП3 445 477 652,0 37,6 31,4 35 ААШв 2 в траншее
4 ТП1 — ТП4 304 255 396,8 22,9 19,1 25 ААШв 1 на лотках
5 ГПП — ТП5 1361 1121 1762,9 101,8 84,8 95 ААШв 2 в траншее
6 ГПП -ТП5/1 252 189 315,0 18,2 15,2 25 ААШв 1 в траншее
8 ТП1 — РП1 135 138 193,1 278,7 232,2 240 ААШв 1 в траншее
9 ТП1 — РП2 116 103 154,6 223,1 185,9 185 ААШв 1 в траншее
10 ТП 1- РП3 37 33 49,6 71,6 59,6 70 ААШв 1 в траншее
11 ТП3 — РП4 76,3 90,9 118,6 171,3 142,7 150 ААШв 1 на лотках
12 ТП3 — РП5 97 86 129,6 187,1 155,9 150 ААШв 1 в траншее
Таблица 5.1 – Продолжение
N п/п Конечные пункты кабельной линии Нагрузка на кабель Iдоп, А Кп Кt, о.е. I`доп, А КАВ I`АВ, А l, км ro, Ом/км хo, Ом/км ∆U%
норм по-слеавар.
2 3 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
1 ГПП — ТП1 20,5 41,0 90 0,93 1,2 100,4 1,2 121 0,224 1,24 0,099 0,0368
2 ГПП — ТП2 69,6 139,1 220 0,93 1,2 245,5 1,2 295 0,198 0,167 0,077 0,0205
3 ГПП — ТП3 37,6 75,3 115 0,93 1,2 128,3 1,2 154 0,45 0,894 0,09 0,0991
4 ТП1 — ТП4 22,9 45,8 90 0,93 1,2 100,4 1,2 121 0,147 1,24 0,099 0,0591
5 ГПП — ТП5 101,8 203,6 260 0,93 1,2 290,2 1,2 348 0,092 0,329 0,081 0,0248
6 ГПП-ТП5/1 18,2 36,4 90 0,93 1,2 100,4 1,2 121 0,46 1,24 0,099 0,1523
8 ТП1 — РП1 278,7 557,3 440 1 1,2 528,0 1,2 634 0,078 0,13 0,077 0,0022
9 ТП1 — РП2 223,1 446,2 380 1 1,2 456,0 1,2 547 0,175 0,167 0,077 0,0048
10 ТП 1- РП3 71,6 143,1 220 1 1,2 264,0 1,2 317 0,166 0,167 0,077 0,0014
11 ТП3 — РП4 171,3 342,5 335 0,93 1,2 373,9 1,2 449 0,031 0,208 0,08 0,0007
12 ТП3 — РП5 187,1 374,2 335 0,93 1,2 373,9 1,2 449 0,11 0,208 0,08 0,003
Таблица 5.2 – Выбор кабельных линий питающих оборудование
№ на плане Наименование Э.П. Рном, кВт cosφ Iном, А Тип и количе-ство кабелей F, мм2 Iдоп, А Тип АВ
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1 Станок вертикально-сверлильный 7,3 0,5 19,2 кабель ААШв 5 5х2,5 31 ВА 57-31
2 Станок настольно-сверлильный 0,55 0,5 1,44 кабель ААШв 14 5х2,5 31 ВА 57-31
3 Станок токарно-карусельный 34,3 0,65 90,3 кабель ААШв 2 5х25 125 ВА 57-31
4 Станок копироваль-но-фрезерный 3,3 0,5 8,7 кабель ААШв 1 5х2,5 31 ВА 57-31
5 Станок точильно-шлифовальный 0,75 0,65 1,97 кабель ААШв 6 5х2,5 31 ВА 57-31
6 Станок широко-универсальный 7,5 0,5 19,7 кабель ААШв 2 5х2,5 31 ВА 57-31
7 Станок гибочный 1,7 0,5 4,47 кабель ААШв 3 5х2,5 31 ВА 57-31
8 Станок токарный 6,3 0,5 16,6 кабель ААШв 4 5х2,5 31 ВА 57-31
9 Станок долбежный 6,8 0,5 17,9 кабель ААШв 6 5х2,5 31 ВА 57-31
10 Приточная вентиля-ция 15 0,8 39,5 кабель ААШв 2 5х4 42 ВА 57-31
11 Станок универсаль-но-заточный 1 0,5 2,63 кабель ААШв 2 5х2,5 31 ВА 57-31
12 Наждак 2,8 0,5 7,4 кабель ААШв 4 5х2,5 31 ВА 57-31
13 Станок вертикально-фрезерный 6 0,5 15,8 кабель ААШв 4 5х2,5 31 ВА 57-31
14 Станок токарно-винторезный 11 0,5 28,9 кабель ААШв 6 5х2,5 31 ВА 57-31
Таблица 5.2- Продолжение
15 Станок свер-лильный 1 0,5 2,63 кабель АШШв 1 5х2,5 31 ВА 57-31
16 Станок горизон-тально-фрезерный 8,8 0,5 23,2 кабель ААШВ 2 5х2,5 31 ВА 57-31
17 Вентилятор 7,5 0,7 19,7 кабель ААШв 3 5х2,5 31 ВА 57-31
18 Тепловая завеса 18 0,8 47,4 кабель ААШв 1 5х6 55 ВА 57-31
19 Электропривод ворот 2,8 0,6 7,4 кабель ААШв 2 5х2,5 31 ВА 57-31
20 Станок верти-каль-сверлильный 9,6 0,5 25,3 кабель ААШв 2 5х2,5 31 ВА 57-31
21 Ножницы гиль-отинные 9 0,65 23,7 кабель ААШв 2 5х2,5 31 ВА 57-31
22 Преобразователь сварочный 14 0,5 36,8 кабель ААШв 2 5х4 42 ВА 57-31
23 Трансформатор сварочный 11,6 0,6 30,5 кабель ААШв 3 5х2,5 31 ВА 57-31
Выбираем в цехе 3 шинопровода ШРМ-75/250
6 Расчёт токов короткого замыкания
Расчет токов короткого замыкания производится с помощью типовых кривых. Достаточно рассмотреть ток трехфазного короткого замыкания в характерных точках СЭС предприятия и определить периодическую составляющую этого тока для наиболее тяжелого режима работы сети. Учет апериодической составляющей производится приближенно, допускается, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой точке электрической сети. Так как мощность короткого замыкания энергосистемы в месте присоединения питающей предприятие линии значительно превышает мощность, потребляемую предприятием, то допускается периодическую составляющую тока короткого замыкания от энергосистемы принимать неизменной во времени:
.
Для расчета токов короткого замыкания составим расчетную электриче-скую схему (рисунок 6.1).
Рисунок 6.1 — Расчетная электрическая схема СЭС предприятия для расчета токов КЗ
При выборе расчетной схемы для определения токов короткого замыкания рассчитывается режим, при котором воздействие токов короткого замыкания на систему электроснабжения является наиболее тяжелым. Это режим, когда один из трансформаторов главной понизительной подстанции отключен для проведения профилактических мероприятий или аварийного ре-монта и включен секционный выключатель в распределительном устройстве 10 кВ ГПП, то есть все электроприемники питаются от одного трансформатора. В этом случае все синхронные двигатели будут влиять на величину тока КЗ.
При определении токов КЗ в точках и подпитку от синхронных двигателей можно не учитывать. В подпитке точки участвуют все синхронные двигатели, подключенные к двум секциям. При определении тока КЗ в точке в качестве источника рассматривается только энергосистема, а подпитка от электродвигателей напряжением 10 кВ не учитывается. Для расчета токов КЗ по схеме электроснабжения предприятия (рисунок 6.1) составляется схема замещения (рисунок 6.2).
Рисунок 6.2 — Схема замещения для расчета токов КЗ
Найдем параметры схемы замещения в относительных единицах при и принимая за базисное напряжение той ступени, на которой произошло короткое замыкание.
Сопротивление системы
,
(6.1)
где — мощность короткого замыкания на шинах системы, МВА;
о.е.
Сопротивление ВЛ
,
(6.2)
где — среднее напряжение воздушной линии 110 кВ;
о.е.
Сопротивление трансформатора ГПП
,
(6.3)
где — напряжение короткого замыкания, ;
о.е.
Сопротивление кабельных линий, питающей двигатель:
,
(6.4)
где — среднее напряжение кабельной линии 10 кВ.
Сопротивление синхронных двигателей:
,
(6.5)
где — кратность пускового тока двигателя, ;
— номинальная активная мощность двигателя, кВт.
о.е.
Точку полагаем расположенной на шинах 0,4 кВ цеховой ТП с транс-форматорами наибольшей мощности и наименее удаленной от ГПП (ТП-5).
Сопротивление кабельной линии от ГПП до ТП-5:
В сети напряжением ниже 1000 В необходимо учитывать активные сопро-тивления.
Полное сопротивление трансформатора цеховой ТП:
,
(6.6)
о.е.
Активное сопротивление трансформатора
,
(6.7)
о.е.
Индуктивное сопротивление трансформатора
,
(6.8)
о.е.
Согласно [1] для распределительных устройств цеховых ТП переходное сопротивление контактов можно принять Ом. Это сопротивление в относительных единицах
,
(6.9)
.
Токи КЗ в точках К1 и К2 были определены при выборе схемы внешнего электроснабжения.
Для расчета тока короткого замыкания в точке К3 приведем схему замещения (рисунок 6.3)
Рисунок 6.3 — Схема замещения для расчета КЗ в точке К3
о.е.
Базисный ток:
,
(6.10)
кА.
Начальные значения сверхпереходного тока каждой ветви
кА.
кА.
Начальное значение тока короткого замыкания в точке К3:
кА.
Принято, что периодическая составляющая тока КЗ неизменна
кА.
Ударный ток короткого замыкания:
,
(6.11)
где — ударный коэффициент [1].
кА.
Мощность короткого замыкания
,
(6.12)
МВА.
Определим ток короткого замыкания в точке К4.
Суммарное активное сопротивление:
о.е.
Суммарное индуктивное сопротивление
о.е.
Полное сопротивление
о.е.
Мощность короткого замыкания в точке К4
МВА.
Ток короткого замыкания при базисном напряжении кВ:
кА.
Ударный ток КЗ составит:
кА
Таблица 6.1 — Результаты расчета токов короткого замыкания
Расчетная точка Напряжение расчетной точки, кВ Токи, кА Мощ-ность КЗ ступени, МВА
К1 115 10,47 10,47 23,6 2100
К2 115 5,77 5,77 14,56 1148
К3 10,5 5,06 5,06 13,46 91,91
К4 0,4 4,42 4,42 9,95 3,06
7 Выбор электрооборудования системы электроснабжения предпри-ятия
7.1 Выбор ячеек комплектного распределительного устройства ГПП
РУ НН ГПП выполняется комплектным из шкафов серии К-104 для внутренней установки. Шкаф К-104 комплектуется вакуумными выключателями типа ВВЭ — 10, встроенными разъединителями втычного типа, сборными шинами и трансформаторами тока типа ТЛК-10.
Условия выбора, расчетные параметры сети и каталожные данные ячеек КРУ [2,5] представлены в таблице 7.1.
Таблица 7.1 — Выбор КРУ
Условия выбора Расчетные параметры сети Каталожные данные К-104
1 2 3
А
А
кА
кА
Рабочий ток в утяжеленном режиме вводной ячейки определим, исходя из перегрузочной способности силовых трансформаторов ГПП:
,
(7.1)
А.
Тепловой импульс тока КЗ определяется по формуле (4.33)
,
(7.2)
где — время действия максимальной токовой защиты линии, с;
— полное время отключения выключателя, с;
— время протекания апериодической составляющей тока КЗ, со-гласно [1].
.
7.2 Выбор выключателей КРУ
Выключатели выбираются по рассмотренным выше условиям (4.22) — (4.34)
Подробный выбор выключателя на вводе в КРУ рассмотрен в таблице 6.2. Секционный выключатель принимается того же типа, что и вводной.
В ячейках КРУ типа К-104 устанавливаются вакуумные выключатели типа ВВЭ-10-31,5/1000 У3 с собственным временем отключения .
Апериодической составляющей тока короткого замыкания в момент рас-хождения контактов выключателя , определяется по формуле (4.27):
кА.
Завод — изготовитель гарантирует выключателю апериодическую состав-ляющую в отключающем режиме для времени , согласно выражению (4.29):
кА.
Таблица 7.2 — Выбор выключателей на вводе в КРУ
Условия выбора Расчетные параметры сети Каталожные данные
ВВЭ-10-31,5/1000 У3
1 2 3
А
А
кА
кА
кА
кА;
кА
кА
кА
кА
Остальные выключатели выбираются аналогично, результаты представлены в таблице 7.5.
7.3 Выбор трансформаторов тока в ячейках КРУ
В ячейках КРУ типа К-104 устанавливаются трансформаторы тока типа ТШЛ-10-800-0,5/10Р-У3. Рассмотрим подробно выбор трансформаторов тока на вводе в КРУ, трансформатор тока в цепи секционного выключателя того же типа, а трансформаторы тока на других присоединениях рассчитываются аналогично, их типы представлены в таблице 7.5.
Условия выбора, расчетные параметры сети и каталожные данные [2] трансформаторов тока на вводе в КРУ указаны в таблице 7.3.
Таблица 7.3 — Выбор трансформаторов тока на вводе в КРУ ГПП
Условия выбора Расчетные пара-метры сети Каталожные данные
ТШЛ-10-800-0,5/10Р-У3
1 2 3
А
А
кА
кА
Для проверки выбранного трансформатора тока по вторичной нагрузке составляем схему включения трансформаторов тока и измерительных приборов (рисунок 7.1). Перечень измерительных приборов в цепи понижающего трансформатора на стороне НН определяется по таблице 4.11 [8].
В цепи устанавливаются следующие измерительные приборы: ампер-метр, ваттметр, счетчики активной и реактивной энергии, включенные по схеме неполной звезды.
Рисунок 7.1 — Схема включения приборов в неполную звезду
Таблица 7.4 — Перечень измерительных приборов в цепи понижающего трансформатора на стороне НН
Прибор Тип Класс
точности Нагрузка фазы,
А В С
Амперметр Э-335 1,0 0,5 — —
Ваттметр Д-335 1,5 0,5 — 0,5
Счетчик активной энергии ЕА05 1,0 2,5 — 2,5
Счетчик реак-тивной энергии ЕА05 1,5 2,5 — 2,5
Итого 6,0 — 5,5
Общее сопротивление приборов:
,
(7.3)
Ом.
Вторичная номинальная нагрузка:
Ом.
Допустимое сопротивление проводов:
,
(7.4)
где — сопротивление контактов при четырех приборах;
Ом.
Сечение соединительных проводов при соединении в неполную звезду:
,
(7.5)
По условию механической прочности принимаем КРВГ с сечением .
Таблица 7.5 — Выбор выключателей и трансформаторов тока
Кабельные линии (на-чало — ко-нец) ,
кВ ,
А ,
А ,
кА ,
кА Тип
выключателя Тип
трансформатора
тока
1 2 3 4 5 6 7 8
ГПП — ТП1 10,5 15,4 30,8 5,06 13,46 ВВЭ-10-31,5/1000 У3 ТЛК-10-50-0,5/10Р У3
ГПП — ТП2 10,5 61,65 123,3 5,06 13,46 ВВЭ-10- 31,5/1000 У3 ТЛК-10-150-0,5/10Р У3
ГПП — ТП3 10,5 30,82 61,65 5,06 13,46 ВВЭ-10-31,5/1000 У3 ТЛК-10-100-0,5/10Р У3
ГПП — ТП5 10,5 77 154,1 5,06 13,46 ВВЭ-10-31,5/1000 У3 ТЛК-10-200-0,5/10Р У3
ГПП — СД 10,5 19,3 38,5 5,06 13,46 ВВЭ-10-31,5/1000 УЗ ТЛК-10-50-0,5/10Р У3
7.4 Выбор трансформаторов напряжения
Трансформатор напряжения устанавливается один на каждую секцию сборных шин. Во вторичную обмотку трансформатора напряжения включаются катушки напряжения измерительных приборов всех присоединений данной секции и сборных шин.
Трансформаторы напряжения выбирают по следующим условиям:
1) по напряжению
,
(7.6)
2) по конструкции и схеме соединения обмоток;
3) по классу точности.
В ячейках типа К-104 к установке принимаем три однофазных транс-форматора напряжения типа ЗНОЛ.06-10У3. Каталожные данные выбранных трансформаторов напряжения приведены в [2].
Схема включения трансформаторов напряжения — «звезда с землей — звезда с землей — разомкнутый треугольник» (рисунок 7.2).
Рисунок 7.2 — Схема подключения трансформатора напряжения
Чтобы трансформатор напряжения работал в заданном классе точности, должно выполняться условие:
,
(7.7)
где — мощность всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, ВА;
— номинальная мощность вторичной обмотки трансформатора напряжения в заданном классе точности, ВА.
Таблица 7.6-Перечень измерительных приборов
Прибор и место его установки Тип Мощ-ть одной обм-ки, ВА Число обм-к
Число прибо-ров Общая мощ-ность
, Вт
,Вар
V Секция СШ Э-335 2 1 1 0 2 4 —
W Цепь сило-вого тр-ра Д-335 1,5 2 1 0 1 3 —
Wh Цепь сило-вого трансформа-тора и отхо-дящих линий ЕА05 3,0 Вт 2 0,38 0,925 7 42 101,5
Varh ЕА05 3,0 Вт 2 0,38 0,925 7 42 101,5
Итого 91 203
ЗНОЛ.06-10У3 Однофазный трансформатор напряжения
Устанавливаем по одному трансформатору в каждую фазу
Трансформатор напряжения присоединяется к сборным шинам через предохранитель типа ПКН 001-10У3 [4] и втычной разъединитель.
7.5 Выбор выключателей нагрузки и предохранителей, устанавливаемых на вводах цеховых ТП
Выключатели нагрузки и предохранители устанавливаются на вводах цеховых ТП при питании последних по магистральным схемам.
Рассмотрим выбор указанных аппаратов для ТП-3, на которой установлены два трансформатора типа ТМ3-800. Условия выбора, расчетные параметры сети и каталожные данные выключателя нагрузки и предохранителя представлены в таблицах 7.7 и 7.8 соответственно. Каталожные данные можно взять из [4].
Номинальный ток цехового трансформатора:
(7.8)
где Кз.н. – коэффициент загрузки цехвого трансформатора в нормальном режиме.
А.
Максимальный (послеаварийный) ток цехового трансформатора:
(7.9)
где Кз.п.а – коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном ре-жиме.
А.
Таблица 7.7 — Выбор выключателей нагрузки
Условия выбора Расчетные параметры сети Каталожные данные
ВНПу-11 У3
1 2 3
А
А
А
А
кА
кА
Таблица 7.8 — Выбор предохранителей для ТП-3
Условия выбора Расчетные параметры сети Каталожные данные
ПКТ104-10-100-31,5 У3
1 2 3
А
А
кА
кА
Аналогично выбираются выключатели нагрузки и предохранители на вводе всех ТП. Результаты расчёта сведём в таблицу 7.9.
Таблица 7.9 — Выбор предохранителей
Номер
ТП ,
кВ ,
А ,
кА Тип
предохранителя
1 2 3 4 5
ГПП — ТП1 10,5 30,8 5,06 ПКТ103-10-80-20У3
ГПП — ТП2 10,5 123,3 5,06 ПКТ103-10-200-20У3
ГПП — ТП3 10,5 61,65 5,06 ПКТ103-10-80-20У3
ГПП — ТП5 10,5 154,1 5,06 ПКТ103-10-200-20У3
ТП1 — ТП4 10,5 30,8 5,06 ПКТ103-10-80-20У3
7.6 Выбор соединения силового трансформатора ГПП с РУ НН ГПП
В качестве токоведущей части, соединяющей силовые трансформаторы с КРУ, используем закрытый комплектный токопровод типа ТЗК-10-1000-81УХЛ3. Выбор токопровода сведен в таблицу 7.10.
Таблица 7.10 — Выбор токопровода
Мощность
трансформато-ра
ГПП, кВА , А
,
А ,
кА Параметры токопровода
ТЗК-10-1000-81УХЛ3
Тип ,
кВ ,
А ,
кА
1 2 3 4 5 6 7 8
10000 385 770 13,46 ТЗК 10 1000 81
7.7 Проверка кабелей напряжением 10 кВ на термическую стойкость к токам короткого замыкания
Кабели напряжением 10 кВ схемы внутреннего электроснабжения проверяются на термическую стойкость к токам короткого замыкания. Расчет всех характерных термических сечений кабелей сведен в таблицу 7.11.
Таблица 7.11 — Проверка кабелей на термическую стойкость
Начало и конец кабельной линии , кА , с , с
, с
,
С , мм2
1 2 3 4 5 6 7 8
1. ГПП — ТП 5,06 0,5 0,06 0,12 17,4 100 41,7
2. ГПП — СД 0,23 0 0,06 0,12 3,6 100 19
В таблице 7.11 обозначено:
С — коэффициент, зависящий от вида металла жил кабеля, , [1, табл.2.72];
ВК — тепловой импульс тока КЗ, определяемый по формуле (4.33):
Термически стойкое сечение определим по выражению:
,
(7.10)
.
В таблице 7.12 записаны все кабели, для которых производится увеличение площади сечения, выбранной по условиям нормального утяжеленного режимов работы, до термически устойчивого сечения.
Таблица 7.12 — Термически устойчивые сечения кабелей
Начало и конец кабельной ли-нии Прежняя площадь се-чения кабеля, мм2 Площадь терми-чески устойчиво-го сечения кабе-ля, мм2 Тип и площадь сечения нового кабеля
1 2 3 4
ГПП-ТП1 25 50 2хААШв (3х50)
ГПП-ТП3 35 50 2хААШв (3х50)
ТП1-ТП4 25 50 2хААШв (3х50)
ГПП-СД 25 25 1хААШв (3х25)
7.8 Выбор трансформаторов собственных нужд
Потребители собственных нужд подстанций делятся на ответственных и неответственных. Ответственными механизмами являются система охлаждения силовых трансформаторов, сети аварийного освещения, система пожаротушения, система подогрева приводов разъединителей и подогрева шкафов КРУ, система оперативного управления, связи и телемеханики.
Кроме того, потребителями собственных нужд подстанции являются освещение, отопление, вентиляция ЗРУ, освещение ОРУ также относится к потребителям собственных нужд.
На двухтрансформаторных подстанциях 35 — 750 кВ устанавливается не менее двух трансформаторов собственных нужд.
Мощность трансформаторов собственных нужд должна выбираться в соответствии с нагрузками собственных нужд в разных режимах работы подстанции с учетом коэффициентов одновременности и загрузки, а также с учетом перегрузочной способности трансформаторов в послеаварийном режиме. Допустимо принимать мощность трансформатора собственных нужд, равной 0,5% от мощности силового трансформатора:
,
(7.11)
кВА.
Исходя из условий питания вспомогательных механизмов предприятия, согласно [2] выбираем два трансформатора типа ТМ-63/10/0,4, которые подключаются к обмотке НН силовых трансформаторов ГПП через предохранители типа ПКТ-101-10-16-31,5 УЗ.
7.9 Выбор вводных и секционных автоматических выключателей РУ НН КТП и вводных аппаратов РП.
В качестве цеховых ТП принимаем комплектные трансформаторные подстанции типов КТП 400/10/0,4 84У3, КТП 800/10/0,4 84У3, КТП 1600/10/0,4 84У3, КТП 2000/10/0,4 84У3. Выбор вводных и секционных автоматических выключателей на стороне низшего напряжения цеховых ТП и вводных автоматов РП приведен в таблице 7.13.
Таблица 7.13-Выбор вводных и секционных автоматических выключателей РУ НН КТП и вводных аппаратов РП
Номер ТП
Место
установки
выключателя IР,
А IУТЯЖ,
А IК,
кА Тип
выключателя
Тип
РП
1 2 3 4 5 6 7
ТП1-ТП4 Вводной 22,9 45,8 5,06 ВА55-39/160
Секционный 22,9 45,8 5,06 ВА55-39/160
РП-1 Вводной 278,7 557,4 4,42 ВА53-41/1000 Щ070-3М-07У3
РП-2 Вводной 223,1 446,2 4,42 ВА53-41/1000 Щ070-3М-07У3
РП-3 Вводной 71,6 143,2 4,42 ВА55-39/160 Щ070-3М-07У3
РП-4 Вводной 171,3 342,6 4,42 ВА55-39/400 Щ070-3М-07У3
РП-5 Вводной 187,1 374,2 4,42 ВА55-39/400 Щ070-3М-07У3
8 Компенсация реактивной мощности
Оптимальный выбор средств компенсации реактивной мощности является составной частью построения рациональной системы электроснабжения промышленного предприятия.
Таблица 8.1 — Исходные данные для расчета компенсации реактивной
мощности
Трансформа-торная подстанция (ТП) ,
кВА ,
квар , квар ,
Ом ,
Ом
1 2 3 4 5 6
ТП-1 400 357 43,8 2,68 0,14
ТП-2 1600 1469 260,4 0,58 0,033
ТП-3 800 695 58,5 1,18 0,279
ТП-4 400 200 27,84 2,68 0,09
ТП-5 2000 1727 193,6 0,41 0,03
Активные сопротивления трансформаторов, приведенные к напряжению 10 кВ, определяются по формуле:
,
(8.1)
Например, для ТП-2:
Ом.
Активные сопротивления кабельных линий найдем по формуле:
,
(8.2)
Ом.
Аналогичные расчеты проводятся для остальных ТП и линий, результаты сведены в таблицу 8.1.
Также в составе электроприемников имеется 1 синхронный двигатель.
Данные о двигателе приведены в таблице 8.2.
Таблица 8.2 — Параметры двигателя
Тип дви-гателя , кВ , кВт , квар , шт , об/мин , кВт , кВт
1 2 3 4 5 6 7 8 9
СД1 СТД 10 630 -320 1 3000 2,07 3,44
Примем, что СД имеют загрузку по активной мощности , тогда коэффициент допустимой перегрузки СД .
Располагаемая реактивная мощность СД:
,
(8.3)
квар.
Удельная стоимость потерь активной мощности от протекания реактивной мощности:
,
(8.4)
.
Наметим все возможные места установки дополнительных компенси-рующих устройств — батарей конденсаторов (БК): низковольтные сборные шины (с.ш.) цеховых ТП ( ); с.ш. распределительных устройств (РУ) напряжением 10 кВ ГПП ( ). Кроме того, реактивная мощность может быть получена из энергосистемы ( ).
Затраты на генерацию реактивной мощности низковольтными БК (0,4 кВ):
,
(8.5)
где — нормативные отчисления от стоимости БК,
— удельная стоимость низковольтных батарей конденсаторов ;
— удельные потери в низковольтных конденсаторах, [9];
Затраты на генерацию реактивной мощности высоковольтными БК (10 кВ):
,
(8.6)
где — удельная стоимость высоковольтных батарей конденсаторов
— удельные потери в высоковольтных конденсато-рах, [9];
.
Затраты на генерацию реактивной мощности синхронным двигателем (СД):
,
(8.7)
(8.8)
где , — параметры, характеризующие потери активной мощности в СД [9];
(8.9)
,
(8.10)
Результаты расчета сведены в таблицу 8.3.
Таблица 8.3-Затраты на генерацию реактивной мощности
синхронным двигателем
, Мвар , руб/Мвар , руб/Мвар
, Ом QСДi,
Мвар
1 2 3 4 5 6
СД 1 0,332 48760 244568 1,78 -0,1
Для расчета оптимальной реактивной мощности, генерируемой низко-вольтными БК, необходимо знать эквивалентные сопротивления соответствующих ТП.
Рисунок 8.2 — Схема замещения радиальной линии
Для ТП, питающихся по радиальным линиям, (рисунок 8.2), например ТП-2, эквивалентное сопротивление:
,
(8.11)
Ом.
Для ТП, питающихся по магистральной линии (рисунок 8.3), например, ТП-1 и ТП-4:
Рисунок 8.3 — Схема замещения магистральных линий
На рисунке 8.3 обозначено: , , , .
Эквивалентная проводимость точки 1 схемы рисунка 8.3:
,
(8.12)
Ом.
Эквивалентные сопротивления присоединений:
,
(8.13)
Ом.
,
(8.14)
Ом.
Аналогично рассчитываем сопротивления для остальных ТП, результаты расчета представлены в таблице 8.4.
Оптимальные реактивные мощности низковольтных БК, подключенных к ТП, определяем в предположении, что к шинам ГПП подключена высоковольтная БК (при этом коэффициент Лагранжа λ = З10):
, (8.15)
; (8.16)
. (8.17)
Тогда, например,
квар.
Таблица 8.4 — Расчёт мощности БК
Место установ-ки БК , Ом , квар
,
квар , квар Тип принятой стандартной БК , квар
рас-четное приня-тое
1 2 3 4 5 6 7 8
ТП-1 2,96 364 364 114 478 УККРМ-5 500
ТП-2 0,388 1448,5 1448,5 0 1448,5 УККРМ-5 1600
ТП-3 1,459 678,8 678,8 200 878,8 УККРМ-5 1000
ТП-4 3,06 192,24 192,24 27 216,24 УККРМ-5 250
ТП-5 0,44 1672,9 1672,9 320 1992,9 2хУККРМ-5 2000
Итого — — 4356,44 661 5014,44 — 5350
Определение мощности высоковольтной БК, подключенной к с.ш. 10 кВ ГПП, производим из условия баланса реактивных мощностей на с.ш. 10 кВ ГПП:
,
(8.18)
где потери реактивной мощности в трансформаторе ГПП,
Экономически целесообразная реактивная мощность, передаваемая энергосистемой предприятию определяется как минимальная из двух величин
,
(8.19)
где — расчетный коэффициент
— коэффициент несовпадения реактивной мощности
, Мвар.
(8.20)
Мвар.
Таким образом, экономически целесообразная реактивная мощность, по-требляемая предприятием от энергосистемы в режиме максимальных нагрузок
Мвар,
Мвар.
После подстановки всех значений в выражение (8.17), получим:
.
Комплектные конденсаторные установки (ККУ) на рассматриваемой сек-ции сборных шин ГПП устанавливать не нужно. Так в СЭС завода имеется избыток реактивной мощности, обусловленный внутренними источниками. Поэтому можно и нужно уменьшить их мощность.
Баланс реактивных мощностей на сборных шинах 10кВ главной понизи-тельной подстанции проверяется как равенство генерируемых Qг и потребленных Qр реактивных мощностей:
Получили, что Qг > Qр на 0,59 Мвар
Определим расчетный коэффициент реактивной мощности на вводе ГПП (без учета мощности, поступающей от энергосистемы).
Расчетный коэффициент реактивной мощности на 1 — й секции с.ш. 10 кВ ГПП:
,
(8.21)
где — стандартная реактивная мощность низковольтных БК, по таблице 8.4;
— мощность ККУ установленной на с.ш. 10 кВ ГПП;
.
,
(8.22)
Резерв реактивной мощности
.
(8.23)
Мвар.
9 Безопасность жизнедеятельности на ГПП
В данном разделе рассмотрены вопросы организационных и технических мероприятий, а также средства, обеспечивающие защиту людей от опасного воздействия электрического тока, электромагнитного поля, электрической дуги и электростатических зарядов.
К организационным мероприятиям относятся:
1) правильная организация и ведение безопасных методов работ;
2) обучение и инструктаж электротехнического персонала;
3) контроль и надзор за выполнением правил техники безопасности (ПТБ) К техническим мероприятиям по электробезопасности относятся:
4) нормальное освещение;
5) применение необходимых мер и средств защиты;
6) применение безопасного ручного электроинструмента, а также применение ограждений, блокировок коммутационных аппаратов, спецодежды.
9.1 Компоновка главной понизительной подстанции (ГПП). Обоснование выбора местоположения ГПП
ГПП расположено с подветренной стороны от очагов загрязнения, в месте, где отсутствует возможность скопления сточных и грунтовых вод.
К ОРУ-110 кВ подведена автомобильная дорога и предусмотрен проезд вдоль трансформаторов. Расположение ГПП выбрано, с учетом розы ветров, со¬гласно которой преимущественное направление ветров северо-западное. Аппа¬ратура ОРУ-110 кВ и трансформаторы установлены открыто.
Выбор площадки для строительства подстанции производится на основании схемы развития сетей и материалов проекта районной планировки.
Площадка подстанции соответствует требованиям ПУЭ 4.2:
Площадка и заходы на нее расположены на незаселенной местности
Территория подстанции спланирована с уклоном для стока ливневых вод. Уклон не более 3%.
Территория ГПП ограждена сплошным внешним забором высотой 2 м; ремонтные площадки забором высотой 1,6 м.
9.2 Основные габариты и разрывы, обеспечивающие безопасность работ на ОРУ 110 кВ
Расстояние в свету между токоведущими и заземленными частями не менее 1 м. (ПУЭ 4.2.55).
Расстояния по горизонтали от токоведущих и незаземленных частей или элементов изоляции до постоянных внутренних ограждений не менее 1,65 м. (ПУЭ 4.2.57).
Неограждаемые токоведущие части расположены так, чтобы расстояния от них до габаритов машин и транспортируемого оборудования были не менее 1,65 м. (ПУЭ 4.2.59).
Расстояния между близлежащими неогражденными токоведущими частями разных цепей выбраны из условия обслуживания одной цепи при неотключенной второй. Эти расстояния составляют при обслуживании нижней цепи при неотключенной второй — 2,9 м. (ПУЭ 4.2.60).
Расстояние между токоведущими частями и верхней кромкой внешнего забора не менее 2,9 м. (ПУЭ 4.2.62).
Расстояния от контактов и ножей разъединителей в отключенном положении до:
а) заземленных частей — 0,9 м;
б) до ошиновки своей фазы -1,1м.
в) до ошиновки других присоединений — 1,65 м. (ПУЭ 4.2.63).
Расстояние между токоведущими частями ОРУ и зданием ЗРУ не менее 2,9м (по вертикали 3,6 м).
9.3 Основные требования к установке трансформаторов
Трансформаторы устанавливаются так, чтобы были обеспечены удобные и безопасные условия наблюдением за уровнем масла в маслоуказателях без снятия напряжения.
В связи с наличием у трансформаторов катков в фундаментах предусмотрены направляющие. Для закрепления трансформаторов на направляющих предусмотрены упоры, устанавливаемые с обоих сторон трансформатора.
Уклон трансформатора, необходимый для обеспечения поступления газа к газовому реле создается путем установки подкладок под катки.
Трансформаторы устанавливаются так, чтобы отверстие выхлопной трубы не было направлено на рядом расположенное обору-дование.
Вдоль путей перекатки, а также у фундаментов трансформаторов предусмотрены анкеры, позволяющие зацеплять за них лебедку, направляющие блоки, используемые при перекатке трансформаторов в обоих направлениях на собственных катках.
Под трансформаторами уложен гравий для улавливания масла в случае повреждения баков. Гравий уложен на 30 см. выше поверхности планировки. Масло по каналам отводится в маслоуловитель. Для трансформаторов ГПП ТДН-10000/110 и массой масла 10,5 т. Габариты подсыпки — 1,5 м от трансформатора. Фундаменты трансформаторов изготовлены из железобетона.
Расстояние в свету между трансформаторами не менее 1,25 м.
Для осмотра и обслуживания газового реле, а также для подъема на трансформатор для осмотра и ремонта при полном отключении предусмотрена стационарная лестница со стороны расширителя.
9.4 Мероприятия, обеспечивающие возможность безопасного осмотра высоко расположенных токоведущих частей.
Расстояния до токоведущих частей при ремонте и осмотре не менее указанных в п. 9.2.
При обслуживании и ремонте электроустановок запрещено пользо-ваться связанными и металлическими лестницами, а также ящиками, табуретками и другими посторонними предметами.
Применяемые подмостки и лестницы должны иметь основания, обитые резиной. Лестницы, устанавливаемые на земле должны иметь на основаниях острые металлические наконечники.
Работа с применением лестницы производится двумя лицами, одно из которых находится внизу.
Необходимо применять средства, предохраняющие от падения с высоты (предохранительный пояс и страхующий канат).
9.5 Проходы и проезды ОРУ
По территории ОРУ обеспечен проезд автомобильного транспорта. Автодороги с покрытием предусматриваются к порталу трансформаторов и к ЗРУ ГПП. Ширина проезжей части внутриплощадочных дорог составляет 6 м. Расстояние от токоведущих частей до габаритов машин указаны в п. 13.2.
Для обслуживающего персонала на территории ОРУ предусмотрены ходовые дорожки шириной не менее 0,8 м. с улучшенным покрытием.
9.6 Правила окраски токоведущих частей
Токоведущие части окрашены в соответствии:
фаза А — желтый;
фаза В — зеленый;
фаза С — красный цвет.
Заземляющие ножи окрашиваются в черный цвет.
9.7 Перечень защитных средств, применяемых на ГПП
На ГПП имеются следующие защитные средства:
1. Изолирующая штанга — 2 шт на каждое напряжение;
2. Указатель напряжения
а) УВН-90 на П = 110 кВ — 1 шт.;
б) УВН-80 на И = 10 кВ — 1 шт.;
в)МИН-1 на П = 0,4 кВ — 1 шт.
3. Изолирующие клещи — по 1 шт. на II = 10 кВ и И = 0,4 кВ;
4. Диэлектрические перчатки — не менее двух пар;
5. Диэлектрические боты (для ОРУ) — 1 пара;
6. Диэлектрические галоши — 2 пары (для 0,4 кВ);
7. Временные ограждения — 7 штук;
8. Переносные заземления — не менее двух штук на напряжение;
9. Диэлектрические коврики — по местным условиям;
10. Переносные плакаты и знаки безопасности;
11. Противогаз — 2 шт.;
12. Защитные очки — 2 пары;
13. Медицинская аптечка — 1 комплект.
9.8 Требования к устройству дверей ЗРУ и оснащению их замками
В ЗРУ имеется два выхода (ПУЭ 4.2.89), расположенных — один со стороны главного щита, второй — с торца здания. Двери открываются наружу и имеют самозапирающиеся замки, открывающиеся с внутренней стороны без ключа. Замки помещений РУ открываются одним ключом, который не должен подходить к замкам камер.
9.9 Электробезопасность
Для защиты оперативно-ремонтного персонала от поражения электрическим током все коммутационное оборудование ГПП оснащено заземляющими ножами. Разъединители 110 кВ имеют механическую блокировку с заземляющими ножами, что позволяет исключить неправильные действия электротехнического персонала в случае включения этих аппаратов из отключенного состояния, когда они были заземлены ножами.
В ЗРУ-10 кВ выключатели, установленные в ячейках КРУ, также имеют механическую блокировку с заземляющими ножами. С целью обеспечения допустимого уровня напряжения прикосновения, конструкции ЗРУ и оборудование заземляется с контуром заземления, который выполнен с использованием естественных заземлителей — железобетонных колонн ЗРУ и металлических угольников обрамления кабельных каналов.
Реактивная (емкостная) мощность, генерируемая кабельными линиями электрически связанной сети промышленного предприятия:
На РУ ГПП предусматривается звуковая и световая сигнализация отключения элегазовых выключателей. Предусматривается передача аварийного сигнала на диспетчерские пункты. На РП 10 кВ предусмотрена также передача предупредительных сигналов повышения температуры масла в трансформаторах КТП. Сигнал передается на диспетчерские пункты.
В проекте предусмотрены периодический и постоянный контроль изоляции. Периодический контроль производится в сроки, установленные правилами или при обнаружении дефектов. Постоянный контроль преду-смотрен в течение всего времени работы электроустановки. Постоянный контроль изоляции осуществляется посредством трансформаторов напряжения ЗНОЛ-06.10 У3, устанавливаемых на каждую секцию шин ГПП.
При ОЗЗ подается сигнал на щит управления подстанции. Для кон-троля изоляции на каждой отходящей линии установлены трансформаторы тока нулевой последовательности типа ТШЛ-10. Первичной обмоткой данных трансформаторов тока служат три жилы кабеля. При допустимом сопротивлении изоляции и отсутствии замыкания на землю токи утечки по абсолютной величине равны и ток нулевой последовательности равен нулю. При замыкании на землю к току утечки прибавляется ток ОЗЗ и защита срабатывает.
Рисунок 9.1 Схема сигнализации ОЗЗ
9.10 Оперативная блокировка КРУ-10 кВ
Применяется два вида блокировки – электромагнитная и механическая. Электромагнитной оперативной блокировкой оборудуются те ячейки КРУ, на которых возможна подача обратного напряжения от питаемых присоединений. Данный тип блокировки предотвращает включение заземляющих ножей при наличии напряжения на присоединении или секции. Выполняется на логических цепочках, состоящих из блок — контактов коммутационных аппаратов присоединений и секций. Данные логические цепочки дают разрешение на операции с заземляющими ножами при правильном положении коммутационных аппаратов.
Дополнительно эти ячейки и ячейки других присоединений оборудованы механической блокировкой, которая запрещает следующие операции:
— выкатывание тележки с выключателем из рабочего положения при включенном выключателе;
— вкатывание тележки с выключателем в рабочее положения при включенном выключателе;
— вкатывание тележки с выключателем в рабочее положения при включенных заземляющих ножах;
— включение выключателя при нефиксации тележки в рабочем или испытательном положении.
9.11 Расчет защитного заземления ОРУ ГПП
Заземления осуществляется преднамеренным соединением электроустановок с заземляющими устройствами.
Заземляющее устройство — это совокупность заземлителя и заземляющих проводников, находящихся в непосредственном соприкосновении с землей. Заземляющие проводники — металлические проводники, соединяющие заземленные части электроустановок с заземлителем. Сопротивление, которое оказывает грунт току, называется сопротивлением растекания. В практике сопротивление растекания относят не к грунту, а к заземлителю и используют
условный термин «сопротивление заземлителя». Сопротивление за-землителя определяется отношением напряжения на заземлителе относительно точки нулевого потенциала к току, протекающему через за-землитель:
(9.1)
,
так как заземляющее устройство используется и для электроустановок под-станции напряжением 1000 В.
Расчетные условия:
1 заземлитель предпологается выполнить из горизонтальных полосовых электродов сечением 4×40 и вертикальных стержневых электродов lв = 5 м, диаметром d = 12 мм, глубина заложения электродов в землю tв = 0,8 м.
2 удельные сопротивления верхнего и нижнего слоев земли: р1=230 Ом м и р2=80 Ом м соответственно. Толщина верхнего слоя земли h = 2,5 м.
(9.2)
где 1к =2,131км — суммарная длина всех кабельных линий 10 кВ; 1в =12 км — длина воздушной линии.
Расчетный ток замыкания на землю на стороне U = 19 кВ:
Так как к заземляющему устройству присоединяются корпуса оборудования напряжением до 1000 В и выше, сопротивление заземляющего устройства должно удовлетворять двум условиям:
(9.3)
Выбираем меньшее из двух значений
В качестве естественного заземлителя подстанции предполагается использовать систему трос — опоры подходящих к ГПП воздушных линий электропередачи 110 кВ на ж/б опорах с длиной пролета 150 м.
Каждая линия имеет один стальной грозозащитный трос сечением
Сопротивление естественного заземлителя двух линий:
(9.4)
где — сопротивление заземлителя одной опоры;
— число тросов на опоре;
— сечение троса.
Требуемое сопротивление искусственного заземлителя Rи рассчитывается с учетом того, что Rз = 0,5 Ом, Rе = 1,16 Ом.
(9.5)
Составим предварительную схему заземлителя (рисунок 9.2)
Рисунок 9.2 Предварительная схема заземлителя.
По предварительной схеме определим суммарную длину горизонтальных и количество вертикальных электродов.
Lг = 531 м, n = 32 шт.
Тип заземлителя — контурный (распределительный), т.е. в виде сетки из го¬ризонтальных полосовых и вертикальных стержневых электродов. Вертикальные электроды размещаются по периметру заземлителя. Составляем расчетную модель заземлителя в виде квадратной сетки пло-щадью: S = 42×36+36×10=1872 м2.
Длина одной стороны при этом составит:
(9.6)
Количество ячеек на одной стороне модели:
(9.7)
Принимаем m = 6 м.
Уточняем суммарную длину горизонтального электрода:
(9.8)
Длина стороны ячейки в модели:
(9.9)
Расстояние между вертикальными электродами:
(9.10)
Суммарная длина вертикальных электродов:
(9.11)
Относительная глубина погружения в землю вертикальных электродов:
(9.12)
Относительная длина:
(9.13)
Расчетное эквивалентное сопротивление грунта:
(9.14)
Отношение , то значение К определим по выраже-нию:
(9.15)
По формуле (9.14):
Расчетное сопротивление искусственного заземлителя:
(9.16)
т.к. , то
По формуле (9.16):
Значение практически совпадает с требуемым.
Общее сопротивление заземлителя ГПП:
(9.17)
Искусственный заземлитель ГПП выполняется из горизонтальных пересекающихся полосовых электродов сечением 4×40, общей длиной 606 м и вертикальным стержневым числом не менее 32 с диаметром 12 мм, длиной 5м размещенных по периметру заземлителя. Глубина погружения электродов в землю — 0,8 м. При этих условиях сопротивление искусственного заземлителя в самое неблагоприятное время года не будет превышать 0,944 Ом, а сопротивление заземлителя подстанции в целом не более 0,5 Ом.
9.12 Молниезащита ОРУ ГПП
Ожидаемое число поражений молнией строений, не оборудованных молние-защитой, в году определяется по формуле:
(9.18)
где L, S — длина и ширина защищаемого объекта соответственно, м;
n — среднее число ударов молнии на земной поверхности в районе расположения подстанции при 40-60 часах грозовой деятельности в году, n = 6;
h — наибольшая высота по порталу, м;
Зона защиты – Б.
ОРУ защищается от прямых ударов молнии. Молниеотводы устанавливаются на порталах подстанции.
Высота молниеотвода выбирается из условия:
(9.19)
где D — максимальное расстояние между молниеотводами, м;
— высота опорной конструкции, м;
Н — высота молниеотвода, м.
Из формулы 9.19:
(9.20)
Принимаем Н = 19 м.
Проверка защищаемого пространства на высоте
Зона защиты молниеотвода:
(9.21)
где
Наименьшая ширина зоны защиты двух молниеотводов на высоте 12,9 м.
При расстоянии между молниеотводами а = 32 м:
(9.22)
При расстоянии между молниеотводами b = 35 м:
(9.23)
Зона молниезащиты представлена на рисунке 9.3. Здание ЗРУ защищается путем заземления молниезащитной сетки, расположенной под мягкой кровлей здания ЗРУ.
Рисунок 9.3 Зона молниезащиты
9.13 Освещение ОРУ
Площадь ОРУ:
По норме освещенности для ОРУ 35 — 500 кВ.: Ен =1 лк. СНИП 23-05-95
Суммарный световой поток:
(9.24)
где Кп — коэффициент, учитывающий потери света в зависимости от конфигурации освещаемой площади;
Кз — коэффициент, учитывающий потери света от загрязнения отражателя, защитного стекла лампы.
Освещение осуществляется прожектором ПЗС-35 (лампы НГ-220-400 Вт.)
— КПД светового потока;
Iмах = 40000 Кд — максимальная сила прожектора;
Фа =6350 Лм — световой поток лампы прожектора.
Число прожекторов:
(9.25)
К установке принимаю 2 прожектора.
Высота подвеса прожекторов:
(9.26)
Прожекторы устанавливаем по углам освещаемой территории.
9.14 Пожарная безопасность
С целью предупреждения возникновения пожара в распределительных уст¬ройствах предусматриваются следующие технические меро¬приятия и решения:
Электрооборудование и сети в процессе эксплуатации не загружаются выше допустимых пределов, а при к.з. имеют достаточную отклоняющую способность и термическую стойкость.
Силовые масляные трансформаторы оборудованы газовой защитой, сраба¬тывающей на сигнал и отключение.
Для предотвращения растекания масла при повреждениях маслона-полненных силовых трансформаторов выполнены маслоприемники, рассчитанные на прием 100 % масла, содержащегося в корпусе трансформатора. Удаление масла из маслоприемника предусмотрено переносным насосным агрегатом.
Фундаменты под маслонаполненные трансформаторы выполнены из несгораемых материалов.
Помещение и здание ЗРУ и камеры трансформаторов собственных нужд вы¬полнены по II степени огнестойкости.
Перекрытие кабельных каналов выполнены съемными плитами из несгорае¬мых материалов в уровень с чистым полом помещения.
В целях своевременного извещения о пожаре в ЗРУ имеется пожарная сигнализация, непосредственно связанная с пожарной охраной. Сигнализация выполнена на основе датчиков типа АТИМ-3 и ДТЛ ( ). Вблизи средств связи вывешены таблички о порядке действия при пожаре (подача сигнала, вызов пожарной охраны).
Для локализации очагов пожара на ГПП имеются первичные средства пожаротушения:
а) ЗРУ-10 кВ — огнетушители ОУ-5 — 2 шт.,
— ящик с песком — 2 шт. (вместимость 0,5 м);
б) щит управления 0,4 кВ — огнетушители ОУ-10-2 шт.;
в) камеры трансформаторов собственных нужд — огнетушители ОУ -10-2 шт.,
— ящик с песком;
г) ОРУ-110 кВ — пожарный щит с принадлежностями и ящик с песком у каждого трансформатор.
10 Производственный менеджмент в энергетике предприятия
В данном разделе рассмотрены вопросы управления энергохозяйством промышленного предприятия. Произведены расчеты численности персонала, обслуживающего энергетическое хозяйство завода, и расчеты по планированию фонда заработной платы указанного персонала. В итоге составлена смета текущих затрат на энергетическое обслуживание предприятия.
Исходные данные к экономической части дипломного проекта (табли-ца 10.1)
Таблица 10.1 — Исходные данные.
Рс, кВт Рм, кВт Рмо, кВт W×103 кВ/год tgЭ tgФ Кэ, тыс.руб.
8260 8500 572,3 0,226 0,3 0,18 12000
где Рс – средняя суммарная нагрузка предприятия за наиболее загруженную первую смену;
Рм – заявленный максимум электрической нагрузки предприятия;
Рмо – максимум нагрузки осветительных установок;
ΔW – потери электроэнергии в схеме внутреннего электроснабжения за год; tgφЭ, tgφФ – коэффициенты, характеризующие фактическое и заданное
энергосистемой за часы максимума нагрузки значения потребления реактивной мощности;
Кэ – стоимость основных фондов электрохозяйства.
10.1. Объемы продукции и услуг по обеспечению основного производства
Годовое потребление электроэнергии на предприятии включает:
1) Электроэнергия для нужд основного производства:
,
(10.1)
где – средняя суммарная нагрузка предприятия за первую смену, кВт;
= 2– количество смен;
= 2016 часов – номинальный фонд рабочего времени.
2) Электроэнергия для нужд освещения:
(10.2)
где – максимум нагрузки осветительных установок, кВт;
– число часов использования максимума нагрузки осветительных устано-вок = 4100 ч/год;
3) Потери электроэнергии в схеме внутреннего электроснабжения за год:
.
Годовой объем потребления электроэнергии:
(10.3)
.
10.2 Планирование труда и заработной платы
10.2.1 Планирование использования рабочего времени
Планирование осуществляется составлением балансов рабочего времени отдельно по группам рабочих с одинаковыми режимами работы и в расчёте на одного человека. Баланс приведен в виде таблицы (табл.10.2).
Таблица 10.2 — Баланс рабочего времени на 2008г.
Состав фонда времени Эксплуатационный персонал Ремонтный персонал
В днях В часах В днях В часах
Календарное время 366 2928 366 2928
Нерабочие дни:
праздничные 9 72 9 72
выходные 105 840 105 840
Номинальный фонд времени, (Fн) 252 2016 252 2016
Планируемые невыходы рабочих:
Основной и дополнительные отпуска 28 224 28 224
Отпуска учащихся (0.5% от Fн) 1,26 10,08 1,26 10,08
Болезни (3.5% от Fн) 8,82 70,56 8,82 70,56
Выполнение гос.дел (0.5% от Fн) 1,26 10,08 1,26 10,08
Планируемые внутрисменные потери (0.5% от Fн) 1,26 10,08 1,26 10,08
Эффективный фонд рабочего времени (Fэф) 211,4 1691,2 211,4 1691,2
Средняя продолжительность рабочего дня — 8 — 8
Коэффициент использования (Ки) 0,84 — 0,84 —
где номинальный фонд времени:
Fн = календарное время — нерабочие дни
отпуска учащихся равны:
Fуч = 0,5% Fн;
невыходы по болезни:
FБ = 3,5% Fн;
Fгос.об = 0,5% Fн;
планируемые внутрисменные потери:
Fсм = 0,5% Fн;
эффективный фонд рабочего времени:
Fэф = Fн- Fотп- Fуч- FБ- Fгос.об- Fсм
коэффициент использования рабочего времени
Кисп= Fэф/ Fн
10.2.2 Планирование численности рабочих
Для планирования численности рабочих необходимо определить суммарную ремонтосложность электрохозяйства R:
,
(10.4)
где – ремонтосложность i-го элемента схемы в условных единицах;
— число однотипных элементов i-го вида в схеме.
Количество текущих ремонтов за ремонтный цикл по i-му элементу схемы внешнего и внутреннего электроснабжения (между очередными сред-ними или капитальными ремонтами)
,
(10.5)
здесь , – продолжительность межремонтного периода между средними и текущими ремонтами соответственно по i-му элементу схемы в месяцах;
Количество средних ремонтов за ремонтный цикл
,
(10.6)
здесь – длительность ремонтного цикла в месяцах.
Годовое время на текущий и средний ремонт i-го однотипного элек-трооборудования и сетей по схеме внешнего и внутреннего электроснабжения в часах за год
(10.7)
здесь 1,2 и 7,0 – нормы времени на текущий и средний ремонт соответственно, в часах на условную единицу ремонтосложности;
= 0,6– коэффициент, зависящий от сменности работы электрооборудования.
Результаты расчётов приведены в таблице 10.3.
Таблица 10.3 — Определение ремонтосложности электрохозяйства
завода «Асептических медицинских систем»
Наименование оборудо-вания mi Ri ΣRi Fтi Fci Тц 1,2nтi 7nci Fгi
ТДН-10000/110 2 24 48 12 — 120 10,8 0 86,4
ВГБУ-110-1000У1 4 3 12 12 — 36 2,4 0 16,0
РДЗ-110-1000У1 8 1 8 12 — 36 2,4 0 10,7
ОПН — 110 У1 6 1 6 12 — 36 2,4 0 8,0
КРУ-10кВ 10 11 110 12 — 36 2,4 0 146,7
ТА 12 1 12 12 — 36 2,4 0 16,0
ТV 6 11 66 12 — 36 2,4 0 88,0
2*КТП – 2000/10
шкаф вводной 6 15 90 2 8 120 3,6 105 1629
шкаф секционный 3 17,5 52,5 2 8 120 3,6 105 950,25
шкаф линейный 6 15 90 2 8 120 3,6 105 1629
ТМЗ — 2000/10 2 12 24 12 — 180 16,8 0 44,8
2*КТП — 1600/10
шкаф вводной 4 15 60 2 8 120 3,6 105 1086
шкаф секционный 3 17,5 52,5 2 8 120 3,6 105 950,25
шкаф линейный 4 15 60 2 8 120 3,6 105 1086
ТМЗ — 1600/10 2 10 20 12 — 180 16,8 0 37,3
2*КТП — 800/10
шкаф вводной 4 13 52 2 8 120 3,6 105 941,2
шкаф секционный 3 17,5 52,5 2 8 120 3,6 105 950,25
шкаф линейный 4 13 52 2 8 120 3,6 105 941,2
ТМЗ — 800/10 2 10 20 12 — 180 16,8 0 37,3
2*КТП — 400/10, КТП-400/10
шкаф вводной 4 13 52 2 8 120 3,6 105 941,2
шкаф секционный 3 17,5 52,5 2 8 120 3,6 105 950,25
шкаф линейный 4 13 52 2 8 120 3,6 105 941,2
ТМЗ — 400/10 3 10 20 12 — 180 16,8 0 37,3
Кабельные линии 200 6 1200 3 12 168 66 98 23428,6
Шинопроводы 20 3 60 3 9 72 27,6 56 1393,3
Конденсаторные приложе-ния 20 9 180 3 6 48 18 56 5550,0
ИТОГО: 345 — 2504 — — — — — 42004,75
Планирование численности персонала производится по нормам обслуживания электрохозяйства (табл.10.4).
Таблица 10.4 — Нормы обслуживания электрохозяйства.
Наименование показателей, коэффициентов и норм Ед.
измер. Велечина
1. Норма обслуживания электрохозяйства у.е.р. 900
2. Суммарная ремонтосложность электрохозяйства у.е.р. 2504
3. Число смен работы электрооборудования у.е.р. 2
4. Численность эксплуатационного персонала в расчете на смену чел. 2504/900=3
5. Явочный состав эксплуатационного персонала (ЧЯЭ) чел. 3х2=6
6. Списочный состав эксплуатационного персонала (ЧСЭ) чел. 6/0,75=8
Явочный состав ремонтного персонала:
,
(10.8)
где – суммарное время на ремонт всех элементов схемы электроснабжения в часах за год (таблица 10.3);
= 1,15 – планируемый коэффициент перевыполнения норм по длительности ремонта;
– номинальный фонд рабочего времени в часах на одного человека за год,
чел.,
Принимаем человек.
Списочный состав ремонтного персонала :
,
(10.9)
где – коэффициент использования эффективного фонда рабочего времени
чел,
Принимаем человек.
Списочный состав ремонтного персонала увеличивается на количество занятых в выходные и праздничные дни. Примем, что в 1-ю смену работает 60%, во 2-ю 40% от списочного состава.
Общесписочный состав ремонтного персонала:
ЧСР = 22 + 22 × 0,6 + 22 × 0,4 = 44 человек.
Общий списочный состав рабочих электрохозяйства:
,
(10.10)
человека.
10.2.3 Планирование численности персонала управления
Планирование численности линейного и функционального персонала управления энергохозяйством осуществляется на основе его организационной структуры управления.
Принимаем следующие обозначения:
hл – число уровней линейного руководства;
Нм =12, Ну = 4, Ннц = 2 – нормы управляемости у линейных руководителей энергохозяйства для мастеров, начальников участков и начальников цехов.
Численность персонала управления определяем в следующей последовательности:
Численность мастеров ориентировочная :
,
(10.11)
чел.
Численность начальников участков ориентировочная :
,
(10.12)
чел.
Численность начальников цехов ориентировочная :
,
(10.13)
чел.
Принимаем человека.
Численность персонала отдела главного энергетика :
,
(10.14)
чел.
принимаем = 2 человека.
Численность промышленно-производственного персонала :
,
(10.15)
чел.
Число уровней линейного руководства :
,
(10.16)
уровней,
принимаем = 2 уровня.
10.2.4 Планирование фонда заработной платы рабочих.
Цель расчёта – определение средней заработной платы и годовых фондов по категориям работающих.
Фонд оплаты по тарифу определяется перемножением средних та-рифных ставок (40 руб/час) для эксплуатационного и (43 руб/час) для ремонтного персонала, номинального фонда рабочего времени к явочной численности соответствующего вида персонала. Премиальные доплаты до часового фонда заработной платы (за безаварийную работу, за экономию электроэнергии и т.д.) принимаются для эксплуатационного персонала в размере 25% , для ремонтных рабочих не учитываются.
Существующий средний размер оплаты за праздничные дни составляет 1,5% к фонду выплаты ремонтного персонала. Средний размер оплаты за праздничные дни эксплуатационного персонала принимается равным 0,9%. Доплата за работу в ночное время принимается только для эксплуатационного персонала в размере 6,75% от оплаты по тарифу. Оплата за работу в праздничные дни производится в двойном размере, поэтому сумма доплат до дневного фонда в этой части соответствует оплате за праздничные дни, исчисленной в часовом фонде. Доплаты до годового фонда определяются в % к дневному фонду заработной платы. Фонд тарифной оплаты исчисляется по отношению к фактическому числу рабочих дней в году. Запланировано 7% не выходов на работу в связи с отпусками. Расчёты приведены в таблице 10.5.
Таблица 10.5-Расчет заработной платы.
Элемент фонда заработной платы Заработнаяя плата, тыс.руб/год
Эксплуатац. рабочие Ремонт. рабочие
Фонд оплаты по тарифу за год 645,120 3814,272
Доплаты до фонда часовой зарплаты:
-премиальные 161,28 0,0
-оплата праздничных дней 5,806 57,21
-за работу в ночное время 43,55 0,0
Итого годовой фонд: 855,75 3871,482
Доплтата до дневгого фонда за работу в праздничные дни 5,806 57,21
Итого дневной фонд: 861,56 3928,692
Доплаты до годового фонда зарплаты:
— оплата отпусков 60,31 275
Всего годовой фонд: 921,87 4203,7
Средняя зарплата в месяц: 9,602 7,96
Количество эксплутационных рабочих-8 человек
Количество ремонтных рабочих-44 человек
10.2.5 Планирование фонда заработной платы персонала управления
Планирование осуществляется с учётом численности управленче-ского персонала и штатного расписания. Расчёты приведены в таблице 10.6.
Таблица 10.6-Планирование фонда заработной платы персонала управления.
Наименование должности Кол-во штат-ных единиц Месячный оклад, руб. Сумма за год, руб.
ОГЭ:
1) Главный энергетик 1 45 000 540 000
2) Менеджер (экономист) 1 38 000 912 000
Итого по ОГЭ (Фг): — — 1452 000
Цеха:
1) Начальник цеха 1 20 000 240 000
2) Начальник участка 1 17 000 204 000
3) Мастер участка 5 15 000 900 000
Итого по цехам (Фг): — — 1344 000
10.3 Калькуляция текущих затрат на энергетическое обслуживание
Калькуляция текущих затрат на электроэнергетическое обслуживание представлена в таблице 10.7.
Таблица 10.7-Калькуляция текущих затрат
Показатели и статьи затрат Ед. изме-рения Величина
1. Электроэнергия на технологические цели кВтч/год 36.106
2. Заявленный максимум нагрузки кВт 8500
3. Основная ставка тарифа руб./кВт ч 1,596
4. Плата за электроэнергию по тарифу тыс. руб./год 57456
5. Фактическое / заданное значение потребления реактивной мощно-сти 0,18/0,3
6. Основная и дополнительная зарплаты эксплуатационного персо-нала (8 человека) тыс. руб./год 921,87
7. Отчисления на социальное страхование(26% от п.6) тыс. руб./год 239,68
8. Расходы на содержание и эксплуатацию электрооборудования:
а) Содержание оборудования в части материалов и запчастей для ремонта (1% от Кэ) тыс. руб./год 120
б) Амортизация оборудования (8% от Кэ) тыс. руб./год 960
в) Основная и дополнительная зарплаты ремонтного персонала тыс. руб./год 4203,7
г). Отчисления на социальное страхование(26%) тыс. руб./год 1092,96
9. Расходы на электрохозяйство
а). Зарплата персонала управления цехов и служащих тыс. руб./год 2796
б). Отчисления на социальное страхование(26%) 726,96
10. Прочие производственные затраты(1% от суммы всех зарплат) руб./год 79,22
11. Итого производственных затрат тыс. руб./год 68596,39
12. Себестоимость 1кВч передаваемой электроэнергии руб./кВтч 1,905
10.4 Планирование сметы текущих затрат на энергетическое обслужива-ние
Состав экономических элементов затрат, входящих в смету, постоянен. Они включают в себя однородные по характеру расходы на энергетическое обслуживание независимо от их цели и места образования (таблица 10.8).
Таблица 10.8 — Состав экономических затрат.
Элементы затрат Сумма, тыс. руб. % к итогу
1 Вспомогательные материалы (1,35 Кэ) 15 0,1
2 Амортизация основных фондов (10 % Кэ) 1200 10,5
3 Зарплата основная и дополнительная всех катего-рий персонала 7921,57 69,3
4 Отчисления на социальные нужды (26% п.3) 2059,6 18
5 Прочие расходы (20 % от п.2) 240 2,1
Итого: 11436,17
100,0
11 Релейная защита
11.1 Расчет токов короткого замыкания.
Автоматические выключатели являются устройствами защиты и коммутации в системах электроснабжения напряжением до 1 кВ. При КЗ и перегрузках выключатель отключается автоматически встроенным в него устройством релейной защиты, входной воздействующей величиной которого является ток. Это устройство обычно называют максимальным расцепителем и выполняют по разному.
Для расчета селективности нужно сначала определить токи к.з. на шинах 0,4 подстанциии ТП3.Расчет начинаем с составления схемы замещения.
Рисунок 11.1-Расчетная электрическая схема цеха 4 для расчета токов к.з.
Рисунок 11.2-Схема замещения для расчета токов к.з.
Найдем параметры схемы замещения в относительных единицах при и принимая за базисное напряжение той ступени, на которой произошло короткое замыкание.
Сопротивление системы
,
(11.1)
где — мощность короткого замыкания на шинах системы, МВА;
о.е.
Сопротивление ВЛ
,
(11.2)
где — среднее напряжение воздушной линии 110 кВ;
о.е.
Сопротивление трансформатора ГПП
,
(11.3)
где — напряжение короткого замыкания, ;
о.е.
Сопротивление кабельных линий:
,
(11.4)
где — среднее напряжение кабельной линии 10 кВ.
В сети напряжением ниже 1000 В необходимо учитывать активные сопро-тивления.
Полное сопротивление трансформатора цеховой ТП3:
,
(11.5)
о.е.
Активное сопротивление трансформатора
,
(11.6)
о.е.
Определим ток к.з. в точке К1:
Базисный ток:
.
(11.7)
Ом
Ударный ток короткого замыкания:
,
(11.8)
где — ударный коэффициент [1].
кА.
Определим ток короткого замыкания в точке К2.
Ом
Полное сопротивление
о.е.
Ударный ток короткого замыкания:
— ударный коэффициент [1].
кА
Определим ток короткого замыкания в точке К3.
Ом
Полное сопротивление
11.2.Расчет карты селективности.
Расчет карты селективности начинаем с наиболее удаленной точки короткого замыкания.
Селективные автоматические выключатели ВА51-37(с тепловым расцепителем) содержат три ступени защиты:
1.Токовая отсечка без выдержки времени. Для обеспечения селективного действия первой ступени защиты автоматического выключателя необходимо её ток срабатывания отстроить от максимального тока внешнего короткого замыкания. Однако выполнить это условие бывает сложно, так как у селективных автоматов, снабженных трехступенчатой токовой защитой уставка тока срабатывания первой ступени не регулируется.
II с.з1 = kIотс. I(3)к.вн.max1
II с.з1 = 2.19,1 = 38,2 кА
Предельная отключающая способность 40 кА
Уставка для электромагнитного расцепителя -10, тогда для 1 ступени:
II с.з1 = kIуэмр. Iру ном
II с.з1 = 10.250 = 2500 А
2.Токовая отсечка без выдержки времени. Выключатель не селективный, время срабатывания при различных токах к.з. не регулируется. Но выключатель должен быть отстроен от токов перегрузки.
III с.з1=kIIотс. I пуск
III с.з1 = 2.144.7 =2016 А
III с.з1 < II с.з1
3.Максимальная токовая защита. Ток срабатывания третьей ступени не определяют, он связан с номинальным током срабатывания расцепителя, поэтому выбрав автоматический выключатель мы выбрали ток срабатывания защиты третьей ступени.
IIII с.з1= kIIIотс. I ру.ном
IIII с.з1= 250.1,1=275 А
tс.з1 =100с
Селективные автоматические выключатели ВА55-39 (с полупроводниковым расцепителем) содержат три ступени защиты :
I ру ном= 1,1. I раб max = 1,1.144 = 158,4 А
1. Ступень
I ру ном= 0,8.400 = 320 А
II с.з2 = kIотс. I(3)к.вн.max = 19,1.1,2 = 22,92 кА
Предельная отключающая способность 25 кА
Уставка расцепителя -10, тогда для 1 ступени:
II с.з2 = 10.320 = 3200 А
2. Ступень
tс.з2 =0,2 с
3. Ступень
tс.з2 =150 с
Селективные автоматические выключатели ВА53-41 (с полупроводниковым расцепителем) содержат три ступени защиты:
I ру ном= 1,1. I раб max = 1,1.144 = 158,4 А
I ру ном= 0,4. I ном выкл = 0,4.1600 = 640 А
1.Ступень
II с.з3 = kотс. I(3)к.вн.max = 19,6.1,2 = 23,52 кА
Предельная отключающая способность 25 кА
Уставка расцепителя -10, тогда для 1 ступени:
II с.з3 = 10.500 = 5000 А
2. Ступень
tс.з3 =0,3 с
3. Ступень
tс.з3 =200 с
Селективные автоматические выключатели ВА53-43-2000-1800 содержат три ступени защиты:
I ру ном= 1,1. I раб max = 1,1.1616= 1777,6 А
1.Ступень
II с.з = kотс. I(3)к.вн.max = 20,9.1,5 = 31,35 кА
Предельная отключающая способность 36 кА
Уставка расцепителя -5, тогда для 1 ступени:
II с.з4 = 5.1800 = 9000 А
2. Ступень
tс.з2 =0,35 с
3. Ступень
, tс.з2 =200 с
12 Организация системы инфракрасной диагностики
12.1 Общие сведения
Неконтролируемый перегрев – опасное явление в любом виде промышленной деятельности, для любого устройства и механизма. В подавляющем большинстве случаев узлы и приборы, подвергшиеся перегреву, нуждаются в основательном ремонте или замене. Обнаружить утечку тепла и предотвратить серьезную аварию, связанную с перегревом, можно на самых ранних этапах его появления.
В отличие от привычных видимых изображений, получаемых в основном
за счет отраженного или проходящего света, тепловые изображения создаются
благодаря смещению максимумов спектров собственного излучения тел при их
нагревании в коротковолновую область. Изменение эффективной температуры
поверхности тела в определенной мере соответствует деталям визуально
наблюдаемой картины, поэтому создаваемый тепловизором видимый аналог
теплового изображения в псевдоцветах может иметь внешнее сходство с
наблюдаемым объектом. А это очень важно для объективного анализа угроз,
создаваемых дефектами в различных приборах, устройствах, оборудовании.
Основными достоинствами теплового контроля являются высокая безопасность работы, незначительные эксплуатационные затраты, недорогое техническое обслуживание, низкие инспекционные расходы, высокая производительность, дистанционность испытаний (в пределах прямой видимости), возможность компьютерной обработки и создания архивов термограмм.
В целом, тепловизор незаменим везде, где температура является критерием
качества работы технологических линий и аппаратов, а ее аномалии служат
индикатором отклонений параметров системы от номинальных значений.
Например, применение тепловизоров в электроэнергетике (таблица 12.1) показало, что альтернативы тепловизионному контролю в этой области нет, так как узлы перегрева образуются непрерывно.
В области большой и малой энергетики тепловизионная диагностика позволила решать такие задачи, которые без нее были бы невозможны:
массовое обследование значительного объема электрооборудования одной бригадой из двух-трех человек с одной тепловизионной камерой за период подготовки энергетических объектов к осенне-зимнему максимуму нагрузок;
выявление значительного количества аппаратов, находящихся в предаварийном состоянии (дефектные контактные соединения, трансформаторы тока, конденсаторы связи, вентильные разрядники и ОПН);
выявление таких дефектов, которые не могут быть выявлены никакими другими методами, например, местный перегрев конструктивных элементов баков силовых трансформаторов, нагрев соединительных болтов в поддерживающих металлических конструкциях шинопроводов или перегрузки отдельных элементов вентильных разрядников 110 кВ и выше.
Таблица 12.1 – Технические возможности применения тепловизора в энерге-тике
Оборудование Выявляемые неисправности
Генераторы 1. Межлистовые замыкания статора
2. Ухудшение паек обмоток
3. Оценка теплового состояния щеточного аппарата
4. Нарушение работы систем охлаждения статоров
Трансформаторы 1. Очаги возникновения магнитных полей рассеивания
2. Образование застойных зон в баках трансформаторов
3. Дефекты высоковольтных вводов
4. Оценка эффективности работы систем охлаждения
Коммутационная
аппаратура 1. Перегрев контактов, токоведущих шин, камер выключателей
2. Состояние внутрибаковой изоляции
3. Дефекты вводов, делительных конденсаторов
4. Трещины опорно-стержневых изоляторов
Вентильные
разрядники и ОПН 1. Нарушение герметизации элементов
2. Обрыв шунтирующих сопротивлений
3. Неправильная комплектация элементов
Конденсаторы Пробой секций элементов
КРУ, КРУН,
токопроводы Перегревы контактных соединений выключателей, разъе-динителей, трансформаторов тока, кабелей, токоведущих шин и т.п.
Кабельное хозяйство Перегревы силовых кабелей, оценка пожароопасности кабелей
Воздушные ЛЭП Перегревы контактных соединений проводов
12.2 Краткая характеристика современных тепловизоров
В настоящее время выпускаются тепловизоры нового поколения, в которых применяются неохлаждаемые болометрические матрицы, а также мозаичные QWIP детекторы, работающие по принципу квантовых ловушек. В последних, термоэлектрический холодильник, обеспечивающий относительно невысокий уровень охлаждения приёмника, заменён компрессором Стирлинга, с помощью которого ИК-приемник охлаждается до –200С.
Тепловизоры, используемые в промышленной технической диагностике (рисунок 12.1), подразделяют на показывающие и измерительные. В последние годы получили распространение так называемые тепловизионные модули, которые включают в себя мозаичный детектор излучения, электронный блок обработки сигнала и объектив.
Рисунок 12.1 – Современные тепловизоры
12.3 Принцип организации системы тепловизионной диагностики
Принцип организации системы инфракрасной (ИК) диагностики в общем виде представлен на рис. 12.2 и состоит из комплекса взаимосвязанных циклов, определяющих последовательность проведения операций.
Рисунок 12.2 – Принцип организации системы ИК-диагностики
Регламент проведения ИК-диагностики 1 включает в себя периодичность и объем измерений контролируемого объекта или совокупности объектов. Периодичность ИК-диагностики электрооборудования определена с учетом опыта эксплуатации, режима работы, внешних и других факторов и отражена в Нормах испытаний электрооборудования.
ИК-диагностика 2 должна проводиться приборами, обеспечивающими достаточную эффективность в определении дефекта.
Выявление дефекта 3 должно осуществляться, по возможности, на ранней стадии развития, для чего тепловизор должен обладать достаточной чувствительностью при воздействии ряда неблагоприятных факторов, могущих наблюдаться в эксплуата¬ции (влияние отрицательных температур, электромагнитных полей и т.п.).
При анализе результатов ИК-диагностики 4 должна осуществляться оценка выявленного дефекта и прогнозирование возможностей его развития и сроков восстановления.
После устранения выявленного дефекта 5 необходимо провести повторное
диагностирование 6 для оценки качества выполненного ремонта.
Базу данных 8 для ответственных объектов (трансформаторов, выключателей, разрядников) желательно закладывать в персональный компьютер с тем, чтобы она отражала не только результаты ИК-диагностики, но и всю информацию о данном объекте. Тип, срок службы, условия эксплуатации, режимы работы, объемы и виды ремонтных работ, результаты профилактических испытаний и измерений и другие сведения, позволят на основании рассмотрения всего комплекса факторов, заложенных в память персонального компьютера, судить о техническом состоянии объекта.
12.4 Эффективность тепловизионной диагностики
Для обеспечения эффективности тепловизионной диагностики необходимо
наличие четырех составляющих:
1. методической базы, позволяющей надежно и достоверно оценивать состояние оборудования;
2. технического персонала, хорошо знающего оборудование и освоившего
методику проведения обследования и обработки его результатов;
3. технических средств, имеющих необходимые характеристики для проведения диагностики;
4. учёт внешних и внутренних факторов, которые могут прямо или косвенно
повлиять на точность измерений.
12.4.1 Влияние коэффициента излучения
Тепловизоры градуируют по моделям абсолютно чёрных тел (эталонным источникам) и вводят коррекцию на коэффициент излучения реальных объек-тов. Реальные (серые) физические тела имеют коэффициент излучения менее единицы, что вызывает погрешность температурных измерений, определяемую точностью задания корректирующего значения.
Влияние коэффициента излучения на температурные измерения обусловлено тем фактом, что тепловой поток Ф, регистрируемый ИК-приёмником, является функцией как абсолютной температуры Т, так и коэффициента излучения .
Тепловизор, калиброванный по чёрному телу, покажет кажущуюся (радиационную) температуру серого тела Ткаж согласно следующему уравнению:
(12.1)
Соотношение вида (12.1) используется в ряде современных тепловизоров для автоматической коррекции температурных отсчётов, если введены значения коэффициента излучения и температуры окружающей среды .
Вследствие зависимости коэффициента излучения от угла наблюдения эф-фективный коэффициент излучения неплоских поверхностей различен в разных точках, хотя речь идет об одном и том же материале, коэффициент излучения которого по нормали — величина постоянная.
Рисунок 12.3 – Изменение коэффициента излучения
в зависимости от угла наблюдения
Для металлов коэффициенты излучения постоянны в интервале углов на-блюдения от нуля до сорока градусов, для диэлектриков — в интервале углов от нуля до шестидесяти градусов. За пределами этих значений коэффициент излучения быстро уменьшается до нуля при направлении наблюдения по касательной (рис. 12.3).
12.4.2 Влияние погодных факторов
Если ИК-контроль осуществляется на открытом воздухе, необходимо принимать во внимание возможность охлаждения ветром контролируемого
объекта. Так, превышение температуры, измеренное при скорости ветра 5 м/с будет примерно в два раза ниже, чем измеренное при скорости ветра 1 м/с. При пересчетах полученных значений превышения температуры используются
коэффициенты коррекции, приведенные ниже:
Таблица 12.2 – Коэффициент температурной коррекции
в зависимости от скорости ветра
Скорость ветра, м/с 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0 8,0
Коэффициент коррекции 1,0 1,36 1,64 1,86 2,0 2,23 2,4 2,5
12.4.3 Зависимость температуры от токовой нагрузки
Температура токоведущего узла (контактного соединения) зависит от на-грузки и прямо пропорциональна квадрату тока, проходящего через контролируемый участок:
/2I1/I2|2 (12.2)
где превышение температуры при токе I1;
превышение температуры при токе I2.
12.4.4 Тепловая инерция
При переменной токовой нагрузке учитывается тепловая инерция контро-лируемого объекта. Тепловая постоянная времени для контактных узлов составляет примерно 20 — 30 мин, поэтому при определении по амперметру тока нагрузки контролируемого присоединения следует учитывать кратко-временные броски тока, связанные с режимом работы потребителя. Тепловая постоянная для вентильных разрядников составляет примерно 6 — 8 ч, поэтому результаты измерения тепловизором только что поставленного под напряжение разрядника могут оказаться ошибочными.
12.5 Тепловой контроль оборудования электроустановок
Наиболее массовым объектом теплового контроля в электроустановкахявляются контактные соединения в открытых и закрытых распределительныхустройствах. Установлено следующее распределение дефектов по контактам: болтовые соединения (рисунок 12.4) — 48%, спрессованные — 6%, сварные швы — 2%, контакты разъединителей — 43%, проводники и кабельные сети — 1%.
Рисунок 12.4 – Нагрев болтового соединения ВЧ заградителя
К массовым объектам теплового контроля относятся также фарфоровые и полимерные изоляторы в гирляндах высоковольтных ЛЭП, на вводах силовых трансформаторов, электродвигателей, шинных мостов. Тепловой контроль необходим также для диагностики состояния вентильных разрядников, силовых трансформаторов, коллекторных щеток электрических машин, рубильников, стоек и других нагруженных током узлов. При тепловизионном обследовании силовых трансформаторов четко выявляются дефекты работы охладителей, термосифонных фильтров, местные перегревы баков (рис. 12.5), дефекты работы маслоуказателей (по уровню масла) и другие.
Рисунок 12.5 – Локальный перегрев внутри бака силового трансформатора
В ряде случаев только тепловизионный контроль позволяет выявить причину роста газосодержания в масле трансформатора. Такими причинами могут быть как образование короткозамкнутых контуров при неправильной сборке экранированных токопроводов, так и любые другие дефекты, приводящие к перегреву отдельных элементов бака от вихревых токов (рис. 12.6).
а) б)
Рисунок 12.6 – Применение тепловизора для диагностики трансформаторов
а) проверка работы маслоуказателя;
б) перегрев болтов крепления колокола трансформа-тора.
12.6 Портативный компьютерный тепловизор «ИРТИС-200
Портативный компьютерный тепловизор «ИРТИС-200» разработан с учетом требований, предъявляемых к мобильной аппаратуре, используемой на предприятиях энергетики. Тепловизор используется для проведения ИК-диагностики по всему циклу производства и распределения электроэнергии.
Прибор состоит из инфракрасной приемной камеры подключаемой к компьютеру типа «NOTEBOOK». Разнесенная конструкция дает возможность установки приемной ИК-камеры в труднодоступных для оператора местах.
Прибор обладает стабильностью параметров во времени, равномерностью ичувствительности по всему полю изображения. Полная компенсация температурного дрейфа в каждом кадре и отсутствие оптики на входе позволя-ет
моментально адаптироваться к окружающей среде и проводить точные изме-рения при резких изменениях температуры окружающей среды во время съемки.
Тепловизор прошел полный цикл метрологических испытаний и получил
сертификат ГОССТАНДАРТА как средство измерения. Работа с тепловизором
ИРТИС-200 осуществляется, согласно эксплуатационной документации постав-ляемой в комплекте. Технические характеристики тепловизора приведены в таблице 12.3.
Таблица 12.3 – Технические характеристики тепловизора ИРТИС-200
Чувствительность к перепаду температур 0,05 оС (0,02 оС)
Поле зрения не менее 25 20 град. (12 10 град.)
Мгновенное поле зрения не более 1,5 мрад.
Диапазон измерений ИРТИС-200 от – 40 до + 1300 оС (– 60 до + 1700 оС)
Диапазон рабочих температур от – 20 до + 50 оС (– 40 до +80 оС)
Погрешность измерения абсолютных тем-ператур
по абсолютно чёрному телу (АЧТ) ±1оС или ±1% от измеряемого диа-пазона
Число элементов разложения по строке 256 (512)
Число строк в кадре 256
Время формирования кадра Не более 1,5 сек. (0,6 сек)
Время автономного режима работы Не менее 5 часов
Потребление электроэнергии ИК-камерой
(от аккумуляторов 6В) Не более 1,5 Вт
Вес ИК-камеры ИРТИС-200 Не более 1,6 кг.
Габариты ИК-камеры ИРТИС–200 Не более 100140210 мм
12.7 Результаты тепловизионной диагностики и методики, примененные при комплексном тепловизионном обследовании.
Силовые трансформаторы
Термографическое обследование трансформаторов послужило вспомога-тельным средством оценки его теплового состояния и исправности в работе связанных с ним систем и узлов. Обследованию трансформаторов предшествовало ознакомление с объемом и характером выполнявшихся ремонтных работ, длительностью эксплуатации, анализом повреждений трансформаторов идентичного исполнения, результатами эксплуатационных испытаний и измерений. Термографической съемке подвергалась доступная для этого поверхность бака. Дефекты не обнаружены.
Масляные выключатели
Применение тепловизора для контроля состояния контактных присоедине-ний аппаратных зажимов, токосъемных устройств, соединений модулей, контактов дугогасительных камер выключателей позволяет выявить местоположение дефекта и оценить характер его развития.
При тепловизионном контроле маломасляных выключателей, установленных в РП проверялось болтовое соединение шины и вывода выключателя, состояние токосъема и контактов дугогасительной камеры. Ухудшение состояния контактов токосъема проявилось в виде локального нагрева верхней части корпуса выключателя установленного в ячейке.
Разъединители и выключатели нагрузки
Как показывают результаты ИК-контроля разъединителей и отделителей, наиболее частыми причинами повышенного нагрева элементов контактной сис-темы являются: малая надежность плакированных медью контактных выводов из алюминиевых сплавов, окисление контактных поверхностей, ослабление контактного нажатия в результате потери жесткости пружин и другое.
При ИК-контроле наряду с определением нагрева контактов и контактных
соединений проверялось состояние опорно-стержневых изоляторов на предмет выявления продольных трещин в фарфоре.
Вентильные разрядник и ОПН
Инфракрасный метод диагностики позволяет контролировать исправность шунтирующих резисторов и искровых промежутков, герметизацию элементов, степень равномерности распределения рабочего напряжения по элементам разрядников.
Нагрев по высоте исправного ОПН небольшой и обусловлен протеканием тока через варисторы. При пробое варисторов равномерность распределения температуры по высоте элемента ОПН нарушается с «провалом» температуры в месте пробоя. При нарушении герметичности возможна конденсация влаги на внутренних поверхностях силиконо-пластиковой покрышки, что сопровождается её локальным нагревом.
Контактные соединения РУ и ТП
В нескольких контактных соединениях, выполненных опрессовкой, наблю-дается нагрев вызванный неправильным подбором наконечников и гильз, недостаточной степенью опрессовки. Зафиксированы перегревы болтовых соединений: в местах непосредственного подсоединения алюминиевого наконечника к медным выводам оборудования в помещениях с влажной средой; в результате недостаточного усилия затяжки болтов.
Силовые кабельные линии
Инфракрасная диагностика силовых кабельных линий обеспечивает возможности оценки их теплового состояния, что важно при установлении наибольших токовых нагрузок, решения вопроса о пожароопасности кабельных прокладок, определения их термической стойкости.
Своевременная диагностика и профилак¬тические ремонты позволили со-хранить значительные денежные средства энергосистемы. Экономический эф-фект, полученный в результате своевременно проведенных профилактических мероприятий, представлен в таблице 12.4.
Таблица 12.4- Экономический эффект полученный в результате своевре-менных профилактических мероприятий
Категория
электрооборудования Кол-во
шт. Стоимость замены
или капитального
ремонта одной фа-зы,
тыс. руб Экономический эффект,
тыс. руб
Трансформаторы напряжения 110 кВ 1 350 350
Трансформаторы тока 110 кВ 1 350 350
Высоковольтные вводы 110 кВ 7 350 1050
Масляные выключатели МКП-110 2 400 1000
Высокочастотные заградители 6 90 540
Вентильные разрядники 110 кВ 2 100 200
Разъединители и отделители 110 кВ 20 46 920
Ячейки распредустройств 6 – 10 кВ 110 140 14000
Силовые кабельные линии 6 – 10 кВ 2 60 120
Итого: 18530
12.8 Расчет затрат на содержание группы тепловизионного контроля
Для проведения инфракрасной диагностики требуется бригада специали-стов из двух человек (включая водителя), автомобиль, тепловизор, компьютер с цветным печатающим устройством, цифровой фотоаппарат, пирометр. В процессе работы изнашиваются тепловизор, автомобиль, компьютер, расходуется бензин, производится ремонт тепловизора, автомобиля, ком-пьютера.
За год группой тепловизионного контроля обследуется в среднем 65 под-станций различ¬ной величины. Для каждой категории оборудования определено количество контролируе¬мых тепловизором точек. Для одной обследуемой подстанции эта величина составляет в среднем 1100 точек. Ниже приводится расчет стоимости содержания группы тепловизионного контроля в течение одного года.
12.8.1 Затраты на амортизацию тепловизора и аксесуаров
Ресурс работы тепловизора около 15000 часов непрерывной работы. За 20 лет предполагается об¬следовать 1300 среднестатистических подстанций. Стоимость тепловизора «ИРТИС-200» составляет 920 000 руб. Амортизационные отчисления на одну подстанцию:
руб/пс (12.3)
Расчет затрат на амортизацию автомобиля и персонального компьютера
приведен в таблице 12.5.
Таблица 12.5 Стоимость амортизации автомобиля, компьютера
Наименование Стоимость,
руб. Срок службы,
лет Количество
обследованных подстанций, шт. Расчёт на одну подстанцию, руб.
ГАЗ-2705 220 000 12 780 282
Компьютер 29000 5 325 89
12.8.2 Затраты на основные расходные материалы
За 2007 год пробег автомобиля составил 9000 км. Расход бензина для
ГАЗ-2705 17,5 л/100 км; годовой расход – 1575 л. Расход бензина на поездку до
одной среднестатистической подстанции:
л/пс (12.4)
При стоимости бензина Аи-92 22,00 руб. за литр, затраты на проезд до каждой среднестатистической подстанции составят:
руб./пс (12.5)
12.8.3 Затраты на зарплату специалисту и члену бригады
Поскольку бригада не занимается другими работами, то все рабочие дни года бригада считается занятой тепловизионными обследованиями. Следовательно, на одну среднестатистическую подстанцию приходится 260:65=4
дня. Для подсчёта затрат на зарплату использованы сменные ставки специали-стов.
Расчет затрат приведен в таблицах 12.6 и 12.7.
Таблица 12.6 Затраты на зарплату и командировочные расходы
Показатель Оплата труда, руб./смена Затраты на 1 ПС, руб
инженер I категории 700 5600
водитель-электромонтер 400 3200
Командировочные 100 руб/сут. 800,00
ВСЕГО: 9600
Уральский коэффици-ент 15% 1440
Премия 60% 5760
ИТОГО: 16800
Таблица 12.7 Затраты на содержание группы тепловизионного контроля
Затраты На одну подстанцию, руб./пс За год, руб./год
Амортизация тепловизора 73600 883200
Амортизация авто¬мобиля 17600 211200
Амортизация компьютера 8900 106800
Стоимость бензина 5330 63960
Зарплата бригаде 16800 201600
ИТОГО: 1466760
Годовой экономический эффект определён как разница между экономией затрат на ремонт электро¬оборудования электроустановок, полученной в результате деятельности группы тепловизионного контроля и затратами на содержание группы:
руб./год (12.6)
Годовой эффект от применения термографа «ИРТИС-200» в 2007 году составил 17 млн. 63 тыс. 240 руб.
Заключение
Разработчиком данного дипломного проекта был произведен анализ литературы по данной тематике, произведен расчет электрических нагрузок АМС в целом и подробный расчет электрических нагрузок ремонтно-механического цеха, где размещено оборудование. Для решения вопроса о схеме внешнего электроснабжения было произведено технико-экономическое сравнение вариантов схем внешнего электроснабжения АМС. Произведен выбор электрооборудования для внешнего и внутреннего электроснабжения АМС, расчет и выбор средств компенсации реактивной мощности завода. Проведен расчет селективности автоматических выключателей 0,4 кВ. Приведены основные положения по безопасности жизнедеятельности в отношении действующих электроустановок, произведен расчет защитного заземления и молниезащиты ОРУ ГПП.
В результате проведенных расчетов была разработана система электроснабжения завода Асептических медицинских систем, отвечающая всем необходимым требованиям по бесперебойности и надежности электроснабжения с минимальными потерями электроэнергии.
Библиографический список.
1 Справочник по проектированию электроснабжения: Электроустановки промышленных предприятий /Под ред. Ю. Г. Барыбина, Л. Е. Федорова, М. Г. Зименкова. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 576 с.
2 Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Том 2. /Под общ. ред. А.А.Федорова; М: Энергоатомиздат, 1986-568с.
3 Правила устройства электроустановок. /Минэнерго СССР. 7-е издание, переработанное и дополненное; М: Энергоатомиздат, 2003 – 640с
4 Б.Н.Неклепаев, И.Л.Крючков. Электрическая часть электростанций и подстанций. Изд.4-е; М: Энергоатомиздат, 1989-607с.
5 Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Том 2. /Под общ. ред. А.А.Федорова; М: Энергоатомиздат, 1986-568с.
6 Л.Д.Рожкова, В.С.Козулин. Электрооборудование станций и под-станций. 3-е издание, переработанное и дополненное; М: Энергоатомиздат, 1987-648с.
7 ГОСТ 13109-97 “Электроэнергия. Совместимость технических средств. Нормы качества электроэнергии в СЭС”.
8 Б.И. Кудрин. Электроснабжение промышленных предприятий: учебник для студентов высших учебных заведений. 2-е изд.–М.: Интермет Инжиниринг,2006.–672 с.: ил.
9 А.А. Федоров, Л.Е. Старкова Основы электроснабжения промышленных предприятий: Учебник для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 472с., ил.
10 Каталог ОАО «Уралэлектротяжмаш». Трансформаторы масляные силовые.
11 В.А. Андреев Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. 3-е изд., — М.: Высшая школа, 1991 – 496 с.
12 Справочная книга для проектирования электрического освещения /Под ред. Г.М. Кнорринга. Л., «Энергия», 1976. – 384 с.
13 Н.И. Навидский Организация производства на предприятиях; -М: финансы и статистика, 2001. – 392с.
14 РТМ 36.18.32.4-92
15 БД «Промышленные каталоги» 1994-2000 г. Институт промышленного развития «Информэлектро».
16 Каталоги ЧелСЦена, 2008 г.